Entwicklung der Börsenstrompreise und des Preises für Emissionsberechtigungen ("CO2-Preis")
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Forschungsradar Erneuerbare Energien – Studienvergleich
Studienvergleich:
Entwicklung der Stromgroßhandels- und der CO2-
Zertifikatspreise
Entwicklung der Börsenstrompreise und des Preises für
Emissionsberechtigungen („CO2-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 CO2-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, CO2-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 CO2-Minderungsziele bis 2050 an und
kommen folglich zu deutlich höheren Ergebnissen bei CO2- 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.
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Forschungsradar Erneuerbare Energien – Studienvergleich Studienvergleich:
Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
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 CO2 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 CO2-Zertifikate, zur Zusammensetzung des künftigen Kraftwerksparks und zu den
spezifischen Anteilen der verschiedenen Technologien an der Erzeugung. Niedrige Strompreise ergeben
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
sich tendenziell aus dem Fortbestand des bisherigen Marktdesigns und aus moderaten Brennstoff- und
CO2-Preisen. Studien, die von ambitionierten Klimaschutzzielen ausgehen, streben eine volle
Internalisierung externer Kosten, also einen hohen CO2-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.
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
Ergebnisse zum Vergleich der CO2-Preise
Der Vergleich der unterstellten CO2-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 2020. 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 CO2-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 CO2-Preises allein von politischen Maßnahmen abhängt. Nur bei einer
deutlichen Verknappung des Emissionsrechtebudgets oder der Einführung von Mindestpreisen oder
CO2-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.
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
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 (CO2) ab. Änderungen der CO2-Preise und der Brennstoffpreise wirken damit
unmittelbar auf den Stromgroßhandelspreis und die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke (Merit Oder).
Daher ist die Entwicklung der CO2-Zertifikatspreise auch Gegenstand des vorliegenden
Studienvergleichs. Mit den Erwartungen hinsichtlich der Entwicklung der Preise für fossile Brennstoffe
beschäftigt sich hingegen ein Studienvergleich vom August 2012.
Hintergrundinformation: Die Bedeutung des Europäischen Emissionshandels
Der Europäische Emissionshandel ist eingeführt worden, um den Ausstoß von Treibhausgasen,
insbesondere Kohlendioxid (CO2) mit einem Preis zu versehen. Betreiber fossiler Kraftwerke müssen für
den von ihnen verursachten CO2-Ausstoß über Emissionsberechtigungen (CO2-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 CO2-Ausstoß
verbunden ist, werden die jeweiligen Stromgestehungskosten auch vom jeweiligen Verhältnis der
Brennstoff- zu den CO2-Kosten bestimmt. Bei einem niedrigen CO2-Zertifikatspreis produzieren
Erdgaskraftwerke am teuersten, da Erdgas als Brennstoff deutlich teurer als Kohle ist. Bei einem hohen
CO2-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 CO2-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 CO2-Emissionsberechtigungen kann
nur durch politische Maßnahmen erreicht werden, die eine deutliche Reduktion des Überangebots
bewirken.
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
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 CO2-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 deutsch-
europäischen Strommarkt. August 2012
Die dena modelliert hier im Auftrag der RWE AG die Entwicklung des Kraftwerksparks bzw. der
Stromversorgung in Deutschland bis zum Jahr 2050. 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 2009“. Die CO2-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
CO2-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
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
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 2010. 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 2012.
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 CO2 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 CO2-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 2040. Oktober 2013.
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 2012.
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
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
Kapazitätsmechanismen sowie ihre jeweiligen Vor- und Nachteile vor.
Die Annahmen zur Entwicklung der Brennstoff- und CO2-Preise entsprechen denen des Szenarios
„Ausstieg“ in der Prognos/EWI/GWS-Studie „Energieszenarien 2011“. 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 2018. November 2012.
Im Auftrag der Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft untersucht das EWI hier in einer Kurzstudie
mögliche Entwicklungen der EEG-Umlage bis zum Jahr 2018. 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 2015.
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 CO2 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. 2007-2012.
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
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
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 2013.
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 CO2-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 CO2-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 CO2- und Strommarktpreise ermittelt, um die hohen CO2-Minderungsziele der EU bis
2050 zu erreichen. Die CO2-Preise müssen dafür - ausgehend von 10 bis 11 €2012/t - langfristig
(insbesondere nach 2040) in allen Szenarien Werte von 80 bis 110 €2012/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 2020. In der Folge
würde sich auch der Großhandelspreis für Strom massiv erhöhen. Der Basepreis würde im Jahr 2020 bei
rund 6 Cent2012/kWh liegen und bis 2050 auf bis zu 10,1 Cent2012/kWh im „Effizienz-Szenario“ ansteigen.
Das Szenario mit den niedrigsten CO2- und Strompreisen ist „Business as Usual“. Dies verursache jedoch
gegenüber dem „positiv-realistischen Szenario“ deutliche gesamtwirtschaftliche Mehrkosten von bis zu
40 Mrd. €2012 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 2030. Energieprognose 2009. März 2010.
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 2030. 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 CO2-
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Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
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 CO2-
Zertifikatspreisen aus (rund 40 €2007/t im Jahr 2015, danach bis 2030 auf etwa 30 €2007/t absinkend mit
einem Sprung auf fast 90 €2007/t beim Ausblick auf das Jahr 2050). Auch der Stromgroßhandelspreis fällt
mit 5,5 Ct2007/kWh im Jahr 2015 geringfügig höher aus als bei den meisten anderen Studien und sinkt
dann bis 2030 wieder auf 5 Ct2007/kWh ab.
Prognos / Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) / Gesellschaft für
Wirtschaftliche Strukturforschung (GWS): Energieszenarien für ein Energiekonzept der
Bundesregierung. August 2010.
Prognos/EWI/GWS: Energieszenarien 2011. Juli 2011.
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 CO2-Preis unterscheidet sich leicht zwischen den Szenarien
„Referenz“ von 2010 (30 €2008/t im Jahr 2030) und „Ausstieg“ (38 €2008/t im Jahr 2030). Die Ergebnisse
zur Höhe des Strompreises fallen im Ausstiegsszenario von 2011 ganz geringfügig höher aus als in der
Referenzentwicklung von 2010. Im Vergleich zu den meisten anderen Studien liegt der
Stromgroßhandelspreis mit 4,3 Ct2008/kWh im Jahr 2015 bis 5,5 Ct2008/kWh im Jahr 2030 ziemlich niedrig.
Umweltbundesamt: Politikszenarien für den Klimaschutz VI. März 2013.
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 CO2-Minderung zu entwickeln.
Die Politikszenarien VI betrachten den Zeitraum bis zum Jahr 2030. Zu den Basisparametern CO2- 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 2010.
Dezember 2013 | Seite 10 www.energie-studien.deForschungsradar Erneuerbare Energien – Studienvergleich Studienvergleich:
Entwicklung der Stromgroßhandels- und CO2-Zertifikatspreise
50Hertz Transmission / Amprion / TenneT TSO / TransnetBW: Netzentwicklungsplan Strom 2012. 2.
Überarbeiteter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber. August 2012.
50Hertz Transmission / Amprion / TenneT TSO / TransnetBW: Netzentwicklungsplan Strom 2013.
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 CO2- und Brennstoffpreise entstammen dem „Szenariorahmen für
den Netzentwicklungsplan 2012 bzw. 2013 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: www.energie-
studien.de.
Kontakt:
Agentur für Erneuerbare Energien e.V.
Claudia Kunz
Referentin für Energiewirtschaft / Projektleiterin
Tel: 030-200535-43
E-Mail: c.kunz@unendlich-viel-energie.de
www.unendlich-viel-energie.de
Dezember 2013 | Seite 11 www.energie-studien.deSie können auch lesen
