Pflichtgemäß haben die Übertragungsnetzbetreiber am Freitag eine Mittelfristprognose für die zu erwartenden Kosten für den Staat aus der EEG-Umlage veröffentlicht. Die dortigen Zahlen sind als Anhaltspunkte für den Strommarkt interessant. Die Studien werden von wechselnden Instituten erstellt.
Nach der aktuellen Studie steigt die Stromerzeugung aus EE-Anlagen 2026 auf 329 TWh, bis 2029 auf 448 TWh und 2030 auf 488 TWh. In der letztjährigen Studie wurden für 2026 294 TWh und für 2029 380 TWh vorhergesagt. Die Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen hat für 2024 eine EE-Stromerzeugung von 343 TWh ermittelt.
Zur Modellierung von Marktwertfaktoren, negativen Strompreisen und Abschaltungen gehen die Studien von einem Bruttostromverbrauch 2030 von 609 TWh aus! Das liegt am unteren Rand des Energiewende-Monitoringberichts und weit unter den immer noch im EEG stehenden 750 TWh.
Windenergie an Land
Der Bruttozubau soll bis 2027 auf 10.793 MW pro Jahr ansteigen, das ist rund doppelt so viel wie im bisherigen Rekordjahr 2017. Die Ausschreibungsergebnisse legen diese Werte nahe, aber die Anlagen müssen auch gebaut werden. Die Werte liegen zudem durchgängig deutlich höher als in der Studie vom letzten Jahr. Der jährliche Rückbau steigt von 963 auf 1.662 MW. Im Vorjahr war ein fast dreimal so hoher Rückbau erwartet worden. Insgesamt sollen 2029 99 GW installiert sein, 2030 dann 106 GW. Das aktuelle EEG-Ziel sieht 115 GW vor. Für 2025 werden 6.066 MW Bruttozubau erwartet, bislang sind es 3.611 MW.
Die Stromerzeugung wird 2030 auf 250 TWh veranschlagt, also mehr als doppelt so viel wie dieses Jahr oder 2023. Es werden deutlich höhere Volllaststunden erwartet als beim Bestand und als letztes Jahr prognostiziert. Neuere Anlagen am gleichen Standort weisen zwar höhere Volllaststunden auf, aber mehr und mehr Anlagen werden an Standorten mit weniger gleichmäßigem Wind gebaut. Auch das Ausmaß an Abregelungen wird zunehmen und die Volllaststunden reduzieren. Die Marktwerte (Profilfaktoren) werden auf 0,86 bis 0,91 geschätzt. Tatsächlich lagen sie bereits 2024 nur bei 0,85, aber das zunehmende Preisgefälle zwischen Winter und Sommer wirkt erhöhend auf den Profilfaktor.
Windenergie auf See
Der Zubau erfolgt hier diskontinuierlich und soll bis 2030 zu einer Gesamtleistung von knapp 20 GW führen. Daraus sollen 2030 fast 63 TWh Strom erzeugt werden. Auch hier übertreffen die Zahlen durchgängig diejenigen von der letztjährigen Studie, obwohl es keine Gesetzesänderungen gegeben hat und die letzte Ausschreibungsrunde keine Angebote ergeben hat.
Solarenergie
Die Leistung bei Freiflächenanlagen soll mit durchschnittlichen Jahreszubauraten von 8 GW von 32 auf 80 GW steigen. Hier war im letzten Jahr noch mehr erwartet worden. Die Volllaststunden sollen maßgeblich aufgrund von Abregelungen bei negativen Spotpreisen von 850 auf 760 h/a sinken, so dass 2030 58 TWh Strom erzeugt werden sollen.
Der Marktwertfaktor soll bis 2030 auf 0,46 absinken. Angesichts der Tatsache, dass der Profilfaktor bereits dieses Jahr nicht viel höher liegen wird, erscheint das deutlich zu hoch gegriffen. Das scheint System zu haben. 2024 wurden für dieses Jahr 0,66 prognostiziert, auch der 2023 für 2024 prognostizierte Wert war viel zu hoch. Für 2029 wurden letztes Jahr nur 0,35 erwartet. Selbst das könnte noch zu hoch sein. Allerdings werden die Marktwertfaktoren hier aus der tatsächlichen Stromerzeugung, also unter Berücksichtigung der bei Neuanlagen üblichen Nicht-Vergütung bei negativen Spotpreisen, berechnet und nicht aus der tatsächlichen oder möglichen Stromerzeugung. Diese Marktwertfaktoren sind im Kontext mit den niedrigen Volllaststunden zu sehen.
Die sonstigen PV-Anlagen (auf Dächern o.ä.) sollen mit mittleren Zubauraten von über 10 GW den Bestand von knapp 70 GW auf 135 GW katapultieren. Die Volllaststunden werden durchweg deutlich höher angesetzt als bei Freiflächenanlagen, was systematisch falsch ist. Es wird hier unterstellt, dass durch Eigenverbrauch, Batterien oder auch bifaziale Module (auf Dächern?) die Volllaststunden sogar steigen. Im letzten Jahr wurden sogar noch höhere Werte prognostiziert. Das ergibt keinen Sinn.
Der Begriff „Volllaststunden der Erzeugung“ setzt die erzeugte Strommenge ins Verhältnis zur installierten Leistung. Da kommen Eigenerzeugung und Batterien nicht vor. Aufgrund von Abregelungen werden die Volllaststunden sinken, ebenso wegen zunehmend schlechterer Standorte und Ausrichtungen. 2030 sollen die Anlagen 116 TWh Strom erzeugen.
Biomasse
Während das EEG nach dem Osterpaket den Erhalt von 8,4 GW Biomassekraftwerkskapazität vorsieht, hat die Ampelregierung mit dem inzwischen von der EU genehmigten Biomassepaket die Ausschreibungsvolumina erhöht. Dementsprechend finden sich in der aktuellen Mittelfristprognose zum Ende des Jahrzehnts sogar 10 GW Kapazität, 2 GW mehr als noch vor einem Jahr prognostiziert. Weil aufgrund von unterstellten Flexibilisierungen ein Rückgang der Volllaststunden auf unter 4.000 h/a angesetzt wird, soll die Stromerzeugungsmenge nur knapp 39 TWh betragen. Bei den meisten Anlagen handelt es sich um bestehende Kraftwerke, die nach der 20jährigen Förderdauer noch einmal gefördert werden.
Um Biomassekraftwerksbetreiber zu motivieren, ihre Anlagen marktdienlich zu fahren, wurde hierfür 2012 eine zusätzliche Flexibilitätsprämie geschaffe – neben dem inhärenten Anreiz in dem Marktprämienmodell. Es ist bis heute nicht feststellbar, dass eine nennenswerte Steuerung der Anlagen nach Marktpreisen stattfindet (siehe smard.de). Trotzdem werden bereits jetzt jährlich mehrere hundert Millionen Euro für die Flexibilitätsprämie ausgegeben.
Gesamtkosten
Die Kostenprognose für die EEG-Umlage in den Jahren 2026 bis 2030 liegt insgesamt zwischen knapp 17 und gut 18 Mrd. Euro, während sie im letzten Jahr zwischen gut 18 und knapp 23 Mrd. Euro lag. Damals sollte das Fördervolumen kontinuierlich ansteigen, während es jetzt zum Ende des Zeitraums wieder abfällt. Das ist unverständlich.
Die Marktpreise für Strom nehmen am langen Ende ab und liegen dieses Jahr niedriger als letztes Jahr. Die EE-Strommenge steigt stark an und liegt in der diesjährigen Prognose höher als in der letztjährigen. Die Marktwerte werden sinken, mit größerer EE-Strommenge noch schneller. Ein gewisser Entlastungseffekt ergibt sich daraus, dass im Laufe der Zeit besonders hoch vergütete Solaranlagen aus der Förderung ausscheiden und bei Neuanlagen bei negativen Spotpreisen keine Vergütung mehr zu zahlen ist. Der hohe Anteil an Eigenverbrauch bei kleinen PV-Anlagen hilft ebenfalls.
Die aktuelle Prognose dürfte hinsichtlich der Marktwerte viel zu optimistisch sein. Außerdem werden hier bis 2030 fast 94 TWh in der sonstigen Direktvermarktung (PPA oder Spotmarkt), also ohne Förderbedarf, gesehen. Das ist sehr zweifelhaft. Wahrscheinlicher ist, dass mehr und mehr Anlagen im Winter bei hohen Marktpreisen in die sonstige Direktvermarktung gehen und im Sommer die Förderung in Anspruch nehmen. Das treibt die EE-Umlagekosten zusätzlich.
Viel zu optimistisch ist die aktuelle Prognose bei der Entwicklung der durchschnittlichen Vergütungszahlungen. Zwar gibt es Im Mittel Reduzierungen, aber nicht in dem unterstellten Ausmaß. Selbst bei Wasserkraftwerken, wo es kaum Veränderungen im Bestand gibt, wird ein Rückgang um 5% insgesamt unterstellt, bei Biomasse rund 10%, bei Wind an Land noch mehr und bei PV von fast 50%. Hier spielen Eigenverbrauch, mehr Freiflächenanlagen und der Wegfall der alten, besonders teuren Anlagen eine zusätzliche Rolle. Offenkundig wird zusätzlich ein massiver Rückgang der Vergütungen für Neuanlagen gemäß dem Mythos, dass EE-Strom immer noch billiger und noch billiger wird, unterstellt. So ist der große Unterschied zu den Ergebnissen der letztjährigen Studie zu erklären. Hier waren deutlich höhere Vergütungen angenommen worden.