Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2015

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Die Energiewende im
Stromsektor:
Stand der Dinge 2015
Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen
sowie Ausblick auf 2016
ANALYSE
*
*Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch 2015
Die Energiewende im
Stromsektor:
IMPRESSUM
ANALYSE
Die Energiewende im Stromsektor:
Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen
sowie Ausblick auf 2016
DURCHFÜHRUNG DER ANALYSE
Agora Energiewende
Rosenstraße 2 | 10178 Berlin
Patrick Graichen
Mara Marthe Kleiner
Christoph Podewils
Kontakt:
[email protected]
Satz: UKEX GRAPHIC, Ettlingen
Titelbild: Eigene Illustration
Bitte zitieren als:
088/01-A-2016/DE
Agora Energiewende (2016): Die Energiewende im
Stromsektor: Stand der Dinge 2015. Rückblick auf die
wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2016.
Veröffentlichung: Januar 2016
www.agora-energiewende.de
Vorwort
Liebe Leserin, lieber Leser,
Deutschland hat im Jahr 2015 einen wichtigen Schritt in der
Energiewende getan: Knapp ein Drittel des verbrauchten
Stroms haben wir aus Erneuerbaren Energien gewonnen.
Die Erneuerbaren, allen voran Wind- und Sonnenenergie,
sind damit unangefochten die Nummer 1 im Strommix und
bilden die neuen Leittechnologien des Stromsystems.
Neben diesem Stand der Dinge in der deutschen Energiewende planen wir, in der ersten Jahreshälfte 2016 auch einen europäischen Jahresrückblick zu veröffentlichen, denn
nicht nur in Deutschland basiert die Stromversorgung zunehmend auf Erneuerbaren Energien, sondern auch in der
Europäischen Union.
Mit dieser Analyse wollen wir Ihnen, wie schon 2015, einen
Blick auf das vergangene Jahr in der Energiewirtschaft ermöglichen, und durch Zeitreihen einordnen, wo die Energiewende im Stromsektor im Zeitablauf steht.
Ich wünsche Ihnen eine spannende Lektüre!
Ihr
Dr. Patrick Graichen
Direktor Agora Energiewende
Die wesentlichen Entwicklungen 2015 auf einen Blick
1
Erneuerbare Energien sind auf Rekordkurs. Im Jahr 2015 hat die Stromproduktion aus Windenergie
um 50 Prozent zugelegt, Erneuerbare Energien erzeugten 2015 mehr Strom als jemals ein anderer
Energieträger in Deutschland. Sie decken inzwischen fast ein Drittel (32,5 Prozent) des inländischen
Stromverbrauchs und dominieren das Stromsystem.
2
Der Kohlestromexport erreicht ein Allzeithoch. Trotz der stark gestiegenen Stromproduktion aus
Erneuerbaren Energien blieb die Stromproduktion aus Stein- und Braunkohle weitgehend konstant. Sie
ging aber zunehmend in den Export, dieser erreichte mit physikalischen Stromflüssen von per Saldo
50 Terawattstunden ein Allzeithoch. Gemessen an den Handelsflüssen werden saldiert sogar mehr als
60 Terawattstunden netto exportiert, das sind 50 Prozent mehr als im Vorjahr oder etwa zehn Prozent
der Stromproduktion.
3
Die Dekarbonisierung des Energiesystems stagniert. Die CO₂-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks
lagen 2015 aufgrund der konstanten Kohleverstromung in etwa auf Vorjahresniveau, die gesamten
energiebedingten Treibhausgasemissionen stiegen witterungsbedingt leicht an. Ohne eine konsistente
Dekarbonisierungsstrategie für Strom, Wärme und Verkehr wird Deutschland seine Klimaschutzziele nicht
erreichen können.
4
Die Börsenstrompreise sind weiter in freiem Fall. Deutschland hatte 2015 mit 31,60 Euro pro Megawattstunde nach Skandinavien die zweitniedrigsten Börsenstrompreise in Europa, am Terminmarkt wird
Strom für die nächsten Jahre schon für unter 30 Euro gehandelt. Die Haushaltsstrompreise dürften 2016
wegen gestiegener Abgaben und Umlagen dennoch leicht steigen und das Niveau von 2014 wieder
erreichen.
1
Agora Energiewende | Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2015
2
ANALYSE | Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2015
Das Stromjahr 2015 in zehn Punkten
1.Erneuerbare Energien: 2015 war ein Jahr der Superlative. So hat die Windenergie einen Rekordzuwachs von
50 Prozent erlebt, die Erneuerbaren Energien wurden
mit 30 Prozent Anteil an der Stromerzeugung die mit
Abstand dominierende Energiequelle. Sie decken inzwischen 32,5 Prozent des Stromverbrauchs.
6.Strompreise: Die Strompreise an der Börse sind 2015
weiter gefallen. Sie lagen am Spotmarkt bei durchschnittlich 31,60 Euro pro Megawattstunde. Am Terminmarkt sanken die Preise noch weiter: In der zweiten
Jahreshälfte 2015 kostete Strom für die Jahre 2016 bis
2019 weniger als 30 Euro/Megawattstunde.
2.Stromverbrauch: Der Stromverbrauch ist 2015 witterungsbedingt leicht gegenüber dem Vorjahr gestiegen,
während die Wirtschaft um etwa 1,7 Prozent wuchs. Die
Entkopplung von Stromverbrauch und Wachstum erfolgt
jedoch nicht schnell genug: Während gemäß Energiekonzept der Bundesregierung bis 2020 der Stromverbrauch um 10 Prozent gegenüber 2008 sinken soll, lag
der Rückgang 2015 nur bei minus 3,4 Prozent.
7.Flexibilität: 2015 zeichnet ein gemischtes Bild bei der
Flexibilität des Stromsystems. Während die Zahl der
Stunden mit negativen Strompreisen sich auf 126 beinahe verdoppelte (2014: 64 Stunden), sank zugleich der
durchschnittliche negative Strompreis 2015 auf 9 Euro
pro Megawattstunde (2014: minus 15,55 Euro).
3.Konventionelle Energien: Kern- und Gaskraftwerke
produzierten etwas weniger Strom als im Vorjahr, die
Verstromung von Braun- und Steinkohle blieb hingegen annähernd konstant. Da die Erneuerbaren Energien
immer stärker den inländischen Strombedarf decken,
drängt deutscher Kohlestrom zusehends in den Export.
8.Rekordtage: Der Tag mit dem zeitweise höchsten Anteil
Erneuerbarer Energien war der 23. August, an dem von
13 bis 14 Uhr 83,2 Prozent des Stromverbrauchs mit Erneuerbaren Energien gedeckt wurde. Die Bewährungsprobe hatte das Stromsystem während der partiellen
Sonnenfinsternis am 20. März 2015: Hierbei kam das
Stromsystem mit sehr starken Schwankungen der bundesweiten Solarstromproduktion hervorragend zurecht.
4.Klimaschutz: Die CO₂-Bilanz des Stromsektors hat sich
aufgrund der nach wie vor hohen Kohleverstromung
gegenüber dem Vorjahr kaum verändert. Die GesamtTreibhausgasemissionen Deutschlands sind sogar leicht
gestiegen und liegen 2015 bei -26 Prozent gegenüber
1990. Die Erreichung des 2020er-Klimaziels Deutschlands wird daher immer schwerer.
9.Stimmung: Die Bevölkerung unterstützt die Energiewende weiterhin mit großer Mehrheit, 90 Prozent der
Menschen halten die Energiewende für „wichtig“ oder
„sehr wichtig“. Als tragende Energieträger werden Sonnenenergie (85 Prozent) und Windkraft (77 Prozent)
gewünscht, Kernenergie und Kohle favorisieren demgegenüber nur acht beziehungsweise fünf Prozent.
5.Stromexport: Die Stromexporte haben 2015 erneut
deutlich zugelegt. Die physikalischen Stromflüsse erreichten mit per Saldo 50 Terawattstunden ein Allzeithoch. Dieses entspricht per Saldo rund acht Prozent der
Stromproduktion. Gemessen an den Handelsflüssen
wurden saldiert 61 Terawattstunden exportiert, 50 Prozent mehr als im Vorjahr. Vor allem die Niederlande,
Österreich und Frankreich beziehen Strom aus Deutschland. Der Grund: Deutschland hat nach Skandinavien die
zweitniedrigsten Börsenstrompreise Europas.
10.Ausblick auf 2016: Im Bereich der Erzeugung wird der
Anteil der Kernenergie leicht zurückgehen, die Erneuerbaren Energien werden voraussichtlich aufgrund des
Zubaus von Windkraftanlagen weiter zulegen. Bei den
Strompreisen ist trotz der gesunkenen Börsenpreise
aufgrund gestiegener Abgaben und Umlagen eine leichte
Erhöhung auf das Niveau von 2014 zu erwarten.
3
10 points on the 2015 power market
1. Renewable energy: 2015 was a year of superlatives.
Wind energy saw record growth of 50 percent, renewables were by far the dominant energy source
with a 30 percent share of production. They now cover
32.5 percent of power consumption.
6. Power prices: Market power prices fell again in 2015.
They were around 31.60 euros per megawatt-hour. On
the futures market, prices decreased even further: In the
second half of 2015, power for the years 2016 and 2017
traded at less than 30 euros per megawatt-hour.
2. Power usage: Electricity usage rose slightly in 2015
due to weather conditions compared to 2014, while the
economy grew by 1.7 percent. However, the decoupling
of power usage and growth is not happening fast enough:
While the federal government’s energy concept envisions a decline in power usage of 10 percent by 2020
over 2008, usage was only down 3.4 percent in 2015.
7. Flexibility: There was a mixed picture of the flexibility
of the power system in 2015. While the number of hours
with negative power prices nearly doubled to around 126
(2014: 64 hours), the average negative power price sank
to around nine euros per megawatt-hour (2014: minus
15.55 euros).
3. Conventional energy: Nuclear and gas power plants produced somewhat less power than in the previous year,
electricity from lignite and hard coal remained nearly
constant. Because renewables are covering ever more of
the domestic power needs, German coal power is being
increasingly exported.
4.Climate protection: The CO₂ balance of the power sector hardly changed compared to the previous year. Total
greenhouse gas emissions in Germany even rose slightly
and were 26 percent below those of 1990 in 2015. It is
thus becoming more and more difficult for Germany to
reach its 2020 climate targets.
5. Power exports: Power exports rose considerably in
2015. Physical power flows reached an all-time high
at 50 terawatt-hours on balance. This was on balance
around eight percent of all power production. Measured
by trade flows, net exports amounted to around 61 tera
watt-hours, 50 percent more than in the previous year.
The Netherlands, Austria and France are the main power
importers from Germany. The reason: Germany has
the second-lowest market power price in Europe after
Scandinavia.
4
8. Record days: On 23 August, the share of renewables reached its highest level: Between 1pm and 2pm,
83.2 percent of all power demand were covered by renewables. The litmus test for the power system came
on 20 March, during the partial eclipse of the sun: The
power system dealt extremely well with the sharp fluctuations in nationwide solar power production.
9. Popular sentiment: A large majority of the population
supports the energy transition: 90 percent of all citizens
consider the Energiewende as “important” or “very important”. Solar (85 percent) and wind (77 percent) power
are the most popular choices to be the main pillar of the
energy system, while only 5 percent of the population
favour nuclear and coal power.
10.Outlook 2016: In production, the share of nuclear energy
will decline slightly, while renewables will continue to
expand, due to the continued build-up in wind power
plants. Despite the decline in market power prices,
household power prices are likely to rise slightly due to
higher levies and fees, nearing the 2014 level.
Inhalt
Das Stromjahr 2015 in zehn Punkten
3
10 points on the 2015 power market
4
Der Stromsektor 2015 auf einen Blick
6
1Stromerzeugung
9
2Stromverbrauch
11
3
Entwicklung der Erneuerbaren Energien
13
4
Entwicklung der konventionellen Energieträger
17
5
Stromhandel und europäischer Preisvergleich
21
6
Preisentwicklung in Deutschland
25
7
Spotmarkt, negative Strompreise und Flexibilität
29
8Treibhausgasemissionen
31
9
Stimmung der Bevölkerung zur Energiewende
33
10
Kennzeichnende Tage zur Charakterisierung des deutschen Stromsystems
35
11
Ausblick 2016
41
12Referenzen
42
5
01. Apr
03. Apr
05. Apr
07. Apr
09. Apr
11. Apr
13. Apr
15. Apr
17. Apr
19. Apr
21. Apr
23. Apr
25. Apr
27. Apr
29. Apr
01. Mai
03. Mai
05. Mai
07. Mai
09. Mai
11. Mai
13. Mai
15. Mai
17. Mai
19. Mai
21. Mai
23. Mai
25. Mai
27. Mai
29. Mai
31. Mai
02. Jun
04. Jun
06. Jun
08. Jun
10. Jun
12. Jun
14. Jun
16. Jun
18. Jun
20. Jun
22. Jun
24. Jun
26. Jun
28. Jun
30. Jun
[GW]
0
6
01. Jan
03. Jan
05. Jan
07. Jan
09. Jan
11. Jan
13. Jan
15. Jan
17. Jan
19. Jan
21. Jan
23. Jan
25. Jan
27. Jan
29. Jan
31. Jan
02. Feb
04. Feb
06. Feb
08. Feb
10. Feb
12. Feb
14. Feb
16. Feb
18. Feb
20. Feb
22. Feb
24. Feb
26. Feb
28. Feb
02. Mrz
04. Mrz
06. Mrz
08. Mrz
10. Mrz
12. Mrz
14. Mrz
16. Mrz
18. Mrz
20. Mrz
22. Mrz
24. Mrz
26. Mrz
28. Mrz
30. Mrz
[GW]
Nettostromerzeugung und -nachfrage im ersten und zweiten Quartal 2015
90
80
70
60
50
40
30
20
10
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Biomasse
Agora Energiewende 2015
Wasserkraft
Windkraft
Photovoltaik
konventionell
Stromnachfrage
01. Okt
03. Okt
05. Okt
07. Okt
09. Okt
11. Okt
13. Okt
15. Okt
17. Okt
19. Okt
21. Okt
23. Okt
25. Okt
27. Okt
29. Okt
31. Okt
02. Nov
04. Nov
06. Nov
08. Nov
10. Nov
12. Nov
14. Nov
16. Nov
18. Nov
20. Nov
22. Nov
24. Nov
26. Nov
28. Nov
30. Nov
02. Dez
04. Dez
06. Dez
08. Dez
10. Dez
12. Dez
14. Dez
16. Dez
18. Dez
20. Dez
22. Dez
24. Dez
26. Dez
28. Dez
30. Dez
[GW]
01. Jul
03. Jul
05. Jul
07. Jul
09. Jul
11. Jul
13. Jul
15. Jul
17. Jul
19. Jul
21. Jul
23. Jul
25. Jul
27. Jul
29. Jul
31. Jul
02. Aug
04. Aug
06. Aug
08. Aug
10. Aug
12. Aug
14. Aug
16. Aug
18. Aug
20. Aug
22. Aug
24. Aug
26. Aug
28. Aug
30. Aug
01. Sep
03. Sep
05. Sep
07. Sep
09. Sep
11. Sep
13. Sep
15. Sep
17. Sep
19. Sep
21. Sep
23. Sep
25. Sep
27. Sep
29. Sep
[GW]
Nettostromerzeugung und -nachfrage im dritten und vierten Quartal 2015
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Biomasse
Wasserkraft
WIndkraft
Photovoltaik
konventionell
Stromnachfrage
7
8
1.
Stromerzeugung
Im Jahr 2015 haben die Erneuerbaren Energien endgültig
die zentrale Rolle im Stromsystem eingenommen. Mit einem
Anteil von 30 Prozent an der Bruttostromerzeugung sind
sie mit Abstand die dominierende Technologie zur Stromerzeugung (vier Prozentpunkte mehr als im Vorjahr) geworden
und haben die Stromerzeugung aus Braunkohle mit einem
Anteil von 24 Prozent deutlich abgehängt. Die Steinkohle
bleibt mit gut 18 Prozent der drittwichtigste Energieträger, gefolgt von Kernenergie (14 Prozent) und Erdgas (knapp
9 Prozent, vgl. Abbildung 1).
Eine Analyse der absoluten Zahlen zeigt, dass in Deutschland im Jahr 2015 mit 647,1 Terawattstunden mehr Strom
produziert wurde als jemals zuvor in der Geschichte der
Bundesrepublik. Gegenüber 2014 ist die Stromerzeugung
um etwa drei Prozent (19,3 Terawattstunden) angestiegen.
Das bisherige Allzeithoch wurde im Jahr 2008 verzeichnet;
es lag bei 640,7 Terawattstunden. Da der Stromverbrauch
mit fünf Terawattstunden nur leicht gestiegen ist, folgte
aus der gestiegenen Stromproduktion ein deutlich höherer
Stromexport als im Vorjahr.
Ein Vergleich der langjährigen Entwicklung der Energieträger (vgl. Abbildung 2) macht deutlich, dass die Erneuerbaren Energien im Jahr 2015 mit 194 Terawattstunden mehr
Strom produziert haben als jemals ein anderer Energieträger
vorher in der Geschichte. Das Maximum der Kernenergie
fällt ins Jahr 2001, das Maximum der Braunkohle lag im Jahr
1990. In beiden Fällen betrug es 171 Terawattstunden.
Der Vergleich der Stromproduktionsdaten mit den Vorjahreswerten zeigt, dass die Erneuerbaren Energien 2015 um
31,6 Terawattstunden gegenüber 2014 zugelegt haben. Dies
ist der höchste Zuwachs, den je ein Energieträger seit 1990
hatte. Demgegenüber produzierten Kern- (minus 5,6 Terawattstunden) und Erdgaskraftwerke (minus 4,1 Terawatt-
Erneuerbare Energien produzieren 30 Prozent des deutschen Stroms: Strommix des Jahres 2015
(Werte für 2014 in Klammern)
Abbildung 1
Öl + Sonstige:
4,9 % (5,2 %)
Erdgas:
8,8 % (9,7 %)
Steinkohle:
18,2 % (18,9 %)
Wind Onshore:
12,0 % (8,9 %)
Erneuerbare:
30,0 % (25,9 %)
Kernenergie:
14,1 % (15,5 %)
Wind Offshore:
1,3 % (0,2 %)
Photovoltaik:
5,9 % (5,8 %)
Biomasse
(inkl. biogenem Müll)
7,7 % (7,9 %)
Braunkohle:
24,0 % (25,0 %)
Wasserkraft:
3,0 % (3,1 %)
AG Energiebilanzen 2015a
9
Entwicklung der Stromproduktion: Erneuerbare produzieren 2015 mehr als die Kernenergie in ihren Höchstzeiten
700
89,3
536,8
49,2
41,1
145,9
142,6
300
143,1
147,1
140,8
118,0
134,1
117,0
91,5
200
Erneuerbare
Kernenergie
Steinkohle
104,8
Erdgas
2009
2008
2007
2006
2003
2004
2002
Braunkohle
2005
62,5
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
194,1
37,9
25,1
19,7
1990
0
154,1
152,5
1991
100
140,6
163,0
169,6
Mineralölprodukte
2015
170,9
155,0
154,1
148,3
2014
35,9
57,0
2013
549,9
2012
400
72,7
647,1
2011
[TWh]
500
633,1
576,6
2010
600
622,5
Abbildung 2
Sonstige
stunden) weniger Strom als im Vorjahr, während die Verstromung von Braun- und Steinkohle in etwa konstant auf
dem Niveau von 2014 verblieb. Der Stromverbrauch stieg
leicht um 4,8 Terawattstunden. Der Stromaustauschsaldo
legte mit 15 Terawattstunden deutlich zu – auch dies der
größte Zuwachs seit 1990.
Veränderungen von 2014 zu 2015: Erneuerbare mit Rekordzuwachs, Kernenergie und Erdgas verzeichnen
leichten Rückgang, Kohle bleibt konstant und drängt in den Stromexport
35
Abbildung 3
31,6
30
25
[TWh]
20
15
15
10
4,8
5
0
-0,8
-5
-4,1
-5,6
-10
Erneuerbare
10
-0,6
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Erdgas
Stromaustauschsaldo
Verbrauch
2.
Stromverbrauch
Der Stromverbrauch ist 2015 aufgrund des etwas kälteren
Winters leicht angestiegen und lag bei 597 Terawattstunden.
Damit wurden 4,8 Terawattstunden mehr verbraucht als im
Vorjahr (+ 0,8 Prozent), wobei dies vor allem auf die etwas
kälteren Wintermonate Anfang 2015 im Vergleich zu den
Vorjahresmonaten zurückzuführen ist. Temperaturbereinigt
liegt der Stromverbrauch 2015 unter dem Niveau des Jahres
2014. Der Trend zum sinkenden Stromverbrauch aufgrund
steigender Energieeffizienz setzt sich damit fort. So lag der
Stromverbrauch im Jahr 2015 um 21,2 Terawattstunden
niedriger als im Jahr 2008, dem Basisjahr für das Stromeffizienzziel des Energiekonzepts.
Um das Stromeffizienzziel des Energiekonzepts – eine
Verringerung des Stromverbrauchs im Jahr 2020 um zehn
Prozent gegenüber 2008 – zu erreichen, ist es jedoch notwendig, dass energieeffiziente Geräte den Markt mit einer
deutlich höheren Geschwindigkeit durchdringen als bis-
lang. So ist der Stromverbrauch im Durchschnitt der Jahre
2008 bis 2015 um drei Terawattstunden pro Jahr gesunken,
der 2015 erreichte Rückgang beträgt somit 3,4 Prozent. In
den kommenden fünf Jahren wird es daher nötig sein, den
Stromverbrauch jährlich um etwa 8 Terawattstunden zu
vermindern; nur dann wird der Stromverbrauch des Jahres
2020 zielgemäß um 62 Terawattstunden unter dem Verbrauch von 2008 liegen.
Deutlich wird auch, dass die Entwicklungen von Verbrauch
und Erzeugung immer stärker unabhängig voneinander
verlaufen, und die Schere dazwischen immer weiter geöffnet wird. Aufgrund dessen konnten 50,1 Terawattstunden
Strom im Jahr 2015 ins Ausland fließen.1
1
Diese Stromflüsse bilden die physikalischen Stromflüsse
ab. Im Kapitel 5 werden die Handelsflüsse diskutiert.
647,1
556
597,0
592,2
50,1
627,8
638,7
604,9
613,1
638,7
607,1
615,4
Abbildung 4
606,8
595,6
633,1
640,7
640,6
621,5
618,2
639,6
614,1
608,8
617,5
610,2
586,4
600,7
587,4
581,3
560
585,1
580
579,6
[TWh]
600
576,6
620
586,7
640
622,6
660
619,8
Stromverbrauch und -produktion 2000-2015 und Effizienzziel 2020
540
Ziel 2020:
-10 Prozent
vs. 2008
520
500
2000
2005
Bruttostromerzeugung
2010
2015
2020
Brutto-Inlandsstromverbrauch
11
Während die Wirtschaft kontinuierlich wächst, sinken seit 2007 sowohl Primärenergieverbrauch und Stromverbrauch:
Bruttoinlandsprodukt, Primärenergieverbrauch und Stromverbrauch 1990-2015 indexiert (1990=100)
Abbildung 5
150
142
140
133
130
122
[1990=100]
120
125
112
112
111
105
110
108
98
100
90
97
96
98
101
Ziel 2020:
-10 Prozent
80
Ziel 2020:
-20 Prozent
vs. 1990
95
89
80
70
60
1990
1995
2000
Bruttoinlandsprodukt
2005
2010
Primärenergieverbrauch
2015
2020
Bruttostromverbrauch
AG Energiebilanzen 2015a, Statistisches Bundesamt 2015a, eigene Berechnungen
Auch das Jahr 2015 zeigte die zunehmende Entkopplung
von Wirtschaftswachstum und Stromverbrauch: Während
das Bruttoinlandsprodukt um etwa 1,7 Prozent stieg, legte
der Stromverbrauch nur um 0,8 Prozent zu. Im Unterschied
dazu stieg 2015 der allgemeine Primärenergieverbrauch
etwa ebenso stark wie das Bruttoinlandsprodukt. Ursache
hierfür ist vermutlich in erster Linie die kältere Witterung
des Jahres 2015, temperaturbereinigt dürfte daher auch
12
hier eine Entkopplung des allgemeinen Energieverbrauchs
vom Wirtschaftswachstum zu beobachten sein. Nichtsdestotrotz zeigt sich auch beim allgemeinen Energieverbrauch wie schon beim Stromverbrauch, dass der Trend zur
Energieeinsparung nicht schnell genug verläuft, um das im
Energiekonzept für 2020 festgelegte Ziel sicher zu erreichen.
3.
Entwicklung der Erneuerbaren Energien
Der Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch
ist im vergangenen Jahr deutlich gestiegen: 32,5 Prozent des
in Deutschland verbrauchten Stroms stammten aus regenerativen Quellen. Damit ist deren Anteil an der Stromversorgung im vergangenen Jahr um fünf Prozentpunkte
gestiegen. Das Ziel der Bundesregierung, im Jahr 2025 zwischen 40 und 45 Prozent des Bruttostromverbrauchs durch
Erneuerbare Energien zu decken, ist damit deutlich näher
gerückt.
Die Stromproduktion Erneuerbarer Energien hat sich seit
1990 fast verzehnfacht – von seinerzeit 19,7 Terawattstunden auf 194,1 Terawattstunden im Jahr 2015. Gegenüber 2014 betrug der Zuwachs 31,6 Terawattstunden. Der
größte Treiber ist mit einem Plus von 28,7 Terawattstunden
die Windenergie (22 Terawattstunden Onshore-, 6,7 Terawattstunden Offshore-Windenergie). Die Stromproduktion
aus Photovoltaik lag aufgrund eines guten Sonnenjahres bei
38,5 Terawattstunden (+2,4 Terawattstunden), Biomassestrom hat leicht zugelegt auf insgesamt 49,9 Terawattstunden. Wasserkraft lag mit 19,5 Terawattstunden auf einem
ähnlichen Niveau wie im Vorjahr.
Besonders bemerkenswert ist die Windstromproduktion im
vergangenen Jahr: Es wurden 86 Terawattstunden Windenergie erzeugt, davon 77,9 Terawattstunden an Land und
8,1 Terawattstunden von Offshore-Anlagen auf See. Hierfür
sind vor allem zwei Effekte ursächlich:
→ Zum einen war 2015 ein relativ gutes Windjahr, in dem
deutlich mehr Wind wehte als 2014. Nachdem die letzten
Jahre von einem eher schlechten Winddargebot geprägt
waren, dürfte 2015 wieder ein leicht überdurchschnittliches Windjahr gewesen sein.
→ Zum anderen lieferten die vielen neu zugebauten Windräder des Jahres 2014 im Jahr 2015 erstmals eine volle
Erneuerbare Energien produzierten 2015 knapp ein Drittel des Stromverbrauchs: Anteil Erneuerbarer
Energien am Bruttostromverbrauch 2000-2015.
Abbildung 6
Ziel 2035:
55 - 60 %
70
EE-Anteil am Bruttostromverbrauch
Ziel 2025:
40 - 45 %
Obere Zielmarke
50
27,4 %
25,2 %
23,7 %
17,0 %
16,3 %
15,1 %
14,2 %
11,6 %
9,3 %
7,8 %
7,6 %
10
6,6 %
20
10,2 %
30
20,4 %
40
32,5 %
Untere Zielmarke
6,5 %
Anteil am Bruttostromverbrauch [%]
60
2015:
32,5 %
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
0
13
Die Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien hat sich seit 1990 fast verzehnfacht:
Entwicklung Erneuerbarer Energien 1990-2015
Abbildung 7
250
193,9
38,5
200
150
8,1
[TWh]
104,8
11,7
Biomasse (inkl. biogenem Hausmüll)
49,9
34,3
19,5
Windkraft onshore
Windkraft offshore
2015
2014
2013
2012
2010
2009
2008
2007
21,0
2006
2005
2004
2003
27,2
14,4
19,6
2002
1999
1998
1997
1996
1994
1993
1992
1991
1990
Wasserkraft
1995
21,6
19,7
9,5
3,4
24,9
2001
1,5
2,0
19,7
2000
50
37,8
1,3
37,8
25,1
0
77,9
62,5
2011
100
Photovoltaik
Die Windstromerzeugung stieg im letzten Jahr um 50 Prozent: Windstromproduktion 2000-2015
Abbildung 8
100
86,0
90
8,1
80
57,3
70
51,7
[TWh]
60
1,4
0,9
50
40
77,9
30
20
10
0
9,5
2000
10,5
15,8
2001
2002
18,7
25,5
27,2
2003
2004
2005
30,7
2006
39,7
2007
Windkraft onshore
14
48,9
40,6
38,6
37,8
2008
2009
2010
Windkraft offshore
2011
50,7
50,8
55,9
2012
2013
2014
2015
Jahresstromproduktion. Sie wurden ergänzt durch den
Anlagenzubau in den ersten Monaten des Jahres 2015,
der im windreichen Herbst bereits voll im Einsatz war.
So wurden 2014 etwa 4,4 Gigawatt Windkraftleistung an
Land und 1,4 Gigawatt Windkraftleistung auf See errichtet, in den ersten drei Quartalen 2015 kamen 2,5 Gigawatt
Windkraftleistung an Land und der Anschluss von Offshore-Windparks mit einer Leistung von rund 2,25 Gigawatt hinzu.
Beide Effekte zusammen führten dazu, dass die Windstromproduktion um 50 Prozent gegenüber dem Vorjahr angewachsen ist – eine Rekordsteigerung.
2015 war auch das Jahr, in dem in Deutschland erstmals die
Höhe der Einspeisevergütung von einigen ErneuerbareEnergien-Anlagen über Ausschreibungen ermittelt wurde.
Entsprechend des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2014
stellte die Bundesnetzagentur eine Photovoltaikleistung
von insgesamt 500 Megawatt zur Auktion. In einer ersten
Ausschreibungsrunde wurden am 1. April 150 Megawatt
versteigert, der mittlere Zuschlagswert lag bei 9,17 Cent/
Kilowattstunde. In der zweiten Runde am 1. August lag der
einheitliche Zuschlagswert bei 8,49 Cent/Kilowattstunde,
hier wurden ebenfalls 150 Megawatt versteigert. Die Ergebnisse der dritten Ausschreibungsrunde von 200 Megawatt
am 1. Dezember lagen noch niedriger, nämlich bei 8,00 Cent/
Kilowattstunde.
15
16
4. Entwicklung der konventionellen Energieträger
Nachdem in den vergangenen Jahren die Stromerzeugung
aus Braun- und Steinkohle leicht zurückgegangen war, stagnierte sie 2015 mit 118 Terawattstunden (Steinkohle) und
155 Terawattstunden (Braunkohle) annähernd auf Vorjahresniveau. Hier liegt die Quelle für die stark gewachsenen
Produktionsüberschüsse, die den Stromexport 2015 getrieben haben. Hätte der Stromexport auf dem Niveau von
2014 verharrt (auch dieses war schon ein Rekord), so hätte
angesichts des starken Zuwachses bei der Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien und dem nur geringfügig
angestiegenem Stromverbrauch die Kohleverstromung um
14,6 Terawattstunden reduziert werden können (entsprechend 5,35 Prozent der Gesamtproduktion der Braun- und
Steinkohlekraftwerke).
werks Grafenrheinfeld am 27. Juni 2015. Laut Atomgesetz
hätte es noch bis zum 31. Dezember 2015 weiterbetrieben
werden können. Der Betreiber E.ON hatte das Kernkraftwerk jedoch bereits zur Jahresmitte abgeschaltet, um zu
vermeiden, die für neue Brennelemente fällige Brennelementesteuer entrichten zu müssen. Damit sind weitere
1.345 Megawatt Kernenergie aus dem deutschen Strommix
ausgeschieden. Aufgrund der unterjährigen Abschaltung
wird der volle Effekt der Stilllegung auf die Stromerzeugung
erst 2016 deutlich werden.
Das Jahr 2015 war das fünfte Jahr in Folge, in dem die
Stromproduktion aus Erdgas deutlich zurückging: Es wurden 57 Terawattstunden Strom aus Erdgas generiert, vier
Terawattstunden weniger als im Vorjahr (61,1 Terawattstunden) und ein Drittel weniger als noch 2010 (89,1 Terawattstunden).
Die Stromproduktion aus Kernenergie ging im vergangenen
Jahr um 5,6 Terawattstunden zurück. Der Grund dafür liegt
vor allem in der vorzeitigen Abschaltung des Kernkraft-
Die Steinkohle verbleibt 2015 auf Vorjahresniveau: Stromproduktion aus Steinkohle 1990-2015
Abbildung 9
180
160
140
[TWh]
120
100
80
60
1995
147,1
1990
140,8
2000
143,1
2005
134,1
2015
118,0
2010
117,0
40
20
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
17
Braunkohle verharrt 2015 auf weiterhin hohem Niveau: Stromproduktion aus Braunkohle 1990-2015
Abbildung 10
180
160
140
[TWh]
120
100
80
1990
170,9
60
2005
154,1
2000
148,3
1995
142,6
2015
155,0
2010
145,9
40
20
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
Die Abschaltung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld Ende Juni 2015 macht sich mit einer leicht
gesunkenen Stromproduktion bemerkbar: Stromproduktion aus Kernenergie 1990-2015
Abbildung 11
180
160
140
[TWh]
120
100
80
1990
152,5
2000
169,6
1995
154,1
2005
163,0
2010
140,6
60
2015
91,5
40
20
18
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
Erdgas wird weiter aus dem Strommix verdrängt: Stromproduktion aus Erdgas 1990-2015
Abbildung 12
100
90
80
70
[TWh]
60
50
2010
89,3
40
2005
72,7
30
20
1995
41,1
1990
35,9
10
2000
49,2
2015
57,0
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
Trotz geringerer Gasstromproduktion stieg der Gasverbrauch ingesamt 2015 aufgrund des kälteren
Winters leicht an: Primärenergieverbrauch von Gas 1990-2015
Abbildung 13
4000
[PJ]
3000
2000
1000
0
1990
1995
2000
Stromerzeugung
2005
2010
2014* 2015*
Übriger Gasverbrauch
AG Energiebilanzen 2015b, *eigene Berechnungen auf Basis von AG Energiebilanzen 2015a
19
Betrachtet man den Gasverbrauch über alle Sektoren, so
zeigt sich, dass trotz des rückläufigen Verbrauchs in der
Stromwirtschaft der Gasverbrauch aufgrund des kälteren
Winters 2015 insgesamt gegenüber 2014 leicht angestiegen ist. Gleichwohl fällt der Gasverbrauch im langjährigen
Vergleich gering aus - 2015 markiert den zweitniedrigsten
Gasverbrauch seit 1995. Der Anteil des Gasverbrauchs, der
für die Stromerzeugung verwendet wird, ist dabei mit rund
18 Prozent klein; er unterlag in den vergangenen Jahren einer abnehmenden Entwicklung.
20
5. Stromhandel und europäischer Preisvergleich
Deutschland ist wie schon in den Vorjahren StromexportEuropameister und hat überdies einen neuen Exportrekord
aufgestellt. So wurden 97,8 Terawattstunden Strom 2015 ins
Ausland verkauft und 36,9 Terawattstunden aus dem Ausland gekauft. Der Exportsaldo — auf Basis der Handelsflüsse
— beträgt somit 60,9 Terawattstunden. Der bisherige Rekordsaldo von 2014 mit 40,3 Terawattstunden wurde damit
im Jahr 2015 nochmals um 50 Prozent gesteigert.2 Per Saldo
exportierte Deutschland damit im Jahr 2015 rund zehn Prozent des hierzulande produzierten Stroms. Der physikalische
Stromaustausch-Saldo lag etwa 10 Terawattstunden unter
dem Handelssaldo (Ursachen hierfür können etwa Kettenhandelsverträge von Strom im europäischen Binnenmarkt,
Ringflüsse zwischen den verschiedenen europäischen Netzgebieten sowie Redispatch-Maßnahmen der Netzbetrei-
2 In diesem Kapitel werden die kommerziellen
Stromhandelsflüsse dargestellt, da diese mit Blick auf
die Marktakteure die relevanten Größen sind.
ber sein), erreicht aber mit 50 Terawattstunden ebenfalls ein
neues Allzeithoch (2014: 36 Terawattstunden)
Zugleich stieg die an einzelnen Tagen erreichte maximale Exportleistung im Jahr 2015 auf etwa 17 Gigawatt an. Im Vorjahr
hatte die maximale Exportleistung noch bei rund 10 Gigawatt
gelegen. Die maximale Importleistung ist mit 16 Gigawatt vergleichbar groß. Allerdings verringerte sich die Zahl der Stunden, an denen Deutschland Nettoimporteur von Strom war,
deutlich: von 1.181 Stunden im Jahr 2014 auf 415 im Jahr 2015.
Deutschland verkauft insofern 10 Prozent der Stromproduktion ins Ausland (Handelssaldo) beziehungsweise produziert 8 Prozent Strom mehr Strom, als es verbraucht (physikalischer Saldo). Diese Differenz zwischen Erzeugung und
Verbrauch ist in den vergangenen Jahren konstant angestiegen – während das Stromaustauschsaldo im Jahr 2000 noch
ungefähr ausgeglichen war, öffnet sich die Schere zwischen
Stromerzeugung und Stromverbrauch seither immer weiter.
Deutschland hat 2015 mit 60,91 Terawattstunden erneut einen Nettostrom-Exportrekord aufgestellt –
fast 10 Prozent des in Deutschland erzeugten Stroms werden per Saldo ins Ausland verkauft
Abbildung 14
120
97,8
100
[TWh]
80
81,9
81,4
38,9
40,3
43,0
41,1
2013
2014
71,3
60
25,1
40
46,1
60,9
36,9
20
0
2012
Saldo
Import
2015
Export
Eigene Berechnungen auf Basis von ENTSO-E 2015. Es werden kommerzielle Stromhandelsflüsse dargestellt, keine physikalischen Stromflüsse.
21
Der bedeutendste Handelspartner für Strom aus Deutschland war Österreich, mit dem traditionell aufgrund der Nutzung der Pumpspeicher ein täglicher Stromhandel besteht.
Übers Jahr gesehen bezog Österreich jedoch netto deutlich
mehr Strom aus Deutschland als umgekehrt (Export nach
Österreich: 44,9,Terawattstunden, Import aus Österreich
13,6 Terawattstunden). Demgegenüber sind die Niederlande
ein reines Importland für deutschen Strom – sie kauften
aufgrund der niedrigeren Strompreise in Deutschland mehr
als 16,6 Terawattstunden, lieferten jedoch fast nichts. Drittwichtigster Abnehmer von Strom war Frankreich, das 13,3
Terawattstunden aus Deutschland importierte und etwa 3,8
Terawattstunden an Deutschland lieferte.
bei Exporten von 5,4 Terawattstunden) sowie aus Schweden
(2015: Importe in Höhe von 1,6 Terawattstunden bei Exporten von 0,1 Terawattstunden).
Umgekehrt importiert Deutschland traditionell Strom aus
Tschechien (2015: Importe in Höhe von 8,6 Terawattstunden
Verschoben haben sich die Verhältnisse gegenüber dem
Vorjahr im Stromhandel mit der Schweiz und mit Dänemark. Während die Schweiz 2014 noch Nettoexporteur
nach Deutschland war, ist sie 2015 zum Nettoimporteur
geworden: Deutschland exportierte 10,4 Terawattstunden
und importierte 5,7 Terawattstunden aus der Schweiz. Die
Stromhandelsbilanz zwischen Deutschland und Dänemark
wiederum war 2014 noch in etwa ausgeglichen, im Jahr
2015 allerdings avancierte Dänemark deutlich zum Exporteur nach Deutschland: 5,3 Terawattstunden wurden nach
Deutschland ausgeführt, wohingegen Dänemark im Gegenzug nur 2,1 Terawattstunden einführte.
Der Stromhandel mit dem Ausland ist sehr rege – vor allem nach Österreich und in die Niederlande
wird viel Strom exportiert
Abbildung 15
SE
1,61
0,11
5,33
2,21
DK
0,17
BE
LB
FR
0,55
0,86
PL
16,61
5,3
5
4,82
8,61
3,84
13,27
CH
5,6
5
10,
38
NL
13
CZ
44
,89
,56
AT
Exporte:
Importe:
Saldo:
97,8 TWh (2014: 76,5 TWh)
36,9 TWh (2014: 41,1 TWh)
60,9 TWh (2014: 35,1 TWh)
Stromhandel in TWh
Eigene Berechnungen auf Basis von ENTSO-E 2015. Es werden kommerzielle Stromhandelsflüsse dargestellt, keine physikalischen Stromflüsse.
22
Diese Entwicklung wurde insbesondere durch zwei Faktoren begünstigt:
→→ Nach mehrjähriger Vorbereitung wurde am 20. Mai 2015
im Handel in der zentralwesteuropäischen Region (Benelux, Frankreich, Schweiz, Österreich und Deutschland)
die lastflussbasierte Methode zur Bemessung der Grenzkuppelkapazitäten aktiviert. Dieses Verfahren optimiert
die für den Stromhandel verfügbaren Leitungskapazitäten, wodurch die Potenziale zum Stromaustausch in der
CWE-Region gestiegen sind.
→→ Die gestiegene Produktion aus Erneuerbaren Energien
hat in Deutschland Kohlestrom verdrängt, der – angesichts der weiterhin niedrigen Börsenstrompreise in
Deutschland – von ausländischen Abnehmern gekauft
wurde. Da die Erneuerbaren Energien in der Merit Order
der Strombörse zuerst den Zuschlag erhalten und die anderen konventionellen Energien entweder Must-RunAnlagen sind (Gas-Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen
bzw. Müllkraftwerke) oder niedrigere Grenzkosten haben
(Kernenergie, Braunkohle), ist der aus Deutschland exportierte Strom fast immer Strom aus Steinkohlekraftwerken (vgl. Abbildung 15). Damit bleibt die Produktion von
CO₂-intensivem Kohlestrom auch europaweit auf hohem
Niveau – trotz ausreichend klimafreundlicheren Gaskapazitäten sowohl in Deutschland als auch in Nachbar
ländern wie Niederlande oder Österreich.
Ursache für die hohen Stromexporte von Deutschland zu
seinen Nachbarn sind die Strompreisunterschiede zwischen den Ländern. Die deutsch-österreichische Preiszone
hat nach Skandinavien mit seinen traditionell niedrigen
Typische Stromproduktion in einer Novemberwoche 2015 – ein großer Teil der Steinkohlestromproduktion
wird exportiert
Abbildung 16
100
90
80
70
[GW]
60
50
40
30
20
10
0
16. Nov. 2015
17. Nov. 2015
18. Nov. 2015
19. Nov. 2015
20. Nov. 2015
Biomasse
Wasserkraft
Wind
Photovoltaik
Sonstige (v.a. Müll)
Braunkohle
Erdgas
Steinkohle
21. Nov. 2015
22. Nov. 2015
Kernenergie
Last
Agora Energiewende 2015b. (www.agora-energiewende.de/agorameter).
Hinweis: Produzierter Strom oberhalb der Nachfragekurve wird exportiert. Da Erneuerbare Energien in der Merit Order der Kraftwerke an erster Stelle stehen,
Kernkraft und Braunkohle zu sehr niedrigen Grenzkosten produzieren und die Stromproduktion aus Gas-KWK und Müllverbrennungsanlagen überwiegend
unabhängig vom Strompreis erfolgt, stammt der „Überschuss-Strom“, der in die Nachbarländer exportiert wird, überwiegend aus Steinkohlekraftwerken.
23
Strompreisen (21 Euro im Schnitt 2015) die zweitniedrigsten
Strompreise in Europa – so lagen die Preise in Deutschland
und Österreich im Schnitt im Jahr 2015 bei etwa 31,60 Euro
pro Megawattstunde. Demgegenüber betrugen sie 2015 in
Polen, Frankreich, Schweiz und in den Niederlanden etwa
40 Euro pro Megawattstunde und in Spanien, Portugal, Italien und Großbritannien lagen sie im Schnitt bei 50 Euro pro
Megawattstunde und mehr (vgl. Abbildung 17).
Ursache für die höheren Strompreisniveaus in diesen
Ländern ist ein höherer Anteil von Gaskraftwerken beziehungsweise im Fall von Spitzenreiter Großbritannien
(56 Euro pro Megawattstunde) der CO₂-Mindestpreis von
18 Pfund (circa 24 Euro) pro Tonne CO₂, der von britischen
Kraftwerksbetreibern zusätzlich zum EU-Emissionshandelspreis zu entrichten ist, sodass britische Kraftwerke derzeit pro ausgestoßener Tonne CO₂ Kosten von etwa 32 Euro
zu tragen haben.
Deutschland hat nach Skandinavien die niedrigsten Strompreise in Europa: Börsenstrompreise 2015
(Day-Ahead Base) im europäischen Vergleich
Abbildung 17
80
IT
CH
70
ES
60
PT
[EUR/MWh]
50
UK
BE
40
FR
30
NL
20
PL
10
DE - AT
Nordpool
0
Jan
Feb
Mrz
Apr
Mai
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez
EPEX Spot 2015, BELPEX 2015, OMEL 2015, GME 2015, Nordpool 2015, APX Power 2015, PolPX 2015, Quandl 2015, eigene Berechnungen
24
6. Preisentwicklung in Deutschland
Der Rückgang der Großhandelsstrompreise seit 2011 hat
sich im vergangenen Jahr fortgesetzt. Sowohl am Terminals auch am Spotmarkt sind die Preise an der Leipziger
Strombörse erneut gesunken, wobei sich dies in den Terminmärkten für Strom in den Jahren 2016 und danach noch
deutlicher bemerkbar machte als für den täglich gehandelten Strom im Jahr 2015 selbst.
Der für die Strombeschaffung der Vertriebe relevante Preis
für eine Stromlieferung im Jahr 2016 (1-Jahres-Future) ist
im Laufe des Jahres 2015 kontinuierlich gesunken und lag
im Mittel bei rund 31 Euro pro Megawattstunde, das entspricht einem Rückgang von etwa 12 Prozent. Seit 2011 ist
dieser rollierende Jahresfuture um 25 Euro die Megawattstunde gefallen – fast auf die Hälfte des Niveaus des Jahres
2011, das bei 56 Euro pro Megawattstunde lag.
Besonders drastisch ist der Verfall der Preise auf langfristige
Sicht: Die Preise für Stromlieferungen in den Jahren 2017
bis 2019 lagen zum Ende des Handelsjahres zum Teil weit
unter 30 Euro (vgl. Abbildung 19). Daraus lässt sich auf die
Erwartung der Händler für den Strommarkt der kommenden
Jahre schließen; demnach werden die kommenden Jahren
nach Ansicht der Händler weiter von einem großen Stromangebot bei niedrigen Erzeugungskosten und verhältnismäßig moderater Stromnachfrage geprägt sein.
Der Strompreis an der Börse ist auch 2015 weiter gefallen: Rollierender Jahresfuture 2007-2015
Abbildung 18
140
120
[EUR/MWh]
100
80
60
69,9
55,9
49,2
49,9
56,0
49,2
39,1
40
35,1
31,0
0
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
Jan
Mrz
Mai
Jul
Sep
Nov
20
2007
2008
2009
Baseload
2010
2011
Peakload
2012
2013
2014
2015
Mittelwert Baseload
EEX 2015
25
Bis ins Jahr 2019 kann Strom für unter 30 Euro pro Megawattstunde eingekauft werden: Future-Preise
im Handelsjahr 2015 für die Jahre 2016-2019
Abbildung 19
35
34
33
[EUR/MWh]
32
31
30
29
28
27
26
18.12.15
04.12.15
20.11.15
06.11.15
23.10.15
09.10.15
25.09.15
11.09.15
28.08.15
14.08.15
31.07.15
17.07.15
03.07.15
19.06.15
05.06.15
22.05.15
08.05.15
24.04.15
10.04.15
27.03.15
13.03.15
27.02.15
13.02.15
30.01.15
16.01.15
02.01.15
25
Handelstag
2016
2017
2018
2019
EEX 2015
Die für die Erzeugungskosten wichtigen Grenzübergangspreise für Steinkohle, Erdgas und Mineralöl sind im vergangenen Jahr wie schon 2014 gesunken, wohingegen der CO₂Zertfikatspreis 2015 wieder leicht zugelegte. Er lag im Mittel
bei etwa 7,50 Euro pro Tonne CO₂.
Diese Preiskonstellation wirkte sich leicht auf die Grenzkosten von Stein- und Braunkohlekraftwerke aus – sie
stiegen ein wenig an. Umgekehrt sanken die Grenzkosten
von Erdgaskraftwerke ein wenig, da diese weniger von den
Preisen für Emissionsrechte abhängig sind und gleichzeitig von den gesunkenen Grenzübergangspreisen für Gas
profitieren konnten. Gleichwohl liegen die Grenzkosten von
neuen Gas- im Vergleich zu alten Steinkohlekraftwerken
noch etwa sieben Euro pro Megawattstunde auseinander,
so dass sich an der durch die Grenzkosten determinierten
Einsatzreihenfolge der Kraftwerke nichts geändert hat: Alte
Steinkohlekraftwerke kommen vor neuen Gaskraftwerken
zum Zug.
26
Die gesunkenen Preise und Preiserwartungen spiegeln sich
auch in den Beschaffungskosten der Stromvertriebe wider –
sie gehen zurück. Trotz leicht steigender EEG-Umlage sinkt
daher die Summe aus EEG-Umlage und Beschaffungskosten
im Jahr 2016 (vgl. Abbildung 22). Gleichzeitig steigen jedoch
KWKG- und sonstige Umlagen, zudem erhöhen sich auch
die Netznutzungsentgelte in vielen Vertriebsgebieten. Insgesamt dürften im Durchschnitt für die Privathaushalte im
Jahr 2016 die Strompreise daher leicht steigen und wieder
das Niveau von 2014 erreichen (vgl. Abbildung 23).
Rohstoffpreise sinken 2015 deutlich, CO₂-Preise steigen leicht: Grenzübergangspreise für Erdgas,
Steinkohle und Mineralöl und Zertifikatspreis für CO₂
60
55,3
Grenzübergangs- bzw.CO₂-Zertiﬁkatspreis
[EUR/MWh bzw. EUR/t CO₂]
51,0
Abbildung 20
52,6
47,7
50
41,6
38,3
40
32,2
30
20
10
26,8
22,3
29,0
27,9
25,7
20,9
20,6
13,1
14,3
13,8
9,7
10,5
27,6
23,5
20,7
13,1
11,4
9,7
7,3
4,4
2009
2010
Steinkohle (EUR/MWh)
8,5
13,1
0
2008
9,0
2011
Erdgas (EUR/MWh)
2012
2013
Mineralöl (EUR/MWh)
5,9
2014
7,5
2015*
CO₂-Preis (EUR/t CO₂)
BAFA 2015a, BAFA 2015b, BAFA 2015c, EEA 2015, DEHSt 2015, eigene Berechnungen
Trotz der gesunkenen Grenzübergangspreise für Erdgas und der leicht gestiegenen CO₂-Preise sind neue Gaskraftwerke
nicht konkurrenzfähig gegenüber alten Kohlekraftwerken: Grenzkosten für neue Erdgas-, alte Braunkohleund alte Steinkohlekraftwerke
Abbildung 21
70
60
52,6
Grenzkosten [EUR/MWh]
60,8
50
40
54,0
33,6
43,7
30
21,9
49,0
42,6
40,5
41,6
50,1
38,3
48,8
40,5
23,6
39,7
32,0
22,5
20
15,1
11,4
31,3
13,3
31,5
15,2
10
0
2008
2009
2010
Braunkohle (alt, 31 %)
2011
2012
Steinkohle (alt, 35 %)
2013
2014
2015
Erdgas (GuD) (neu, 58 %)
BAFA 2015b, BAFA 2015c, DEHSt 2015, EEA 2015, Lazard 2015, Statistisches Bundesamt 2015b, UBA 2015a, eigene Berechnungen
27
Die Summe aus Strombeschaffung und EEG-Umlage bleibt auch 2016 unter 10 Cent pro Kilowattstunde:
Strombeschaffungskosten (70 Prozent Ein-Jahres-Future (Base), 30 Prozent Ein-Jahres-Future (Peak))
und EEG-Umlage 2011-2016
Abbildung 22
12
10,55
10
9,96
9,70
3,79
3,35
6,24
6,17
6,35
2014
2015
2016
8,92
8
[ct/kWh]
10,46
9,58
4,22
5,27
5,99
5,43
6
4
5,28
2
3,49
3,59
2011
2012
0
2013
Strombeschaffungskosten
EEG-Umlage
EEX 2015, Übertragungsnetzbetreiber 2015
Die Haushaltsstrompreise steigen 2016 wieder leicht auf das Niveau 2014: Haushaltsstrompreise 2007-2016
Abbildung 23
35
30
25
[ct/kWh]
20,1
20
15
10
1,0
1,3
6,3
5,3
5
21,4
1,2
1,5
5,9
5,5
22,8
23,4
1,2
1,5
2,1
1,5
5,8
25,5
29,2
29,5
29,1
29,5
5,3
6,2
6,2
6,4
1,7
1,6
1,6
1,6
26,1
3,5
3,6
1,7
1,7
5,8
5,8
6,0
6,5
6,5
6,6
6,8
5,7
5,8
6,1
6,2
6,7
6,8
6,7
6,8
5,9
7,2
8,4
8,1
8,4
8,4
8,3
7,9
7,6
7,1
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016*
0
Beschaffung, Vertrieb, Marge
EEG-Umlage
BNetzA 2015, * eigene Schatzung
28
KWKG-Umlage
Steuern
Netzentgelte
Sonstige Umlagen
Konzessionsabgabe
7. Spotmarkt, negative Strompreise und Flexibilität
Die stündlich gehandelten Preise am Spotmarkt der EPEX
(Day-ahead) lagen im Jahr 2015 bei durchschnittlich
31,60 Euro pro Megawattstunde und damit auf einem sehr
niedrigen Niveau. Gegenüber dem Vorjahr sind die Preise
am Spotmarkt damit nochmals um 3,40 Euro je Megawattstunde gesunken.
Hemmnisse (unter anderem An- und Abfahrkosten bei
Braunkohle- und Kernkraftwerken, mangelnde Wärmespeicher bei KWK-Anlagen, Design des Regelleistungsmarktes)
verhindern jedoch, dass dies immer geschieht.
In Summe ist die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen nach wie vor recht niedrig. Im Jahr 2015 waren an
insgesamt 126 Stunden negative Strompreise zu verzeichnen, das entspricht 1,4 Prozent der Stunden des Jahres. In
den beiden Vorjahren waren 64 Stunden mit negativen
Strompreisen zu verzeichnen (0,7 Prozent der Jahresstunden). Es handelt sich also um einen starken Zuwachs auf
niedrigem Niveau. Demgegenüber weisen die Werte der negativen Strompreise eine stark sinkende Tendenz auf. Während im Jahr 2012 der Durchschnitt der 56 Stunden mit negativen Preisen bei minus 60,51 Euro pro Megawattstunde
lag, waren es 2015 nur minus 9 Euro.
In Stunden, an denen eine niedrige Nachfrage, eine hohe
Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien und eine
mangelnde Flexibilität von konventionellen Kraftwerken
aufeinander treffen, treten negative Strompreise auf. Dies
bedeutet, dass Abnehmer von Strom Zahlungen dafür erhalten, dass sie dann Strom beziehen. Die Anzahl solcher
Stunden und die absolute Höhe der negativen Preise sind
Indikatoren für die (mangelnde) Flexibilität des Stromsystems, da es in diesen Stunden eigentlich betriebs- und
volkswirtschaftlich sinnvoll wäre, die Stromproduktion aus
konventionellen Kraftwerken zu reduzieren. Verschiedene
Die Spotmarktpreise der EPEX lagen durchschnittlich 31,60 Euro/MWh, 3,40 Euro unter Vorjahresniveau
Abbildung 24
120
100
80
60
[EUR/MWh]
40
28,27
36,72
31,34
29,72
25,36
Mär
Apr
Mai
30,06
35,00
31,61
31,88
Aug
Sep
39,36
32,39
27,78
Nov
Dez
20
0
-20
-40
-60
-80
-100
Jan
Feb
Strompreis
Jun
Jul
Okt
monatl. durchschnittlicher Strompreis
EPEX 2015
29
Die beiden Entwicklungen zeichnen also ein gemischtes
Bild hinsichtlich der Flexibilität des Stromsystems. Einerseits steigt angesichts der stark gewachsenen Produktion
von Wind- und Solaranlagen bei einem sich gleichzeitig
langsam flexibilisierenden Stromsystem die Zahl der Stunden mit negativen Preisen. Andererseits sinkt das Preisniveau negativer Stunden deutlich, was darauf hinweist, dass
immer mehr Marktteilnehmer versuchen, stark negative
Preise zu vermeiden, also im Rahmen ihrer Möglichkeiten
flexibel reagieren. Mit steigenden Anteilen von Wind- und
Solarenergie wird sich die Flexibilitätsherausforderung
weiter vergrößern, sodass sowohl auf Seiten der Kraftwerksbetreiber als auch auf Seiten der Regulierung weitere Anstrengungen nötig sein werden. Dies ist deswegen
besonders relevant, als dass ab dem 01. Januar 2016 §24 des
EEG 2014 gilt, wonach Neuanlagen größer als 500 Kilowatt
(Windenergieanlagen größer als 3 Megawatt) in Zeiträumen
mit negativen Preisen keine Vergütung erhalten, wenn diese
sechs Stunden oder länger andauern. Im Jahr 2015 gab es
sieben solcher Zeiträume mit insgesamt 56 Stunden.
Stunden mit negativen Strompreisen, mittlerer negativer Preis sowie geringster Preis 2012-2015
Abbildung 25
126 h
56 h
64 h
64 h
2012
2012
2013
2014
2015
2013
2014
2015
-14,17
-15,55
-9,00
2012
2013
2014
-65,03
-70,19
2015
-79,94
-100,03
-221,99
Anzahl Stunden mit neg. Preisen
EPEX 2015
30
Mittlerer negativer Preis in Euro/MWh
Geringster Preis in Euro/MWh
8. Treibhausgasemissionen
Da im Jahr 2015 ein kälterer Winter als 2014 zu verzeichnen
war, sind die deutschen Treibhausgasemissionen aufgrund
des gestiegenen Heizenergieverbrauchs leicht angestiegen.
Nach einer ersten Schätzung wurden im Jahr 2015 925 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalente Treibhausgase ausgestoßen, fünf Millionen Tonnen mehr als 2014. Die Emissionen
Deutschlands sind damit im Jahr 2015 wieder auf dem Niveau von 2011 angelangt, das heißt bei einer Reduktion der
Treibhausgasemissionen um 26 Prozent unter das Niveau
von 1990. Ziel der Bundesregierung ist es, die Emissionen
bis 2020 um 40 Prozent zu senken.
Da rund 40 Prozent der gesamten Treibhausgasemissionen
Deutschlands auf die Energiewirtschaft entfallen, spielen
die CO₂-Emissionen des Stromsektors eine besondere Rolle,
um die Klimaschutzziele zu erreichen. Diese Emissionen
sind nach einer ersten Schätzung im Jahr 2015 um 5 Millio-
nen Tonnen leicht zurückgegangen. Sie liegen mit 313 Millionen Tonnen ebenfalls wieder auf dem Niveau des Jahres
2011.
Dass die Emissionen des Stromsektors trotz der seit 2011
deutlich gestiegenen Stromproduktion aus CO₂-freien
Energieträgern (+55 Terawattstunden Nettoeffekt aus
Erneuerbaren-Zubau und Kernenergie-Abschaltung) und
des seither erfolgten Nachfragerückgangs (-10 Terawattstunden) nicht gesunken sind, liegt an der seither gestiegenen Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle (+11 Terawattstunden), die zunehmend auch für den Export erfolgt
(+44 Terawattstunden Nettoexportsaldo). Insgesamt verursachte die Braunkohleverstromung mehr als 150 Millionen
Tonnen CO₂ und die Steinkohleverstromung fast 100 Millionen Tonnen CO₂.
925
920
957
931
945
925
910
974
977
Ziel 2020
Ziel 2030
750
800
563
[Mio. t CO₂-äqu.]
1000
1002
2015: -26 %
994
1036
1019
1060
1039
1200
1046
1122
1400
Abbildung 26
1250
Die Treibhausgasemissionen steigen 2015 wieder leicht an: Treibhausgasemissionen nach
Sektor 1990-2015 sowie Reduktionsziele für 2020 und 2030
600
400
200
Energiewirtschaft
Haushalte
Verkehr
2030
2020
2014*
GHD
2015**
2013*
2010
2005
2000
1995
1990
0
Industrie
Landwirtschaft
Sonstige
UBA 2015b, * eigene Berechnungen, ** eigene Schätzung
31
Die CO₂-Emissionen des Stromsektors liegen 2015 wieder auf dem Niveau von 2011: CO₂-Emissionen
des Stromsektors 2000-2015 nach Energieträgern
Abbildung 27
400
350
326
335
339
339
333
334
339
350
330
301
315
314
2010
2011
325
331
2012
2013*
317
313
CO₂-Emissionen [Mio. T]
300
250
200
150
100
50
0
2000
2001
2002
2003
Braunkohle
2004
2005
2006
Steinkohle
2007
Erdgas
UBA 2015a; * eigene Berechnungen
Um das deutsche Klimaschutzziel für 2020 zu erreichen,
müssen in Deutschland die jährlichen Treibhausgasemissionen bis dahin um 500 Millionen Tonnen gegenüber 1990
reduziert werden (entsprechend 40 Prozent). Bis 2015 betrug die Reduktion 325 Millionen Tonnen. Bis 2020 müssen dementsprechend noch weitere 175 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalente reduziert werden. Dies ist ohne eine
deutliche Reduktion der Treibhausgasemissionen in allen
energierelevanten Bereichen – Strom, Wärme und Verkehr –
nicht erreichbar. Hierfür wird eine konsistente Dekarbonisierungsstrategie benötigt.
32
2008
2009
Mineralölprodukte
Sonstige
2014*
2015*
9. Stimmung der Bevölkerung zur Energiewende
Die Zustimmung zur Energiewende lag 2015 weiterhin auf
einem sehr hohen Niveau: 90 Prozent der Bevölkerung halten die Energiewende laut dem jährlichen Energiemonitor,
den die Forschungsgruppe Wahlen im Auftrag des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft erhebt, für
wichtig oder sehr wichtig (Abbildung 28). Dieser Wert ist
sehr konstant seit 2012, wobei etwa 50 Prozent der Befragten die Energiewende für „sehr wichtig“ und 40 Prozent der
Befragten sie für „wichtig“ halten.
In einer Umfrage des Allensbach-Instituts im Auftrag
des Bundespresseamts dazu, welche Energieträger in den
nächsten Jahrzehnten eine wichtige Rolle in der Energiewirtschaft spielen sollen, liegen die Erneuerbaren Energien weit vorne, mit Zustimmungsraten von 85 Prozent für
Sonnenenergie und 77 Prozent für Windenergie. Einziger
konventioneller Energieträger mit einer nennenswerten
Zustimmung ist das Erdgas (22 Prozent). Nur 5 Prozent der
Befragten wünschen sich, dass die Energieversorgung in
20 bis 30 Jahren durch Kohle gesichert wird. Die Kohleverstromung erhält damit noch weniger Zustimmung als die
Stromerzeugung mit Kernkraftwerken (8 Prozent Zustimmung).
Seit 2012 genießt die Energiewende eine stabile 90-Prozent-Zustimmung in der Bevölkerung:
Bedeutung der Energiewende 2012-2015
Abbildung 28
2012
2013
2014
2015
0%
20 %
sehr wichtig
40 %
wichtig
weniger wichtig
60 %
überhaupt nicht wichtig
80 %
100 %
weiß nicht
BDEW Energiemonitor 2012, 2013, 2014, 2015
33
Sonne und Wind genießen hohe Zustimmung, die Kohle die niedrigste: Meinung der Bevölkerung
zu wichtigen Energiequellen der Zukunft
Abbildung 29
In 20, 30 Jahren soll die Energieversorgung vor allem gesichert werden durch...
100
90
85
77
Zustimmung in Prozent
80
70
60
45
50
40
30
24
22
20
10
8
7
6
5
Kernkraftwerke
Erdöl
Stromimporte
Kohle
0
Sonnenenergie
Windenergie Wasserkraftwerke
Biomasse
Bundespresseamt 2015, zitiert nach zeit.de und phasenpruefer.de
34
Erdgas
10Kennzeichnende Tage zur Charakterisierung des
deutschen Stromsystems
Abbildung 30
90
60
80
50
70
60
40
50
30
40
30
20
20
10
10
0
0
Abbildung 30 zeigt den Verlauf der stündlichen Strom
einspeisung von Photovoltaik-Anlagen am Tag der Sonnenfinsternis sowie am Tag zuvor, der ein sehr ähnliches
Sonnenprofil hatte. Während an beiden Tagen die durchschnittliche stündliche Erzeugung zwischen 9 und 10 Uhr
13 Gigawatt betrug, lag sie am 20. März zwischen 10 und
11 Uhr bei nur 8 Gigawatt, um dann rasch auf 16 Gigawatt
(Mittelwert 11 bis 12 Uhr) und 21 Gigawatt (Mittelwert 12 bis
13 Uhr) anzusteigen. Damit hatte sie wieder das Niveau des
19. März erreicht, denn außerhalb der Zeiten der Sonnenfinsternis waren die Solar-Einspeiseverhältnisse an beiden
Tagen fast identisch.
Die binnen kurzer Zeit wegfallende Solarleistung wurde
ganz überwiegend über die Mechanismen des europäischen
Strommarktes – im vortägigen und innertägigen Handel kompensiert. Infolgedessen sprangen Pumpspeicherkraftwerke ein, zudem reduzierte Deutschland seine Stromexporte während der Sonnenfinsternis – allerdings wurde
auch währenddessen noch Strom ins Ausland verkauft. Die
von den Übertragungsnetzbetreibern als Systemverantwortliche kontrahierte Regelleistung wurde hingegen nur in
3 D
er Mond hat bis zu 82 Prozent der Sonne verdeckt (50Hertz et al, 2015).
[EUR/MWh]
Am 20. März 2015 trat in Deutschland eine partielle Sonnenfinsternis auf. An diesem Tag hat sich zwischen 9:30
und 12:00 Uhr der Mond auf seiner Umlaufbahn zwischen
Erde und Sonne geschoben und Deutschland einen erheblichen Teil des Tageslichts genommen.3 Rund eine Stunde lang
wurde es dunkler, ehe sich der Tag langsam wieder aufhellte. Da der 20. März ein sehr sonniger Tag war, wurde die
Solarstromerzeugung durch die Sonnenfinsternis deutlich
beeinträchtigt.
Stromproduktion aus Solarenergie
am 20. März 2015
[GW]
20. März 2015: P
artielle Sonnenfinsternis stellt das
Stromsystem auf die Probe
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Biomasse
Wasserkraft
Wind
Photovoltaik
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Erdgas
Pumpspeicher/
Speicherwasser
Sonstige
(v.a. Müll)
Nachfrage
Strompreis
gewöhnlichem Maße abgerufen 4, die eigens für diesen Tag
überdimensionierte Reserve wurde nicht in Anspruch genommen.
Grundlage für den reibungslosen Verlauf der Sonnenfinsternis für das Stromsystem war eine präzise Solarprognose, auf
deren Grundlage die Solarstrommengen im vortägigen Handel treffsicher angeboten worden waren. Der Tag der Sonnenfinsternis kann damit als erfolgreicher Test für das Jahr
2030 angesehen werden, denn in 15 Jahren werden Rampen
wie zur Sonnenfinsternis regelmäßig auftreten.
4 Fraunhofer IWES (2015)
35
Am 23. August 2015 erreichte die Erzeugung von Strom aus
Erneuerbaren Energien um 13 Uhr ein Allzeithoch: 50,8 Gigawatt und damit gut 83 Prozent des Stromverbrauchs
stammten an diesem Dienstag vor allem aus Windkraft(18,9 Gigawatt) und Photovoltaikanlagen (25,1 Gigawatt).
Gleichwohl lag der Exportsaldo zu dieser Zeit mit 16,9 Gigawatt recht hoch. Die Preise an der Strombörse notierten mit
10,04 Euro pro Megawattstunde positiv.
Maximaler Erneuerbaren-Anteil von
83,2 Prozent am 23. August 2015 um 13 Uhr
Abbildung 31
100
90
80
70
60
[GW]
23. August 2015: M
aximale Erzeugung von Strom aus
Erneuerbaren Energien
50
40
30
20
10
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Biomasse
Wasserkraft
Photovoltaik
konventionell
Wind
Stromnachfrage
Um 17 Uhr erreichte die Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien am 3. November 2015 ihr Minimum für 2015 mit
einer Gesamtleistung von 7,3 Gigawatt. Der ErneuerbarenAnteil zu dieser Zeit lag bei weniger als zehn Prozent, da die
Windstromproduktion auf das sehr niedrige Niveau von
0,5 Gigawatt fiel. Am selben Tag um 14 Uhr wurde auch das
geringste Niveau der Windstromeinspeisung mit 0,2 Gigawatt gemessen.
Minimale Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren
Energien am 3. November um 17 Uhr
Abbildung 32
100
90
80
70
60
[GW]
3. November 2015: M
inimale Erzeugung von Strom aus
Erneuerbaren Energien
50
40
30
20
10
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Biomasse
Wasserkraft
Photovoltaik
konventionell
Stromnachfrage
36
Wind
21. Dezember 2015: Maximale Windeinspeisung
Maximale Windstromeinspeisung am
21. Dezember um 23 Uhr: 36,7 Gigawatt
Um 23 Uhr am 21. Dezember 2015 erreichte die Produktion
von Windstrom ihr Maximum: Die deutschen Windkraftwerke speisten mit einer Leistung von 36,7 Gigawatt Strom
ein. Damit waren die deutschen Windkraftanlagen – gemessen an ihrer Nennleistung von 40,6 Gigawatt zum Jahresende – zu diesem Zeitpunkt zu 91,5 Prozent ausgelastet.
Abbildung 33
100
90
80
70
[GW]
60
50
40
30
20
10
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Biomasse
Wasserkraft
Photovoltaik
konventionell
Wind
Stromnachfrage
21. April 2015: Maximale Solareinspeisung
Maximale Solarstromeinspeisung am
21. April um 13 Uhr: 28,5 Gigawatt
Um 13 Uhr erreichte die Leistung aller deutschen Solarstromanlagen am 21. April 2015 28,5 Gigawatt. Bei einer zu diesem Zeitpunkt installierten Nennleistung von etwa 39 Gigawatt (Jahresende: circa 39,6 Gigawatt) entspricht das einer
Auslastung von 73 Prozent.
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Biomasse
Wasserkraft
Photovoltaik
konventionell
Wind
Stromnachfrage
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Um 3 Uhr morgens erreichte die Last am Zweiten Weihnachtstag ihr Jahresminimum. Nur noch 36 Gigawatt wurden verbraucht. Die Windkraft lieferte mit einer Leistung von
20,1 Gigawatt zu diesem Zeitpunkt mehr als die Hälfte des
Strombedarfs. Hätte der Wind in dieser Weihnachtsnacht
so stark geweht wie fünf Tage zuvor am 21. Dezember, dann
hätte Deutschland erstmals in seiner Geschichte 100 Prozent
seines Stroms aus Windkraft bezogen. Bemerkenswert an
diesem Stromtag ist die Flexibilität konventioneller Kraftwerke: Die Braunkohlekraftwerke drosselten ihre Leistung
auf 8,2 Gigawatt (Maximalleistung: 20,7 Gigawatt), die Leistung der Kernkraftwerke wurde innerhalb weniger Stunden
von 10,5 auf 6,5 Gigawatt reduziert (Maximalleistung nach
Stilllegung des Kernkraftwerkes Grafenrheinfeld: 11 Gigawatt) und die Steinkohleverstromung erreichte 1,9 Gigawatt
(Maximalleistung: 22,2 Gigawatt). Hingegen verharrte die
Leistung von Erdgaskraftwerken in diesen Stunden und Tagen konstant auf einem Niveau von etwa 5,4 Gigawatt. Dies
dürfte zu einem großen Anteil Wärmelieferverpflichtungen
von KWK-Anlagen auf Erdgas-Basis geschuldet sein.
Minimaler Stromverbrauch und viel Strom
aus Erneuerbaren Energien
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26. Dezember 2015: M
inimaler Stromverbrauch und ein
möglicher 100-Prozent-Wind-Tag
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Biomasse
Wasserkraft
Wind
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Steinkohle
konventionell
Stromnachfrage
Tag der Jahreshöchstlast
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15. April 2015: Jahreshöchstlast
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Die Jahreshöchstlast wurde am 15. April 2015 um 13 Uhr erreicht. Zu diesem Zeitpunkt wurden 83,2 Gigawatt des produzierten Stroms verbraucht. Dabei lag die Solarstromproduktion bei 27,6 Gigawatt und die Windstromproduktion bei
20,2 Gigawatt. Insgesamt wurden zu dieser Stunde 66 Prozent des verbrauchten Stroms durch Erneuerbare Energien
gedeckt. Die verbleibenden 34 Prozent sowie der Export
(11,5 Gigawatt) von wurden durch 10,3 Gigawatt Kernenergie, 13,8 Gigawatt Braunkohlestrom, 7,1 Gigawatt Strom aus
Steinkohle, 5,4 Gigawatt Strom aus Erdgas sowie 3,2 Gigawatt sonstiger Stromerzeugung produziert.
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Biomasse
Wasserkraft
Photovoltaik
konventionell
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Wind
Kalenderwoche 46: Flexible Reaktion der fossilen
Kraftwerke auf Windstrom
Die Tage vom 9. November bis 15. November 2015 sind gekennzeichnet von lang anhaltendem, starken Wind, der allerdings einmal zur Wochenmitte am 12. November deutlich abflaut. Über den Zeitraum von mehreren Tagen werden
kontinuierlich Windleistungen von mehr als 20 Gigawatt
gehalten, in der Spitze sogar bis zu 31 Gigawatt. In der Wochenmitte fällt die Windleistung kurzzeitig auf 6,7 Gigawatt
ab. Flexibilität in der Stromerzeugung wird im gesamten
Zeitraum weitgehend von Steinkohlekraftwerken geliefert – ihre Leistung variiert zwischen 3,7 und 27,6 Gigawatt.
Braunkohlekraftwerke modulieren in einem Bereich von 9,6
und 17,5 Gigawatt. Die eigentlich ebenfalls flexiblen Gaskraftwerke kommen – bis auf die Gas-KWK-Anlagen, die
Wärmelieferverpflichtungen haben – kaum zum Zuge und
produzieren auf einem Niveau zwischen 5,7 und 10,8 Gigawatt. Im gesamten Zeitraum wird Strom zu positiven Preisen gehandelt. Diese erreichen während des Abflauens des
Windes am 12. November mit 69,49 Euro pro Megawattstunde ein Maximum in dessen Folge der Export von Strom
kurzfristig einbricht – gleichwohl mit einem Exportsaldo
von 2,4 Gigawatt noch nennenswert ist. Unmittelbar nach
dem Wieder-Anziehen der Windleistung schnellt der Export
wieder auf Werte von mehr als 7,5 Gigawatt, gleichzeitig fallen die Strompreise in ein Band von etwa 10 bis 40 Euro pro
Megawattstunde zurück.
Kalenderwoche 46 mit viel Windstrom und ﬂexiblen thermischen Kraftwerken
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9. Nov. 2015
10. Nov. 2015
11. Nov. 2015
12. Nov. 2015
13. Nov. 2015
Biomasse
Wasserkraft
Wind
Photovoltaik
Steinkohle
Erdgas
Pumpspeicher/Speicherwasser
14. Nov. 2015
Kernenergie
Sonstige (v.a. Müll)
15. Nov. 2015
Braunkohle
Nachfrage
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11 Ausblick 2016
Im Jahr 2016 wird sich das Stromsystem weiter verändern,
außerdem stehen energiepolitische Entscheidungen auf der
Tagesordnung. Im Stromsystem sind folgende Entwicklungen dabei schon zu Jahresanfang absehbar:
→→ Sehr wahrscheinlich ist ein weiteres Wachstum des Anteils Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, vor
allem bei der Windstromerzeugung auf See. Die Grundlagen dafür wurden bereits 2015 mit der Inbetriebnahme
mehrerer großer Offshore-Parks gelegt. Diese Parks werden angesichts ihrer hohen Volllaststunden einen deutlichen Effekt erzielen. Zudem könnte der in den vergangenen Jahren rückläufige Trend beim Ausbau der
Photovoltaik langsam wieder ins Positive drehen: Zum
Jahreswechsel 2016 wurde erstmals seit ihrer Einführung
die Einspeisevergütung für Solarstrom nicht gesenkt,
gleichzeitig sinken die globalen Modulpreise weiter.
→→ Umgekehrt wird die Stromproduktion aus konventionellen Kraftwerken weiter abnehmen. Hierzu trägt insbesondere die Stilllegung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld bei, die erst zur Jahresmitte 2015 erfolgte und die sich
somit erstmals 2016 voll auf eine Jahresstromproduktion
auswirkt. Ob hingegen die Kohlekraftwerke auch 2016
weiter auf dem Niveau des Jahres 2015 verbleiben oder
ihre Stromproduktion ebenfalls zurückgehen wird, dürfte
in erster Linie von den Exportmöglichkeiten des Jahres
2015 abhängen.
→→ Zur Sicherung des Stromnetzes dürften zwei Effekte beitragen: Zum einen die Inbetriebnahme eines Teils der
„Thüringer Strombrücke“. Sie verbindet die Regelzone von
50Hertz in Ostdeutschland mit der Regelzone von Tennet
in Bayern und reduziert den innerdeutschen Netzengpass. Zudem soll zwischen dem deutschen und polnischen
Übertragungsnetz der erste Phasenschieber – ein Betriebsmittel, das die Ringflüsse von Windstrom aus Norddeutschland nach Süddeutschland über Polen und Tschechien verhindern kann – in Betrieb genommen werden.
Hierdurch könnte der Stromhandel zwischen Deutschland und Polen wieder steigen, der 2015 fast zum Erliegen
gekommen war.
→→ Erneuerbare Energien übernehmen zunehmend mehr
Systemverantwortung: Seit Mitte Dezember 2015 sind
die Rahmenbedingungen klar, unter denen – zunächst
einige- Windparks sich an der Bereitstellung von Regelleistung beteiligen können. Diese wurde bisher ausschließlich von fossilen Kraftwerken, Speicheranlagen
sowie Wasserkraft- und Biogaskraftwerken geliefert.
Auch im Bereich der Energiepolitik wird es 2016 zwei entscheidende Entwicklungen geben:
→→ Im Jahr 2016 soll das Erneuerbare-Energien-Gesetz novelliert werden. Die Planungen der Bundesregierung sehen vor, erstmals Ausschreibungen für die Vergütung von
Windkraftanlagen an Land einzuführen und in Verbindung damit eine Steuerung für die zugebauten Leistungen
zu etablieren. Zentrale Diskussionspunkte werden mögliche Ausnahmeregelungen für kleinere Akteure (Stichwort
Bürgerenergie) beziehungsweise kleine Anlagen sowie die
Ausschreibungsmengen für Windanlagen an Land sein.
→→ Die Debatte über die Dekarbonisierung des Stromsystems
geht weiter: Die Bundesregierung will gemäß Koalitionsvertrag und im Lichte des Klimaschutzabkommens
von Paris bis Sommer 2016 einen Klimaschutzplan 2050
vorlegen. Dieser soll die bestehenden mittel- und langfristigen Klimaschutzziele Deutschlands (Minderung der
Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 um 55 Prozent
bis 2030, um 70 Prozent bis 2040 und um 80 bis 95 Prozent bis 2050) konkretisieren. Für 2030 soll ein Klimaschutzaktionsplan mit konkreten Maßnahmen vorgelegt
werden. Hierzu wird eine konsistente Dekarbonisierungsstrategie für alle Sektoren – Strom, Wärme und Verkehr – notwendig sein.
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www.netztransparenz.de
45
Publikationen von Agora Energiewende
AUF DEUTSCH
12 Thesen zur Energiewende
Ein Diskussionsbeitrag zu den wichtigsten Herausforderungaen im Strommarkt (Lang- und Kurzfassung)
Aktionsplan Lastmanagement
Endbericht einer Studie von Connect Energy Economics
Auf dem Weg zum neuen Strommarktdesign: Kann der Energy-only-Markt 2.0
auf Kapazitätsmechanismen verzichten?
Dokumentation der Stellungnahmen der Referenten für die Diskussionsveranstaltung am 17. September 2014
Ausschreibungen für Erneuerbare Energien
Welche Fragen sind zu prüfen?
Das deutsche Energiewende-Paradox. Ursachen und Herausforderungen
Eine Analyse des Stromsystems von 2010 bis 2030 in Bezug auf Erneuerbare Energien, Kohle, Gas, Kernkraft
und CO₂-Emissionen
Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2014
Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2015
Die Entwicklung der EEG-Kosten bis 2035
Wie der Erneuerbaren-Ausbau entlang der langfristigen Ziele der Energiewende wirkt
Die Rolle des Emissionshandels in der Energiewende
Perspektiven und Grenzen der aktuellen Reformvorschläge
Die Rolle der Kraft-Wärme-Kopplung in der Energiewende
Status quo, Perspektiven und Weichenstellungen für einen sich wandelnden Strom- und Wärmemarkt
Der Spotmarktpreis als Index für eine dynamische EEG-Umlage
Vorschlag für eine verbesserte Integration Erneuerbarer Energien durch Flexibilisierung der Nachfrage
Die Sonnenfinsternis 2015: Vorschau auf das Stromsystem 2030
Herausforderung für die Stromversorgung in System mit hohen Anteilen an Wind- und Solarenergie
Effekte regional verteilter sowie Ost-/West-ausgerichteter Solarstromanlagen
Eine Abschätzung systemischer und ökonomischer Effekte verschiedener Zubauszenarien der Photovoltaik
Ein Kraftwerkspark im Einklang mit den Klimazielen
Handlungslücke, Maßnahmen und Verteilungseffekte bis 2020
Ein robustes Stromnetz für die Zukunft
Methodenvorschlag zur Planung – Kurzfassung einer Studie von BET Aachen
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen Strommarktdesign
Energieeffizienz als Geschäftsmodell
Ein marktorientiertes Integrationsmodell für Artikel 7 der europäischen Energieeffizienzrichtlinie
Kapazitätsmarkt oder Strategische Reserve: Was ist der nächste Schritt?
Eine Übersicht über die in der Diskussion befindlichen Modelle zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit
in Deutschland
Klimafreundliche Stromerzeugung: Welche Option ist am günstigsten?
Stromerzeugungskosten neuer Wind- und Solaranalagen sowie neuer CCS- und Kernkraftwerke auf Basis der
Förderkonditionen in Großbritannien und Deutschland
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Publikationen von Agora Energiewende
Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland
Ein Vergleich möglicher Strategien für den Ausbau von Wind- und Solarenergie in Deutschland bis 2033
Negative Strompreise: Ursache und Wirkungen
Eine Analyse der aktuellen Entwicklungen – und ein Vorschlag für ein Flexibilitätsgesetz
Netzentgelte in Deutschland
Herausforderungen und Handlungsoptionen
Positive Effekte von Energieeffizienz auf den deutschen Stromsektor
Endbericht einer Studie von der Prognos AG und dem Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW)
Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus Erneuerbaren Energien
Handlungsvorschläge basierend auf einer Analyse von Potenzialen und energiewirtschaftlichen Effekten
Stromexport und Klimaschutz in der Energiewende
Analyse der Wechselwirkungen von Stromhandel und Emissionsentwicklung im fortgeschrittenen europäischen Strommarkt
Stromspeicher für die Energiewende
Untersuchung zum Bedarf an neuen Stromspeichern in Deutschland für den Erzeugungsausgleich, Systemdienstleistungen
und im Verteilnetz
Transparenzdefizite der Netzregulierung
Bestandsaufnahme und Handlungsoptionen
AUF ENGLISCH
12 Insights on Germany’s Energiewende
An Discussion Paper Exploring Key Challenges for the Power Sector
A radically simplified EEG 2.0 in 2014
Concept for a two-step process 2014-2017
Benefits of Energy Efficiency on the German Power Sector
Final report of a study conducted by Prognos AG and IAEW
Comparing Electricity Prices for Industry
An elusive task – illustrated by the German case
Comparing the Cost of Low-Carbon Technologies: What is the Cheapest Option?
An analysis of new wind, solar, nuclear and CCS based on current support schemes in the UK and Germany
Cost Optimal Expansion of Renewables in Germany
A comparison of strategies for expanding wind and solar power in Germany
Increased Integration of the Nordic and German Electricity Systems
Modelling and Assessment of Economic and Climate Effects of Enhanced Electrical Interconnection and the Additional
Deployment of Renewable Energies
Power Market Operations and System Reliability
A contribution to the market design debate in the Pentalateral Energy Forum
The Danish Experience with Integrating Variable Renewable Energy
Lessons learned and options for improvement
Understanding the Energiewende
FAQ on the ongoing transition of the German power system
Alle Publikationen finden Sie auf unserer Internetseite: www.agora-energiewende.de
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088/01-A-2016/DE
Wie gelingt uns die Energiewende?
Welche konkreten Gesetze, Vorgaben
und Maßnahmen sind notwendig,
um die Energiewende zum Erfolg
zu führen? Agora Energiewende will
helfen, den Boden zu bereiten, damit
Deutschland in den kommenden
Jahren die Weichen richtig stellt.
Wir verstehen uns als Denk- und
Politiklabor, in dessen Mittelpunkt
der Dialog mit den relevanten
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Agora Energiewende ist eine gemeinsame Initiative der Stiftung Mercator und der European Climate Foundation.

Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2015

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