Bei der Ausschreibungsrunde im Februar gab es einen neuen Rekord: Der niedrigste Zuschlagswert lag mit 3,55 Cent pro Kilowattstunde so gering wie nie. Dies zeigt, wie günstig große Photovoltaik-Anlagen in Deutschland bereits gebaut werden können. Dabei wird dieser ermittelte anzulegende Wert für die Betreiber der Photovoltaik-Anlagen nur als Differenz zum jeweiligen Marktpreis (gleitende Marktprämie) gezahlt. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) hat daher einmal nachgerechnet, wieviel Förderung tatsächlich noch für solche Anlagen gezahlt werden muss, wenn sie in Betrieb sind.
Für den Vergleich hat er die Photovoltaik-Marktwerte aus den Jahren 2018 und 2019 herangezogen und mit dem niedrigsten Zuschlagswert von 3,55 Cent pro Kilowattstunde verglichen. Wenn diese Photovoltaik-Anlage also bereits am Netz gewesen wäre, hätte sie in sechs Monaten im Jahr 2019 keine Marktprämie in Anspruch nehmen müssen. So ist in den Monaten Januar, Februar, Juli, Oktober November und Dezember der Marktwert höher als die 3,55 Cent pro Kilowattstunde gewesen, wie die Berechnungen des bne zeigen. Im Jahr 2018 habe er sogar in neun Monaten höher gelegen: Februar, März, Juni, Juli, August, September, Oktober, November und Dezember.
Der über das Jahr gemittelt hätte 2019 die Marktprämie für eine solche günstige Photovoltaik-Anlage gerade einmal bei 0,223 Cent pro Kilowattstunde gelegen – 2018 sogar nur bei 0,121 Cent pro Kilowattstunde. Hintergrund für das noch bessere Abschneiden im Jahr 2018 sind nach den bne-Berechnungen die damals höheren Börsenstrompreise verbunden mit höheren Photovoltaik-Marktwerten gewesen.
„Solarstrom aus Freiflächenanlagen ist die günstigste Stromerzeugungsform in Deutschland geworden. Dies gilt selbst für die relativ kleinen Anlagen, die über Ausschreibungen laufen“, erklärt Robert Busch, Geschäftsführer des bne, mit Blick auf die Berechnungen. Bei der Ausschreibungsrunde hatte es insgesamt 18 Zuschläge für Photovoltaik-Projekte gegeben. Das Gesamtvolumen lag gerade einmal bei 100 Megawatt. „Große PPA-Anlagen kommen inzwischen sogar ohne EEG-Marktprämie aus. Mit weiter fallenden Erzeugungskosten gelingt ein fließender Übergang von der Förderung in den Markt. Dies gelingt umso schneller je höher die CO2-Preise und damit auch die Marktwerte für Solarstrom sind“, so Busch weiter. Ein Weg dahin wäre eine Reform des Emissionshandels im Zuge des Green Deals der Europäischen Kommission. Damit könnten erneuerbare Energien schneller in den Markt gebracht werden.
Mit Blick auf die politischen Rahmenbedingungen in Deutschland erklärt Busch: „Die Bundesregierung sollte Hürden beseitigen und größere Photovoltaik-Anlagen an Ausschreibungen teilnehmen lassen, als dies bislang möglich ist.“ Von den niedrigeren Zuschlagswerten würden schlussendlich auch die Stromkunden profitieren. Daneben fordert der bne, dass Kommunen direkt von den Photovoltaik-Anlagen in ihrer Region profitieren sollten. „Das muss auch für PPA-Anlagen außerhalb des EEGs gelten“, sagte Busch weiter. Der Verband fordert zudem den Verzicht auf unnötige Hürden wie Netzausbaukosten-Zuschüsse, die insbesondere Photovoltaik-Anlagen treffen würden, die ohne staatliche Förderung in Deutschland realisiert werden. „Stattdessen sollten die Netzzugänge erleichtert werden. Abgebaut werden sollten auch rechtliche Hürden, die die Laufzeit von PPA-Verträgen begrenzen“, so Busch weiter.
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Einflußfaktoren auf den Strompreis (Einkaufspreis):
– Abstand zum Erfüllungszeitpunkt der Stromlieferung
„Je größer die Volatilität der Märkte und je weiter der Lieferzeitraum vom Einkaufszeitpunkt entfernt ist, desto risikoreicher und teurer sind die Strompreisangebote“
– Wettbewerbsituation im Energiemarkt
“ Je mehr Versorger angefragt werden, desto eher wird der beste Energiepreis zum Zeitpunkt der Ausschreibung erreicht.“
– Bindefrist an Angebotspreise
„Eine schnelle Entscheidung führt zum günstigsten Preis, weil das Preisänderungsrisiko für den Anbieter bei einer kurzen Angebotsfrist gering ist.“
– langfristige Lastgangstabilität der StromkundInnen
„Je kontinuierlicher und gleichmäßiger der Lastgang eines Gewerbe- oder Industriekunden über einen bestimmten Zeitraum verläuft, desto günstiger kann der Energiepreis ausfallen.“
– Brancheneinfluß, „Ratingplatzierung“, gesellschaftliche Positionierung
„Die Bonität sowie das Unternehmensimage haben Einfluss auf den Strompreis und sind für Versorger bei der Angebotsabgabe relevant. Die Bonität ist wichtig, weil Versorger das Risiko eines Zahlungsausfalls zum Zeitpunkt der Lieferung in ihrer Preiskalkulation berücksichtigen. Im ungünstigsten Fall bleibt der Lieferant auf den bereits beschafften Strommengen sitzen.“
– Toleranzband für Verbrauchsveränderungen
„Energieeinkäufer erhalten bei einer elektronischen Ausschreibung in diesem Fall Angebote mit einer Mehr- und Mindermengenregelung (z. B. 80–120 % Abweichung). Bewegt sich der Verbrauch innerhalb des vereinbarten Toleranzbandes, bleibt der Preis konstant.“
– Energieverbrauch(smenge)
„Die Energieverbrauchsmenge von Strom kann bei elektronischen Ausschreibungen einen Einfluss auf die Angebotsdichte und letztlich auf den Strompreis nehmen. Benötigen Großkunden zu viel oder wenig Kilowattstunden Strom oder sind in ihrem Lastverlauf schwer prognostizierbar, bietet ein Versorger bei einer Ausschreibung eventuell nicht mit.“
– Bilanzkreis des Stromlieferanten (Energielieferanten?)
„Energieversorgungsunternehmen suchen sich die Großkunden, deren Lastprofile möglichst optimal in den eigenen Bilanzkreis passen. Ein wesentlicher Grund hierfür ist ein harmonisches Zusammenwirken des Lastgangs des Verbrauchers mit dem Bilanzkreislauf des Lieferanten.“
– Börsenkurs des Strompreises (day-ahead, intraday)
„Da sich der Strompreis stündlich ändert und im Laufe von Stunden, Tagen oder Wochen steigen oder fallen kann, ist es sinnvoll, diesen Faktor zu berücksichtigen.“
( – Rückwirkung durch Energiepreisprognosen
„Die Prognosewerte sind so scharf, dass das Ergebnis mit einer Abweichung von weniger als 2 % vorhergesagt wird.“ )
– CO2-Preise
– Brennstoffpreise (Verfügbarkeit, politische Konflikte)
– H20-Bildung für Laufwasser-, Pumpspeicherungskraftwerke
– Revisionen
– technische Einschränkungen des Nennlastangebotes
– Netzausbaugrad
– sektorenübergreifende Kompatibilität/Ersatzleistung
– Witterung (Wolkendichte, Temperatureinfluß)
– Nachfragezeitpunkt (Tageszeitpunkt, Feiertags- und Ferienzeiten, Brückentage)
– Effizienzoptimimum
– Konjunkturentwicklung (Schwellenländer, Streik, Gefahrenlage … )
– politische Entscheidungen (bspw. Brexit, Kohleausstieg, 52GW-Deckelung)
– Kapazitätsaufbau-/vorhaltung für Stromerzeugung (Konkurs oder Neuangebot von großen EVUs, Vorfälle gemäß INA)
– Innovationsleistung
– ökologische, geologische Ereignisse
https://www.enportal.de/einflussfaktoren-strompreis/
http://www.wiwi.uni-muenster.de/vwt/Veranstaltungen/Ausgewaehlte_Kapitel_der_Energiewirtschaft/Literatur/marktanalyse.pdf
https://blog.energybrainpool.com/terminmarktpreis-2020-einflussfaktoren-wetter-und-rezession/
Korrektur:
kerntechnische Vorfälle gemäß INES
https://de.wikipedia.org/wiki/Liste_von_Unf%C3%A4llen_in_kerntechnischen_Anlagen
Nun ja der gewichtete Mittelwert aus der Ausschreibung lag aber bei 5,01 Cent/Kwh und damit um 0,21 Cent höher als vor einem Jahr. ( Quelle https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Ausschreibungen_node.html )
Wenn PPA-Anlagen nicht nur an günstigen Standorten ohne Förderung auskämmen, dann bräuchte man die Förderung über das EEG für Freiflächenanlagen doch gar nicht mehr