2

Großprojekte ab 750 kWp installierter Leistung mussten auch im Jahr 2020 am Ausschrei-bungsverfahren teilnehmen. Dabei wurde für die Photovoltaik ein Gesamtvolumen von knapp 1,3 GW reserviert. Hinzu wurden in zwei technologieübergreifenden Ausschreibungen,

in der Solarparks „gegen“ Windkraftprojekte um Zuschläge bieten konnten, weitere 400 MW zugeteilt. Beide dieser Ausschreibungen wur-den ausschließlich durch PV-Projekte gewon-nen, gleichzeitig waren alle reinen PV-Aus-schreibungen jeweils deutlich überzeichnet.2

ct/kWh Volumen Gebotsmenge Zuschlags-

menge Zuschlagswerte Solaranlagen Gebotstermin [MW] [MW] [MW] Min Max gew. Mittel

Feb. 2020 100.000 492.992 100.554 3,55 5,21 5,01 Mrz. 2020 300.000 838.350 301.208 4,64 5,48 5,18 Jun. 2020 96.358 447.225 99.567 4,90 5,40 5,27 Jul. 2020 192.716 779.418 193.272 4,69 5,36 5,18

Sep. 2020 256.955 674.611 257.887 4,80 5,39 5,22 Okt. 2020 96.358 393.296 103.143 4,98 5,36 5,23 Dez. 2020 256.955 936.066 264.159 4,88 5,26 5,10

Summe 1.299.342 4.561.958 1.319.790


menge Zuschlagswerte gem. Ausschreibung Gebotstermin [MW] [MW] [MW] Min Max gew. Mittel

Apr. 2020 200.000 553.169 203.721 4,97 5,61 5,33 Nov. 2020 200.000 518.094 201.911 5,18 5,45 5,33

Summe 400.000 1.071.263 405.632

Es zeigt sich, dass neue, große PV-Anlagen in Deutschland mittlerweile zu Preisen von knapp über 4 Cent je erzeugter kWh wirtschaftlich Strom produzieren können. Tendenz bei der Wirtschaftlichkeitsgrenze: weiter fallend. Damit dürften in Zukunft immer mehr Großanlagen ohne EEG-Förderung auskommen. Der Groß-teil der installierten Leistung ist jedoch in klei-

2 Bundesnetzagentur – Veröffentlichung der Ergebnisse der Ausschreibungsverfahren

neren Anlagen verbaut. Rund 73,8 % entfallen auf PV-Anlagen mit weniger als 1 MW Leis-tung.3 Über kurz oder lang wird jegliche konventio-nelle Stromerzeugungstechnologie Mühe ha-ben, mit der Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen mitzuhalten.

3 Bundesnetzagentur – EEG in Zahlen 2019

3

Zubau Windenergie gering Hinsichtlich des Neubaus von Windenergiean-lagen setzte sich im Jahr 2020 bedauerlicher-weise der rückläufige Trend der letzten Jahre fort, die Ausbauzahlen sind weiterhin gesun-

ken. 2019 konnte immerhin noch ein Leis-tungszubau von knapp 2 GW erreicht werden, 2020 waren es nur ca. 1,7 GW. Zumindest kurzfristig wird sich diese Entwicklung auch über die nächsten Monate kaum verbessern.

Wie im Jahr zuvor waren die reinen Windkraft-Ausschreibungen im Jahr 2020 größtenteils wieder deutlich unterzeichnet. In der zweiten Jahreshälfte wurden die Volumina zusehends aufgefüllt, die Dezember-Ausschreibung war sogar überzeichnet. Ob dies ein erstes Indiz für die Verbesserung der Zubau-Zahlen im

Windbereich ist oder von Seiten der Betreiber schlichtweg versucht wurde, noch an der letz-ten Ausschreibungsrunde des EEG 2017 teil-zunehmen, um den Unsicherheiten und teils nachteiligen Regelungen des neuen EEG 2021 aus dem Weg zu gehen, bleibt abzuwarten.


menge Zuschlagswerte Windenergie an Land Gebotstermin [MW] [MW] [MW] Min Max gew. Mittel

Feb. 2020 900.000 526.550 523.050 5,76 6,20 6,18 Mrz. 2020 300.000 193.800 150.900 5,74 6,20 6,07 Jun. 2020 825.527 467.590 463.990 5,90 6,20 6,14 Jul. 2020 275.176 191.050 191.050 6,00 6,20 6,14

Sep. 2020 366.901 310.450 284.900 6,17 6,20 6,20 Okt. 2020 825.527 768.950 658.650 5,60 6,20 6,11 Dez. 2020 366.901 657.100 399.700 5,59 6,07 5,91

Summe 3.860.032 3.115.490 2.672.240

1.8292.226

1.642678

2.938

1.1711.809

2.267 2.498

5.1375.966

4.855

6.145

3.263

1.997 1.708

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020*

Jährlicher Leistungszubau WindenergieM

Quellen: bis 2019: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie unter Verwendung von Daten der Arbeitsgruppe Erneuer-bare Energien-Statistik (AGEE-Stat), Stand 02/2020, für 2020: Bundesnetzagentur

4

Hintergrund des weit hinter Plan zurückblei-benden Ausbaus sind zum großen Teil rigide Abstandsregelungen, die eine Vielzahl an po-tenziellen Projektstandorten ausschließen. Weiterhin besteht landesweit eine enorme Kla-geflut gegen Windprojekte, für die sich zu ei-nem nicht unerheblichen Teil sogar bundesei-gene Institute selbst verantwortlich zeichnen: Die Deutsche Flugsicherung und der Deutsche Wetterdienst. Alleine die Deutsche Flugsicherung hat hun-derte Klagen eingereicht und Fachleute sind sich einig, dass ein großer Teil davon unnötig ist, vergleicht man z. B. beklagte Abstandsre-gelungen zu Funkfeuer für den Funkverkehr der Flugzeuge mit den Regelungen anderer europäischer Länder. Der Prüfradius für Wind-energievorhaben beträgt in der Regel 10 km um eine Drehfunkfeuer-An-lage. In Deutschland wird als einziges Land ein er-weiterter Prüfradius für spezielle Doppler-Dreh-funkfeuer angewandt, wel-cher 15 km beträgt. Durch den einfachen 10-km-Korri-dor werden bereits 579 ge-plante Windenergieanlagen blockiert, der erweiterte Prüfradius in Deutschland führt zu einer Blockierung von zusätzlichen 561 WEA. Insgesamt wird somit der Neubau von 1.140 Wind-energieanlagen mit einer geplanten Gesamtleistung von 4.789 MW durch die Deutsche Flugsicherung verhindert.4 Das ist mehr

4 Fachagentur Windenergie an Land – Hemmnisse beim Ausbau der Windenergie in Deutschland, 2019

als das Zubauvolumen der Jahre 2019 und 2020 zusammen. Der Deutsche Wetterdienst (DWD) hingegen fordert einen Mindestabstand von Windener-gieanlagen zu 3D-Wetterradaren von mindes-tens 5 km. Während innerhalb des Radius von 5 km die Flächen laut DWD vollkommen von Windenergieanlagen freizuhalten wären, wird für Flächen, die in einem Radius von 5 bis 15 km liegen, eine Höhenbegrenzung gefordert, um die flächendeckende Detektion von Nieder-schlägen nicht zu stören. Ein allgemeiner Schutzbereich um Wetterrade besteht bis auf einen Standort in Deutschland jedoch nicht. Bei geplanten Windenergieanlagen werden im Einzelfall durch Gerichtsverfahren Entschei-dungen herbeigeführt, die regelmäßig durch Klagen vom DWD angestoßen werden.5

5 Fachagentur Windenergie an Land

5

Anteil erneuerbarer Energien erneut auf Re-kordhöhe Nachdem die erneuerbaren Energien im Jahr 2019 mit 40,1 % bereits einen beachtlichen Anteil an der Bruttostromerzeugung in Deutschland verzeichneten, konnte dieser Wert mit 44,9 % im Jahr 2020 nochmals über-troffen werden und erreichte damit ein neues Rekordhoch.6 Dies ist insbesondere auf den sehr windstarken Jahresauftakt vor allem im Februar und die darauffolgenden sonnigen Frühjahrs- und Sommermonate zurückzufüh-ren. Auch wenn sowohl das Windangebot als auch die Solareinstrahlung im letzten Quartal

nur ein unterdurchschnittliches Niveau erreich-ten, konnte in beiden Segmenten im Jahres-schnitt ein gutes Ergebnis eingefahren werden. Der Rekordanteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch relativiert sich jedoch etwas hinsichtlich der Tatsache, dass die inlän-dische Gesamtstromerzeugung aufgrund der weiteren Abschaltungen von konventionellen Kraftwerken wie auch schon in den Jahren zu-vor rückläufig ist. Zudem drohen Hemmnisse auf politischer Ebene den weiteren Zubau ins Stocken zu bringen.

6 Statistisches Bundesamt (destatis)

0%

10%

20%

30%

40%

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60%

70%

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100%

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1991

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2003

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2017

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Strommix in Deutschland 1990 - 2020

ErneuerbareEnergieträger

Andere, nichterneuerbareEnergiequellen

Gas

Kernenergie

Steinkohle

Braunkohle

6

Nachfolgend sehen Sie die genaue Zusam-mensetzung der deutschen Stromproduktion im Jahr 2020:

Bruttostromerzeugung in Deutschland 2020 in TWh In % Wasserkraft 18,7 3,3% Biomasse 44,4 7,8% Wind 134,5 23,7% Solar 51,0 9,0% Kernenergie 64,3 11,3% Braunkohle 91,7 16,2% Steinkohle 42,5 7,5% Öl 4,2 0,7% Gas 91,6 16,1% Andere 24,5 4,3% Summe 567,4 100,0%

Entwicklung der Preise für Strom und CO2-Zertifikate Hinsichtlich der Entwicklung des Börsenstrom-preises sorgte die Corona-Pandemie wie in vielen anderen Bereichen für ein turbulentes Jahr 2020. Im Frühjahr war einerseits aufgrund guter Solareinstrahlung und eines großartigen Windangebotes eine hohe Strommenge aus erneuerbaren Energien verfügbar, während gleichzeitig der Stromverbrauch durch das Herunterfahren der wirtschaftlichen Tätigkeiten zur Pandemiebekämpfung stark zurückging. Dies führte zum stärksten Einbruch auf den Strommärkten seit Jahren. Mit den sukzessi-ven Lockerungen und der ansatzweisen Rück-kehr zum normalen Produktionsniveau im

Sommer sowie mit den bereits erwähnten mä-ßigen Voraussetzungen für erneuerbare Stromproduktion im Herbst und Winter kletter-ten die Preise kontinuierlich wieder nach oben, sodass sich diese auf einem üblichen Niveau zwischen 40 EUR/MWh und 50 EUR/MWh (entspricht 4 ct/kWh bzw. 5 ct/kWh) einpendel-ten. Durch die bereits in Planung befindlichen wei-teren Abschaltungen von Kernkraft- und Kohle-kraftwerken kann damit gerechnet werden, dass wir in den kommenden Monaten und Jah-ren eine tendenziell weiter steigende und auch zunehmend volatile Strompreisentwicklung se-hen werden.

WasserkraftBiomasseWindSolarKernenergieBraunkohleSteinkohleÖlGasAndere

7

In den zurückliegenden Jahren und bis weit in das Jahr 2018 hinein, war der CO2-Preis im europäischen Zertifikate-Handel in einem Be-reich von 4 € je Tonne CO2 angesiedelt. Nach einem rasanten Anstieg im Jahr 2018 kletterte der durchschnittliche CO2-Preis bis zum Ende des Jahres 2020 über die 30-€-Marke. Offen-sichtlich haben bei diesen CO2-Preisen die Kohlekraftwerke erhebliche Probleme wirt-schaftlich zu produzieren. Es wird gemutmaßt, dass sich viele Kraftwerksbetreiber mit zusätz-

lichen Zertifikaten auf Vorrat eingedeckt ha-ben, nachdem die EU die CO2-Reduzierungs-ziele für 2030 nochmals angehoben haben. Of-fensichtlich wird als nächster Schritt der EU entweder eine weitere Reduzierung der Anzahl der CO2-Zertifikate erwartet oder eine zusätzli-che Steuerkomponente wie in Deutschland auf Treibstoff. Beides würde zu weiter steigenden CO2-Preisen führen und ein faktisches Aus der Kohleverstromung vermutlich um viele Jahre vorziehen.

01020304050607080

01.2

010

09.2

010

05.2

011

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09.2

012

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013

01.2

014

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020

09.2

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Durchschn. Börsenstrompreis (Intraday kontinuierlich) EUR/MWh

05

101520253035

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10.2

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019

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10.2

020

Europäische CO2-Zertifikate - Kurs in €/t

Quelle: Fraunhofer Institut Energy Charts

8

EEG-Novelle 2021 Zum 01. Januar 2021 trat die Neufassung des EEG in Kraft, das das bisher gültige EEG aus dem Jahr 2017 ablöst. Der Gültigkeitsbereich der Novelle erstreckt sich auf Anlagen mit In-betriebnahme bzw. Zuschlag ab Inkrafttreten, d. h. ab dem 01.01.2021. Bis auf einige neue Anforderungen hinsichtlich Fernsteuerbarkeit und Monitoring, für welche mit Übergangsfris-ten auch eine Nachrüstpflicht für Altanlagen besteht, sind Bestandsanlagen nicht von den Änderungen betroffen. Für sie ist weiterhin das EEG in der jeweils gültigen Fassung zum Inbe-triebnahmezeitpunkt maßgeblich. Zu den wesentlichsten Neuerungen der No-velle gehört eine Neuordnung der Ausschrei-bungen. Neben der Festlegung eines neuen Ausbaupfades für Erneuerbare Energien und damit neuen Ausschreibungsvolumina und -terminen entfällt die gemeinsame Ausschrei-bung für PV und Windenergie, die sich in der Vergangenheit faktisch als reine PV-Aus-schreibungen herausstellten. Stattdessen wurden die bereits bekannten Innovationsaus-schreibungen ausgeweitet. Eine weitere Neuerung ergibt sich für sogenannte ausgeför-derte Anlagen, d. h. Anlagen, die ihre 20-jährige Förderdauer nach EEG überschritten ha-ben. Bestandsanlagen, die zum 31.12.2020 ihre bisherige EEG-Förderung verlieren, er-halten eine (reduzierte) Förde-rung in Höhe des Jahresmittel-wertes des Marktwertes für Strom aus Erneuerbaren Ener-gieanlagen zuzüglich 1 Cent. Dieser ohnehin schon niedrige

Wert wird im Laufe des Jahres noch weiter ab-gesenkt. Die genaue Ausgestaltung dieser Re-gelung ist noch nicht endgültig festgelegt. Für viele ausgeförderte Anlagen vor allem im Windbereich könnte dies ein Rettungsanker sein, um den wirtschaftlichen Weiterbetrieb nach der EEG-Förderung vorzubereiten und eine günstige Situation auf dem Strommarkt abzupassen, um mittel- bis längerfristige Stromabnahmeverträge zu schließen. Besonders umstritten ist ein Passus, der nega-tive Börsenstrompreise bei der Vergütung von Erneuerbarer Energieeinspeisung miteinbe-zieht. So wurde beschlossen, dass die EEG-Vergütung auf null reduziert wird, wenn der Spotmarktpreis in vortätiger Auktion in mindes-tens vier Stunden negativ ist. Für neu gebaute Anlagen bedeutet diese Regelung eine Unsi-cherheit, die nur schwer planbar ist.

9

Ausblick Geplante Abschaltung AKWs Mit dem 2011 geplanten Atomaussteig stehen uns für die Jahre 2021 und 2022 noch insge-samt sechs AKW-Abschaltungen bevor. Diese trugen im Jahr 2020 noch 11,3 % zur Strom-produktion in Deutschland bei, wobei unmittel-bar zum Jahreswechsel 2020 noch ein AKW abgeschaltet wurde und somit im Durchschnitt noch ca. 1,4 GW Leistung pro Abschaltung wegfallen. Rein rechnerisch bedeutet dies, dass bei sonst unveränderten Rahmenbedin-gungen der Netto-Stromexport Deutschlands nach der Abschaltung von drei weiteren Atom-kraftwerken in etwa bei null liegen wird. Das bedeutet wiederum: nach Abschaltung al-ler AKWs ab Ende 2022 würde die deutsche

Volkswirtschaft - bei sonst unveränderten Rah-menbedingungen - auf rund 30 TWh Stromim-porte angewiesen sein. Das entspricht ca. 5,3 % der gesamten deutschen Stromerzeu-gung im Jahr 2020. Dies kündigt sich bereits jetzt deutlich an, wenn man die Stromexporte und -importe der letzten Jahre betrachtet. In den vergangenen Jahren hat Deutschland durch den deutlichen Ausbau der Erneuerbaren Energien auch kon-tinuierlich seine Netto-Stromexportquote aus-gebaut. Seit 2019 gab es jedoch einen starken Rückgang der Exporte, der sich 2020 kontinu-ierlich fortsetzte. Monatsweise ergaben sich sogar deutliche Importüberschüsse.

Quelle: bis 2019: Statistisches Bundesamt (destatis), 2020: Fraunhofer Energy Charts

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020*

Exportüberschuss Elektrizität MWh

10

Geplante Abschaltung Kohlekraft Parallel dazu wird gerade am Ausstieg aus der Kohleverstromung gearbeitet. Auch dafür gab es einen – sehr umstrittenen – Kompromiss. Nachdem 2020 mit dem Block D des Kohle-kraftwerks Niederaußem bereits 297 MW vom Netz gingen, sieht dieser bis 2022, also zur selben Zeit wie dem geplanten Atomausstieg, die Abschaltung von sieben weiteren Braun-kohlekraftwerken mit einer Gesamtnennleis-tung von 2,832 GW vor.7 Gleichzeitig sollen sukzessive auch Steinkohlekraftwerke vom Netz gehen, für die es im Gegensatz zur Braunkohle jedoch keinen konkreten Abschal-tungsplan für die einzelnen Kraftwerke gibt. Im Jahr 2020 reduzierte sich die installierte Leis-tung der Steinkohlekraftwerke um bedeutende 2,835 GW.8 Insgesamt wird also – ohne Veränderung bei den Erneuerbaren Energien - ein Leistungs-wegfall von mindestens 14,206 GW aus Atom und Kohlestrom von 2020 – 2022 zu bewälti-gen sein. Geht man nun in diesem Zeitraum von einem moderaten Wirtschaftswachstum in Deutschland von 1,3 % pro Jahr aus so dürfte sich der Strombedarf in etwa um 2,6 % gegen-über Ende 2020 im genannten Zeitraum erhö-hen. Unabhängig von der Planung der Bundes-regierung für das Jahr 2030 und dem dann an-visierten Anteil an Erneuerbaren Energien bleibt also ein erheblicher Ersatzbedarf - egal aus welcher Quelle - zu decken. Unberücksich-tigt blieb bislang auch das Ziel der Bundesre-gierung, den Anteil von Elektrofahrzeugen auf deutschen Straßen deutlich zu erhöhen. Das derzeitige Ziel der Bundesregierung sieht vor, bis zum Ende des Jahres 2022 die Anzahl der

7 Anlage 2 zum Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung (Kohleausstiegs-gesetz)

zugelassenen Elektrofahrzeuge auf eine Mil-lion, bis 2030 sogar auf 7 bis 10 Millionen zu erhöhen. Am 01. Januar 2020 waren lt. Kraft-fahrtbundesamt jedoch erst 136.617 rein elektrisch betriebene Fahrzeuge zugelassen. Bei den gemischten Antriebsarten wurden 539.383 Hybridfahrzeuge und 102.175 Plug-In-Hybride gemeldet. In allen drei Antriebskatego-rien bedeutet dies einen Zuwachs im Vergleich zum Vorjahr von jeweils über 50 %. Dies führt zu einem weiteren enormen Anstieg im Erzeu-gungsbedarf.

8 Bundesnetzagentur Strommarktdaten (SMARD)

11

Wasserstoffautos finden aufgrund der noch nicht konkurrenzfähigen Herstellungskosten im Vergleich zu Elektroautos bisher noch weniger Beachtung. Eine Studie des Marktforschungs-institutes EUPD, die vom Bundesverband So-larwirtschaft (BSW) in Auftrag gegeben wurde, rechnet bis 2030 mit einem überschaubaren Bestand an Wasserstoffautos von rund 10.000 Stück, was einem zusätzlichen jährlichen Stromverbrauch von 33,6 GWh entsprechen würde. Dadurch, dass die Regierung durch eine Sonderbesteuerung auf Öl, Gas und Treibstoff ab dem Jahr 2021 den Druck auf Be-sitzer alter Öl- und Gasheizungen erhöht, sieht das Marktforschungsinstitut hingegen einen höheren Anstieg in der Nutzung von Wasser-stoff und „grünem Gas“, also synthetischem Methangas, zur Wärmeerzeugung. Bereits jetzt wird bei der Einspeisung in einzelnen Netzge-bieten ein Anteil von synthetischem Methangas in Höhe von 20 % erreicht. Bei einer unterstell-ten Zunahme des Gasverbrauchs von 0,5 %

9 EUPD Research im Auftrag des BSW – Energie-wende im Kontext von Atom- und Kohleausstieg, 2020

pro Jahr, was auch den Bedarf an syntheti-schem Methangas und Wasserstoff erhöht, ergibt sich für das Jahr 2030 ein Mehrbedarf an für den Elektrolyseprozess benötigten Strom von ca. 31,4 TWh. 9 Ein Teil des zusätzlichen Strombedarfs und der zu ersetzenden Leistung durch den Weg-fall von Atom- und Kohlekraftwerken soll in den nächsten Jahren unter anderem durch den Zu-bau von Gaskraftwerken gedeckt werden. Die Bundesnetzagentur rechnet bis 2022 jedoch lediglich mit einer zugebauten Leistung von 1,120 GW im Gassektor. Dies würde nur weni-ger als 10 % der durch die Abschaltung von Atom- und Kohlekraftwerken im gleichen Zeit-raum entfallenden Leistung ersetzen. Gleich-zeitig würde ein weiter steigender Preis der CO2-Zertifikate die Gaskraftwerke ebenfalls unter Druck setzen.

12

Geplantes Ziel Erneuerbarer Energien 2030 Unabhängig von den kurzfristigen Auswirkun-gen von Kraftwerksabschaltungen in den kom-menden Jahren bis einschließlich 2022 plant die Bundesregierung einen Anteil an der Stromproduktion von Erneuerbaren Energie für das Jahr 2030 in Höhe von 65 %. Dieser Wert wurde auch im EEG 2021 so verankert. Dies bedeutet einen benötigten Zubau von über 40 % der derzeitigen Leistung im Bereich der Erneuerbaren Energien in den kommenden 10 Jahren - einen konstant bleibenden Strom-verbrauch vorausgesetzt. Wesentliche Deter-minanten für das Gelingen oder Scheitern wer-den aus unserer Sicht folgende Punkte sein: • Entwicklung Strompreise • Entwicklung CO2 Preise • Speichermöglichkeiten für Windkraft und

Photovoltaik, um die schwankende Produk-tion zu glätten

• Entwicklung Akzeptanz bzw. Einschränkung Klagemöglichkeiten gegen EE Projekte

• Abstandsregelungen insb. für Windenergie • Bereitstellung auch von ursprünglich landwirt-

schaftlichen Flächen für die Wind- und Solar-stromproduktion unter Inkaufnahme von zu-nehmender Flächenkonkurrenz

10 Bundesnetzagentur – EEG-Registerdaten und Fördersätze

Weiterer Zubau Erneuerbarer Energien Alles in allem bedarf es eines erheblichen Zu-baus an Erzeugungskapazitäten im Bereich Er-neuerbarer Energien um die geplanten Ab-schaltungen zu bewältigen und die Ziele für 2030 bei aller Voraussicht nach weiter steigen-dem Bedarf zu decken. Ganz kurzfristig beste-hen an dem Zubau erhebliche Zweifel: Nachdem mit der Abschaffung des 52-GW-De-ckels für Solaranlagen im Sommer 2020 ein großer Erfolg für die Branche verbucht werden konnte, sind die Neuerungen, die das EEG 2021 als Anreiztreiber für den weiteren PV-Ausbau mit sich bringt, eher ernüchternd. Ins-besondere kleinere Anlagen unter 750 kWp, welche am stärksten auf die staatliche Förde-rung angewiesen sind, sehen nach wie vor mo-natlich sinkenden Vergütungssätzen gemäß des „atmenden Deckels“ entgegen. Je mehr PV-Kapazität in einem festgelegten Zeitraum installiert wird, umso stärker fällt auch die ge-setzliche Einspeisevergütung. Für Kleinanla-gen bis 10 kW sank die Einspeisevergütung (sowohl nach dem Marktprämienmodell als auch nach fester Einspeisevergütung) im Ver-lauf des Jahres 2020 um über 15 %.10 Ein der-maßen starker Rückgang kann durch sinkende Modul- und Wechselrichterpreise nicht ansatz-weise ausgeglichen werden, sodass die Wirt-schaftlichkeit von kleineren Aufdachanlagen langsam aber sicher schwindet. Auch für etwas größere Anlagen zwischen 500 kWp und 750 kWp wurden zusätzliche Hürden geschaffen: Konnten Anlagen bis 750 kWp bisher nach dem attraktiveren Marktprämienmodel vergütet werden, ist dies jetzt nur noch für 50 % der ein-gespeisten Strommenge möglich. Wahlweise

13

kann die Anlage mit der kompletten Strompro-duktion auch in die Ausschreibung gehen, was einerseits einen erhöhten bürokratischen Auf-wand und andererseits die Unsicherheit der Zuschlagserteilung mit sich bringt. Die Zu-schlagshöhe liegt außerdem unterhalb der nach dem Marktprämienmodell festgesetzten Vergütung. Diese Hindernisse sind besonders ärgerlich, wenn man bedenkt, welches Poten-zial in der Belegung von kleinen und großen Dächern mit PV-Anlagen liegt. Laut einer Marktanalyse für Photovoltaik-Dach-anlagen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie steht in Deutschland ein Dachflä-chenpotenzial von rund 1.100 km² zur Verfü-gung. Darauf könnte insgesamt eine Leistung von 102 GW installiert werden. Bereits belegt waren laut der Marktanalyse zum Ende des Jahres 2014 etwa 27 GW. Addiert man den Zubau an PV Dachanlagen in den darauffol-genden Jahren, waren es zum Jahresende 2018 ca. 32,4 GW, sodass schätzungsweise erst weniger als ein Drittel der Potenzialfläche auf inländischen Gebäudedächern genutzt wird.11 Diese Kleinanlagen erzeugen dezentral Strom, der zu einem großen Teil unmittelbar vor Ort verbraucht wird. Damit verringern sie die An-forderung an den Ausbau der Übertragungs-netze beträchtlich. Im Haushaltsbereich wer-den im Schnitt rund 30 % des Eigenverbrauchs durch die PV Dachanlagen gedeckt.12

11 Agentur für Erneuerbare Energien – Bundeslän-der-Übersicht zu Erneuerbaren Energien (www.foe-deral-erneuerbar.de), Stand 03/2020

Weiterhin werden fest aufgeständerte Freiflä-chenanlagen in der Regel mit Südausrichtung und ähnlichen Neigungswinkeln installiert, um den Jahresenergieertrag zu optimieren. Bei Aufdachanlagen ist diese „optimale“ Ausrich-tung nur in den seltensten Fällen gegeben, was jedoch im Tagesverlauf für eine Versteti-gung des PV-Stromangebotes sorgt, da PV-Module mit tendenziellen West-/Ost-Ausrich-tungen zu unterschiedlichen Tageszeiten ihr Maximum an Stromproduktionskapazitäten er-reichen. Unterschiedliche Neigungswinkel der Dächer und damit der darauf montierten PV Anlagen sorgen außerdem für einen Ausgleich der Stromerträge im Sommer- und Winterhalb-jahr.13 Dieser für die Energiewende bedeut-same Ausbau wird also zumindest kurzfristig entfallen, sollte die Bundesregierung nicht die gesetzliche Grundlage ändern. Bis der Markt mit PPA Anlagen, also Anlagen die nicht mehr nach dem EEG vergütet wer-den, sondern Direktverträge mit dritten Abneh-mern abschließen, in Deutschland richtig in Gang kommt, wird noch einige Zeit vergehen. Derzeit werden dafür erste Standards erarbei-tet und erprobt. Insbesondere die Fremdfinan-zierung stellt eine Herausforderung dar, be-wegt man sich jetzt von einer staatlichen Ab-nahmegarantie hin zu einem privaten Abneh-mer mit zu bewertendem Ausfallrisiko.

12 Bundesministerium für Wirtschaft und Energie – Marktanalyse Photovoltaik-Dachanlagen, 2015 13 Fraunhofer ISE – Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, Stand 02/2020

14

Auslaufende EEG-Vergütung für alte Wind-kraftanlagen Zum Ende des Jahres 2020 haben wir in Deutschland mittlerweile eine Zahl von über 29.000 Windkraftanlagen erreicht.14 Davon hat ein großer Teil bereits viele Jahre der Strom-produktion und damit auch Laufzeit innerhalb des 20-jährigen EEG-Zeitraumes hinter sich. Ab dem Jahreswechsel 2020 auf 2021 steigt die Anzahl der Anlagen, die aus dem EEG her-ausfallen, erheblich an. Laut einer Studie der Deutschen WindGuard im Auftrag des Bundesverbandes Windenergie sind zum Jahresende 2020 Windenergieanla-gen mit einer Gesamtleistung von rund 4.000 MW von dem Auslaufen der EEG-Vergütung betroffen. Bis Ende 2022 verlieren weitere rund 5.500 MW Anlagenleistung den gesetzlichen Vergütungsanspruch.15

14 Bundesverband Windenergie

Die aktuell sehr spannende Frage, wie viele Anlagen davon einem Repowering unterzogen werden können, wie viele weiterbetrieben wer-den können und wie viele tatsächlich abgebaut werden müssen - kann aktuell nicht exakt be-antwortet werden. Bisher ist auch noch nicht bekannt, wie viele Anlagen zum Jahresanfang 2020 bereits stillgelegt wurden. Das neue EEG 2021 bietet für die ausgeförderten Anlagen zwar noch eine Anschlussförderung, obwohl die Details dazu noch nicht feststehen ist je-doch bereits klar, dass diese wesentlich niedri-ger als die bisherige EEG-Vergütung ausfallen wird. Somit wurde das Problem letztendlich nur um ein Jahr aufgeschoben. Fakt ist, dass wohl erhebliche Kapazitäten abgebaut werden müs-sen, da bei Anlagen an schwachen Windstand-orten aktuell ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb nicht möglich ist und vielerorts auf Grund der gesetzlichen Regelungen ein Repowering nicht oder nur eingeschränkt möglich ist.

15 Deutsche WindGuard GmbH im Auftrag des Bundesver-bandes für WindEnergie – Perspektiven für den Weiterbe-trieb von Windenergieanlagen nach 2020

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Fazit Der Strommarkt steht aus unserer Sicht vor großen Herausforderungen. Die Frage nach der Versorgungssicherheit für die kommenden zwei bis drei Jahre muss angesichts der ge-planten Kraftwerksabschaltungen in Kombina-tion mit dem faktisch zum Erliegen kommen-den Ausbau der Erneuerbaren (vor allem im Windbereich) ganz deutlich gestellt werden. Auch wenn in unserer Betrachtung, mangels Datenzugriffsmöglichkeiten, die Entwicklungen in den Nachbarländern außen vor bleiben muss, zeichnet sich doch der Ernst der Lage klar ab. Dies wird aus unserer Sicht nicht spur-los am Strommarkt – sprich dem Börsenstrom-preis – vorbeigehen.

Durch die dargestellte Entwicklung sollte sich auch die Werthaltigkeit bereits bestehender Portfolios weiter erhöhen. Dies bestätigt uns in unseren seit längerem andauernden Bestre-ben, im Assetmanagement die Erzeugungska-pazitäten in unseren Portfolios auch weiterhin zügig auszubauen. Hierfür hat die CAV in den vergangenen Monaten mit mehreren Projektie-rern und Emissionshäusern im Bereich der Er-neuerbaren Energien erfolgreich Partnerschaf-ten aufgebaut. Ein weiteres, aus unserer Sicht ernst zu nehmendes Thema wird die Flächen-konkurrenz zwischen Landwirtschaft und Ener-gieerzeugung werden. Wir sind bestrebt, bei unseren Projekten die Flächen langfristig zu si-chern oder im Idealfall sogar zu kaufen.

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