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Enerige & Management > Regulierung - So viel könnte die Stromerlösgrenze abschöpfen
Quelle: Fotolia / JWS
REGULIERUNG:
So viel könnte die Stromerlösgrenze abschöpfen
Enervis hat den Abschöpfungseffekt der geplanten EU-Stromerlösgrenze für Deutschland abgeschätzt. Unter bestimmten Prämissen. 
 
Das Berliner Beratungshaus Enervis hat auf einem Seminar bei der Hamburger Messe Wind Energy eine erste Abschätzung gegeben, wie viel Erlöse der Staat durch die EU-Erlösgrenze allein im Spotmarkt abschöpfen könnte.   

Nach den Worten von Enervis-Geschäftsführer Eckhard Kuhnhenne-Krausmann hätte der Bund allein von Januar bis Ende August 2022 bei Anwendung des von Brüssel vorgeschlagenen Erlösdeckels von 180 Euro/MWh rund 3 Mrd. Euro von den Spotmarkterlösen der Windenergie an Land abgeschöpft und etwa 30 Mrd. Euro der 90 Mrd. Euro kumulierter Umsätze eingenommen, um sie an die von den Preiserhöhungen betroffene Strom-Kundschaft umzuverteilen. 

Abgeleitet aus einer hauseigenen Strompreisprognose für das Jahr 2023 schätzt Enervis, dass sich das Abschöpfpotenzial im Strom-Spotmarkt bei einem Erlösdeckel von 180 Euro/MWh für das Gesamtjahr 2023 auf 30 Mrd. Euro in Summe belaufen könne, ergänzte der Enervis-Chef. Auf Wind onshore entfielen dabei rund 8 Mrd. Euro, auf PV ungefähr 5 Mrd. Euro und Wind offshore etwa 2 Mrd. Euro.  

Diese Schätzung gab Kuhnhenne-Krausmann unter bestimmten Prämissen ab: Die Analysten von Enervis gingen dabei von ihrem Preisprognosemodell aus und von der Voraussetzung, dass alle Verstromungstechnologien außer Steinkohle und Gas in die Deckelung einbezogen wären, wie es die EU-Kommission am 13. September vorgeschlagen hätte. Deutschland könnte sich aber im Rahmen des Vorschlags, der am 1. Dezember wirksam werden soll, auch für zusätzliche Ausnahmen entscheiden, zum Beispiel eine technologiespezifische Deckelung, welche die Abschöpfungsbeträge mutmaßlich erhöhen dürfte.   
 
Eckhard Kuhnhenne-Krausmann von Enervis bei seinem Referat in Hamburg
Quelle: E&M / Georg Eble

Außerdem geht die Abschätzung davon aus, dass es dem deutschen Gesetzgeber gelänge, tatsächlich „jede produzierte MWh“ über „alle Marktplätze und Vertragstypen“ hinweg abzuschöpfen, wie es Brüssel vorschwebt. Diese Generalklausel solle eine Flucht etwa in PPA (Direktlieferverträge) verhindern, würde aber unter Umständen auch rückwirkend in Vertragsgestaltungen eingreifen. Dies werde in der Branche als Drohpotenzial gesehen und auch von Enervis kritisch bewertet, so Kuhnhenne-Krausmann. 

Neue Vertragstrends bei PPA  

Laut Kuhnhenne-Krausmann haben die explodierten  und schwankenden Strom-Großhandelspreise zu einer „großen Zurückhaltung“ von Energiehandelshäusern gegenüber grünen PPA geführt. Diese hätten ihre finanzielle Liquidität für Absicherungsgeschäfte (Hedges), die im Hintergrund der PPAs stehen, teils bereits ausgeschöpft. Sie sind aber für die preisliche Absicherung der PPA durch Terminmarktprodukte unerlässlich. Die Handelsliquidität im Strom-Terminmarkt – dem Referenzmarkt – sei um 60 % gegenüber 2021 und 2020 zurückgegangen. 

In den vergangenen Monaten habe es zudem einen Schwenk zu neuen Bepreisungsmodellen in der Direktvermarktung von Wind und PV gegeben: „Pauschale Abwicklungsvergütungen werden zunehmend zum Auslaufmodell“, sagte Kuhnhenne-Krausmann. Denn die Kosten etwa für den Bilanzausgleich sowie die Risiken aus Marktwertdifferenzen der Wind- und Solarparks seien stark gestiegen.

Das zeige sich auch in den Abschlägen von PPA im Vergleich zum Terminmarktpreis. Im August sei der prozentuale Abstand realistischer PPA-Preise zum dahinterliegenden Terminmarktpreis so groß gewesen wie noch nie. Und auch die Profilwerte der grünen Technologien schwankten projekt- und standortabhängig, so dass sich ein breiter Korridor von PPA-Preisen ergeben habe (Details siehe PPA-Preisindex von E&M und Enervis vom August 2020).
 

Georg Eble
Redakteur
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Freitag, 30.09.2022, 12:25 Uhr

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