Studienvergleich: Entwicklung der Stromgroßhandels- und der CO 2 - Zertifikatspreise

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1 Entwicklung der Stromgroßhandels- und der CO 2 - Zertifikatspreise Entwicklung der Börsenstrompreise und des Preises für Emissionsberechtigungen ( CO 2 -Preis ) Der Stromgroßhandels- bzw. Börsenstrompreis nimmt einen wichtigen Stellenwert in der Diskussion über die Kosten der Energiewende im Stromsektor ein. Er spielt eine wichtige Rolle für die Beschaffungskosten der Stromvertriebe und damit den Strompreis der Endkunden, die Strombeschaffungskosten energieintensiver Unternehmen, die Differenzkosten zwischen Strom aus Erneuerbaren Energien, der nach dem Erneuerbare- Energien-Gesetz (EEG) vergütet wird, und der übrigen Stromerzeugung (und damit für die Höhe der EEG-Umlage), die Erlöse und damit die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken, die keine gesetzlich garantierte Vergütung bekommen. Die energiepolitische Bedeutung des Themas zeigt sich an der derzeit intensiv geführten Debatte um die Einführung von Kapazitätsmechanismen im Strommarkt. Dadurch würden Kraftwerke auch jenseits des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes Zahlungen für die Bereitstellung von Erzeugungsleistung erhalten. Hintergrund ist der in den vergangenen Jahren gesunkene und aktuell sehr niedrige Stromgroßhandelspreis, der in Verbindung mit einer sinkenden Auslastung bei fast allen Gaskraftwerken nicht mehr die Fixkosten deckt und somit keinen wirtschaftlichen Betrieb ermöglicht. Nun besteht die Sorge, dass insbesondere Neuinvestitionen in für die Energiewende benötigte Reservekraftwerke wirtschaftlich unattraktiv sind und unterbleiben. Zudem könnte die angekündigte Stilllegung von bestehenden Kraftwerken einen Mangel an Erzeugungskapazitäten zur Ergänzung der fluktuierenden Erneuerbaren Energien zur Folge haben. Vor diesem Hintergrund geht der vorliegende Studienvergleich der Frage nach, welche künftige Entwicklung der Stromgroßhandels- bzw. Börsenstrompreise verschiedene energiewirtschaftliche Studien erwarten. Da die Höhe der CO 2 -Zertifikatspreise ein wesentlicher Bestimmungsfaktor für das Börsenpreisniveau sowie für das Wettbewerbsverhältnis zwischen Kohle und Gas ist, werden auch die diesbezüglichen Annahmen verschiedener Studien analysiert. Hinweise zur Einordnung des Studienvergleichs Beim Vergleich verschiedener Studien bezüglich der künftig erwarteten Strompreise ist zu beachten, dass jede Studie unterschiedliche Annahmen zu den wesentlichen Einflussfaktoren des Strompreises (Entwicklung von Brennstoffpreisen, CO 2 -Preisen, Zusammensetzung des Kraftwerksparks und der Erzeugung) trifft. Zudem gibt es methodische Unterschiede zwischen den wissenschaftlichen Arbeiten. Zu nennen sind hier vor allem die sehr unterschiedlichen Zielsetzungen der einzelnen Studien und auch die Annahmen zur Entwicklung der Erneuerbaren Energien bzw. deren Wechselwirkungen mit dem Strommarkt. Nur wenige Studien wie die im Auftrag des Bundesumweltministeriums erstellten Langfristszenarien ( Leitstudien ) und die im Auftrag von RWE erstellte Studie Effizientes Regime für den Ausbau der EE setzen als oberstes Ziel die Erreichung der CO 2 -Minderungsziele bis 2050 an und kommen folglich zu deutlich höheren Ergebnissen bei CO 2 - und Stromgroßhandelspreisen. Andere Studien setzen hingegen Rechenmodelle mit Marktregeln ein, die analog zum derzeitigen Spotmarkt nur die durchschnittlichen Grenzkosten des letzten zur Nachfragedeckung benötigten Kraftwerks berechnen. Der sich daraus ergebende Spotmarktpreis spiegelt auch die kostendämpfende Wirkung der Erneuerbaren Energien, aber keine Vollkosten der Stromerzeugung wider. Die Ergebnisse sind dadurch nur bedingt vergleichbar. Dezember 2013 Seite 1

2 Leichte Unschärfen beim direkten Vergleich der ausgewerteten Zahlen ergeben sich auch durch unterschiedliche Basisjahre für die Preisprojektionen. Um diesen Effekt abzumildern, sind die in den jeweiligen Studien angegebenen Werte unter Annahme einer jährlichen Inflationsrate von zwei Prozent auf den Geldwert von 2012 umgerechnet worden. Im Hinblick auf den sehr langen Betrachtungszeitraum bis 2030/2050 und der sehr hohen Unsicherheit bei den in den Studien verwendeten Preisentwicklungen für Brennstoffe und CO 2 sind die Ungenauigkeiten hinsichtlich des Geldwertes jedoch von untergeordneter Bedeutung. Um die Einordnung der in den folgenden Grafiken dargestellten Werte zu erleichtern, sind auch die Werte für den Strompreis am Spotmarkt der Strombörse und den Preis für Emissionsberechtigungen vergangener Jahre aufgeführt, soweit sie aus den Daten der EEX hervorgehen. Ergebnisse zum Vergleich der Börsenstrompreise Der Vergleich offenbart auf den ersten Blick eine große Bandbreite bei den erwarteten Stromgroßhandelspreisen. Im Jahresdurchschnitt werden für das Jahr 2020 reale Strompreise (in Werten von 2012) zwischen 3,9 Cent pro Kilowattstunde (Ct/kWh) (Energy Brainpool 2013) und 9,8 Ct/kWh (DLR/IWES/IfnE 2012) erwartet. Für das Jahr 2030 liegt die Preisspanne zwischen 4,2 (Energy Brainpool 2013) und 9,7 Ct/kWh (UBA 2013). Für das Jahr 2050 machen nur noch vier der 16 verglichenen Studien überhaupt eine Angabe, wobei die Bandbreite mit 4,6 (dena 2012) bis 10 Ct/kWh (frontier/r2b 2013) etwas kleiner als in den Betrachtungsjahren davor ist. Die dargestellten Werte beruhen auf sehr unterschiedlichen Annahmen zur Entwicklung der Preise für Brennstoffe und CO 2 -Zertifikate, zur Zusammensetzung des künftigen Kraftwerksparks und zu den spezifischen Anteilen der verschiedenen Technologien an der Erzeugung. Niedrige Strompreise ergeben Dezember 2013 Seite 2

3 sich tendenziell aus dem Fortbestand des bisherigen Marktdesigns und aus moderaten Brennstoff- und CO 2 -Preisen. Studien, die von ambitionierten Klimaschutzzielen ausgehen, streben eine volle Internalisierung externer Kosten, also einen hohen CO 2 -Preis für fossile Energien an und gehen von einem stärkeren Anstieg der Brennstoffpreise aus. Hier offenbaren sich auch unterschiedliche Zielsetzungen der Studien. Die einen erstellen eine Prognose anhand der existierenden Rahmenbedingungen (z.b. Energy Brainpool), die anderen erarbeiten mögliche Entwicklungspfade auf Basis politischer Zielsetzungen (z.b. DLR/IWES/IfnE). Hinzu kommen große methodische Unterschiede in der Ermittlung der Preise (statisch oder dynamisch modellbasiert, Grenz- oder Vollkosten). So zeigt die Analyse, dass Werte, die auf einer Vielzahl von Einflussfaktoren beruhen, wie hier der Strompreis, aufgrund verschiedener Annahmen und Vorgehensweisen kaum vergleichbar sind, will man nicht Äpfel mit Birnen vergleichen. Und dennoch sind die Ergebnisse von Bedeutung für die energiepolitische Debatte. Die gesunkenen Börsenstrompreise sind ein Grund für den in den vergangenen Jahren verzeichneten Anstieg der EEG-Umlage, da sie aus der Differenz der Vergütungszahlungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und den Erlösen an der Strombörse gebildet wird. Bleibt der Börsenstrompreis auf dem aktuell sehr niedrigen Niveau, wie die aktuelle Prognose von Energy Brainpool nahelegt, hat das Konsequenzen für die Wirtschaftlichkeit von erneuerbaren und konventionellen Kraftwerken: Der Ausbau der Erneuerbaren Energien bleibt auf ein verlässliches Refinanzierungsinstrument wie das EEG angewiesen. Investitionen in konventionelle Kraftwerke bzw. die Vermeidung von Kraftwerksstilllegungen lassen sich möglicherweise nur mit zusätzlichen Geldflüssen (Stichwort: Kapazitätsmechanismen) erreichen. Hier gehen die Einschätzungen der Experten allerdings noch auseinander. Auf jeden Fall steigt die Wettbewerbsfähigkeit der Erneuerbaren Energien, sinken ihre Differenzkosten und damit die EEG-Umlage, wenn die Rahmenbedingungen für den Strommarkt so gesetzt werden, dass die Erlöse am Großhandelsmarkt wieder steigen (siehe z.b. DLR/IWES/IfnE). Das Erzielen ausreichender Deckungsbeiträge ist auch eine Voraussetzung für den Betrieb der zur Ergänzung der Erneuerbaren Energien notwendigen Gaskraftwerke oder Speicher. Dezember 2013 Seite 3

4 Ergebnisse zum Vergleich der CO 2 -Preise Der Vergleich der unterstellten CO 2 -Preise offenbart in der mittleren Frist bis 2030 eher geringe Unterschiede. Die Mehrheit der verglichenen Studien unterstellt in Werten von 2012 einen Zertifikatspreis von 20 bis 30 Euro pro Tonne ( /t) im Jahr Für das Jahr 2030 nehmen viele einen Zertifikatspreis um die 40 /t an. Auffällig ist dabei die große Abweichung der Erwartungen gegenüber dem derzeitigen Trend, der einen viel niedrigeren CO 2 -Preis zeigt. Diesen Trend auf Basis der aktuellen politischen Rahmenbedingungen gibt vor allem die Studie von Energy Brainpool wieder, während die Leitstudien für das BMU (DLR/IWES/IfnE) und die für RWE von Frontier/r2b von der Zielsetzung ehrgeiziger Treibhausgasminderungen geprägt sind. Sie geben quasi an, wie sich der Preis für Emissionsberechtigungen entwickeln müsste, damit die externen Kosten der fossilen Energieträger nach und nach internalisiert und die aus Klimaschutzsicht richtigen Investitionssignale gesetzt würden. Für das Jahr 2050 ist die Bandbreite der in den Studien gefundenen Werte größer und liegt zwischen etwa 50 und 110 /t, wobei nicht alle Studien damit auch Strompreise berechnet haben. Klar ist, dass die tatsächliche Entwicklung des CO 2 -Preises allein von politischen Maßnahmen abhängt. Nur bei einer deutlichen Verknappung des Emissionsrechtebudgets oder der Einführung von Mindestpreisen oder CO 2 -Steuern werden die Kosten für den Ausstoß von Treibhausgasen wieder steigen und die Wettbewerbsposition von Erneuerbaren Energien und Erdgas gegenüber der Kohle gestärkt. Ergebnisse zum Merit-Order-Effekt Ein Studienvergleich beim Merit-Order-Effekt hat sich als praktisch nicht möglich erwiesen, da nur eine Studie (EWI 2012) gefunden worden ist, die hierzu explizit Angaben für die Zukunft macht. Bei den Studien, die auf Basis von Marktsimulationen Stromgroßhandelspreise für die Zukunft berechnen, sind die Auswirkungen der Erneuerbaren Energien jedoch implizit einkalkuliert. Dezember 2013 Seite 4

5 Die EWI-Studie von 2012 erwartet für 2015 und 2020 nur einen geringen Merit-Order-Effekt von 0,02 bis 0,04 Ct/kWh und für 2030 lediglich 0,1 Ct/kWh (jeweils Preisbasis 2008). Die genannten Werte liegen dabei deutlich unter den durch das Fraunhofer ISI berechneten Zahlen für die Vergangenheit, die den Merit-Order-Effekt mit 0,5 bis 0,9 Ct/kWh beziffern. Die große Abweichung zwischen den ex-post und ex-ante Ergebnissen zeigt die große Schwierigkeit, künftige Entwicklungen im Kraftwerkspark und dessen Anpassung an die Erneuerbaren Energien zu antizipieren. Hintergrundinformation: Wie bildet sich der Stromgroßhandelspreis? Der Stromgroßhandelspreis wird an der Strombörse EEX oder in bilateralen Handelsgeschäften (OTC) ermittelt. Unterschieden werden dabei der langfristige Terminmarkt, an dem Strom bis zu sechs Jahre im Voraus gehandelt wird, und der kurzfristige Spotmarkt mit dem Handel am Vortag (Day Ahead) und am Liefertag selber (Intraday). Das Niveau des Spotmarktpreises reflektiert vor allem die aktuelle Stromnachfrage und die Verfügbarkeit von Kraftwerken, inklusive des fluktuierenden Angebots der Erneuerbaren Energien. Der heutige Stromgroßhandelsmarkt ist ein sogenannter Energy-only-Markt, bei dem nicht die Bereitstellung von Leistung bezahlt wird, sondern nur die erzeugte Kilowattstunde. Maßgeblich für die Preisbestimmung am Großhandelsmarkt sind die variablen Stromgestehungskosten der Kraftwerke, das heißt die Kosten einer zusätzlich erzeugten Kilowattstunde. Diese hängen bei fossil befeuerten Kraftwerken vorrangig von den Brennstoffkosten und den Kosten der Emissionsberechtigungen für den Ausstoß von Kohlendioxid (CO 2 ) ab. Änderungen der CO 2 -Preise und der Brennstoffpreise wirken damit unmittelbar auf den Stromgroßhandelspreis und die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke (Merit Oder). Daher ist die Entwicklung der CO 2 -Zertifikatspreise auch Gegenstand des vorliegenden Studienvergleichs. Mit den Erwartungen hinsichtlich der Entwicklung der Preise für fossile Brennstoffe beschäftigt sich hingegen ein Studienvergleich vom August Hintergrundinformation: Die Bedeutung des Europäischen Emissionshandels Der Europäische Emissionshandel ist eingeführt worden, um den Ausstoß von Treibhausgasen, insbesondere Kohlendioxid (CO 2 ) mit einem Preis zu versehen. Betreiber fossiler Kraftwerke müssen für den von ihnen verursachten CO 2 -Ausstoß über Emissionsberechtigungen (CO 2 -Zertifikate) verfügen. Ziel ist es, den Einsatz besonders klimaschädlicher Kraftwerke zu verteuern und damit Anreize für emissionsärmere Technologien zu setzen. Da die Verbrennung von Braun- oder Steinkohle bzw. Erdgas mit unterschiedlich hohem CO 2 -Ausstoß verbunden ist, werden die jeweiligen Stromgestehungskosten auch vom jeweiligen Verhältnis der Brennstoff- zu den CO 2 -Kosten bestimmt. Bei einem niedrigen CO 2 -Zertifikatspreis produzieren Erdgaskraftwerke am teuersten, da Erdgas als Brennstoff deutlich teurer als Kohle ist. Bei einem hohen CO 2 -Preis kehrt sich das Verhältnis um und Kohlekraftwerke werden teurer, da die Kohleverstromung klimaschädlicher ist als die Verstromung von Gas. Nun haben die Erfahrungen der vergangenen Jahre gezeigt, dass es viel zu viele CO 2 -Zertifikate am Markt gibt und der Preis entsprechend niedrig ist. Er liegt derzeit deutlich niedriger, als ursprünglich politisch angestrebt und in vielen Studien unterstellt wurde. Die Folge ist, dass Kohlekraftwerke Strom sehr viel kostengünstiger produzieren als Gaskraftwerke. Es sind dadurch die Gaskraftwerke, die als teuerste und den Grenzpreis bestimmende Kraftwerke häufig durch die Erneuerbaren Energien (insbesondere Photovoltaik in den Mittagsspitzen) aus dem Markt verdrängt werden (Merit-Order-Effekt). Ein höheres Preisniveau für CO 2 -Emissionsberechtigungen kann nur durch politische Maßnahmen erreicht werden, die eine deutliche Reduktion des Überangebots bewirken. Dezember 2013 Seite 5

6 Hintergrundinformation: Der Merit-Order-Effekt Das kontinuierlich wachsende, jedoch wechselnde Stromangebot aus Erneuerbaren Energien wirkt massiv auf die Angebotsseite ein und verdrängt zeitweise mehr und mehr konventionelle Kraftwerksleistung aus dem Markt. Die Reihenfolge der Produktionskosten der konventionellen Kraftwerke (Merit Order) ergibt sich primär aus dem Verhältnis der variablen Kosten für den eingesetzten Brennstoff und die benötigten CO 2 -Emissionsberechtigungen. Der Großteil des aus Erneuerbaren Energien erzeugten Stroms stammt aus Wind- und Solarenergieanlagen, deren Stromgestehungskosten nahezu keine variablen und produktionsabhängigen Anteile aufweisen. Die Grenzkosten dieser Anlagen liegen also nahe Null. Strom aus diesen Anlagen wird somit immer unterhalb des preisgünstigsten konventionellen Kraftwerks (derzeit Braunkohle- und Kernkraftwerke) angeboten. Die jeweils teuersten Kraftwerke am oberen Ende der Merit Order werden aus dem Markt gedrängt, weil für den Strom aus diesen Kraftwerken aktuell dann keine Nachfrage besteht. Die Folge sind sinkende Preise für die gesamte vermarktete Strommenge, da die variablen Produktionskosten (Grenzkosten) des letzten zur Nachfragedeckung benötigten konventionellen Kraftwerks den Spotmarktpreis für alle anderen Erzeugungsanlagen bestimmen. Diese Entwicklung wird Merit-Order- Effekt genannt. Der Merit-Order-Effekt wirkt kurzfristig auf die Großhandelspreise am Spotmarkt, da sich der Kraftwerkspark nicht so schnell ändert. Längerfristig ergeben sich jedoch Anpassungsprozesse beim Kraftwerkspark durch Stilllegungen oder Neubauten und eine elastischere Stromnachfrage. Die Höhe des künftigen Merit-Order-Effekts ist somit schwer zu beziffern. Erläuterungen zu den in den Vergleich einbezogenen Studien Deutsche Energie-Agentur (dena): Integration der erneuerbaren Energien in den deutscheuropäischen Strommarkt. August 2012 Die dena modelliert hier im Auftrag der RWE AG die Entwicklung des Kraftwerksparks bzw. der Stromversorgung in Deutschland bis zum Jahr Im Zentrum steht die Frage, welche Aus- und Umbaumaßnahmen durch einen starken Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromnetz und Kraftwerkspark unter Einbeziehung des europäischen Stromaustausches erforderlich werden. Die Basis für die Modellrechnungen bilden der Ausbau der Erneuerbaren Energien nach dem BMU-Leitszenario 2009 und die Energiepreisentwicklungen der BMWi-Energieprognose Die CO 2 -Preisentwicklung stammt aus dem NSAT-CDM-Szenario aus der Untersuchung Model-based Analysis of the 2008 EU Policy Package on Climate Change and Renewables. Für beide Preispfade wird eine Extrapolation für die Zeit nach 2030 vorgenommen. Die Stromnachfrage wird als konstant angenommen. Modellierungsziel ist die kostenminimale Deckung der nach Abzug der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung verbleibenden Stromnachfrage. Zu den weiteren Modellvorgaben gehört, dass alle aktuell im Betrieb befindlichen konventionellen Kraftwerke bis 2050 aus Gründen der technischen Lebensdauer und der Wirtschaftlichkeit sukzessive vom Netz gingen und durch erneuerbare und neue konventionelle Kapazitäten ersetzt würden. Unter den getroffenen Annahmen zur Entwicklung der Investitionskosten, der Brennstoffpreise, der Preise für CO 2 -Zertifikate etc. kommt die dena zu dem Ergebnis, dass aufgrund der vergleichsweise geringen Investitionskosten vor allem Gaskraftwerke, aber auch Braun- und Steinkohlekraftwerke zugebaut würden. Diese würden auch langfristig benötigt, um die Kosten der Stromversorgung beim Ausgleich der fluktuierenden Einspeisung aus Erneuerbaren Energien und der Bereitstellung von Reserveleistung zu minimieren. Den Berechnungen zufolge verdreifachten sich die Vollkosten der konventionellen Stromerzeugung wegen der geringen Auslastung zwischen 2020 und 2050 von 5,3 Cent pro Kilowattstunde (Ct/kWh) auf 16,8 Ct/kWh. Ein wirtschaftlicher Betrieb sei bei der unterstellten Auslastung und Dezember 2013 Seite 6

7 Stromgroßhandelspreisen von 4,6 bis 4,9 Ct/kWh im Zeitraum 2020 bis 2050 nicht möglich. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, seien daher Anreize zur Sicherung der Wirtschaftlichkeit von Investitionen in konventionelle Kraftwerke erforderlich. Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) / Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) / Ingenieurbüro für neue Energien (IfnE): Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. Leitstudie Dezember 2010 (Basisszenario 2010 A). DLR/IWES/IfnE: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. Schlussbericht. März Die im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) erarbeiteten sogenannten Leitstudien 2010 und 2011 zeigen wie bereits auch die Vorgängerstudien auf, wie das langfristige klimapolitische Ziel der Emissionsreduktion um 85 % für CO 2 bzw. um 80 % für alle Treibhausgase (THG) bis 2050 in Deutschland erreicht werden kann. Auf der Basis differenzierter Potenzialabschätzungen und detaillierten Technik- und Kostenanalysen werden jeweils verschiedene Szenarien zum möglichen Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland in Wechselwirkung mit den übrigen Teilen der Energieversorgung erarbeitet. Vertiefte Analysen der Wirkungen zu THG- Emissionsreduktionen um 95 % bzw. zu 100 % Erneuerbaren Energien dienen dazu, die Erfordernisse für eine Emissionsreduktionen am oberen Rand zu charakterisieren. Die Leitstudien treffen eigene Annahmen zur erwarteten Entwicklung der Preispfade für fossile Brennstoffe und CO 2 -Emissionsberechtigungen. Diese unterscheiden sich zwischen beiden Studien und wirken so mittelbar auf die jeweils berechneten mittleren Vollkosten des Stromerzeugungsmixes aus fossilen und erneuerbaren Quellen. Die Berechnungen sind statisch, d.h. die berechneten Stromerzeugungskosten basieren nicht auf einem Kraftwerkeinsatzmodell, sondern auf statischen Annahmen zur Zusammensetzung des künftigen Kraftwerksparks. Energy Brainpool: Strompreise Oktober Es handelt sich dabei um die aktualisierte und erweiterte Auflage der Erstausgabe Strompreise 2030, wobei der Horizont der untersuchten Strompreisentwicklung bis zum Jahr 2040 erweitert worden ist. Die Basisannahmen für die Modellierung mit dem Modell Power2Sim basieren auf den EU Energy Trends to 2030 und der EU Energy Roadmap 2050 der EU-Kommission. Daraus wird ein Szenario abgeleitet und die voraussichtliche Entwicklung der Großhandelsstrompreise für Deutschland modelliert. Die kostenpflichtige Studie richtet sich vor allem an Unternehmen und will praxisrelevante Informationen liefern bzw. Argumentationshilfen geben. Auf Grundlage des Modellergebnisses einer in Zukunft deutlich zunehmenden Preisvolatilität und des häufigeren Auftretens extremer Preise werden in der Studie auch die Ertragspotenziale für Speicher untersucht. Die zweite Frage drehte sich darum, wie sich der Zubau von Photovoltaikanlagen nach dem Erreichen des 52-GW-Ziels der Bundesregierung gestalten kann. Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI): Untersuchungen zu einem zukunftsfähigen Strommarktdesign. März Die im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) erstellte Studie setzt sich mit der Frage auseinander, ob die heutige Beschaffenheit des deutschen Strommarktes geeignet ist, langfristig eine hohe Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Mit einem Zeithorizont bis zum Jahr 2030 wird untersucht, inwieweit die zu erwartenden Erlöse auf den Strommärkten (Spot- und Terminmarkt, Regelenergiemarkt) ausreichen, um die Kapitalkosten der laut Studie benötigten neuen Erzeugungskapazitäten zu decken und somit ausreichende Investitionsanreize zu bieten. Aufbauend auf dieser Analyse liefert die Studie eine Einschätzung, ob Kapazitätsmechanismen als Ergänzung des Energy-only-Marktes in Erwägung gezogen werden sollten und stellt zwei mögliche Formen von Dezember 2013 Seite 7

8 Kapazitätsmechanismen sowie ihre jeweiligen Vor- und Nachteile vor. Die Annahmen zur Entwicklung der Brennstoff- und CO 2 -Preise entsprechen denen des Szenarios Ausstieg in der Prognos/EWI/GWS-Studie Energieszenarien Die Berechnung der Strompreisentwicklung wird über Simulationsrechnungen mit dem Kraftwerkseinsatzmodell DIMENSION ermittelt, das die europäischen Strommärkte abdeckt. Für die Jahre 2020 und 2030 ergeben sich dabei eine sehr geringe Anzahl an Betriebsstunden für Gasturbinenkraftwerke und Großhandelspreise von im Schnitt 5-6 Ct/kWh (Preisbasis 2008). Im Ergebnis sieht das EWI die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerksinvestitionen im gegenwärtigen Energy-only-Markt nicht gewährleistet. EWI: Mögliche Entwicklung der Umlage zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz bis November Im Auftrag der Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft untersucht das EWI hier in einer Kurzstudie mögliche Entwicklungen der EEG-Umlage bis zum Jahr Grundlage für die Szenarien bilden aktuelle Trends im Jahr 2012 sowie die bestehenden gesetzlichen Regelungen zur Förderung von Erneuerbaren Energien. Anhand von drei Szenarien werden unter Berücksichtigung verschiedener Pfade beim Ausbau der Erneuerbaren Energien, bei der Stromnachfrage sowie des Großhandelspreises mögliche Entwicklungspfade der Förderkosten und der EEG-Umlage analysiert. Der kurze Zeithorizont beschränkt die Vergleichsmöglichkeiten mit den anderen betrachteten Studien auf das Stichjahr Im Referenzszenario orientiert sich der Ausbau der Erneuerbaren Energien an den politischen Zielen des Nationalen Aktionsplans für erneuerbare Energie (National Renewable Energy Action Plan, NREAP) für Deutschland, die an aktuelle Entwicklungen angepasst sind. Die Großhandelspreise basieren auf Modellrechnungen des EWI. Konkrete Angaben zu den dahinter liegenden Entwicklungspfaden für Brennstoffe und CO 2 werden nicht gemacht. EWI: Der Merit-Order-Effekt der erneuerbaren Energien Analyse der kurzen und langen Frist. September 2012 Der Merit-Order-Effekt für die Vergangenheit (ex-post) wurde in mehreren Untersuchungen analysiert. Die EWI-Studie untersucht hier im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) die Frage, wie sich der Merit-Order-Effekt künftig entwickeln könnte, wenn der Kraftwerkspark sich kontinuierlich, wenn auch unvollkommen, an die höheren Anteile Erneuerbarer Energien anpasste. Die Berechnung wurde wiederum mit dem europäischen Strommarktmodell DIME des EWI durchgeführt, das sowohl Anpassungsprozesse des Kraftwerksparks als auch Stromaustausch mit dem Ausland berücksichtigt. Dafür wurden zwei Szenarien mit einander verglichen: Ein leicht angepasstes Ausstiegsszenario der Energieszenarien 2011 (Referenzszenario) und ein Szenario Ohne EE, bei dem die Entwicklung der Erneuerbaren Energien auf dem Niveau von 2010 eingefroren wurde, um den Merit-Order-Effekt nur auf die danach hinzugekommenen Strommengen aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen zu beziehen. Im Ergebnis führten die Änderungen im Kraftwerkspark zu deutlich sinkenden Volllaststunden bei Kohlekraftwerken, Neubau fände fast ausschließlich bei Gaskraftwerken statt. Der Merit-Order-Effekt nähme mit zunehmendem Ausbau auch bei einer tendenziellen Anpassung des konventionellen Kraftwerksparks zu. Die Annahmen zu Ausbau- und Preispfaden basieren auf den Rahmendaten der Energieszenarien 2011 und unterscheiden sich in den Szenarien nur hinsichtlich der EE-Erzeugungsmengen. Fraunhofer ISI: Analysen zum Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien Das Fraunhofer ISI hat im Rahmen mehrerer Untersuchungen bzw. Updates im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) den Merit-Order-Effekt für die Jahre 2006 bis 2012 berechnet. Die Auswirkungen der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien in Dezember 2013 Seite 8

9 Deutschland werden mit dem agentenbasierten Modell PowerACE für ein Stromsystem jeweils mit und ohne EEG-Stromerzeugung ( Counterfactual-Szenario ) für die Vergangenheit (ex-post) simuliert. Die Preisbildung erfolgt stundenscharf nach Grenzkosten unter Berücksichtigung der An- und Abfahrkosten. Kraftwerksausfälle werden stochastisch berücksichtigt. Durch Mittelung über 50 Simulationsläufe wird das Ergebnis stabilisiert. Im Ergebnis lag der Merit Order-Effekt der Erneuerbaren Energien in den Jahren 2006 bis 2012 zwischen etwa 0,5 und 0,9 Cent pro Kilowattstunde. Das heißt, die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien hat den Börsenstrompreis um diesen Wert gesenkt. frontier economics, r2b energy consulting: Effizientes Regime für den Ausbau der EE, Weiterentwicklung des Energy-Only-Marktes und Erhaltung des EU-ETS. April Die beiden Beratungsfirmen haben im Auftrag der RWE AG die Fragestellung untersucht, wie der europäische Emissionshandel (EU ETS) weiterentwickelt und mit dem geplanten Ausbau Erneuerbarer Energien sinnvoll aufeinander abgestimmt werden sollte, um die CO 2 -Ziele der EU bis 2050 zu erreichen. Zusätzlich geht es um die Frage, wie letztlich das Strommarktdesign passend weiterzuentwickeln ist, um weiterhin eine hohe Versorgungsicherheit zu gewährleisten. Für den Zeithorizont zwischen 2020 und 2050 stellen die Autoren konzeptionelle Überlegungen hinsichtlich des Zusammenhangs zwischen EU ETS, der Förderung Erneuerbarer Energien, des Strommarktdesigns und der Netzanforderungen an. Modellgestützte quantitative Analysen untermauern die qualitativen konzeptionellen Überlegungen und zeigen mögliche langfristige Zusammenhänge und Wechselwirkungen für Strom und CO 2 -Märkte auf. Methodische Grundlage ist ein europäisches Investitions- und Kraftwerkseinsatzmodell sowie ein europäisches Modell für Erneuerbare Energien. Insgesamt werden drei Szenarien modelliert: Effizienz, Business as Usual und ein sog. Positiv realistisches Szenario. Die angenommene Preisentwicklung bei den fossilen Brennstoffen basiert auf dem New Policies Szenario des World Energy Outlook 2011 der Internationalen Energie Agentur. Modellbasiert werden die resultierenden CO 2 - und Strommarktpreise ermittelt, um die hohen CO 2 -Minderungsziele der EU bis 2050 zu erreichen. Die CO 2 -Preise müssen dafür - ausgehend von 10 bis /t - langfristig (insbesondere nach 2040) in allen Szenarien Werte von 80 bis /t erreichen. Dafür wird jedoch ein grundlegender Reformbedarf für das ETS als nicht notwendig angesehen, lediglich die Anhebung des jährlichen Reduktionsfaktors des Caps von derzeit 1,74 % auf 2,1 % nach dem Jahr In der Folge würde sich auch der Großhandelspreis für Strom massiv erhöhen. Der Basepreis würde im Jahr 2020 bei rund 6 Cent 2012 /kwh liegen und bis 2050 auf bis zu 10,1 Cent 2012 /kwh im Effizienz-Szenario ansteigen. Das Szenario mit den niedrigsten CO 2 - und Strompreisen ist Business as Usual. Dies verursache jedoch gegenüber dem positiv-realistischen Szenario deutliche gesamtwirtschaftliche Mehrkosten von bis zu 40 Mrd pro Jahr, da die Gegenfinanzierung nicht über den Strommarkt, sondern über die nicht zielgenauen nationalen Förderungen erfolge. Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung an der Universität Stuttgart (IER) / Rheinisch-westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) / Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW): Energiemärkte Energieprognose März Die im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) erstellte Energieprognose 2009 schätzt die Entwicklung von Angebot und Nachfrage nach Energie in Deutschland bis zum Jahr Sie zeigt eine aus Sicht der Autoren wahrscheinliche Entwicklung unter bestimmten energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen und Annahmen hinsichtlich der Entwicklung unsicherer Einflussfaktoren wie des Ölpreises. Mit Hilfe mehrerer IT-basierter Rechenmodelle (Elektrizitätsmarktmodell E2M2s, Energiesystemmodell TIMES PanEU und Gleichgewichtsmodell NEWAGE) untersucht die Studie verschiedene Szenariovarianten, die sich durch die Restlaufzeiten für Atomkraftwerke, Klimaschutzvorgaben oder die Höhe des Ölpreises unterscheiden. Die Werte zur Entwicklung fossiler Brennstoff- und der CO 2 - Dezember 2013 Seite 9

10 Zertifikatpreise beruhen auf eigenen Annahmen. Die Auswertung im Rahmen des Studienvergleichs beschränkt sich auf die Werte des Referenzszenarios (Ra) als laut Studie wahrscheinlichste Entwicklung. Die Varianten mit Laufzeitverlängerung für Atomkraftwerke sind aus heutiger Sicht irrelevant. Die Energieprognose 2009 geht im Vergleich mit den anderen Studien von ziemlich hohen CO 2 - Zertifikatspreisen aus (rund /t im Jahr 2015, danach bis 2030 auf etwa /t absinkend mit einem Sprung auf fast /t beim Ausblick auf das Jahr 2050). Auch der Stromgroßhandelspreis fällt mit 5,5 Ct 2007 /kwh im Jahr 2015 geringfügig höher aus als bei den meisten anderen Studien und sinkt dann bis 2030 wieder auf 5 Ct 2007 /kwh ab. Prognos / Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) / Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung (GWS): Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung. August Prognos/EWI/GWS: Energieszenarien Juli In den Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung (2010) haben Prognos/EWI/GWS ein Referenzszenario und mehrere Zielszenarien bis 2050 entwickelt, auf deren Basis das Energiekonzept der Bundesregierung vom Herbst 2010 fußt. Die zentralen politischen Ziele und damit die Eckpunkte der Szenarien auf nationaler Ebene bilden die Reduktion der Treibhausgasemissionen und der Ausbau der Erneuerbaren Energien unter verschiedenen Zeithorizonten einer Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke und der Steigerung der Energieeffizienz. Die modellgestützten Szenarien (europäisches Strommarktmodell DIME) sollen aufzeigen, welche Maßnahmen geeignet sind, um die Ziele zu erreichen und welcher politische Handlungsbedarf besteht. Sie werden einem Referenzszenario gegenübergestellt, das die Politik von Anfang 2010 fortschreibt. Da die Szenarien mit AKW- Laufzeitverlängerung praktisch keine Bedeutung für den Strommarkt mehr haben, stellt der Studienvergleich die Ergebnisse des Referenzszenarios dar, das den bis 2010 gültigen Atomausstieg reflektiert. Nach dem Beschluss der Bundesregierung im Jahr 2011 die Laufzeitverlängerung in Folge der Katastrophe von Fukushima zurückzunehmen, haben Prognos/EWI/GWS in den Energieszenarien 2011 ein weiteres Szenario Ausstieg erarbeitet, das die Folgen des gegenüber der Laufzeitverlängerung in den Energieszenarien 2010 beschleunigten Atomausstiegs untersucht. Die Basisannahmen der Energieszenarien zur erwarteten Entwicklung der Preispfade für fossile Brennstoffe unterscheiden sich nicht. Der CO 2 -Preis unterscheidet sich leicht zwischen den Szenarien Referenz von 2010 ( /t im Jahr 2030) und Ausstieg ( /t im Jahr 2030). Die Ergebnisse zur Höhe des Strompreises fallen im Ausstiegsszenario von 2011 ganz geringfügig höher aus als in der Referenzentwicklung von Im Vergleich zu den meisten anderen Studien liegt der Stromgroßhandelspreis mit 4,3 Ct 2008 /kwh im Jahr 2015 bis 5,5 Ct 2008 /kwh im Jahr 2030 ziemlich niedrig. Umweltbundesamt: Politikszenarien für den Klimaschutz VI. März Im Jahr 1996 erschien das erste von heute insgesamt sechs Politikszenarien für den Klimaschutz, deren Ergebnisse bislang regelmäßig Eingang in die deutschen Klimaschutzprogramme gefunden haben und eine Grundlage für die nationalen Berichte im Rahmen der Klimarahmenkonvention bilden. Die jüngste Studie (VI) ist 2013 veröffentlicht und im Auftrag des Umweltbundesamts von einem Konsortium aus DIW, Öko-Institut, Fraunhofer ISI und Forschungszentrum Jülich STE erarbeitet worden. worden. Das Ziel der Klimaschutzszenarien im Auftrag des Umweltbundesamtes ist es, für einen längeren Betrachtungszeitraum Szenarien zur CO 2 -Minderung zu entwickeln. Die Politikszenarien VI betrachten den Zeitraum bis zum Jahr Zu den Basisparametern CO 2 - und Brennstoffpreise trifft die Studie eigene Annahmen, jedoch in Bezug zu anderen Projektionen. Die Ermittlung der Stromgroßhandelspreise erfolgt mit dem ELIAS-Modell sowie dem gekoppelten Merit- Order-Modell (PowerFlex) des Öko-Instituts. Die Projektion der installierten Leistung Erneuerbarer Energien orientiert sich am Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energie (National Renewable Energy Action Plan, NREAP), sowie an der Entwicklung in der Leitstudie Dezember 2013 Seite 10

11 50Hertz Transmission / Amprion / TenneT TSO / TransnetBW: Netzentwicklungsplan Strom Überarbeiteter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber. August Hertz Transmission / Amprion / TenneT TSO / TransnetBW: Netzentwicklungsplan Strom Zweiter überarbeiteter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber. Juli 2013 Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind gesetzlich dazu verpflichtet, seit 2012 jährlich einen Netzentwicklungsplan (NEP) für das Stromübertragungsnetz vorzulegen. Der Netzentwicklungsplan bildet die Infrastruktur für die deutsche Stromversorgung für die nächsten zehn bzw. 20 Jahre ab. Er wird jährlich aktualisiert, um veränderte wirtschaftliche und technologische Entwicklungen zu berücksichtigen. Der Fokus des Netzentwicklungsplans liegt auf dem Netzausbau, der durch Stromhandel und Erneuerbare Energien erforderlich wird. Als Eingangsgröße für die Planung wird auch das Einsatzverhalten des konventionellen Kraftwerksparks berücksichtigt. Dies geschieht mit einem Kraftwerkseinsatzmodell des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW), das den europäischen Strommarkt umfasst und den volkswirtschaftlich kostenoptimalen Einsatz ermittelt. Die zugrundeliegenden Annahmen der CO 2 - und Brennstoffpreise entstammen dem Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2012 bzw der Fernleitungsnetzbetreiber der Prognos AG, der eine gemeinsame Basis für die Sektoren Strom und Gas bildet. Angaben zum künftigen Großhandelspreis werden in den Netzentwicklungsplänen nicht gemacht. Weitere Informationen und Grafiken finden Sie im Forschungsradar Erneuerbare Energien: Kontakt: Agentur für Erneuerbare Energien e.v. Claudia Kunz Referentin für Energiewirtschaft / Projektleiterin Tel: c.kunz@unendlich-viel-energie.de Dezember 2013 Seite 11