Fundamentale Strommarktanalyse und Preisprognose

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1 Fundamentale Strommarktanalyse und Preisprognose ENERVIS BEST GUESS SZENARIO NOVEMBER 2014

2 INHALTSVERZEICHNIS Seite 1 Einführung Zusammenfassung Ergebnisse enervis Best Guess Szenario Ausgestaltung der Berechnungen bzgl. des Marktdesigns (Hintergrunderläuterungen) Ergebnisse im Detail Kapazitätsentwicklung Erzeugungsentwicklung Knappheitssituationen Preisentwicklung Import/Export CO 2 -Emissionen Prämissen des Best Guess Szenarios Brennstoff- und CO2-Preisentwicklung Kernenergie Gesetzte konventionelle Kraftwerksneubaukapazitäten Ausbaupfad Erneuerbarer Energien Übertragungskapazitäten in Auslandsmärkte Entwicklung Stromnachfrage Sontige Kraftwerksdaten Investitions- und Betriebskosten Technische Kraftwerksdaten Kurzbeschreibung des enervis Fundamentalmodells emp Grundsätzlicher Modellansatz Grenzkostenbetrachtung Modellgesteuerter Kraftwerkszubau Modellierung Einspeisung erneuerbarer Energien Stromimporte und exporte enervis Best-Guess Seite 2

3 1 Einführung enervis widmet sich in vielen energiewirtschaftlichen Projekten intensiv den Marktmechanismen an den europäischen Strommärkten und entwickelt Prognosemodelle, die seit vielen Jahren erfolgreich im Markt etabliert sind. Die Simulation langfristiger Marktentwicklungen im enervis-strommarktmodell erfolgt auf der Basis einer detaillierten Beschreibung der europäischen Strommärkte. Dazu werden Marktszenarien entwickelt, die durch unterschiedliche Prämissenausrichtungen beschrieben werden und eine Bandbreite künftig denkbarer Entwicklungen abdecken. Vor dem Hintergrund der kontinuierlichen Marktbeobachtung und den unterschiedlichen Projekterfahrungen, wird in einem Best Guess Szenario, welches in regelmäßigen Abständen unterjährig aktualisiert wird, eine mögliche und nach heutigem Wissens- und Informationsstand sehr wahrscheinliche Entwicklung des deutschen Strommarktes abgebildet. Der standardisierte Marktreport für den Betrachtungszeitraum 2015 bis 2035 bietet eine externe Markteinschätzung, welche unter anderem als unabhängige Grundlage von Strategie- und Investitionsentscheidungen dienen kann. Der Report umfasst, neben der Prämissendokumentation, fundierte Erläuterungen, Kommentierungen und anschauliche Abbildungen zu den jeweiligen resultierenden Marktentwicklungen, u.a. zur künftigen Kapazitäts- und Erzeugungsentwicklung und zum Verlauf der Großhandelsstrompreise, im deutschen Strommarkt bis enervis Best-Guess Seite 4

4 20 TWh 20 TWh 4% % 0 0 0% % % % % % % Import/Exportsaldo Belgien Dänemark Niederlande Polen Schweiz Österreich Tschechische Republik Frankreich Norwegen NO2 Schweden SE Import/Exportsaldo Anteil am Gesamtbedarf Abbildung 5: Exporte (-) und Importe (+) Deutschland - Best Guess Szenario Die Kuppelstellen werden auch weiterhin ausgelastet. Die Auslastung ist allerdings deutlich volatiler (auf Stundenbasis) und kann durch eine jährliche Betrachtung der Salden nur ungenügend dargestellt werden. 4.6 CO2-Emissionen Die CO2-Emissionen der Stromerzeugung werden in Deutschland vor allem durch Braunkohlekraftwerke getrieben. Mit einem Anteil von ca. 25% an der in Deutschland erzeugten Strommenge, stammen 2014 mehr als 55% der CO2-Emissionen aus der Braunkohleverstromung. Die restlichen CO2-Emissionen stammen fast ausschließlich aus Steinkohleblöcken. Durch die vergleichsweise geringen spezifischen Emissionswerte und dem kleinen Anteil an der Gesamtstromerzeugung spielen gasgefeuerte Anlagen mit einem CO2-Emissionsanteil von ca. 5% eine untergeordnete Rolle. In den ersten Jahren ist kein merklicher Rückgang der Emissionen erkennbar trotz des weiterhin starken Ausbaus Erneuerbarer Erzeugungskapazitäten. Erst im weiteren Zeitverlauf ist eine deutliche Senkung der CO2-Emissionen zu erkennen. Diese ist bis Anfang der 2020er Jahre vor allem durch die Stilllegungen alter Braunkohle- und Steinkohlekapazitäten bestimmt. Die ältesten Blöcke weisen die schlechtesten Wirkungsgrade auf und haben somit den größten Einfluss auf die Entwicklung der Gesamtemissionen. enervis Best-Guess Seite 12

5 MW Grafenrheinfeld Gundremmingen B Philippsburg Gundremmingen C Brokdorf Grohnde Neckarwestheim Isar Emsland Abbildung 9: Prämisse Laufzeit Kernkraftwerke 5.3 Gesetzte konventionelle Kraftwerksneubaukapazitäten Die folgenden konventionellen Kraftwerksneubaukapazitäten werden dem Modell als gesetzte neue Kapazitäten, unabhängig ihrer momentanen Wirtschaftlichkeit, vorgegeben. Es werden Kraftwerksprojekte berücksichtigt, die sich im Bau befinden oder einen sehr sicheren Planungsstand bzw. eine hohe Umsetzungswahrscheinlichkeit haben. Abbildung 10: Prämisse gesetze konventionelle Kraftwerkskapazitäten Dies sind größtenteils Kraftwerksprojekte, deren Projektierung und Bau zu Zeitpunkten begann, als sich die Rahmenbedingungen und Planungsleitlinien des Energiemarktes teilweise sehr deutlich (u.a. hinsichtlich Ausbauerwartung Erneuerbarer, Laufzeit Kernkraftwerke) von heutigen Markteinschätzungen unterschieden haben. Nichtdestotrotz kommend diese Projekte aufgrund ihres Projekt- und Baufortschritts in den nächsten Jahren absehbar in den Markt, und müssen daher berücksichtigt werden. 5.4 Ausbaupfad Erneuerbarer Energien Beim Zubau der Erzeugungskapazitäten aus Erneuerbaren Energien beruht die Prämisse der Kapazitätsentwicklung im Best Guess Szenario auf Ausbaupfaden, die die Erreichung des aktuellen politischen Zielkorridors zum Anteil der Erneuerbaren Energie am Bruttostromverbrauch bis 2035 spiegeln. Die Kapazitäten werden modellexogen gesetzt. enervis Best-Guess Seite 16

6 Zugrunde gelegt sind die Zielwerte des aktuellen EEG 2014, nach denen sich die Ausbaupfade der einzelnen Technologien gliedern. Da die Einzelziele des EEG in Summe nicht zur Erreichung des Zielkorridors in 2035 führen, sind die Projektionen der einzelnen Technologien um enervis Einschätzungen ergänzt. Abbildung 11: Prämisse Ausbaupfad Erneuerbarer Energien Die künftigen Einspeisestrukturen von Wind onshore, Wind offshore und Photovoltaik werden, basierend auf historischen langjährig vorliegenden, stundenscharfen und regional separierten Referenzdaten, stundengenau und stundendifferenziert in der Modellierung abgebildet und geben so ein Höchstmaß von Volatilität und möglichen Strukturverschiebungen durch die zunehmende Einspeisung Erneuerbarer Energien wider. 5.5 Übertragungskapazitäten in Auslandsmärkte Im Best Guess Szenario wird nicht von einer Kupferplatte Europa, im Sinne eines technisch unbeschränkten Stromflusses ohne Engpass zwischen den europäischen Regionen (bis auf die Verbindung zwischen Deutschland und Österreich), ausgegangen. Vielmehr wird es nach genereller Markteinschätzung auch in Zukunft technische und wirtschaftliche Hindernisse beim Kuppelleitungsausbau bzw. Netzengpässe bei den internationalen Übertragungskapazitäten geben, so dass in der Studie von einem gemäßigten Ausbau der Übertragungskapazitäten zwischen den europäischen Strommärkten ausgegangen wird. Unter Berücksichtigung der aktuellen Projektionen im Netzentwicklungsplan Strom 2013 der Übertragungsnetzbetreiber, werden im Best Guess Szenario die Eckdaten der Entwicklung der Übertragungskapazitäten gesetzt. Berücksichtigt werden dementsprechend auch die sich derzeit im Bau befindlichen Projekte. 5.6 Entwicklung Stromnachfrage In der Mehrzahl der Verbrauchssektoren existieren sehr wahrscheinlich noch deutliche Effizienz- und Einsparpotenziale. Allerdings ist ein signifikanter Nachfragerückgang oder eine vollständige Erschließung der Effizienzpotenziale entsprechend den politischen Zielstellungen, infolge fehlender Instrumente und Anreize, wahrscheinlich kaum umzusetzen und darstellbar. enervis Best-Guess Seite 17

7 6 Kurzbeschreibung des enervis Fundamentalmodells emp enervis Market Power (emp) ist ein umfangreiches Marktmodell zur Modellierung, Abbildung und Analyse von Strommärkten, das auf ökonomischen und energiemarktspezifischen Fundamentaldaten basiert. Dieses von enervis entwickelte Modell erlaubt Prognosen der stündlichen Strommarktpreise, sowie die Analyse der Haupteinflussfaktoren auf die entsprechenden Preisentwicklungen. Abbildung 16: Grundstruktur des enervis Fundamentalmodells (emp) Das Fundamentalmodell hat sich als Prognosetool seit mehr als zehn Jahren am Markt bewährt, und kam seitdem bei der Bewertung einer Vielzahl von Investitionsentscheidungen zur Strombeschaffung (u. a. Bewertung von Kraftwerksprojekten, Stromlieferverträgen, Kraftwerksscheiben, Beteiligungen) in verschiedenen europäischen Strommärkten erfolgreich zum Einsatz. 6.1 Grundsätzlicher Modellansatz Die Berechnung langfristiger Marktpreisentwicklungen erfolgt auf der Basis einer detaillierten Beschreibung des zu analysierenden Strommarktes. Dazu werden Marktszenarien entwickelt, die sich hinsichtlich ihrer Ausgangssituation durch ihre jeweiligen Prämissen beschreiben lassen. Hierfür stützt sich enervis auf öffentliche und im Energiemarkt anerkannte Studien (u.a. World Energy Outlook). Die gewählten Prämissen fließen in die Berechnungen ein. Der Ansatz Marktveränderungen durch verschiedene Marktszenarien zu erfassen und abzubilden, hat sich als ein effektiver und wirksamer Weg herausgestellt, die Spannweite möglicher Marktentwicklungen und deren Auswirkungen auf den Markt (und hier insbesondere den Marktpreis) zu ermitteln. Darüber hinaus lassen sich über diesen Ansatz ebenfalls Marktrisiken und deren Einfluss auf den Strommarkt bzw. auf Investitionsentscheidungen ableiten und beschreiben. enervis Best-Guess Seite 20

8 Typische Szenarien enthalten Annahmen zu den wesentlichen energiewirtschaftlichen Entwicklungen (z. B. Brennstoff- und CO2-Preise, Ausbaupfade erneuerbarer Energien, Lastenwicklung, Ausbau von Netzkuppelstellen). Grundannahme für die Analyse ist dabei immer, dass sich die Entwicklung der Strompreise im Großhandel mittel- und langfristig an den tatsächlichen Kosten der Erzeugung orientiert. Ausgangspunkt der Fundamentalanalyse sind daher die individuellen Grenzkosten der Kraftwerke sowie die Kosten der Übertragungskapazitäten ins Ausland für die zu analysierenden Märkte. 6.2 Grenzkostenbetrachtung Im Rahmen der Langfristprognose wird im ersten Schritt die Frage nach der Strompreis-entwicklung in einem perfekten und wettbewerbsintensiven Energiemarkt, d. h. ohne strategisches Verhalten der Marktteilnehmer, analysiert. In diesem Zusammenhang wird unterstellt, dass Kraftwerke immer dann zum Einsatz kommen, wenn sie durch den Betrieb mindestens ihre variablen Betriebskosten decken können. Diese setzen sich im Wesentlichen aus Brennstoff-, CO2- und variablen Wartungsund Instandhaltungskosten zusammen. Abbildung 17: Screenshot aus enervis-fundamentalmodell Die Kraftwerke werden dabei nach ihren Grenzkosten sortiert. Die so entstehende Angebotskurve wird außerdem dahingehend angepasst, dass die technischen und monetären Beschränkungen der jeweiligen Kraftwerkstypen im Kraftwerkspark, wie zum Beispiel Verfügbarkeiten und Flexibilitätsparameter und -kosten, berücksichtigt werden. Der Grenzkostenpreis wird durch das letzte gerade noch zur Lastdeckung benötigte Kraftwerk gesetzt. Alle vorher zum Einsatz enervis Best-Guess Seite 21

9 kommenden Kraftwerke erzielen dadurch einen Deckungsbeitrag auf die Fixkosten. Entscheidend ist deshalb die Struktur der Grenzkostenkurve (auch Merit-Order-Kurve). Der Marktpreis ergibt sich schließlich durch das Zusammenführen von Angebots- und Nachfragekurve. Der so abgeleitete Preis repräsentiert die untere Auffanglinie der Marktpreise, da kein Kraftwerksbetreiber bereit sein wird, unterhalb seiner variablen Produktionskosten Strom im Markt anzubieten. Gleichzeitig werden sich die Anbieter mit ihren Angeboten an der jeweiligen Marktsituation und den Kosten des Konkurrenzsystems ausrichten. 6.3 Modellgesteuerter Kraftwerkszubau Kraftwerksneubauten sowie Ertüchtigungen werden innerhalb des Modells grundsätzlich auf zwei verschiedene Arten abgebildet. Zum einen werden heute bereits angekündigte oder im Bau befindliche Kraftwerksneubauten oder Ertüchtigungen modellexogen direkt als gesetzte Prämissen berücksichtigt. Zum anderen erfolgen Kraftwerksneubauten bzw. Ertüchtigungen von Kraftwerken modellendogen auf Basis der Einschätzung zur Wirtschaftlichkeit von neuen Kraftwerken auch unter Berücksichtigung der Deckung der zugehörigen Kapitalkosten. In diesem Zusammenhang werden für jedes Kraftwerk der erwartete Kraftwerkseinsatz sowie die damit einhergehenden Kosten und Erträge abgeschätzt. Erst nach erfolgter Abschätzung entscheidet das Modell, ob eine Investition in einen Kraftwerksneubau oder eine Ertüchtigung zum jeweiligen Zeitpunkt wirtschaftlich sinnvoll ist und getätigt werden sollte. Eine Investition erfolgt demnach nur dann, wenn die Abschätzung der Wirtschaftlichkeit des Neubau- oder Ertüchtigungsprojektes auch unter der Betrachtung der Deckung der Kapitalkosten positiv ausfällt. Das Modell vergleicht dabei alle zur Verfügung stehenden Kraftwerkstypen und berücksichtigt im Rahmen des Entscheidungsprozesses die unter den gegebenen Umständen wirtschaftlichsten Alternativen 6.4 Modellierung Einspeisung erneuerbarer Energien Eine wesentliche Grundlage der Marktmodellierung bildet u.a. eine umfangreiche aktuelle Datenbank der verschiedenen europäischen Kraftwerksparks sowie eine umfassende Lastdatenbank mit zeitlich detailliert aufgelösten Nachfrage- und Laststrukturen sowie Einspeisestrukturen Erneuerbarer Energien in den europäischen Strommärkten. Alle europäischen Strommärkte werden künftig von deutlich zunehmenden Erzeugungsbeiträgen Erneuerbarer Energien geprägt sein. Dies bedeutet, dass zum einen eine detaillierte und realitätsnahe Prognose bzw. Abbildung der volatilen, stochastischen Einspeisung Erneuerbarer Energien (insbesondere Photovoltaik und Wind) künftig wichtiger wird. Zum anderen werden die Erneuerbaren Energien zu einem wesentlichen Markttreiber und eine den Gesamtmarkt nachhaltig beeinflussende Größe, welche beispielsweise die Nutzung und Entwicklung von Stromspeichern direkt beeinflussen Das enervis Fundamentalmodell berücksichtigt diese Entwicklungen in entsprechendem Maße umfänglich. Die künftigen Einspeisestrukturen von Wind-onshore, Wind-offshore und Photovoltaik werden, basierend auf historischen langjährig vorliegenden, stundenscharfen und regional enervis Best-Guess Seite 22

10 separierten Referenzdaten, stundengenau und stundendifferenziert in den Strompreisprognosen abgebildet und geben so ein Höchstmaß von Volatilität und möglichen Strukturverschiebungen durch die zunehmende Einspeisung Erneuerbarer Energien wider. Abbildung 18: Exemplarische, stündliche Einspeisestruktur PV (links) und Wind Onshore (rechts) Dadurch werden die Auswirkungen auf bereits existierende Stromspeicher (i.w. Pumpspeicherkraftwerke) und deren künftige Einsatzstruktur im Detail erkennbar. Jedoch können auch neue, innovative Speichertechnologien (Elektromobilität, Power to Gas etc.) und Maßnahmen zum Lastmanagement (Demand Side Management etc.) berücksichtigt und in entsprechend stundengenauer detailschärfe modelliert werden. 6.5 Stromimporte und exporte In die Modellierung werden die europäischen Strommärkte des UCTE-Netzgebietes einbezogen. Diese sind entsprechend detailliert hinsichtlich der individuellen aktuellen Marktstrukturen und erwarteten zukünftigen Veränderungen berücksichtigt. Grundsätzlich ist das Fundamentalmodell daher als ein europäisches Marktmodell einzustufen. Über die Abbildung der Übertragungskapazitäten (NTC) und der Übertragungskosten zwischen den verschiedenen Ländern werden der Stromaustausch und dessen Auswirkungen auf die Preisentwicklung in den Ländern bzw. Regionen simuliert. Dabei kann auch ein geplanter Ausbau der Kuppelstellen berücksichtigt werden. Die jeweiligen Stromübertragungsmengen und die dazugehörigen resultierenden Kosten an den jeweiligen Grenzkuppelstellen werden auf Stundenbasis berechnet und können stündlich abgebildet werden. enervis Best-Guess Seite 23