Publication:
2019
URN:
https://nbn-resolving.de/urn:nbn:de:kobv:109-1-15364951
Path:
Die ­Energiewende
im Stromsektor:
Stand der Dinge 2018
Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen
sowie Ausblick auf 2019

ANALYSE

*

*Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch 2018

Die ­Energiewende
im Stromsektor:
Stand der Dinge 2018
IMPRESSUM
ANALYSE
Die E
­ nergiewende im Stromsektor:
Stand der Dinge 2018
Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen
sowie Ausblick auf 2019

DURCHFÜHRUNG DER ANALYSE
Agora Energiewende
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T +49 (0)30 700 14 35-000
F +49 (0)30 700 14 35-129
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Dr. Patrick Graichen
Frank Peter
Dr. Alice Sakhel
Christoph Podewils
Thorsten Lenck
Fabian Hein
Kontakt:
alice.sakhel@agora-energiewende.de

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Titel: Eigene Illustration
Bitte zitieren als:
Agora Energiewende (2019): Die Energiewende im
Stromsektor: Stand der Dinge 2018. Rückblick auf
die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick
auf 2019.
149/01-A-2019/DE
Veröffentlichung: Januar 2019

www.agora-energiewende.de

Vorwort
Liebe Leserin, lieber Leser,
für 2018 lässt sich ein neuer Rekord vermelden –
erstmals liefern die Erneuerbaren Energien genauso
viel Strom wie Stein- und Braunkohle zusammengenommen. Der Rekord geht vor allem auf das Konto
der Photovoltaik. Sie hat aufgrund des überdurchschnittlich sonnigen Jahres und eines gestiegenen
Zubaus von Anlagen ebenso überdurchschnittliche
Erträge geliefert. Der Ausbau der Windkraft, bisher
das Arbeitspferd der Energiewende, ist hingegen eingebrochen und dürfte 2019 noch weiter zurückgehen
- ein bedenklicher Trend aus Sicht der Energiewende.
Auch für die Klimabilanz Deutschlands war 2018 ein
gutes Jahr: Der Ausstoß von CO2 ist um fast sechs Prozent zurückgegangen, vor allem wegen eines deutlich gesunkenen Energieverbrauchs. Leider sind die
Hauptgründe im warmen Winter und einem Produk-

tionsrückgang bei einigen energieintensiven Industrien zu suchen anstatt im aktiven Klimaschutz –
ein kaltes Jahr oder eine andere konjunkturelle Lage
machen alles wieder zunichte.
Positiv ist die Entwicklung der CO2-Emissionen im
Stromsektor: Sie sanken wie in den Vorjahren – vor
allem, weil die Steinkohle aufgrund gestiegener CO2Preise auf ein historisches Tief fiel. Die noch klimaschädlichere Braunkohle wurde hingegen fast
unvermindert eingesetzt. Es ist daher die Aufgabe der
Kohlekommission, im Jahr 2019 einen Ausstiegsfahrplan für die Braunkohle zu erarbeiten, der Emissionshandel reicht hierfür nicht.
Diese und viele weitere Analysen finden Sie in dieser
Auswertung des Energiejahres 2018. Ich wünsche
Ihnen eine spannende Lektüre!
Dr. Patrick Graichen
Direktor Agora Energiewende

Ergebnisse auf einen Blick:

1

2

3

4

Wind, Sonne und Co. erzeugen 2018 erstmals so viel Strom wie die Kohle: Die Erneuerbaren liefern 38,2 Prozent des Stromverbrauchs und damit gleich viel wie Stein- und Braunkohle zusammen.
Möglich wurde dies durch ein starkes Solarjahr bei Zubau und Erzeugung. Auch der Windstrom legte
zu, wenn auch deutlich weniger als in den Vorjahren, während die Wasserkraft aufgrund der Dürre
zurückging. Für die kommenden Jahre ist ein deutlich höherer EE-Zubau notwendig, verbunden mit
einer proaktiven Sektorkopplung, um die 2030-Energiewende-Ziele in allen Sektoren umzusetzen.
Die CO2-Emissionen Deutschlands sinken 2018 deutlich um über 50 Millionen Tonnen, könnten 2019
aber schnell wieder steigen. Denn die Ursache für den Rückgang war weniger Klimaschutz, als
vielmehr ein stark gesunkener Energieverbrauch auf das Niveau von 1970. Die wesentlichen Faktoren hierfür waren die milde Witterung im Winter und der damit verbundene niedrigere Heizbedarf, ein leicht gesunkenes Produktionsniveau bei Teilen der energieintensiven Industrien sowie
zeitweilig stark gestiegene Ölpreise.
Die Steinkohle verabschiedet sich aus dem Energiemix Deutschlands: Sie fällt auf ihr niedrigstes
Niveau seit 1949 und liefert nur noch zehn Prozent des Primärenergieverbrauchs. Damit geht im
Jahr 2018 nicht nur die Ära der Steinkohleförderung zu Ende, auch ihr Nutzungsende in der Stromversorgung ist absehbar. Anders bei der Braunkohle, die fast unverändert 22,5 Prozent der deutschen Stromerzeugung deckte. Die Kohlekommission, die im Februar 2019 ihre Empfehlungen abgeben soll, wird daher vor allem für die Braunkohle klare Regelungen vorschlagen müssen.
Der CO2-Preis hat 2018 mit knapp 15 Euro pro Tonne im Jahresmittel das höchste Niveau der letzten zehn Jahre erreicht, die 2018 beschlossene Reform des EU-Emissionshandels zeigt damit erste
Wirkungen. So ist der Rückgang der Steinkohle im Stromsektor vor allem auf die höheren CO2-Preise
zurückzuführen. Auch haben die durch die gestiegenen CO2-Preise erhöhten Börsenstrompreise
erste Kaufverträge für Strom aus Windanlagen außerhalb des EEG-Regimes möglich gemacht. Dies
zeigt, dass eine stärkere Bepreisung von CO2 deutliche Klimaschutzeffekte am Markt auslösen kann.

3

Inhalt
Das Stromjahr 2018 in zehn Punkten

5

Ten points on the power market in 2018

7

Der Stromsektor 2018 auf einen Blick

9

1

Stromerzeugung

11

2

Energie- und Stromverbrauch

21

3

Treibhausgasemissionen

27

4

Stromhandel und Preisentwicklungen in Europa

31

5	Strom- und Brennstoffpreisentwicklung in Deutschland

37

6

Negative Strompreise und Flexibilität

43

7

Kosten

47

8

Netze

53

9

Stimmung der Bevölkerung zur Energiewende

57

10	Kennzeichnende Ereignisse zur Charakterisie­rung
des deutschen Stromsystems in 2018

61

11

Ausblick

65

12

Referenzen

69

4

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Das Stromjahr 2018 in zehn Punkten
1. Erneuerbare Energien: 2018 war wieder ein
Rekordjahr für Erneuerbare Energien. Sie verzeichneten einen Zuwachs von 12,4 Terawattstunden und decken nun 38,2 Prozent des
Stromverbrauchs ab. Die überdurchschnittliche
Solarstromerzeugung kompensierte die unterdurchschnittliche Stromproduktion aus Windkraftanlagen und Wasserwerken. Besonders der
Zubau von Windkraft ging deutlich schleppender voran als im Vorjahr. Der Erneuerbaren-Anteil am gesamten Primärenergieverbrauch stieg
von 13 auf 14 Prozent. Jedoch nicht aufgrund des
Zubaus Erneuerbarer Energien im Wärme- und
Verkehrssektor, sondern infolge eines deutlich
reduzierten Energieverbrauchs. Ohne die deutliche Beschleunigung des Ausbaus Erneuerbarer
Energien sind weder die 2020er-Ziele noch das
65-Prozent-Ziel der Bundesregierung für 2030
zu halten.
2. Konventionelle Energien: Die Steinkohlenutzung
fiel aufgrund von Kraftwerksstilllegungen und
höheren CO2-Preisen auf das absolute Rekordtief
seit Beginn der Energiestatistik 1950. Sie deckte
noch zehn Prozent des Primärenergieverbrauchs
und 12,8 Prozent des Stromverbrauchs. Aufgrund
höherer Rohstoffpreise und warmer Witterung
ist 2018 auch die Mineralöl- und Erdgasnutzung
zurückgegangen. Dagegen bleiben Braunkohlenutzung und Kernenergieverstromung so gut wie
unverändert. Dennoch verläuft die Verdrängung
der fossilen Energieträger deutlich zu langsam,
um die Klimaschutzziele der Bundesregierung für
2030 erreichen zu können.
3. Energie- und Stromverbrauch: Während der
Stromverbrauch nahezu konstant blieb, fiel der
Primärenergieverbrauch deutlich um fünf Prozent.
Gründe hierfür sind vor allem die milde Witterung, gestiegene Rohstoffpreise und ein leichter
Produktionsrückgang bei einigen energieintensi-

ven Industrien. Da auch das Jahr 2018 keine echte
Trendwende beim der Energieeffizienz erkennen lässt, sind die 2020-Energieeffizienzziele (20
Prozent weniger Primärenergie- und 10 Prozent
weniger Stromverbrauch als 2008) kaum erreichbar.
4. Klimaschutz: Die Treibhausgasemissionen
Deutschlands sanken deutlich um knapp 51 Millionen Tonnen. Das sind etwa 5,7 Prozent weniger als 2017. Mit insgesamt 854 Millionen Tonnen
lagen die Emissionen damit 31,7 Prozent unter dem
Niveau von 1990. Die Minderung ist vor allem auf
den niedrigeren Primärenergieverbrauch in der
Industrie und in den Sektoren Wärme und Verkehr zurückzuführen. Dazu beigetragen haben
eine flache Konjunktur bei energieintensiven
Industrien sowie ein Absatzrückgang bei Erdgas,
Heiz­öl und Diesel. Der Abstand zum 2020-Klimaschutzziel von minus 40 Prozent gegenüber 1990
beträgt damit 103 Millionen Tonnen CO2e. Angesichts der Sonderfaktoren, die zu dem Rückgang
2018 geführt haben, ist davon auszugehen, dass
Deutschland das 2020er-Klimaziel bei bisherigen Anstrengungen deutlich verfehlen wird. Dem
Ergebnis der Kohlekommission kommt daher für
die Zielannäherung eine zentrale Bedeutung zu.
5. Stromhandel: Mit 52,1 Terawattstunden lag das
Exportsaldo 2018 etwa 8 Terawattstunden unter
dem Saldo von 2017. Bei leicht sinkenden Importen ist diese Entwicklung vor allem auf niedrigere
Stromexporte zurückzuführen, ausgelöst durch
höhere CO2-Kosten und entsprechend gestiegenen Strompreisen. Ebenso hat die Teilung der
Strompreiszone Deutschland-Österreich diese
Entwicklung vorangetrieben, wodurch die Stromexporte nach Österreich deutlich zurückgingen.
Die größten Stromabnehmer bleiben Österreich
(trotz Teilung der Gebotszone), Frankreich und die
Niederlande.

5

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

6. Strompreise und Flexibilität: Neben gestiegenen Gas- und Steinkohlepreisen führte der
deutlich höhere CO2-Preis im Mittel zu steigenden Börsenstrompreisen. Terminlieferungen
für 2019 wurden im Base-Tarif vor allem in der
zweiten Jahreshälfte teurer und haben im Jahresdurchschnitt knapp 46 Prozent mehr als im
Jahr zuvor gekostet. Die Preise für Lieferungen
am nächsten Tag beliefen sich durchschnittlich
auf 44,5 Euro. Die durchschnittlichen Haushaltsstrompreise dürften im Jahr 2019 erstmals
seit drei Jahren wieder steigen – auf knapp 31
Cent pro Kilowattstunde. Infolge einer geringeren Anzahl von Extremsituationen gingen die
Preisausschläge am Strom-Spotmarkt wieder zurück. Die Anzahl von Stunden mit negativen oder aber mit sehr hohen Preisen lag im
Jahr 2018 unter dem Niveau von 2017. Auch
am Intraday-Markt war die Volatilität weniger prägnant. All das lässt erkennen, dass eine
Angebotsknappheit im Großhandel noch nicht
ausgeprägt ist. Der steigende CO2-Preis hat
zudem die Gestehungskosten von Strom aus
Steinkohle- und aus Erdgas angeglichen.
7.

Kosten: Nach Jahren sinkender Resultate sind
die Ausschreibungsergebnisse für Strom neuer
Windkraft- und Solaranlagen 2018 zum ersten Mal gestiegen. Die jüngsten Zuschlagshöhen betrugen 6,26 beziehungsweise 4,66 Cent
pro Kilowattstunde für On- und Offshore-Windanlagen und 4,69 Cent pro Kilowattstunde für
Photovoltaik. Eine zu geringe Zahl an Genehmigungen bei der Windenergie an Land und eine
immer noch restriktive Flächenkulisse bei Freiflächensolaranlagen haben dazu geführt, dass
in Deutschland – entgegen dem internationalen Trend – die Ergebnisse der Ausschreibungen
steigen.

8. Netze: Während die Vorhaben aus dem Energie­
leitungsausbaugesetz (EnLAG) bereits zu 45
Prozent realisiert sind, liegt die Realisierungsquote bei den Vorhaben aus dem Bundesbedarfs-

6

plangesetz (BBPlG) bei knapp drei Prozent. So
fehlen noch immer 6.720 von 7.670 Kilometern
an Leitungen. Allerdings hat das Bundeskabinett im Dezember 2018 dem Gesetzentwurf zur
Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für
Stromleitungen (NABEG-Novelle) zugestimmt,
sodass mit einer Beschleunigung des Netzausbaus zu rechnen ist.
9. Stimmung der Bevölkerung: Die Akzeptanz der
Energiewende ist mit 93 Prozent nach wie vor
sehr hoch, allerdings bestand weiterhin Unzufriedenheit mit der Umsetzung. Unter anderem
befand die Mehrheit der Befragten das Voranschreiten des Erneuerbaren-Energien-Ausbaus
für zu langsam. Die beliebtesten Technologien
sind Solar, Wasser- und Windkraft, wohingegen sich die große Mehrheit weniger Nutzung
insbesondere von Kohle, gefolgt von Mineralöl
wünschte. Die hohe Akzeptanz der Energiewende im Allgemeinen darf nicht darüber hinwegtäuschen, dass große Herausforderungen bei
der Akzeptanz des Ausbaus der Windenergie und
der Stromnetze vor Ort bestehen, die politisch
adressiert werden müssen.
10. Ausblick 2019: Im Februar werden die Empfehlungen der Kohlekommission, insbesondere zum
weiteren Umgang mit Braunkohle in Deutschland,
erwartet. Dem Windkraftausbau an Land steht
aufgrund sich verzögernder Genehmigungen ein
weiterer Rückgang bevor. Da das Kernkraftwerk
Philippsburg 2 noch bis Ende 2019 in Betrieb sein
darf, wird die Atomstrommenge in 2019 in etwa
gleich bleiben. Bei Kohlekraftwerken ist mit einer
weiteren Abnahme der Erzeugungskapazitäten zu
rechnen: Zwei weitere Braunkohlemeiler werden im Oktober 2019 in die Sicherheitsbereitschaft überführt und die Steinkohle steht weiter
wirtschaftlich unter Druck. Mit dem geplanten
Beschluss eines Klimaschutzgesetzes besteht
2019 die Chance konkrete Maßnahmen auf den
Weg zu bringen, um die Klimaschutzziele 2030 in
allen Sektoren sicher zu erreichen.

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Ten points on the power market in 2018
1. Renewable energies: 2018 was again another
record year for renewable energies. There was
a recorded increase of 12.4 terawatt hours and
renewables now cover 38.2 percent of electricity consumption. The below-average electricity
production from wind turbines and hydroelectric
power stations was offset by above-average solar
electricity generation. In particular, the expansion of wind power is progressing much more
slowly than in the previous year. The share of
renewables in total primary energy consumption
rose from 13 to 14 percent. However, this rise was
not due to the expansion of renewable energies in
the heating and transport sectors but rather due
to a significant reduction in energy consumption.
Without a substantial acceleration in the expansion of renewable energies, neither the 2020
targets nor the 65-percentage- target set by the
German government for 2030 can be met.
2. Conventional energies: Due to power plant closures and higher CO2 prices, the use of hard coal
fell to a historic low since the beginning of collecting the energy statistics in 1950. Hard coal
still covers 10 percent of primary energy consumption and 12.8 percent of electricity consumption. Due to higher commodity prices and
warm weather conditions, the use of mineral oil
and natural gas also declined in 2018. By contrast,
lignite use and nuclear power generation remain
virtually unchanged. Nevertheless, the displacement of fossil fuels at the current rate is far too
slow to achieve the German government's climate
protection targets for 2030.
3. Energy and electricity consumption: While electricity consumption remains virtually constant,
primary energy consumption is falling significantly by 5 percent. The main reasons for this are
the mild weather, higher commodity prices and a
slight decline in production in some energy-in-

tensive industries. Since the year 2018 does not
show any real trend reversal in energy efficiency
either, the 2020 energy efficiency targets (a
20 percent reduction in primary energy consumption and a 10 percent reduction in electricity consumption compared to 2008) are hardly
achievable.
4. Climate protection: Germany's greenhouse gas
emissions fell significantly by around 51 million
tonnes or 5.7 percent compared to 2017 and are
now 31.7 percent below the 1990 level at a total of
854 million tonnes. The reduction is attributable
in particular to lower primary energy consumption in the industry sector as well as due to the
heating and transport sectors. A flat economy in
the energy-intensive industries and a decline in
sales of natural gas, heating oil and diesel contributed to this development. The current gap
to achieve the 2020 climate protection target of
minus 40 percent compared to 1990-levels thus
amounts to 103 million tonnes of CO2 e. Due to the
particular factors that led to the decline in 2018,
it can be assumed that Germany will continue
to fall well short of the 2020 climate target in its
efforts to date. The result of the Coal Commission
is therefore of central importance for the convergence towards the target.
5. Electricity trading: At 52.1 terawatt hours,
the export balance in 2018 is about 8 terawatt
hours below the balance from 2017. With slightly
declining imports, this development is mainly due
to lower electricity exports, which have fallen due
to higher CO2 costs and consequently higher electricity wholesale prices. This development was
also a result of the separation of the bidding zone
with Austria, whereby electricity exports to Austria declined significantly. The largest electricity
buyers remain Austria (despite the division of the
bidding zone), France and the Netherlands.

7

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

6. Electricity prices and flexibility: In addition to
higher gas and hard coal prices, the significantly
higher CO2 price led to rising wholesale electricity prices on average. In the base tariff, forward
deliveries for 2019 became more expensive, especially in the second half of the year, and cost, on
an annual average, about 46 percent more than in
the previous year. Prices for next-day deliveries
average 44.5 Euros per megawatt hour. Medium
household electricity prices are likely to rise in
2019 for the first time in three years, to almost
31 cents per kilowatt hour. Due to fewer extreme
situations, the price surcharges on the electricity
spot market declined again. The number of hours
with negative or very high prices in 2018 was
below the level of 2017. There was no perceived
volatility in the intraday market. All this indicates
that shortages have not yet affected the wholesale market significantly. The rising CO2 price also
contributed to the electricity price levels of coal
and gas power generation.
7.

Costs: After years of declining results, the tender
results for new wind and solar power will rise for
the first time in 2018. The latest contracts are at
6.26 and 4.66 cents per kilowatt hour for onshore
and offshore wind power, respectively, and 4.69
cents per kilowatt hour for photovoltaics. Not
enough approvals for onshore wind energy and a
still restrictive surface area for ground-mounted
solar plants mean that, contrary to the international trend, the results of the tenders are rising
in Germany.

8. Grids: While 45 percent of the projects under
the Energy Pipeline Expansion Act (EnLag) have
already been implemented, the implementation rate for the projects under the Federal Needs
Planning Act (BBPlG) is just under three percent. This means that 6.720 of the 7.670 planned
kilometres still need to be realised. However, in
December 2018, the Federal Cabinet approved
the draft law to accelerate the approval procedure for power lines (NABEG amendment) and

8

accordingly an acceleration of grid expansion is
to be expected.
9. Perception of the general population: At 93 percent, approval of the energy transition is still
very high, although there is still dissatisfaction
with its implementation. Among other things, the
majority of respondents consider the progress
of the expansion of renewable energies to be too
slow. The most popular technologies are solar,
hydro and wind power, whereas the vast majority would like to see less use of coal in particular,
followed by less mineral oil. The high acceptance
of the energy system transformation in general
must not hide the fact that there are major challenges in the acceptance of the expansion of wind
energy and the local power grids, which must be
addressed politically.
10. Outlook for 2019: In February, the recommendations of the Coal Commission are expected to
be released, in particular on the further handling
of lignite in Germany. The onshore wind expansion is facing a further decline due to delayed
approvals. Since Philippsburg 2's licence to operate ceases only at on December 31, the amount
of nuclear electricity will remain roughly the
same in 2019, depending on the plants’ availabilities. A further reduction in generation capacity
is expected for coal: Two more lignite piles will
be transferred to the security reserve in October
2019, and hard coal is still under economic pressure. With the planned adoption of a climate protection law in 2019, it will be possible to initiate
concrete measures to ensure that the 2030 climate protection targets can be reliably achieved
in all sectors.

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Der Stromsektor 2018 auf einen Blick

Primärenergieverbrauch
Erneuerbare Energien
Braunkohle
Steinkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Sonstige inkl. Stromsaldo
Bruttostromerzeugung
Erneuerbare Energien
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Erdgas
Mineralöl
Sonstige
Nettostromabflüsse ins
Ausland
Bruttostromverbrauch
Anteil Erneuerbarer Energien
am Bruttostromverbrauch
Treibhausgasemissionen
Gesamt
Emissionen der
Stromerzeugung
CO2-Intensität Strommix
Stromhandel (Saldo)
Import
Export
Handelssaldo
Preise und Kosten
ø Spot Base Day-ahead
ø Spot Peak Day-ahead
ø 500 günstigsten Stunden
ø 500 teuersten Stunden
ø Haushaltsstrompreise

1990

2017

PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh

14.905
196
3.201
2.306
5.228
2.293
1.668
14
549,9
19,7
152,5
170,9
140,8
35,9
10,8
19,3

13.576
1.771
1.508
1.465
4.675
3.273
833
51
653,7
216,3
76,3
148,4
93,6
86,7
5,6
26,8

TWh
TWh

-1,0
550,7

55,0
598,7

50,0
598,9

-9,1%
+0,0%

3,6

36,1

38,2

+5,7%

Mio. t CO2e

1.251

905

854

-5,7%

Mio. t CO2
g CO2/kWh

366
764

285
489

274
472

-3,7%
-3,4%

TWh
TWh
TWh

k.A.
k.A.
k.A.

36,7
96,9
60,2

33,1
85,3
52,1

-9,8%
-12,0%
-13,3%

ct/kWh
ct/kWh
ct/kWh
ct/kWh
ct/kWh

k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
15,0

3,45
3,81
-0,29
7,74
29,86

4,45
4,81
0,37
7,93
29,88

+28,9%
+26,3%
n.a.
+2,4%
+0,1%

k.A.

30,36

31,62

+4,1%

k.A.
k.A.

26,09
6,88

26,73
6,79

+2,5%
-1,3%

%

EEG-Vergütungsansprüche**
EEG-Differenzkosten***
EEG-Umlage

ct/kWh

2018* Veränderung
2017/2018*
12.900
-5,0%
1.808
+2,1%
1.479
-1,9%
1.301
-11,2%
4.395
-6,0%
3.034
-7,3%
830
-0,4%
53
+3,9%
648,9
-0,7%
228,7
+5,7%
76,1
-0,3%
146,0
-1,6%
83,0
-11,3%
83,0
-4,3%
5,2
-7,1%
26,9
+0,4%

Anteil 2018

14,0%
11,5%
10,1%
34,1%
23,5%
6,4%
0,4%
35,2%
11,7%
22,5%
12,8%
12,8%
0,8%
4,1%
7,7%

AG Energiebilanzen (2018a/b/c), Bundesnetzagentur (2018b/c), ENTSO-E (2018), EPEX-SPOT (2018a), Öko-Institut (2018),
Umweltbundesamt (2018a/b), *teilweise vorläufige Angaben

9

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

10

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

1

Stromerzeugung

1.1	Entwicklungen der Stromerzeugung –
Das Gesamtbild
Mit einem Anteil von 35,2 Prozent an der deutschen
Bruttostromerzeugung stellten die Erneuerbaren
Energien im Jahr 2018 die größte Gruppe innerhalb der Stromerzeugungstechnologien und übertrafen dabei abermals ihren Vorjahreswert (siehe
Abbildungen 1-1 und 1-2). Sie erzielten einen neuen
Rekordwert von 228,5 Terawattstunden, der Produktionszuwachs betrug 12,4 Terawattstunden. Der
Zuwachs 2018 fiel jedoch deutlich geringer aus als
im Jahr 2017: Während sich der Anteil der Erneuerbaren Energien von 2016 auf 2017 um 15 Prozent
(4,1 Prozentpunkte) erhöhte, waren es im vergangenen Jahr nur 5,6 Prozent (beziehungsweise 2,1 Prozentpunkte). Ursächlich hierfür sind vor allem das

schwache Windjahr1 sowie ein deutlich geringerer Zubau von Windkraftanlagen an Land und auf
See (siehe Abbildung 1-6). Demgegenüber legte die
Solarstromerzeugung mit 17,5 Prozent aufgrund des
Rekordsommers und einem im Vergleich zum Vorjahr
deutlich gestiegenen Ausbau der Photovoltaikleistung stark zu.
Die Braunkohleverstromung sank leicht um 1,6 Prozent auf 146 Terawattstunden und besitzt mit
22,5 Prozent nach wie vor den zweitgrößten Anteil
am Strommix. Ihre zukünftige Entwicklung hängt
entscheidend von den Ergebnissen der Kohlekommission und der anschließenden parlamentarischen
Umsetzung dieser Ergebnisse ab, sodass hierüber erst
Ende 2019 wirklich Klarheit herrschen wird.
1

Agora Energiewende (2018)

Erneuerbare Energien liegen gleich auf mit Kohle – beide stellen jeweils 35 Prozent
der Stromerzeugung: Strommix im Jahr 2018 (Werte für 2017 in Klammern)
Öl + Sonstige: 4,9%
(5,0%)

Bruttostromerzeugung (TWh)
654 649
Erdgas:
12,8%
(13,3%)
437 420

216

229

Wind Offshore:
3,0% (2,7%)
Wind
Onshore:
14,5% (13,4%)

Kernkraft:
11,7% (11,7%)
Steinkohle:
12,8% (14,3%)

Abbildung 1-1

Erneuerbare
Energien: 35,2%
(33,1%)

Braunkohle: 22,5%
(22,7%)

2017 2018*
Konventionelle
Erneuerbare

Photovoltaik:
7,1% (6,0%)
Biomasse**:
8,0% (7,8%)

Wasserkraft:
2,6% (3,1%)

AG Energiebilanzen (2018a), *vorläufige Angaben, **inkl. biogenem Hausmüll

11

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Die Stromerzeugung aus Steinkohle nahm 2018 hingegen weiter ab: Steinkohlekraftwerke lieferten noch
83 Terawattstunden (minus 10,6 Terawattstunden
beziehungsweise 11 Prozent), ihr Anteil am Strommix beträgt nur noch 12,8 Prozent.
Damit liegt die Steinkohleverstromung erstmals in
der Geschichte der deutschen Stromwirtschaft unter
dem Niveau von Onshore-Windenergie und auf
demselben Niveau wie die Erzeugung aus Erdgas,
die ebenfalls leicht verlor (minus 3,7 Terawattstunden). Ursachen für den starken Rückgang bei der
Steinkohle sind Stilllegungen von alten Steinkohle­
kraftwerken, ein deutlich gestiegener CO2-Preis
sowie die Abregelung von Kraftwerken in den heißen
Sommermonaten aufgrund von mangelndem Kühlwasser. Die Stromerzeugung aus Kernenergie ist mit
76,1 Terawattstunden weitgehend konstant geblieben (Vorjahr: 76,3 Terawattstunden); sie machte noch
11,7 Prozent des erzeugten Stroms aus. Die Stilllegung
des Kraftwerks Gundremmingen B am 31. Dezember

2017 wurde durch eine gesteigerte Auslastungen der
anderen Kernkraftwerke ausgeglichen.
Insgesamt führen die gegenläufigen Entwicklungen
der erneuerbaren und fossilen Energieträger dazu,
dass in diesem Jahr die Erneuerbaren Energien mit
35,2 Prozent Anteil an der Bruttostromerzeugung
erstmals gleichauf zur Kohle liegen (der Stein- und
Braunkohle-Anteil beträgt zusammen 35,3 Prozent). Während die Differenz in der Erzeugung im
Vorjahr noch 25,7 Terawattstunden betrug, so ist
diese binnen eines Jahres auf 0,5 Terawattstunden
geschrumpft.
Abbildung 1-2 zeigt die Bruttostromerzeugung in
absoluten Zahlen. Die kumulierte Bruttostromerzeugung ist erstmalig seit 2014 wieder leicht rückläufig und liegt bei 648,9 Terawattstunden. Die Erzeugung war aber immer noch die dritthöchste in der
Geschichte der Bundesrepublik und lag weit über
dem Inlandsstromverbrauch.

Neuer Rekord für die Erneuerbaren, historischer Tiefststand (seit 1949!) für die Steinkohle:
Entwicklung der Bruttostromerzeugung 1990 bis 2018 
700

TWh

600

Abbildung 1-2
623

550

577

537

500

36

41

400

141

147

49
143

300

171

148

143

73
134

154

100

153

20
0
1990

170

154

38

64

1995

2000

2005

Kernenergie

AG Energiebilanzen (2018a), *vorläufige Angaben

12

163

25

Erneuerbare

81

62

83

118

83

117
155

146

92

200

Braunkohle

Steinkohle

649

648

634

146
76

141

189

106
2010
Erdgas

2015
Mineralöl

229

2018*

Sonstige

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

1.2	Entwicklung der Erneuerbaren
Energien
Das Jahr 2018 brachte erneut eine Steigerung bei der
Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien. Insgesamt lag sie bei 228,7 Terawattstunden, sie erhöhte
sich gegenüber dem Vorjahr somit um 5,6 Prozent
(siehe Abbildung 1-4). Allerdings fiel der Zuwachs
mit 12,4 Terawattstunden deutlich geringer als das
Plus im Jahr 2017, das noch bei 26,4 Terawattstunden
lag. Treiber der Steigerung waren vor allem höhere
Erträge von Windkraft- und Photovoltaikanlagen,
während die Produktion aus Wasserkraft aufgrund
der Dürre deutlich zurückging.

wattstunden; das Wachstum lag damit unter dem des
Jahres 2017. Die Steigerung der Windstromproduktion geht dabei im Wesentlichen auf Windkraftanlagen an Land zurück. Deren Erträge wuchsen von 87,9
Terawattstunden auf 93,9 Terawattstunden (6,8 Prozent Steigerung). Das absolute Wachstum fällt bei der
Wind­energie auf See mit 1,7 Terawattstunden zwar
niedriger aus, aufgrund des niedrigeren Ausgangsniveaus von 17,7 Terawattstunden im Jahr 2017 entspricht es aber einer prozentualen Steigerung von 9,6
Prozent. Insgesamt produzierten Windenergieanlagen
an Land und See im Jahr 2018 113,3 Terawattstunden
Strom und damit ziemlich genau die Hälfte des insgesamt produzierten Stroms aus Erneuerbaren Energien.

Im Gegensatz zu 2017, als die Windkraft witterungsbedingt und durch starken Zubau eine hohe Steigerung erfuhr, fielen im Jahr 2018 sowohl Zubau als
auch das Winddargebot geringer aus. Folglich belief
sich der Zuwachs der Stromproduktion bei Offshoreund Onshore-­Windenergie lediglich auf 7,7 Tera-

Im Gegensatz zur Windkraft profitierte die Photovoltaik stark vom extrem langen und sonnenreichen Sommer. So lag die Anzahl der Sonnenstunden
im landesweiten Durchschnitt nach ersten Schätzungen im Jahr 2018 um mehr als 30 Prozent über
dem zehnjährigen Mittel. Im historischen Vergleich

Zuwachs bei den Erneuerbaren, Rückgänge bei allen fossilen Energien – besonders
bei der Steinkohle: Veränderung der Strommengen zum Vorjahr 2017
15

Abbildung 1-3

12,4

10

TWh

5
0,2

0
-0,2
-2,4

-5

-3,7

-5,0

-10
-10,6

-15
Erneuerbare Kernkraft

Braunkohle Steinkohle

Erdgas

Stromaus- Verbrauch
tauschsaldo

AG Energiebilanzen (2018a/b), vorläufige Angaben

13

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

besonders sonnig waren Februar, April und Oktober.
In diesen Monaten lag die Solarleistung zwischen
46 und 50 Prozent über dem historischen Durchschnitt. Mit mehr als 300 Sonnenstunden war darüber hinaus der Juli extrem ertragreich.2 Aufgrund
dieser Bedingungen sowie einem deutlich gesteigerten Zubau nahm die Stromerzeugung aus Photovoltaik deutlich um 6,9 Terawattstunden auf 46,3 Terawattstunden zu. Das entspricht einer Steigerung von
17,5 Prozent. Damit überschritt der Anteil der Photo­
voltaik an der Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien mit 20,26 Prozent im Jahr 2018 erstmals
die Marke von 20 Prozent (Vorjahr: 18,2 Prozent).
Negativ wirkte sich der heiße und trockene Sommer
auf die Erträge der Wasserkraftwerke aus. Sie lieferten 16,9 Terawattstunden Strom und damit 3,3 Terawattstunden beziehungsweise 20 Prozent weniger
als 2017. Wasserkraft hat somit einen Anteil an der
2

Statista (2018a)

gesamten Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien von nur noch 7,4 Prozent (Vorjahr: 9,3 Prozent).
Demgegenüber verzeichnete die Biomasse (inklusive
Strom aus biogenem Hausmüll) ein leichtes Plus von
einer Terawattstunde (2 Prozent) auf 52 Terawattstunden.
Mit einem Anteil von 38,2 Prozent am Stromverbrauch rückt das im Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) formulierte Ziel von 40 bis 45 Prozent Erneuerbare Energien im Jahr 2025 in greifbare Nähe
(siehe Abbildung 1-5). Schreibt man den diesjährigen
Anstieg um 2,1 Prozentpunkte linear fort, so wird das
Ziel von 45 Prozent bereits im Jahr 2022 erreicht.
Deutlich ambitionierter ist das im Koalitionsvertrag
der Bundesregierung festgelegte Ziel eines Anteils
von 65 Prozent Erneuerbarer Energien bis zum Jahr
2030. Bei derzeitigem Ausbautempo wird der Anteil
Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis
2030 auf 63,4 Prozent wachsen, so dass das Ziel –

Hohe Solarstromerzeugung gleicht schwaches Wachstum bei Wind und Rückgang
bei der Wasserkraft aus: Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien 1990 bis 2018 

Abbildung 1-4

250

229

200

150

46

39

19

TWh

8
105

100

50

0

64
1
20
20

1990
Wasserkraft

25
2
2
22

38
10
3
25

28
15
20

1995
2000
2005
Biomasse
Windkraft onshore
(inkl. Hausmüll)

AG Energiebilanzen (2018a), *vorläufige Angaben

14

189

12

72

94

39
34
21
2010
Windkraft offshore

50

52

19

17

2015
2018*
Photovoltaik

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

wenn auch knapp – verfehlt wird. Um das Ziel zu
erreichen, sind daher zusätzliche Anstrengungen
notwendig.
Diese Anstrengungen werden auch deshalb erforderlich sein, weil sich Deutschland europarechtlich verpflichtet hat, bis zum Jahr 2020 einen
Erneuerbare-­Energien-Anteil von 18 Prozent am
Endenergie­verbrauch zu erreichen. Da im Bereich
der Wärme und im Verkehr der Anteil Erneuerbarer Energien weitgehend stagniert, ist ein starkes
Wachstum im Bereich der Elektrizitätswirtschaft
erforderlich, um die mangelnde Nutzung von Erneuerbaren in den anderen beiden Sektoren zu kompensieren und das 18-Prozent-Ziel zu erreichen.
Die Kapazität der Erneuerbare-Energien-Anlagen erhöhte sich im Jahr 2018 um etwa 7,5 Gigawatt
(siehe Abbildung 1-6), während im Vorjahr noch
9 Gigawatt zugebaut wurden. Dies ist vor allem auf
den stark gesunkenen Zubau von Windkraftan-

lagen an Land und auf See zurückzuführen. Wurden 2017 noch 6,1 Gigawatt an zusätzlicher Wind­
energieleistung installiert, so sank dieser Wert für
2018 drastisch um 39,1 Prozent auf 3,7 Gigawatt
(2,9 Gigawatt Onshore und 0,8 Gigawatt Offshore).
Die Hauptgründe dafür liegen in einer Änderung der
Ausschreibungsbedingungen und damit zusammenhängenden Änderungen der baurechtlichen Genehmigungsverfahren für Windparks. Dies führte dazu,
dass die Ausschreibungen für Windenergie zum Teil
stark unterzeichnet waren3, bereits erteilte Genehmigungen zum Teil nochmals eingeholt werden
mussten und es zu langwierigen Verzögerungen in
der Planung und dem Bau von Windparks kam. Insgesamt lag die installierte Leistung bei Windkraft an
Land und auf See Ende 2018 bei 59,5 Gigawatt. Sie
machte somit exakt die Hälfte der installierten Leistung von Erneuerbaren Energien aus.

3

Windguard (2018)

Das 65-Prozent-Ziel erfordert einen jährlichen 2,25-Prozent-Punkte Anstieg: Anteil
Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch von 2000 bis 2018 sowie das Ziel für 2030

Ziel 2030:
65%

70%
60%

50%
40%
30%
20%
10%

6,5%
6,6%
7,8%
7,7%
9,4%
10,3%
11,7%
14,4%
15,2%
16,5%
17,1%
20,4%
23,7%
25,2%
27,4%
31,6%
31,8%
36,1%
38,2%

Anteil am Bruttostromverbrauch (%)

80%

Abbildung 1-5

2018:
38,2%

0%
2000

2005

2010

2015

EE-Anteil am Bruttostromverbrauch

2018*

2025

2030

2035

Ziel Koalitionsvertrag 2018

AG Energiebilanzen (2018a/b), *vorläufige Angaben

15

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Deutlich positiver als der Zubau bei der Windkraft
entwickelte sich der Zubau von Photovoltaik-Anlagen. Dieser fiel mit 3,4 Gigawatt um 110 Prozent
höher aus als im Jahr 2017. Die für das Jahr festgelegte Zielmarke von 2,5 Gigawatt wurde damit zum
ersten Mal seit 2013 wieder überschritten, was vor
allem auf ein starkes Marktwachstum im Segment
der kleineren und mittleren Aufdachanlagen zurückgeht. Nur ein geringer Anteil des Zubaus ist auf die
Förderung im Rahmen des Photovoltaik-Mieterstrommodells zurückzuführen, das im Sommer 2017
eingeführt wurde. Mit einer Gesamtleistung von
45,7 Gigawatt nähert sich die Photovoltaik dem kritischen Wert von 52 Gigawatt, ab dem das EEG ein
Auslaufen der Solarförderung für kleine Anlagen
vorsieht.4 Bei ähnlich starkem Kapazitätswachstum
im Jahr 2019 wird dieser Wert bereits im Laufe des
Jahres 2020 erreicht werden.

4

Im Bereich der Stromerzeugung aus Biomasse wurden im Jahr 2018 etwa 315 Megawatt neuer Kapazität installiert. Die Leistung von Wasserkraftwerken
stagnierte bei 5,5 Gigawatt. Insgesamt summiert sich
die in Deutschland Ende 2018 installierte Kapazität an Erneuerbare-Energien-Anlagen damit auf
120 Gigawatt.

1.3	Entwicklung der konventionellen
Energieerzeugung
Wie bereits im Jahr zuvor ist die von konventionellen Kraftwerken aus Kohle, Kernkraft, Erdgas, Erdöl
und Müll erzeugte Strommenge zurückgegangen: Von
437 Terawattstunden im Jahr 2017 auf 420 Terawattstunden im Jahr 2018.
Den größten Verlust verzeichnete die Steinkohleverstromung mit einem Minus von gut elf Prozent beziehungsweise 10,6 Terawattstunden. Mit

PV-Magazine (2018)

Zum ersten Mal seit 2013 wieder mehr als 2,5 Gigawatt Zubau von Photovoltaik-Anlagen:
Erneuerbare-Energien-Kapazität zu den Jahresenden 2017 und 2018

Abbildung 1-6

140

Installierte Kapazität (GW)

120

113
5,4

120
6,3

100
80

50,3

53,2

Wind Onshore
Solar
Biomasse

60

40

Wind Offshore

42,3

45,7

7,7
5,5

8,0
5,5

2017

2018*

Wasserkraft
Sonstige

20
0

Bundesnetzagentur (2018a), *eigene Schätzungen auf Basis der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (2018a, Stand 19.11.2018), Windguard
(2018), Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber (2018)

16

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

einem historischen Tiefpunkt von 83 Terawattstunden setzte die Steinkohle somit den seit 2013
anhaltenden Abwärtstrend fort. Sie hatte nur noch
einen Anteil von 13 Prozent an der gesamten Strom­
erzeugung. Neben Kraftwerksstilllegungen waren
gestiegene Kohleimport- und CO2-Preise sowie die
höhere Erneuerbare-Energien-Einspeisung die
Ursachen für den zunehmenden Rückzug der Steinkohle vom Strommarkt.
Die Stromerzeugung aus Erdgas war erstmals seit
2014 rückläufig und zwar um 3,7 Terawattstunden
beziehungsweise um 4,3 Prozent. Mit einer produzierten Strommenge von 83 Terawattstunden liegt
der Erdgasanteil am Strommix nun gleichauf mit dem
von Steinkohle. Hauptauslöser für den Rückgang
von Erdgas im Stromsektor im Jahr 2018 waren der
stark gestiegene Importpreis und der höhere Anteil
der Erneuerbaren Energien. Der im Vergleich zu den
Vorjahren deutlich höhere CO2-Preis wirkte sich
hingegen eher vorteilhaft auf die Erdgasverstromung

aus, da dieser zu einer (zeitweisen) Substitution des
Steinkohlestroms durch Strom aus Erdgas führte.
Trotz der Abschaltung des Kernkraftwerks Gundremmingen B zum Ende des Jahres 2017 blieb die aus
Kernenergie produzierte Strommenge nahezu unverändert; sie lag bei 76,1 Terawattstunden. Kontinuierlichere Verfügbarkeiten erhöhten die Auslastung der
verbleibenden Kernkraftwerke, sie kompensierten
damit die Kraftwerksstilllegung in Gundremmingen.
Die Braunkohle bleibt das Sorgenkind bei der Energiewende im Stromsektor. Bei einer Stromproduktion von 146 Terawattstunden zum Jahresende
ging die Braunkohleverstromung lediglich um 2,4
Terawattstunden (1,6 Prozent) zurück. Hohe Kraftwerksverfügbarkeiten in den Sommermonaten
sowie weniger Redispatch-Maßnahmen sorgten
für eine kontinuierliche Präsenz der Braunkohle
am Strommarkt. Die gestiegenen CO2-Preise stellten keinen Anreiz für eine wesentliche Senkung

Rückgang vor allem bei Steinkohle, Braunkohle nach wie vor auf dem Niveau von 2010:
Bruttostromerzeugung aus fossilen Energieträgern 1990 bis 2018
600
530
500

TWh

400

30
36
141

512
27
41
147

539
29
49
143

560
36

Abbildung 1-7

528
35

460

89

34

73

62

134
117

118

300
153
200

100

171

163

154

170

143

148

154

1995

2000

2005

141

420
32
83
83

92

76

146

155

146

2010

2015

0
1990

Braunkohle

Kernenergie

Steinkohle

Erdgas

2018*

Öl + Sonstige

AG Energiebilanzen (2018a), *vorläufige Angaben

17

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

der Braunkohleverstromung dar. Denn die höheren
CO2-Preise reichten nicht aus, um die Grenzkosten der Braunkohleverstromung dauerhaft über das
Niveau der anderen fossilen Kraftwerke zu bewegen. Zudem schlugen sich die Braunkohlekraftwerke, die im Oktober 2018 in die Sicherheitsbereitschaft überführt wurden, noch nicht so stark in
der Erzeugungsbilanz von 2018 nieder. Es ist zwar
davon auszugehen, dass sich der Einsatz von Braunkohle zur Stromerzeugung infolge der Überführung
von Anlagen in die Sicherheitsbereitschaft bis 2020
insgesamt um 13 Prozent gegenüber 2015 vermindern wird.5 Dennoch ist deutlich, dass die Braunkohleverstromung in naher Zukunft nicht aus dem
Markt herausgetrieben werden wird (anders bei der
Steinkohle). Daher bedarf es weiterer regulatorischer
Maßnahmen, um das Klimaschutzziel 2030 für den
Sektor der Energiewirtschaft zu erreichen.

5

AG Energiebilanzen (2018d)

Die Kraftwerkskapazitäten der konventionellen Kraftwerke verringerten sich in Summe nur geringfügig um
knapp 700 Megawatt (von 105,1 auf 104,4 Gigawatt),
allerdings hat sich die Struktur verändert und von
Kohle- zu Erdgaskraftwerken verschoben. Zubauten
gab es 2018 nur bei den Pumpspeicher- (300 Megawatt) und den Erdgaskraftwerken (800 Megawatt). Ein
Abbau von Kernkraftwerkskapazitäten erfolgte 2018
nicht. Der Atomausstieg wird erst zum 31. Dezember
2019 mit der Stilllegung des Kraftwerkes Philippsburg
2 planmäßig fortgeführt.
Neben den Stilllegungen einiger ölbetriebener Kraftwerke hat sich die Leistung der Braun- und Steinkohlekraftwerke jeweils um etwa 800 Megawatt
vermindert. Bei der Steinkohle waren es die Kraftwerke in Ensdorf und Wuppertal-Elberfeld. Bei
der Braunkohle wurden die Blöcke Niederaußem E
und F von RWE (je 300 Megawatt) sowie der Block
F des LEAG-Kraftwerks Jänschwalde (500 Megawatt) zum 1. Oktober 2018 in die Sicherheitsbereit-

Leichte Verschiebung von Kohle zu Gas:
Kapazitäten der konventionellen Kraftwerke zu den Jahresenden 2017 und 2018

Abbildung 1-8

120

Installierte Kapazität (GW)

100

105,1

104,4

8,5

8,3
Öl + Sonstige

80

30,1

30,9

60

9,5

9,8

Erdgas

Pumpspeicher
Steinkohle

40
20

0

25,1

24,3

21,2

20,1

10,8

10,8

2017

2018*

Braunkohle
Kernenergie

Bundesnetzagentur (2018a), *eigene Schätzungen auf Basis der Veröffentlichung des Zu- und Rückbaus der Bundesnetzagentur (2018a,
Stand 19.11.2018)

18

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

schaft überführt.6 Empfehlungen der „Kommission
Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ zu
weiteren Stilllegungen von Braunkohlekraftwerken,
zusätzlich zu den bereits im Rahmen der Sicherheitsbereitschaft vereinbarten Regelungen, werden
zum Februar 2019 erwartet. Ob und inwieweit diese
Empfehlungen in ein neues Klimaschutzgesetz überführt werden, wird sich im Laufe des kommenden
Jahres 2019 zeigen.

6

Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (2016)

19

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

20

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

2

Energie- und Stromverbrauch

2.1	Primärenergieverbrauch
Im Jahr 2018 ist der Primärenergieverbrauch in
Deutschland nach drei Jahren des Wachstums erstmals wieder gesunken und lag bei etwa 12.900 Petajoule. Dies entspricht einem Rückgang von 676 Petajoule beziehungsweise fünf Prozent gegenüber dem
Jahr 2017. Der Primärenergieverbrauch hat damit den
niedrigsten Wert seit 1970 erreicht. Gegenüber 1990
beträgt die Senkung knapp 13,5 Prozent. Selbst zu Zeiten der Wirtschaftskrise im Jahr 2009 überstieg der
damalige Primärenergieverbrauch den heutigen Wert
um 600 Petajoule.

2. das warme Wetter (insbesondere im Januar sowie
von April bis Anfang November),
3. eine Verlagerung des Wirtschaftswachstums auf
weniger energieverbrauchende Sektoren und
4. leichte Effizienzsteigerungen bei Gebäuden und in
der Industrie.
Zudem blieb die Bevölkerung 2018 weitgehend konstant, nachdem sie in den vergangenen Jahren deutlich
gestiegen war1.

Der Rückgang dürften nach einer ersten Analyse auf
vier Faktoren zurückzuführen sein:

Die Anteile der verschiedenen Energieträger am
gesamten Primär­energieverbrauch verschoben
sich leicht zugunsten der Erneuerbaren Energien.
Ihre Anteile stiegen um einen Prozentpunkt auf 14
Prozent, womit sie in 2018 den größten Zuwachs

1. Die gestiegenen Preise für Öl und Gas,

1

AG Energiebilanzen (2018d)

Deutlicher Rückgang des Verbrauchs führt dazu, dass Erneuerbaren-Anteil auf 14 Prozent
steigt: Primärenergieverbrauchsmix 2018 (Werte für 2017 in Klammern) 

Sonstige inkl.
Austauschsaldo
Strom: 0,4% (0,4%)

Primärenergieverbrauch (PJ)

13576

12900
Kernkraft:
6,4% (6,1%)

11805

Abbildung 2-1

Erneuerbare
Energien:
14,0% (13,0%)

Steinkohle:
10,1%
(10,8%)
Braunkohle:
11,5% (11,1%)

11092

Erdgas: 23,5%
(24,1%)
1771

1808

2017

2018*

Öl: 34,1% (34,4%)

Erneuerbare
Konventionelle
AG Energiebilanzen (2018c), *vorläufige Angaben

21

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

aller Energieträger verzeichneten. Mineralöl deckte
nach wie vor mehr als ein Drittel des deutschen
Primär­energieverbrauchs, auch wenn sein Anteil
am Energiemix im Jahr 2018 um 0,3 Prozentpunkte
auf 34,1 Prozent gesunken ist. Erdgas lag mit einem
Anteil von 23,5 Prozent auf Platz 2 (minus 0,6 Prozentpunkte). Es folgen Braunkohle mit 11,5 Prozent
und Steinkohle mit 10,1 Prozent. Den geringsten
Beitrag zu Deutschlands Primärenergieverbrauch
steuerte die Kernenergie mit 6,4 Prozent bei.
In absoluten Zahlen ausgedrückt konnten einzig die
Erneuerbaren Energien einen Zuwachs verzeichnen und zwar von 37 Petajoule beziehungsweise
2,1 Prozent. Dieser entfiel allerdings, wie auch im
Jahr zuvor, hauptsächlich auf den Stromsektor, da die
Erneuerbaren-Anteile im Wärmesektor, vor allem
im Gebäudebestand und in allen Bereichen des Verkehrs nur sehr geringfügig stiegen. Die Solarenergie
hat aufgrund der hohen Sonneneinstrahlung in den
Monaten von April bis Oktober um 16 Prozent zuge-

nommen, die Windkraft lieferte ein Plus von 7 Prozent, während die Biomasse auf dem gleichen Niveau
verharrte und die Energie aus Wasserkraft aufgrund
der enormen Trockenheit in den Sommermonaten
das Jahr mit einem Minus von 16 Prozent abschloss.
Der Verbrauch von Mineralölen sank 2018 um
sechs Prozent auf 4.395 Petajoule und hat damit ein
historisch gesehen sehr niedriges Niveau erreicht.
Die stärkste Minderung ist beim Heizölabsatz zu
verzeichnen, der 2018 im Vergleich zum Vorjahr um
15 Prozent sank. Ursachen waren vor allem ein sehr
milder Januar, der den Heizölverbrauch deutlich
reduzierte, sowie vermutlich höhere Lagereffekte
aufgrund gestiegener Heizölpreise im Herbst 2018.
Demgegenüber sank der Anteil ölbefeuerter Heizungsanlagen im Wohnungsbestands nur leicht um
etwa 0,2 bis 0,3 Prozent. Er dürfte 2018 nach wie vor
bei etwa 26 Prozent gelegen haben. Es ist daher gut
möglich, dass 2019 der Heizölverbrauch gegenüber
2018 wieder steigt.

Niedrigster Energieverbrauch seit Anfang der 1970er Jahre, vor allem bedingt durch die
milde Witterung: Primärenergieverbrauch von 1990 bis 2018
16.000 14.905

14.269

14.401

14.558

14.000

Abbildung 2-2

14.217

13.262

12.900

12.000

PJ

10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1990

1995
2000
2005
Mineralöle
Steinkohle
Kernenergie
Sonstige inkl. Austauschsaldo Strom

AG Energiebilanzen (2018c), *vorläufige Angaben

22

2010
2015
Braunkohle
Erdgas
Erneuerbare Energien

2018*

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Auch der Kraftstoffverbrauch sank 2018 leicht – trotz
eines kaum veränderten Kraftfahrzeugbestands2.
So ist sowohl weniger Benzin (minus 1,3 Prozent)
als auch weniger Dieselkraftstoff (minus 2,9 Prozent) verbraucht worden. Da der Anteil der alternativen Antriebe bei Neuwagen zwar deutlich steigt, an
der Gesamt-Fahrzeugflotte jedoch immer noch sehr
gering ist, dürfte für den geringeren Benzin- und
Dieselverbrauch der höhere Kraftstoffpreis eine Rolle
gespielt haben. Aufgrund des anwachsenden Flugverkehrs erhöht sich der Absatz beim Flugkraftstoff
erwartungsgemäß leicht.3

ebenso wie beim Heizöl, am sehr milden Januar.
Zudem spielte der verminderte Einsatz von Erdgas in der Stromerzeugung eine Rolle. Auch das im
Vergleich zu 2017 moderate Wirtschaftswachstum
im verarbeitenden Gewerbe sowie das leicht abnehmende bis flache Produktionsniveau bei den energieintensiven Industrien (zum Beispiel Stahl- und
Chemieindustrie)4 trugen zum Minderverbrauch bei.
Der Primärenergieverbrauch aus Kohle und Kernenergie korrespondiert mit den Entwicklungen am
Strommarkt, da diese Energieträger weitestgehend
zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Die größten
Einbußen verzeichnete mit Abstand die Steinkohlenutzung, die um 164 Petajoule (11,2 Prozent) zurückging und nur noch gut 10 Prozent des deutschen
Primärenergieverbrauchs stellt. Neben einigen Kraftwerksstillegungen wurde Steinkohle insbesondere in
der Wärme- und Stromerzeugung zum einen durch

Der Erdgasverbrauch sank 2018 um 7,3 Prozent
beziehungsweise um 239 Petajoule auf 3.034 Petajoule. Erdgas blieb damit weiterhin zweitwichtigste
Quelle zur Deckung des Primärenergieverbrauchs.
Die Haupt­ursache für den Verbrauchsrückgang lag,
2

Kraftfahrtbundesamt (2018)

3

Mineralölwirtschaftsverband e.V. (2018)

4

Statistisches Bundesamt (2018b)

Konstanter Stromverbrauch und leicht sinkende Stromproduktion:
Stromerzeugung, Stromverbrauch und Lastflüsse ins/aus dem Ausland von 2000 bis 2018

Abbildung 2-3

800

599

599

597

596

592

605

607

616

607

150

400

100

300
200

50

Physikalische Lastflüsse
in das/aus dem Ausland (ThW)

649

654

651

648

628

639

630

613

597
634

200

50
582

642
619

641
622

640
621

623
615

618
611

587
587

601

586
585

500

577

600

580

Bruttostromerzeugung und
Bruttoinlandsverbrauch (TWh)

700

609

250

100
0

0
2000
2005
Lastflüsse aus dem Ausland
Bruttostromerzeugung

2010

2015
2018*
Lastflüsse in das Ausland
Bruttoinlandsverbrauch

AG Energiebilanzen (2018b), *vorläufige Angaben

23

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

höhere Erneuerbare Energien und zum anderen aufgrund gestiegener Preise für Importkohle und Emissionszertifikate verdrängt. Damit fiel die Steinkohle­
nutzung auf den niedrigsten Wert in Deutschland
seit Beginn der Energiestatistiken im Jahr 1950. Der
Abschied von dem Energieträger, der in Westdeutschland das Wirtschaftswunder herbeigeführt hat, steht
damit unmittelbar bevor – nicht nur im Bereich der
Steinkohleförderung (wo die letzte Grube Ende 2018
geschlossen wurde), sondern auch im Bereich der
Steinkohlenutzung. Im Gegensatz zum Sinkflug der
Steinkohle ging der Braunkohleverbrauch nur leicht
zurück, um 1,9 Prozent (29 Petajoule). Die Nutzung der
Kern­energie blieb weitestgehend konstant.
Die nur geringfügige Verschiebung der Anteile in
Richtung Erneuerbare Energien zeigt, dass die Energiewende von den fossilen hin zu Erneuerbaren
Energieträgern nur sehr schleichend verläuft. Erdgas,
Öl, Braun- und Steinkohle decken zusammen noch

fast 80 Prozent des Energiemixes beim Primärenergieverbrauch. Und auch wenn die relevante Größe
der Endenergieverbrauch ist — und nicht der Primärenergieverbrauch — so dürfte der Anteil Erneuerbarer Energien auch am Endenergieverbrauch im
Jahr 2018 nur bei gut 16 Prozent gelegen haben. Zu
einer vollständigen Energiewende, die nicht nur eine
Stromwende ist, ist es daher noch ein weiter Weg.
Das Wirtschaftswachstum 2018 lag Schätzungen zufolge bei etwa 1,8 Prozent und damit etwa im
Durchschnitt der vergangenen Jahre. Bemerkenswert ist, dass dieses Wachstum bei einem fünfprozentigen Rückgang des Primärenergieverbrauchs
erfolgte — im Vorjahr war der Energieverbrauch bei
einem Wirtschaftswachstum von 2,2 Prozent noch
um 1,5 Prozent gestiegen. So erscheint es auf den ersten Blick, als wäre das Wirtschaftswachstum endlich vollständig vom Energieverbrauch entkoppelt.
Aber: Nur die Verbrauchsminderungen bei Steinkohle

Milde Witterung und leichter Rückgang der Produktion bei einigen energieintensiven Industrien
führen zu Rückgang des Energieverbrauchs trotz steigendem BIP: Bruttoinlandsprodukt,
Primärenergieverbrauch und Bruttoinlandsstromverbrauch 1990–2018

Abbildung 2-4

160

153

140

133
122

1990=100

120

105

100

97

Ziel 2020:
-10% vs. 2008

125
112
98

112

109
101

95
87

80

77

Ziel 2020:
-20% vs. 2008

60
40
1990

1995

2000

Bruttoinlandsprodukt (Preise von 2010)

2005

2010

2015

2018* 2020

Primärenergieverbrauch

Bruttoinlandsstromverbrauch
AG Energiebilanzen (2018b/c), Statistisches Bundesamt (2018a), Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2018a),
*vorläufige Angaben/eigene Berechnungen

24

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

dürften nachhaltiger Natur sein. Die Reduktionen
von Erdgas und Heizöl basieren zum Großteil auf der
außerordentlich milden Witterung sowie den gestiegenen Rohstoffpreisen. Schon 2019 können diese
beiden Effekte wieder in die umgekehrte Richtung
wirken. Wollte die Bundesregierung das im Energiekonzept 2010 beschlossene Energieeffizienzziel für 2020 (minus 20 Prozent Primärenergieverbrauch gegenüber 2008) noch erreichen, so wäre eine
Primär­energieverbrauchsminderung in der gleichen
Größen­ordnung wie 2018 auch in den Jahren 2019
und 2020 notwendig.

2.2	Stromverbrauch
Der Bruttoinlandsstromverbrauch lag mit 599 Terawattstunden im Jahr 2018 auf dem Niveau des
Vorjahres. Damit wurde der Wachstumstrend der
vergangenen drei Jahre unterbrochen. Die inländische Bruttostromerzeugung sank zum ersten Mal
seit 2014 und zwar um 5 Terawattstunden auf 649
Terawattstunden (minus 0,7 Prozent). Von dieser
Stromerzeugung wurden per Saldo etwa 50 Terawattstunden in die Nachbarländer exportiert (minus
5 Terawattstunden), wobei 81 Terawattstunden physikalisch exportiert und 31 Terawattstunden importiert wurden. Der Anteil des inländisch produzierten
Stroms, der in die deutschen Nachbarländer exportiert wird, betrug 2018 somit 7,7 Prozent, eine leichte
Reduktion gegenüber dem Vorjahr (8,4 Prozent).

Prozent auf 82,9 Millionen).5 Demgegenüber hatte
die vergleichsweise milde Witterung einen senkenden Effekt auf den Stromverbrauch im Wärmesektor.
Zudem führt der Trend von Verbrennungs-Kraftwerken hin zu Wind- und Solaranlagen automatisch
zu geringeren Strom-Eigenverbräuchen im Kraftwerkssektor, was ebenfalls den Bruttostromverbrauch reduzierte. Daher wäre es voreilig, hier schon
von tiefgreifenden Effizienzgewinnen und einer
endgültigen Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Energie- beziehungsweise Stromverbrauch
auszugehen. Das von der Bundesregierung im Energiekonzept 2010 beschlossene Stromeffizienzziel
für 2020 (minus 10 Prozent Bruttostromverbrauch
gegenüber 2008) ist immer noch knapp 42 Terawattstunden entfernt und erfordert somit eine Minderung des Stromverbrauchs von insgesamt sieben
­Prozent in den Jahren 2019 und 2020. Angesichts
einer durchschnittlichen Reduktion des Stromverbrauchs um jährlich 0,3 Prozent seit 2008 ist das
Stromeffizienzziel wohl nicht mehr zu erreichen.

Die Stagnation des Stromverbrauchs dürfte das
Ergebnis mehrerer sich ausgleichender Effekte sein:
Die verbrauchssteigernde Wirkung des 1,8-prozentigen Wirtschaftswachstums fiel etwas moderater als noch im Jahr 2017 aus, in dem das Bruttoinlandsprodukt um 2,2 Prozent gewachsen war. Auch
das, im Vergleich zum Vorjahr, geringere Bevölkerungswachstum hatte kaum noch verbrauchssteigernde Wirkungen (Anstieg der Bevölkerungszahl
von Ende 2017 bis Mitte des Jahres 2018 um 0,1
5

Statistisches Bundesamt (2018c)

25

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26

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

3

Treibhausgasemissionen

3.1	Gesamte Treibhausgasemissionen
in Deutschland
Die Treibhausgasemissionen in Deutschland betrugen 2018 gemäß erster Einschätzung etwa 854 Millionen Tonnen CO2 e. Sie lagen damit rund 50 Millionen Tonnen unter dem Vorjahresniveau (siehe
Abbildung 3-1). Nachdem die Gesamtemissionen in
den vergangenen vier Jahren recht konstant bei 900
Millionen Tonnen rangierten, trat 2018 eine Minderung ein, deren Größenordnung nur im Jahr 2009,
dem Jahr der globalen Wirtschaftskrise, übertroffen
wurde (damals wurden 68 Millionen Tonnen CO2e
weniger ausgestoßen als im Vorjahr). Damit lagen
die Emissionen im Jahr 2018 um 31,7 Prozent unter
dem Niveau von 1990, dem Basisjahr internationaler
Klimaschutzabkommen. Dies ist eine ausgesprochen
erfreuliche Nachricht für das Klima.

Dennoch lässt sich mit der in 2018 erzielten Minderung noch keine Trendwende beim Klimaschutz
konstatieren. Denn die Gründe für den Rückgang
der Emissionen liegen in verschiedenen, jahresspezifischen Extrembedingungen (siehe Kapitel zwei).
So ist einzig der starke Rückgang des Steinkohleverbrauchs ein Trend, der sich auch nachhaltig auf
zukünftige Emissionsbilanzen des Stromsektors
auswirken wird. Demgegenüber stellen die Minderverbräuche bei Mineralöl und Erdgas eher eine
Sondererscheinung dar, die schon 2019 wieder von
gegenläufigen Entwicklungen konterkariert werden
können. So waren es weniger eine verbesserte Effizienz im Gebäudebereich oder ein Trend zu emissionsarmen Fahrzeugen, sondern eher die außerordentlich milde Witterung und die gestiegenen
Rohstoffpreise, die dafür sorgten, dass 2018 weniger Emissionen durch die Verbrennung von Erdgas

Die CO2-Emissionen sinken um 50 Millionen Tonnen, dennoch bleibt das Klimaschutzziel 2020
schwer erreichbar: Treibhausgasemissionen nach Sektoren 1990–2018 sowie

Ziel 2020:
mind. -40%
751

854

907

992

1.000

2018 vs. 1990:
-31,7%

942

800

Ziel 2030:
mind. -55%
557

Mio. t CO2-Äquivalente

1.200

1.043

1.121

1.400

Abbildung 3-1

1.251

Klimaschutzziele 2020 und 2030

600
400
200

Energiewirtschaft

Industrie

Gebäude

Verkehr

Landwirtschaft

2030

2020

2017*
2018**

2015

2010

2005

2000

1995

1990

0

Sonstige

Umweltbundesamt (2018a), eigene Berechnungen, *vorläufige Angaben, **eigene Schätzung

27

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

und Erdöl zu verzeichnen waren. Zudem war das
Wirtschaftswachstum von 1,8 Prozent im Jahr 2018
nicht verbunden mit einer Produktionssteigerung im
Bereich der energieintensiven Industrien, sondern es
ist eher auf andere Wirtschaftssektoren zurückzuführen.
Solche Bedingungen wie 2018 sind nicht zwingend für die kommenden zwei Jahre zu erwarten.
Es ist daher trotz der deutlich gesunkenen Emissionen 2018 nicht wahrscheinlicher geworden, dass
Deutschland das ursprünglich für 2020 formulierte
Klimaschutzziel (40 Prozent Emissionsminderung
gegenüber 1990) noch erreichen wird – schließlich
müssten noch 103 Millionen Tonnen an Emissionen
reduziert werden, um das Ziel zu erreichen. Diese
Lücke erfordert Emissionssenkungen von gut je
50 Millionen Tonnen in 2019 und 2020, das heißt die
Minderungsleistung von 2018 müsste noch zweimal
wiederholt werden. Dies ist aufgrund der bisherigen
Klimaschutzmaßnahmen nicht zu erwarten – und

dass nochmals Extremeffekte ähnlich wie in 2018
auftreten werden, ist nicht allzu wahrscheinlich.
Schreibt man den Trend von 2010 bis 2018 fort und
glättet somit Sondereffekte aus einzelnen Jahren,
erhält man eine Emissionsreduktion von etwa sechs
Millionen Tonnen pro Jahr. Für das Jahr 2020 ist
somit eine Emissionsreduktion von minus 32 Prozent anstatt von minus 40 Prozent zu erwarten.

3.2	CO2-Emissionen der Stromerzeugung
Auch im Jahr 2018, und damit zum fünften Mal in
Folge, sind die CO2-Emissionen der Kraftwerke in der
öffentlichen Versorgung zurückgegangen und zwar
um schätzungsweise 10 Millionen auf 275 Millionen
Tonnen CO2 (siehe Abbildung 3-2). Dies entspricht
einer Senkung von etwa 25 Prozent im Vergleich
zum Niveau von 1990. Der CO2-Emissionsfaktor
des Strommix, bezogen auf die gesamte inländische Nettostromerzeugung, ist dementsprechend um

Die CO2-Emissionen der Stromerzeugung sinken aufgrund des Rückgangs der Steinkohle
auf niedrigstes Niveau seit 1990: CO2-Emissionen der Stromerzeugung von 1990 bis 2018
764

500

Mio. t

18
118

200
100

713

700
644

400 366
300

800

200

335

611

327

333

19

22

28

124

118

109

162

157

162

559
315

600
528
305

32

22

95

92

151

157

29
63

300

149

100

200

0

0

Braunkohle
Erdgas
Müll

Steinkohle
Mineralöl
Sonstige
Emissionsfaktor des Strommixes

Umweltbundesamt (2018b), *vorläufige Angaben, Schätzung Umweltbundesamt, **eigene Berechnungen

28

500
472
274 400

g CO2/kWh

600

Abbildung 3-2

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

16,6 Prozent auf 472 Gramm CO2 pro Kilowattstunde
gesunken. Auch wenn die Minderung von 2016 auf
2017 deutlicher war, setzte sich die Substitution
emissionsintensiver durch CO2-ärmere Energiequellen im Stromsektor kontinuierlich fort.
Die Hauptursache für diese Entwicklung liegt, wie
bereits in 2017, an einem deutlichen Rückgang der
Steinkohleverstromung. Weitere Stilllegungen von
Kraftwerken und der steigende Anteil Erneuerbarer
Energien führten zu sinkenden Marktanteilen von
Steinkohle. Zudem führten höhere Preise für Steinkohleimporte und für Emissionszertifikate zu einer
zunehmenden Verdrängung von Steinkohlekraftwerken durch Gaskraftwerke (siehe Kapitel 5). Da
Gaskraftwerke deutlich niedrigere spezifische Emissionen als Steinkohlekraftwerke aufweisen und die
Stromproduktion der Gaskraftwerke im Gegensatz zu
der von Steinkohlekraftwerken weitgehend konstant
blieb, schlug sich dieser Effekt auf die Stromemissionsbilanz nieder.
Die Emissionen der Stromproduktion aus Braun­
kohle­kraftwerken sinken seit 2014 zwar stetig, allerdings äußerst langsam: Im Schnitt vermindern sich
die Emissionen aus der Verstromung von Braunkohle
um zwei Millionen Tonnen pro Jahr. Auch das 2018
gestiegene CO2-Preisniveau reicht noch nicht aus, um
Braunkohlestrom aus dem Markt zu drängen, zumal
die Grenzkosten von Braunkohlestrom in Deutschland immer noch vergleichsweise niedrig sind. Diese
Entwicklung ist ein Anzeichen dafür, dass ohne
zusätzliche politische Maßnahmen die Braunkohleverstromung in Deutschland wohl bis 2030 auf einem
hohen Niveau verharren dürfte und auch danach nur
sehr langsam zurückginge, mit einem Auslaufen weit
nach 2050. Die Ergebnisse der Kohlekommission
bezüglich des Kohleausstiegspfads und die Überführung der Ergebnisse in konkrete Gesetzgebung und
Maßnahmen werden daher nicht nur einen erheblichen Einfluss auf die Treibhausgasemissionen des
Stromsektors haben, sondern insgesamt die deutsche
CO2-Bilanz prägen.

29

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

30

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

4 Stromhandel und Preisentwicklungen in Europa
Deutschlands Stromexportsaldo war auch 2018 sehr
hoch – 52,1 Terawattstunden wurden mehr exportiert
als importiert. Dies entspricht 8,7 Prozent des deutschen Stromverbrauchs. Im Vergleich zum Vorjahr ist
der Handelsbilanzüberschuss um etwa 8 Terawattstunden gesunken (siehe Abbildung 4-1). Bei einem
durchschnittlichen Börsenstrompreis von etwa 44,5
Euro pro Megawattstunde hatten die Exporte im Jahr
2018 einen Wert von 3,8 Milliarden Euro. Der Wert
der Importe betrug 1,83 Milliarden Euro bei einem
Strompreis von durchschnittlich 55,3 Euro je Megawattstunde. Der Exportüberschuss betrug somit rund
2 Milliarden Euro. Das übertrifft den Wert des Exportüberschusses im Jahr 2017 in Höhe von 1,4 Milliarden Euro trotz des geringeren Strom­exportsaldos.
Die Senkung des Exportmengensaldos ist vor allem
auf eine niedrigere Stromausfuhr nach Österreich,

Frankreich und die Schweiz zurückzuführen. Die
Exporte in diese Länder hatten ein Volumen von 85,3
Terawattstunden, fast 11,6 Terawattstunden weniger
als 2017 (Stand 28. Dezember 2018). Die Stromimporte aus dem Ausland sind mit 3,6 Terawattstunden
weniger stark zurückgegangen und betrugen 33,1
Terawattstunden. Unterstützt wurde diese Entwicklung durch höhere Strompreise im deutschen
Stromgroßhandel, die wiederum auf den Anstieg der
Preise für Gas, Steinkohle und CO2-Emissionszertifikate zurückzuführen sind. Während Deutschland
auch 2018 die zweitniedrigsten Börsenstrompreise
in Europa nach den Ländern Skandinaviens hatte,
ging die Preisdifferenz zu den westeuropäischen
Nachbarländern im Vergleich zum Vorjahr zurück.
So ist etwa der Unterschied zwischen den deutschen
und den französischen Strompreisen von durchschnittlich zehn auf fünf Euro pro Megawattstunde

Die Stromexporte bleiben hoch, erreichen jedoch nicht den Rekordwert von 2017:
Entwicklung des grenzüberschreitenden Stromhandels in Deutschland von 2012 bis 2018

Abbildung 4-1

120
97,8

Handelsmengen (TWh)

100
81,9
80
60
40

96,9
87,8

85,3

81,4

71,3
25,1

46,1

38,9

40,3

43,0

41,1

57,7

56,1

40,1
31,7

20

60,2

36,7

52,1

33,1

0
2012

2013
Saldo

2014

2015
Import

2016

2017

2018

Export

Eigene Berechnung auf Basis von ENTSO-E (2018, Stand 28.12.18); es werden kommerzielle Stromhandelsflüsse dargestellt

31

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

gesunken – mit entsprechend geringeren Exporten
von Deutschland nach Frankreich. Die geringeren
Exporte nach Österreich sind wiederum auf die Aufspaltung der deutsch-österreichischen Strompreiszone am 1. Oktober 2018 zurückzuführen. Seither
gibt es einen Strompreis für Deutschland und Luxemburg einerseits und einen für Österreich andererseits, wobei zwischen beiden Preiszonen eine Handelskapazität von 4.900 Megawatt garantiert wird.
Der Preiszonensplit erfolgte aus zwei Gründen: Zum
einen wurden auf deutscher Seite eine stetig steigende Anzahl an Netzeingriffen notwendig, um
österreichischen Kunden trotz der vorhandenen
Netzengpässe die gleichen Strompreise zu garantieren wie sie in Deutschland vorherrschen. Dies hat die
Redispatch-Kosten in Deutschland erheblich erhöht.
Zum anderen waren Loop-Flows von Deutschland
durch Polen und Tschechien nach Österreich, verursacht durch ungenügende Netzinfrastruktur an der
deutsch-österreichischen Grenze, ursächlich. Diese

Ringflüsse hatten in Polen und Tschechien die Netze
belastet, ohne einen Handelsnutzen zu bringen. Nach
der Trennung der Strompreiszone herrscht zwischen
Deutschland und Osterreich zwar nach wie vor reger
Stromhandel, aber nicht mehr unbegrenzt, sondern
nur noch entsprechend der tatsächlich existierenden Kapazität der Grenzkuppelstellen. Die Folge sind
etwa 15 Prozent höhere Großhandelsstrompreise
in Österreich als in Deutschland seit Oktober 2018
(siehe Abbildung 4-4), da in Österreich nun häufiger
Gaskraftwerke preissetzend wirken, während es in
Deutschland nach wie vor überwiegend Kohlekraftwerke sind.
Die Struktur der Handelsflüsse von und nach
Deutschland hat sich im Vergleich zu 2017 nicht stark
gewandelt (siehe Abbildung 4-2): Die Richtungen
der Handelssalden sind – mit Ausnahme von Polen
– gleich geblieben, allerdings haben sich die Dimensionen geändert. So heißen die größten Stromabnehmerländer nach wie vor Österreich, Frankreich

Die Struktur der Handelsflüsse bleibt ähnlich, aber die Dimensionen ändern sich:
Der Stromaußenhandel mit den Nachbarländern in den Jahren 2017 und 2018 im Vergleich

TWh
2017
Schweden
Österreich
Schweiz
Tschechien
Dänemark
Frankreich
Niederlande
Polen
Luxemburg
Summe

TWh
2018

Import von

Export nach

Saldo

Import von

Export nach

Saldo

2,2
10,6
3,1
7,7
6,3
3,8
1,2
1,9
0,1
36,7

0,3
42,4
11,6
5,1
3,9
17,5
10,7
0,8
4,5
96,9

-1,9
31,8
8,6
-2,5
-2,3
13,7
9,6
-1,0
4,3
60,2

1,2
10,1
4,8
6,5
5,6
3,8
0,4
0,6
0,2
33,1

0,3
35,0
8,8
4,9
5,2
12,7
13,0
1,4
3,8
85,3

-0,9
25,0
4,0
-1,5
-0,4
8,9
12,5
0,9
3,7
52,1

Eigene Berechnung auf Basis von ENTSO-E (2018, Stand 28.12.18); es werden kommerzielle Stromhandelsflüsse dargestellt

32

Abbildung 4-2

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

und die Niederlande. Während weniger Strom nach
Frankreich und Österreich floss, stiegen die Exporte
in die Niederlande um 3 Terawattstunden. Nach der
Teilung des deutsch-österreichischen Marktgebietes zum 1. Oktober wurden im letzten Quartal 2018
im Schnitt 0,7 Terawattstunden pro Monat weniger
nach Österreich exportiert als noch in den ersten drei
Quartalen. Die Mehrexporte in die Niederlande lassen
sich durch die Kernkraftwerksausfälle im November in Belgien erklären: Da die direkte Stromverbindung zwischen Belgien und Deutschland erst zum
Jahr 2020 in Betrieb geht1, fließen derzeit Importe
nach Belgien über die Niederlande. In Richtung Polen
1

hat sich das Stromhandelssaldo umgekehrt – war
Deutschland 2017 noch Nettoimporteur von 1 Terawattstunde, wurden 2018 im Saldo 0,9 Terawattstunden nach Polen exportiert. Der Grund dafür ist
das niedrigere Strompreisniveau in Deutschland und
die Tatsache, dass die Strom-Phasenschieber an der
deutsch-tschechischen und deutsch-polnischen
Grenze nunmehr alle installiert wurden. Ihr Zweck ist
die Vermeidung ungeplanter Stromflüsse durch die
Nachbarländer; durch ihre Installation ist nun wieder
vermehrt Stromhandel in beiden Richtungen möglich.
Ein Blick in die Daten der verschiedenen Börsen zeigt, dass die durchschnittlichen Strompreise
(Day-ahead) in Deutschland und allen Nachbar-

Amprion (2018)

Deutschland hat die zweitniedrigsten Börsenstrompreise in Europa:
Die Großhandelsstrompreise der europäischen Nachbarstaaten im Vergleich

Abbildung 4-3

FI

NORDPOOL
43,98
NO

EE
LV
SE
LT

DK
IE
GB
64,89

NL
52,51

PL
52,31

BE
55,41
DE, AT, LU
44,72*
FR
50,22

UA

CZ
SK
HU

CH
52,26
IT
61,31

SI

RO

HR
RS

BA

BG

ME
MK
PT
57,46

ES
57,31

AL

GR

< 50 Euro/MWh
50–59 Euro/MWh
  60 Euro/MWh

Eigene Berechnung auf Basis von EPEX-SPOT (2018a), Nordpool (2018), Belpex (2018), OMEL (2018), Mercato Elettrico (2018), APX (2018), POLPX
(2018, Stand 28.12.18), *Berechnung des Deutschnittspreises für die Preiszone DE/AT/LU: siehe Fußnote 2

33

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

staaten im Vergleich zum Jahr 2017 im Schnitt um
knapp zehn Euro pro Megawattstunde gestiegen
sind (siehe Abbildung 4-3). Den stärksten prozentualen Anstieg des Großhandelsstrompreises mit rund
50 Prozent (14,55 Euro pro Megawattstunde) verzeichneten die nordischen und baltischen Staaten
(Nordpool-Strombörse). Vor allem die Trockenheit
im Sommer und die damit verbundene Minderproduktion der Wasserkraftanlagen trieben die Preise
dort in die Höhe. Dennoch blieben die Strompreise
in Skandinavien 2018 im Mittel mit knapp 44 Euro
pro Megawattstunde abermals auf dem niedrigsten
Niveau ganz Europas.
Mit einem Zuwachs von 15,3 Euro pro Megawattstunde hat Polen den höchsten absoluten Strompreisanstieg zu verzeichnen. Ursache hierfür ist der
Strommix, der zu mehr als zwei Dritteln von Steinund Braunkohle dominiert wird – trotz eines langsam steigenden Erneuerbaren-Energien-Anteils.
Daher schlugen die gestiegenen Rohstoff- und CO2-

Preise sich im Börsenstrompreis nieder. Die Dayahead-Preise im deutsch-luxemburgischen (bis zum
30. September 2018 im deutsch-luxemburgisch-österreichischen) Marktgebiet sind aus ähnlichen
Gründen gestiegen, doch wegen der hohen Erneuerbare-Energien-Anteile in geringerem Ausmaß.
Somit blieb das hiesige Marktgebiet im Jahr 2018 mit
44,7 Euro pro Megawattstunde2 die Region mit den
zweitniedrigsten Börsenstrompreisen – nach den
nordischen und baltischen Ländern, deren Strom an
der Nordpool-Strombörse gehandelt wird. In Großbritannien lagen die stündlichen Strompreise 2018
mit 64,9 Euro pro Megawattstunde am höchsten. Sie
übertrafen sogar noch die bisherigen Spitzenreiter
Italien, Portugal und Spanien.

2

Berechnung: Mittelwert aus Börsenstrompreisen der Preiszone
DE-LU-AT der ersten drei Quartale 2018 und der gesamtverbrauchsgewichteten Börsenstrompreise der Preiszonen DE-LU und AT des letzten
Quartals 2018.

Österreichs Großhandelsstrompreise entfernen sich deutlich von denen in Deutschland:
Die Großhandelsstrompreise nach der Trennung der einheitlichen Preiszone DE-AT

Abbildung 4-4

DE, LU
52,63

AT
60,10

50–59 Euro/MWh
  60 Euro/MWh

Eigene Berechnung auf Basis von EPEX-SPOT (2018a), Mittelwerte nach Preiszonenteilung Oktober bis Dezember (Stand 28.12.18)

34

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Die britische Spitzenposition hat drei wesentliche Ursachen: Erstens erhöhte Großbritannien den
in 2018 deutlich gestiegenen CO2-Preis des europäischen Emissionshandelssystems zusätzlich um
18 Pfund pro Tonne CO2 in Form eines nationalen Carbon Price Supports, der seit 2013 als Steuer
auf Brennstoffe zur Stromerzeugung erhoben
wird. Zweitens hat der seit 2012 stetige und starke
Rückgang der Kohleverstromung zu einer größeren Abhängigkeit des Strompreises vom Gaspreis
geführt. Und drittens stieg der Gaspreis im Jahr 2018
teils um mehr als 50 Prozent. Aufgrund der Insellage Großbritanniens sind Ausgleichseffekte mit dem
europäischen Festland derzeit noch stark begrenzt;
da 2019 und 2020 weitere Interkonnektoren zwischen Großbritannien einerseits und Frankreich,
Belgien und Norwegen andererseits fertig gestellt
werden sollen, dürften diese Differenzen in den Folgejahren jedoch geringer werden.
Auch weiterhin ist ein preisliches Nord-Süd-Gefälle
zu erkennen: Nordeuropa weist niedrige, Südeuropa hingegen hohe Strompreise auf. Deutschland,
Frankreich, Polen und die Benelux-­Länder liegen in
der Mitte. Großbritannien gehört als Sonderfall aufgrund seiner Inselsituation in diesem Kontext in die
Kategorie der südeuropäischen Länder. Denn hier
wie dort hielten vergleichsweise hohe Gaspreise, bei
einer überwiegend auf Gaskraftwerken basierenden
Stromversorgung, die Stromgroßhandelspreise auf
einem relativ hohen Niveau.
Durch den trockenen Sommer und die geringe Stromerzeugung aus Wasserkraft in Skandinavien sowie
durch die gestiegenen CO2-Preise, welche die Stromproduktion der preissetzenden Kohlekraftwerke
in Deutschland und Polen verteuert haben, war die
Preiskluft zwischen Nord und Süd jedoch nicht mehr
so stark ausgeprägt wie noch 2017.

35

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

36

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

5

Strom- und Brennstoffpreisentwicklung
in Deutschland

5.1	Energiepreise auf dem Weltmarkt
Der Preis für Rohöl dem Weltmarkt legte 2018 im
Jahresdurchschnitt deutlich zu. Nach einer kontinuierlichen Steigerung seit Beginn des Jahres überschritten die Preise der Sorte Brent im September die
Marke von 80 US-Dollar je Barrel. Ursachen hierfür waren die Förderkürzungen der OPEC sowie
die unsichere politische Lage im Mittleren Osten.
Zum Jahresende hin sind die Ölpreise am Weltmarkt
jedoch wieder deutlich gefallen. Die Ausweitung der
Fördermengen in Nordamerika und der OPEC hat
zum Verfall der Preise seit Anfang Oktober geführt.
Im Jahresmittel lagen die Importpreise frei deutsche
Grenze bei 39 Euro je Megawattstunde und damit
etwa ein Drittel über dem Durchschnitt des Vorjahres.

Der feste notierende Kurs des Euro im Verhältnis zum
US-Dollar federte die Preissteigerung am Weltmarkt
im Euroraum dabei leicht ab. Insgesamt haben sich
die Ölpreise damit, wie zuletzt 2010, auf einem mittleren Niveau bewegt – zwischen dem Hochpreis-Niveau der Jahre von 2011 bis 2014 und den Niedrigpreisen der Jahre von 2015 bis 2017.
In Folge des Anstieges des Ölpreises stiegen 2018
auch die Importpreise für Erdgas. Die Ausschläge des
Gaspreises fielen jedoch in der Entwicklung immer
geringer aus als bei den Ölpreisen (siehe Abbildung
5-1). Der Importpreis für Steinkohle ist hingegen in
Deutschland auf dem Niveau des Jahres 2017 geblieben; die Angebots- und Nachfragesituation auf dem
Weltmarkt veränderte sich nicht. Einem rückläufigen

Die Preise von Öl, Gas und CO2-Zertifikaten steigen stärker an als im Jahr 2017:

Grenzübergangs- bzw.CO2e-Zertifikatspreise
(EUR/MWh_th bzw. EUR/t CO 2e)

Importpreise für Erdgas, Steinkohle und Mineralöle sowie Emissionszertifikatspreise
60

55,3
51,0

52,6
47,7

50
41,6

38,3

40
30

26,8

10

22,3
13,8

39,0

27,9
25,7
20,9

20

13,1

9,7
2009

29,0

30,6
27,6
23,5

20,6
14,3

10,5

13,1

2010

24,6
15,4

11,4

9,7

Steinkohle (EUR/MWh)
Mineralöl (EUR/MWh)

17,0
11,3

9,0

8,3

5,9

7,6

5,3

5,8

2014

2015

2016

2017

8,2

19,1
14,8

11,4
7,3

2011

30,8

20,6

13,1

0
2008

Abbildung 5-1

2012

4,4
2013

2018*

Erdgas (EUR/MWh)
CO2-Preis (EUR/t CO2)

Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (2018a/b/c), Deutsche Emissionshandelsstelle (2018), eigene Berechnungen, *vorläufige Angaben

37

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Bedarf in den Industrienationen stand ein weiterwachsender Bedarf in den Schwellen- und Entwicklungsländern gegenüber.

ten Zertifikate, die durch die Stilllegung von Kohlekraftwerken frei werden, vom Markt nehmen.
In Summe führen die Maßnahmen dazu, dass die
Menge an CO2-Zertifikaten trotz heute noch bestehender Überschüsse mittelfristig deutlich sinkt. Die
Marktakteure nehmen diese Entwicklung augenscheinlich schon heute vorweg, wodurch der CO2Preis bereits 2018 deutlich gestiegen ist.

Im Zuge der Reform des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) sind die Preise für CO2-Emissionen
im Jahr 2018 deutlich gestiegen. Seit 2017 verdreifachten sich die Preise auf durchschnittlich 15 Euro
je Tonne CO2 beinahe. Im Jahresverlauf stiegen die
Preise sogar deutlich über die Marke von 20 Euro je
Tonne CO2.

5.2	Strompreis-Entwicklung

Die 2018 beschlossene Reform des ETS sorgt über
drei Mechanismen dafür, dass es am CO2-Markt
künftig mehr Knappheit geben wird: Zum einen sinkt
die ausgegebene Menge an Zertifikaten von 2021
an um jährlich 2,2 Prozent. Zum zweiten werden
überschüssige Zertifikate stärker als bisher von der
Marktstabilitätsreserve aufgenommen und – sofern
der Zertifikateüberschuss weiterhin anhält – von
2023 an auch gelöscht. Zudem können Mitgliedstaa-

Der Anstieg der CO2-Preise hat im Jahr 2018 die
Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern merklich verteuert. Trotz deutlich gestiegenem Gaspreis
blieb die Stromerzeugung mit alten Steinkohlekraftwerken teurer als die Verstromung von Gas in
modernen Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerken
(GuD-Kraftwerken, siehe Abbildung 5-2). Der Grund
dafür ist, dass alte Steinkohlekraftwerke mehr als
doppelt so viel CO2 pro erzeugter Kilowattstunde

Aufgrund der höheren CO2-Preise sind neue Gaskraftwerke wettbewerbsfähiger als alte Steinkohlekraftwerke: ­Grenzkosten für neue Erdgas-, alte Braunkohle- und alte Steinkohlekraftwerke

Abbildung 5-2

60
51,7

Grenzkosten (EUR/MWh_el)

53,1

48,0

50 54,5
39,9

41,9

39,8

40
30

48,2

36,1

39,1

20

28,7
20,8

22,2

33,9

37,4

27,9

35,6

32,0

42,0

37,5

44,9

28,1

27,9

30,8

25,6

22,7

20,7

10

13,6

11,9

10,0

13,9

11,0

11,6

2016

2017

0
2008

2009

2010

Braunkohle (alt, 33%)

2011

2012

2013

2014

Steinkohle (alt, 39%)

2015

2018*

Erdgas (GuD) (neu, 58%)

Bundesamt für Ausfuhrkontrolle (2018a/b), Deutsche Emissionshandelsstelle (2018/2006), Öko-Institut (2017), Wirkungsgrad in Klammern,
*eigene Berechnungen/vorläufige Angaben

38

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

ausstoßen wie moderne Gaskraftwerke. In der Konsequenz hält der Rückgang der Steinkohlestromerzeugung weiter an (vergleiche Kapitel 1).
Die Grenzkosten für die Verstromung von Braunkohle als CO2-intensivstem Energieträger sind 2018
am stärksten gestiegen – gegenüber dem Vorjahr
haben sie sich aufgrund der Preisentwicklung bei
den CO2-Zertifikaten verdoppelt. Somit dürfte sich
auch die wirtschaftliche Situation der Braunkohlekraftwerke merklich verschlechtert haben. Trotzdem
blieb die Braunkohleverstromung mit Abstand die
kostengünstigste Form der fossilen Stromerzeugung
in Deutschland – während die Grenzkosten der Stromerzeugung eines neuen Gaskraftwerks 2018 bei
rund 37 Euro je Megawattstunde lagen, beliefen sich
diejenigen eines alten Braunkohlekraftwerks auf
22 Euro pro Megawattstunde (siehe Abbildung 5-2).
Eine Reduktion der Braunkohlestromerzeugung ist
daher nur bei einem deutlich höheren CO2-Preis oder
durch ordnungspolitische Maßnahmen zu erwarten.

Der gestiegene Preis für CO2 ist auch die Hauptursache für den deutlichen Anstieg der Strompreise auf
dem Terminmarkt. Die Strompreise für das Produkt
„Lieferung eines Baseload-Strombands im jeweils
nächsten Jahr“ sind im Jahr 2018 im Vergleich zu 2017
um mehr als ein Drittel auf über 44 Euro je Megawattstunde gestiegen. Damit hat sich der Trend der
steigenden Strombörsenpreise – wie von vielen
Marktakteuren vorhergesagt – fortgesetzt. Der Strom
an der Börse kostete 2018 somit mehr als in den vergangenen fünf Jahren – höher als 2018 waren die
Börsenstrompreise nur 2012. Während jedoch in den
vergangenen Jahren die Brennstoffpreise die Entwicklung des Börsenstrompreises bestimmt haben,
waren in diesem Jahr die CO2-Preise maßgeblich. Die
gestiegenen Preise für CO2-Emissionen in Verbindung mit steigenden Anteilen Erneuerbarer Energien haben auch dazu geführt, dass weitere ältere
Steinkohlenkraftwerke stillgelegt wurden - jedoch
in einem geringeren Ausmaß als in den Vorjahren.
Waren im Jahr 2017 noch Steinkohlekraftwerke mit

Deutlicher Preisanstieg bei den Börsenstrompreisen im Jahr 2018, aufgrund der gestiegenen
Gas- und CO2-Preise: Rollierender Jahresfuture für die Jahre 2007 bis 2018 

Abbildung 5-3

140

120
100

Börsenstrompreis

80
60

69,9
55,9

49,2

56,0

49,9

49,2
39,1

40

44,2
35,1

31,0

26,6

32,4

20

Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep

0

2007

2008

2009

2010

2011

Baseload

2012

2013

Peakload

2014

2015

2016

2017

2018

Mittelwert Baseload

Eigene Berechnung auf Basis von EEX (2018, Stand 28.12.18)

39

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

einer Gesamtleistung von mehr als zwei Gigawatt
vom Netz genommen worden, so wurden im Jahr
2018 lediglich knapp 900 Megawatt abgeschaltet.
Eine Ursache für die rückläufigen Stilllegungen kann
auch in der Arbeit der Kohlekommission liegen, die
unter anderem über mögliche Entschädigungen für
Kraftwerksstilllegungen aus Klimaschutzgründen
berät. Jedenfalls dürfte die Verknappung des Kraftwerksbestands im Jahr 2018 kaum ein Faktor für
steigende Strompreise im Großhandel gewesen sein.
Der Aufwärtstrend bei den CO2-Preisen prägte auch
die Entwicklung der Strompreise für Lieferjahre nach
2018. Für die Lieferjahre 2019 bis 2023, für die schon
Strommengen an der Börse gehandelt werden, folgten die Notierungen der Entwicklung der CO2-Preise
im Jahresverlauf. Die Marktteilnehmer rechneten
dabei mit sinkenden Strompreisen in den kommenden Jahren (siehe Abbildung 5-4) – so wurde Strom
Ende 2018 für 2019 mit 56 Euro je Megawattstunde
gehandelt, während man Strom für 2023 für 48 Euro

erhalten konnte. Dies ist insofern bemerkenswert, als
dass Ende 2022 die letzten Kernkraftwerke abgeschaltet werden und viele Analysen davon ausgegangen waren, dass anschließend die Strompreise steigen
würden. Augenscheinlich haben die Marktakteure
hier eine andere Einschätzung, möglicherweise in
Erwartung zusätzlicher Erneuerbare-Energien-Anlagen, die die Börsenstrompreise drücken würden.
Mit dem Anstieg der CO2-Preise von 8 Euro je Tonne
Anfang des Jahres 2018 auf knapp 25 Euro je Tonne
Anfang September sind die Future-Notierungen
ebenfalls gestiegen. Weil in Deutschland im Mittel ältere Steinkohlenkraftwerke den Preis setzen,
schlägt sich jeder Euro Steigerung bei den CO2-Preisen mit etwa 0,8 bis 0,85 Euro auf jede Megawattstunde im Stromgroßhandel nieder. Der Großteil der
Steigerungen der Future-Notierungen geht somit auf
das Konto der CO2-Preisentwicklung.
Im Jahresverlauf 2018 verteuerten sich die Preise für
das Lieferjahr 2019 überdurchschnittlich. Ausschlag-

Stromlieferungen in der Zukunft kosten etwa 50 Euro pro Megawattstunde, werden aber
trotz Atomausstiegs künftig immer billiger: Future-Preise im Handelsjahr 2018 für die Jahre
Abbildung 5-4

60
55
50
45
40
35

30
25

20

2019
EEX (2018, Stand 28.12.18)

40

2023

17.12.2018

31.12.2018

03.12.2018

19.11.2018

05.11.2018

22.10.2018

08.10.2018

10.09.2018

2022

24.09.2018

27.08.2018

13.08.2018

16.07.2018

Handelstag
2020
2021

30.07.2018

02.07.2018

18.06.2018

21.05.2018

04.06.2018

07.05.2018

23.04.2018

26.03.2018

09.04.2018

12.03.2018

12.02.2018

26.02.2018

29.01.2018

15.01.2018

15
01.01.2018

Börsenstrompreis für den jeweiligen
Lieferzeitraum (EUR/MWh)

von 2019 bis 2023 

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

gebend war, dass die Verfügbarkeit von Kernkraftwerken in Belgien und zum Teil auch in Frankreich
über das Jahr 2018 hinaus in Frage steht. Folglich
wird eine Verknappung des Angebots in Zentraleuropa erwartet, die auch höhere Preise im deutschen
Marktgebiet nach sich ziehen kann. Zudem lassen die
geringen Niederschläge seit dem Sommer 2018 Auswirkungen auf die Verfügbarkeit der Wasserkraft in
2019 erwarten. Insbesondere niedrige Füllstände bei
den Speicherwasserkraftwerken in den Alpen und in
Nordeuropa lassen eine geringere Verfügbarkeit der
Wasserkraft über 2018 hinaus erwarten.

5.3	Einfluss auf Beschaffungskosten
und Endkundenpreise
Die Summe aus Strombeschaffungskosten und der
Umlage nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG-Umlage) ist im Jahr 2018 für das Jahr 2019
abermals leicht gestiegen (siehe Abbildung 5-5). Die

Beschaffungskosten werden dabei vereinfacht als
Mittelwert der im Jahr 2018 gehandelten Futures für
die Stromlieferung im Jahr 2019 abgebildet. Dabei
werden für die Berechnung 70 Prozent des Futures
für Base (täglich 0 bis 24 Uhr) und 30 Prozent für die
Lieferung Peak (werktags 8 bis 20 Uhr) angesetzt.
Die Summe aus Großhandelsstrompreis und
EEG-Umlage steigt 2019 im Vergleich zum Vorjahr an. Der Strompreisanstieg im Großhandel wird
dabei allerdings durch eine im Jahr 2019 gesunkene
EEG-Umlage abgefedert (mit steigenden Strompreisen fällt die EEG-Förderung für Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen geringer aus, daher sinkt
die EEG-Umlage 2019 um mehr als 0,3 Cent je Kilowattstunde). Da die Preise für Strom im Großhandel
jedoch stärker gestiegen sind als die EEG-Umlage
gesunken ist, steigt die Summe aus Großhandelsstrompreis und EEG-Umlage im Vergleich zum Vorjahr an, und zwar um 0,85 Cent je Kilowattstunde
(siehe Abbildung 5-5). Zusätzlich hat der positive

Anstieg der Strombeschaffungskosten überkompensiert den Rückgang der EEG-Umlage:
Strombeschaffungskosten und EEG-Umlage in den Jahren 2011 bis 2018
12

10

10,55
8,92

ct/kWh

8

3,49

10,46

9,58

3,59

5,28

6,24

Abbildung 5-5
11,13

9,96

9,69

9,75

10,28

6,41
6,17

6

6,35

6,88

6,79

4
2

5,43

5,99

5,27

4,22

3,79

3,34

2,87

2014

2015

2016

2017

3,49

4,72

0
2011

2012

2013

Strombeschaffungskosten an der Börse

2018

2019*

EEG-Umlage

EEX (2018), Bundesnetzagentur (2018c), *Schätzung: 70 Prozent Frontjahresfuture (Base), 30 Prozent Frontjahresfuture (Peak) (Stand 28.12.18)

41

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Kontostand des EEG-Kontos zum 30. September
2018 von knapp 3,7 Milliarden Euro zur deutlichen
Senkung der Umlage beigetragen.

zu kontinuierlichen leichten Kostensteigerungen.
Die Haftungsumlage für die Offshore-Windenergie, über die zukünftig auch die Netzanbindungskosten für die Offshore-Anlagen gewälzt wird, steigt
dadurch ebenfalls deutlich an. Alle anderen Preisbestandteile wie die Kraft-Wärme-Kopplungs-Umlage
(KWK-Umlage), Konzessionsabgaben und Stromsteuer bleiben weitgehend unverändert. Die Verteuerung der Haushaltsstrompreise verdeutlicht, dass
ohne eine grundlegende Veränderung der Bepreisung von Energie die stärkere Nutzung von Strom im
Rahmen der Sektorkopplung zum Einsatz im Verkehrs- und Wärmesektor oder zur Herstellung von
grünen synthetischen Brennstoffen (Power-to-Gas
beziehungsweise Power-to-Liquid) nicht erfolgreich
sein wird. Eine Reform der Systematik der Umlagen,
Steuern und Netzentgelte ist notwendig, um die Nutzung von Strom aus Erneuerbaren Energien und die
Flexibilisierung des Stromverbrauchs für die nächste
Phase der Energiewende sicherzustellen.

Die Haushaltsstrompreise steigen im Jahr 2019 aufgrund des gestiegenen Börsenstrompreises um etwa
vier Prozent an (siehe Abbildung 5-6). Für einen
Vier-Personen-Haushalt mit einem jährlichen
Strombedarf von 3.500 Kilowattstunden überschreiten sie im Mittel die Marke von 30 Cent je Kilowattstunde deutlich (siehe Abbildung 5-6). Im Jahr 2019
wird ein solcher Muster-Haushalt demnach etwa 35
Euro mehr für Strom ausgeben müssen als 2018.
Neben den gestiegenen Strombeschaffungskosten legen auch die Netzentgelte im Durchschnitt um
etwa drei Prozent zu. Bei den Netzentgelten führen insbesondere höhere Ausgaben für den Netzausbau und für die Betriebsmittel zur Integration
der Erneuerbaren Stromerzeugung seit zehn Jahren

Die Stromkosten für private Haushalte steigen das erste Mal seit 3 Jahren wieder an –
um etwa 3 Prozent: Haushaltsstrompreise für die Jahre von 2007 bis 2019

Abbildung 5-6

35
30
25
ct/kWh

20,1
20
15
10

5

1,0
1,3
6,3
5,3

21,4
1,1
1,5
5,9
5,5

25,5

26,1
3,6
1,7

29,2

29,5

29,1

29,8

29,9

29,9

5,3

6,2

6,2

6,4

6,9

6,8

1,7

1,6

1,6

1,7

1,6

1,6

30,9
6,4

22,8

23,4

1,2
1,5

2,1
1,5

3,5
1,7

5,8

5,8

5,8

6,0

6,5

6,5

6,6

6,8

7,3

7,2

5,7

5,8

6,1

6,2

6,7

6,8

6,7

6,8

6,8

6,8

7,0

1,6
7,4

5,9

7,2

8,4

8,1

8,4

8,4

8,3

7,9

7,6

7,4

6,4

6,7

7,5

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019*

0
Beschaffung, Vertrieb, Marge
Konzessionsabgabe
Sonstige Umlagen

Steuern
EEG-Umlage

Bundesnetzagentur (2018c), *eigene Schätzung auf Basis von Netztransparenz (2018)

42

Netzentgelte
KWKG-Umlage

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

6 Negative Strompreise und Flexibilität
6.1	Monatliche Strompreise und
Volatilität

Knappheit zu Stande kam. Folglich war die Preisspitze im Jahr 2018 weniger hoch als im Vorjahr.

Die Strompreise im Großhandel (Day-ahead) waren
im Jahr 2018 weniger volatil als im Jahr zuvor. In der
Spitze lag der höchste Preis am deutschen Strommarkt im Tagesmittel bei rund 80 Euro je Megawattstunde (am 23. November), wohingegen der
günstigste Tag des Jahres am 1. Januar 2018 einen
Strompreis von rund minus 25 Euro je Megawattstunde zeigte (siehe Abbildung 6-1). Die geringere
Volatilität hat zwei Ursachen. Die Spitze des Jahres
2017 mit 102 Euro im Januar 2017 war gekennzeichnet vom Ausfall umfangreicher Kernkraftwerkskapazitäten in Frankreich, kühler Witterung und niedriger Einspeisung aus Wind- und Wasserkraft. Im
Jahr 2018 gab es keinen Tag, an dem eine derartige

Die negativen Strompreise fielen im Jahr 2018
ebenfalls weniger extrem aus, weil hohe Preise für
CO2-Zertifikate die Erzeugungskosten von Kohle­
kraftwerken und insbesondere der Braunkohle deutlich gesteigert haben. Dadurch war es für Kohle­
kraftwerke weniger attraktiv, in Situationen mit
hohen Anteilen von Erneuerbaren Energien im
Markt zu bleiben. Sie reduzierten ihre Leistung
stärker oder gingen gänzlich aus dem Markt. Folglich kamen weniger starke negative Preise zustande.
Zudem griff zusehends auch die Sechs-Stundenregel innerhalb des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG), wonach große Erneuerbare-­EnergienAnlagen nach sechs Stunden negativen Preisen ihren
Vergütungsanspruch verlieren. Die wirtschaftliche

Seit Juni stiegen die Strompreise aufgrund höherer CO2- und Gaspreise sowie
schwacher Windproduktion: Stündliche Börsenstrompreise (Day-ahead) für 2018

Abbildung 6-1

120

EUR/MWh

80
40

40,1
29,5

37,4

32,1

42,4

49,5

56,2

54,8

53,1

33,5

56,7

48,4

0
-40
-80

Strompreis

Strompreis im Monatsmittel

EPEX-SPOT (2018a, Stand 28.12.18)

43

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Abregelung der Erneuerbaren-Energien-Anlagen
reduzierte ebenfalls die negativen Preise.
Der höchste Monatsmittelwert war im November
2018 mit 56,7 Euro je Megawattstunde zu verzeichnen, als hohe CO2-Preise auf eine saisonal untypisch
niedrige Windenergieproduktion trafen. Auch der
Monat August wies mit über 56 Euro je Megawattstunde im Monatsmittel untypisch hohe Strompreise auf. Durch die langanhaltende Hitze in Europa
konnten Kohlekraftwerke und Kernkraftwerke mit
Flusskühlung, aufgrund der hohen Wassertemperaturen, nur noch mit geringen Leistungen betrieben werden. Somit traf ein vergleichsweise hoher
Strombedarf ausgelöst durch den Bedarf an Kühlung
und Klimatisierung auf ein niedriges Angebot an
Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken,
das von der starken Solarstromproduktion nur tagsüber ausgeglichen werden konnte. Deutlich wurde
in diesem Zusammenhang, dass auch konventionelle
Kraftwerke Risiken für die Versorgungssicherheit

aufgrund von Witterungsbedingungen darstellen
können. Systematische Versorgungsengpässe waren
allerdings trotz dieser Situationen im August und
November auch im Jahr 2018 nicht zu verzeichnen.
Insgesamt war das Strompreisniveau im Jahr 2018
durch die deutlich gestiegenen Rohstoff- und CO2Preise höher als im Jahr 2017 (siehe Kapitel 5). Die
Monate mit den niedrigsten monatlichen Strompreisen (Januar und Mai) waren gekennzeichnet durch
hohe Erneuerbare-Energien-Erzeugung.
Der Rekord der Erneuerbaren-Erzeugung im Jahr
2018 trug dazu bei, dass mit 134 Stunden die Anzahl
der Stunden mit negativen Preisen vergleichbar mit
der des Jahres 2017 war (siehe Abbildung 6-2). Der
mittlere Wert der negativen Strompreise sank im
Jahr 2018. Mit rund minus 14 Euro halbierte sich der
Wert im Vergleich zum Jahr 2017 fast, bedingt durch
die höheren CO2-Preise. Der niedrigste Preis des Jahres war mit minus 76 Euro je Megawattstunde auch
geringer ausgeprägt als im Vorjahr. Dies verdeutlicht

Zahl und Ausmaß der Stunden mit negativen Strompreisen nahmen 2018 ab:
Auswertung der Stunden mit negativen Strompreisen 2018

146

126

Abbildung 6-2

134

97
56 64 64
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

-13,7
-14,2-15,6 -9,0 -17,8
-26,5

-70,2

Anzahl der Stunden mit negativen
Preisen
EPEX-SPOT (2018a, Stand 31.12.18)

44

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Mittlerer negativer Preis in
Euro/MWh

-65,0
-76,01
-79,9
-83,1
-100,0
-130,1

-222,0
Negativster Preis in Euro/MWh

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

wie schon in den letzten Jahren, dass die Akteure im
Markt immer besser verstehen mit solchen Situationen umzugehen: Sie reduzieren die konventionelle
Stromerzeugung möglichst weit, drosseln die Erzeugung von KWK-Anlagen, weil andere Wärmequellen wie Speicher oder Windheizer die Wärme liefern,
stellen Regelleistung vermehrt durch neue Technologien wie Batterien und Industrieanlagen bereit und
legen nicht zuletzt konventionelle Kraftwerke technisch immer flexibler aus.

forderungen auch durch die Stromnachfrage und die
Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke getrieben
werden. Während im Jahr 2018 die Extremereignisse
ausgeblieben sind und somit die teuersten und die
günstigsten Stunden näher aneinandergerückt sind,
ist die Differenz zwischen den teuersten 500 Stunden und den günstigsten 500 Stunden weiter leicht
gestiegen.

6.2	Strompreise im untertägigen Handel
Insgesamt verdeutlicht die Entwicklung auch im Jahr
2018, dass der Flexibilitätsbedarf mit zunehmenden
Anteilen Erneuerbarer Energien weiter steigen wird,
die Akteure diese Entwicklung jedoch verstehen und
sich entsprechend daran anpassen. Die Flexibilitätsanforderungen im Strommarkt nehmen jedoch
nicht nur in Zeiten hoher Einspeisung Erneuerbarer
Energien zu. Ein Blick auf die teuersten und günstigsten Stunden der Stromjahre in der Vergangenheit
zeigt (siehe Abbildung 6-3), dass die Flexibilitätsan-

Noch deutlicher als im vortägigen Handel einzelner
Lieferstunden zeigt sich die Volatilität der Strompreise im untertägigen Handel (Intradayhandel). Im
kontinuierlichen Intradayhandel kann Strom für
noch kleinere Zeitintervalle bis hin zur Viertelstundenlieferung gehandelt werden und seit Mitte 2017
an der Strombörse EPEX noch kurzfristiger, nämlich
bis zu fünf Minuten vor Beginn der Lieferviertelstunde. Mit dieser Verkürzung der Vorlaufzeit rückt

Hohe Erneuerbaren-Produktion kein Problem für den Strommarkt, die Ausschläge der Strompreise an der Börse gingen zurück: Teuerste und billigste Stunden an der Strombörse 2018

Abbildung 6-3

150
125

EUR/MWh

100

75
50
25
0
-25
-50

2005 2006 2007 2008 2009 2010

2011

2012

Teuerste 100 h

Teuerste 500 h

Günstigste 500 h

Günstigste 100 h

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Base Preis

EPEX-SPOT (2018a, Stand 28.12.18)

45

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

der Handel an eine Echtzeitbepreisung heran und
trägt so den Flexibilitätsanforderungen Rechnung.
Über 950 Viertelstunden des Jahres 2018 (Stand 28.
Dezember 2018) wurden in den relevanten letzten
drei Handelsstunden vor Lieferung (ID3) zu negativen
Preisen gehandelt. Damit sind gegenüber 2017 die
Ereignisse deutlich zurück gegangen (siehe Abbildung 6-4). Auch hierfür ist der höhere CO2-Preis
ausschlaggebend. Mit 223 Viertelstunden (Stand 28.
Dezember 2018), die im Jahr 2018 über 100 Euro die
Megawattstunde gehandelt wurden, verringerte sich
die Anzahl der hochpreisigen Viertelstunden um
mehr als die Hälfte. Die geringere Anzahl an Situationen, die zu hohen Knappheiten führen, haben den
Rückgang verursacht.

Auch im untertägigen Stromhandel ist die Volatilität leicht gesunken: Zahl der Viertelstunden
mit Preisen von weniger als 0 und mehr als 100 Euro pro Megawattstunde
1.400

Abbildung 6-4

2017

1.200

Viertelstunden

1.000

2016

2018

800
600

1.339

2015

945

400

940
2017

608

2018

200
2015

68

0
Preise unter 0 EUR/MWh
EPEX-SPOT (2018b, Stand 28.12.18)

46

2016

350

36
Preise über 100 EUR/MWh

223

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­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

7

Kosten

7.1	Ausschreibungen für Erneuerbare
Energien
Nach deutlich gesunkenen Ausschreibungsergebnissen für Solar- und Windenergieanlagen in den
Jahren 2015 bis 2017 stiegen im Jahr 2018 die mengengewichteten Zuschlagsergebnisse wieder an. So
erreichte Solarenergie in der ersten Ausschreibungsrunde des Jahres, im Februar 2018, mit 4,33 Cent je
Kilowattstunde das niedrigste Zuschlagsergebnis. Die
Zuschläge der zweiten und dritten Runde im Juni und
Oktober fielen mit 4,59 Cent je Kilowattstunde beziehungsweise 4,69 Cent je Kilowattstunde wieder deutlich höher aus. Im Gegensatz zu den Ausschreibungen
für Windenergieanlagen wurden die ausgeschriebenen
Mengen bei Solarenergieanlagen voll ausgeschöpft und
mit einem Verhältnis von ausgeschriebener Menge zu
Geboten von 1:2 bis 1:2,5 deutlich überzeichnet.

Ein anderes Bild ergab sich bei den Ausschreibungen für Windenergie an Land. Auch hier stiegen die
Ausschreibungsergebnisse im Vergleich zum Vorjahr deutlich an: So lag in der Ausschreibungsrunde
vom Oktober 2017 mit 3,82 Cent je Kilowattstunde
das niedrigste mengengewichtete Zuschlagsergebnis
vor. Bis zur letzten Ausschreibungsrunde im Oktober
2018 stieg dieser Wert wieder auf 6,26 Cent je Kilowattstunde. Während die Ausschreibung im Oktober
2017 noch mit einem Verhältnis von 1:2,5 deutlich
überzeichnet war, deckten die Gebote in der Ausschreibungsrunde vom Oktober 2018 nur noch 60
Prozent der ausgeschriebenen Menge ab. Diese Entwicklung ist insofern bedenklich, als dass die Windenergie an Land einer der zentralen Eckpfeiler des
Erneuerbaren-Energien-Ausbaus für das 65-Prozent-Ziel 2030 ist.

Vergütungen für Solarstrom nehmen nach zwei Jahren kontinuierlicher Rückgänge wieder zu:
Durchschnittliche Auktionsergebnisse aller Photovoltaik-Ausschreibungen 2016 bis 2018

8

7,41

7,25

7

6,9

Gemeinsame
Ausschreibungen
PV & Wind an
Land

6,58

5,66

6

5,27

4,91

5

Abbildung 7-1

4,33

4,59

4,69

4,67

4
3

2
1
0
Apr 16 Aug 16 Dez 16 Feb 17 Jun 17 Okt 17 Feb 18 Jun 18 Okt 18

Apr 18 Nov 18

Bundesnetzagentur (2018d)

47

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Wir sehen folgende Gründe für die aktuelle Unterzeichnung und die gestiegenen Zuschlagswerte:

Realisierung ihrer Vorhaben bekommen haben und
geringere Sicherheiten aufbringen mussten. Diese
Bürgerenergieprojekte haben daher mit neuen
Windanlagen-Generationen spekuliert, die erst
ab 2020 auf dem Markt sein werden – es ist zum
jetzigen Zeitpunkt noch unklar, ob diese Projekte
überhaupt realisiert werden.

→→ Die ersten Erfahrungen mit Ausschreibungen für
Windenergie brachte das Jahr 2017. Dabei endeten die Ausschreibungen mit hoch-kompetitiven
Ergebnissen: im November 2017 lag der Zuschlag
bei 3,82 Cent je Kilowattstunde. Damit konfrontiert, realisierten viele Projektentwickler, dass sie
mit bisherigen Park- und Anlagenkonfigurationen
in den wettbewerblichen Ausschreibungen kaum
bestehen können. In der Folge haben sie damit
begonnen, ihre Projekte umzuplanen und dabei vor
allem auf größere und leistungsstärkere Windkraftanlagen zu setzen. Dafür sind neue Genehmigungen erforderlich, deren Erteilung Zeit braucht.
Diese Projekte fehlen derzeit im Markt.

→→ Das Ausschreibungssystem mit seinen Strafzahlungen bei nicht fristgerechter Realisierung der
Projekte zwingt die Projektierer dazu, nur noch für
rechtssichere Projekte Gebote abzugeben. Deshalb werden Projekte, die zwar genehmigt sind,
aber beklagt werden, nicht zur Auktion gebracht –
selbst, wenn die Wahrscheinlichkeit hoch ist, dass
die juristischen Auseinandersetzungen zugunsten
der Windkraftprojektierer ausgehen.

→→ Die bezuschlagten Projekte im November 2017
entfielen fast ausschließlich auf so genannte Bürgerenergiegesellschaften, die mehr Zeit für die

→→ Zahlreiche Projektentwickler sind dazu übergegangen, im Rahmen der Genehmigungsverfahren
auch für kleinere Windparks freiwillig umfangrei-

Aufgrund von geringem Marktvolumen und teureren Genehmigungsprozessen steigen
Auktionsergebnisse an: Durchschnittliche Auktionsergebnisse aller Ausschreibungen für
Windstrom 2017 bis 2018

Abbildung 7-2

7

6

5,71

5

ct/kWh

5,73
4,28

4

6,16

6,26

4,73

4,66

3,82

3

2
1

0,44

0
Mai 17

Aug 17

Nov 17

Feb 18

Mai 18

Wind an Land
Bundesnetzagentur (2018d), *exklusive Netzanschlusskosten (ca. 3 ct/kWh)

48

Aug 18

Okt 18

Nov 17

Apr 18

Wind auf See*

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

che Umweltverträglichkeitsprüfungen vorzunehmen. Denn diese werden im Falle von Klagen häufig
nachträglich noch gefordert. Dadurch dauern die
Genehmigungsverfahren deutlich länger.
→→ Der Windenergieausbau in Schleswig-Holstein
ist derzeit weitgehend zum Erliegen gekommen.
Das ist die Folge einer Entscheidung des Oberverwaltungsgerichts Schleswig im Januar 2015.
Das Gericht erklärte die vereinfachte Weiterentwicklung der schleswig-holsteinischen Regionalplanung seinerzeit für unwirksam. Abgesehen
von wenigen Ausnahmen stehen daher inzwischen kaum noch neue Flächen für die Planung
und Genehmigung von Windparks zur Verfügung.
Die Landesregierung hat Ende 2016 neue Pläne zur
Weiterentwicklung der Regionalplanung vorgelegt.
Das Verfahren läuft derzeit, es soll im Jahr 2019
abgeschlossen werden. Anschließend ist in Schleswig-Holstein wieder mit mehr Planungen und
Genehmigungen zu rechnen.

Insofern ist zu erwarten, dass die Unterzeichnung der
Ausschreibungen für Windenergie an Land zunächst
ein vorübergehendes Phänomen ist. Allerdings zeigt
sich auch, dass die aktuellen Genehmigungsverfahren
und die starken Widerstände gegen neue Windenergieparks nicht mit dem notwendigen ambitionierten
Erneuerbare-Energien-Ausbau vereinbar sind und
hier Handlungsbedarf besteht.

7.2 G
 reen Power-Purchase-Agreements
in Deutschland
Ende 2020 läuft die Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für die ersten Anlagen
aus. Betroffen sind Anlagen, die bis zum 31. Dezember
2000 gebaut wurden. Seit 2018 sind erste Stromlieferverträge, so genannte Power-Purchase-Agreements (PPA), publik, in denen die direkte Abnahme
der Strommengen aus diesen Anlagen ab 2021 geregelt ist. So hat der norwegische Energiekonzern Stat-

Die Kostenspitze ist fast erreicht, ab Anfang der 2020er Jahre werden die Zahlungen für
Erneuerbare sinken: Vergütungsansprüche der Anlagenbetreiber 2010 bis 2035

65%

60

Mrd. Euro2018

50

Solar

70%

Wind Offshore

60%

52%

50%

40
30

80%

41%
32%
27,6

33,2

32,2

40%
26,9
20,9 30%

20 17%
14,2

20%

10

10%

0

EE-Anteil am Bruttostromverbrauch

77%

70

Abbildung 7-3

0%

Wind Onshore
Biomasse
Sonstige
Solar (Bestand)
Wind Offshore
(Bestand)
Wind Onshore
(Bestand)
Biomasse (Bestand)
Sonstige (Bestand)
EE-Anteil am
Bruttostromverbrauch

Eigene Projektion auf Basis von Öko-Institut (2018), unter Annahme der Erreichung des 65-Prozent-Ziels

49

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

kraft im September 2018 angekündigt, den Strom von
sechs Windparks nach Auslaufen der EEG-Förderung
direkt abzunehmen. Damit liegen erste Geschäftsmodelle für den Weiterbetrieb von EEG-Anlagen nach
der Förderperiode von 20 Jahren vor. Ebenso will
die Daimler AG als Abnehmer einsteigen und ihre
Produktionsstätten in Bremen und im sächsischen
Kamenz mit PPA-Strom versorgen. Auch Greenpeace
Energy und weitere Ökostrom-Händler haben bereits
entsprechende Stromlieferverträge abgeschlossen
oder sind im Verhandlungsprozess. Ende des Jahres
2020 läuft die Förderung von insgesamt etwa 4.700
Megawatt Erneuerbarer Energien aus.

7.3	Gesamtkosten für die Förderung
­Erneuerbarer Energien
Die Förderkosten für Erneuerbare Energien im
Stromsektor sind 2018 auf 31,62 Milliarden Euro
gestiegen, was einer Steigerung von 1,26 Milliar-

den Euro beziehungsweise 4,1 Prozent im Vergleich
zum Vorjahr entspricht. Damit fiel der Anstieg etwas
geringer als noch 2017 aus, insgesamt befindet sich
die Steigung aber seit 2015 auf einem konstanten
Niveau von vier bis fünf Prozent pro Jahr. Es deutet
sich damit an, dass das Maximum des Kostenrucksacks, den die Erneuerbaren-Förderung mit sich
gebracht hat, bald erreicht ist. Größere Steigungen
sind nicht mehr zu erwarten. Laut Schätzungen ist
der Scheitelpunkt bei etwa 33 Milliarden Euro im
Jahr 2020 erreicht (siehe Abbildung 7-4) . Dies liegt
insbesondere an den sinkenden Kosten für neue
Erneuerbare-Energien-Anlagen und dem gleichzeitigen Auslaufen der Förderung von alter Anlagen
ab 2020. Zudem ist weiterhin ein leicht steigender Börsenstrompreis zu erwarten, etwa aufgrund
eines steigenden CO2-Zertifikatepreises, und einem
Rückgang der Kohleverstromung. Dies senkt ebenfalls die von der EEG-Umlage gedeckten Differenzkosten.

Summe von Börsenstrompreisen und EEG-Umlage dürfte Anfang der 2020er Jahre den Gipfel
erreicht haben: Strompreis (rollierender Jahresfuture Base) und EEG-Umlage 2010 bis 2035

12,5

11,6 11,6 11,5
11,0 10,9
9,4

10,0

10,9
10,2

9,8

9,8 9,7

10,0

11,4 11,3

11,1

10,7

10,3

10,0

9,7

9,2
8,6

ct/kWh2018

8,3

7,5

2,3

Abbildung 7-4

8,0

3,9

3,9

5,6
6,5
6,5

6,5

7,0

6,8

7,0 6,9 6,8 6,7 6,5 6,3
5,9 5,5
6,3
5,2 4,8
4,4

3,7

7,8 7,7 7,7

3,1 2,8 2,7 2,7

EEGUmlage
Strompreis

5,0

2,5

6,0 5,6 5,9
5,4

4,3

3,7

4,6 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,8 4,8 4,8 4,8 4,9 4,9 4,9 4,9 5,0 5,0 5,0

3,2

2,7

3,2

0,0

Eigene Projektion auf Basis von Öko-Institut (2018)

50

Summe
Strompreis
+ Umlage

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­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Der Großteil der EEG-Förderung mit insgesamt 10,42
Milliarden Euro entfiel 2018 weiterhin auf die Vergütung von Solarstrom. Die Vergütung bei Windenergie an Land betrug insgesamt 8,08 Milliarden Euro.
Die größte Summe der Neu-Förderung entfiel auf die
Vergütung neuer Windenergieanlagen auf See mit
660 Millionen Euro. Für die Vergütung neuer Solaranlagen wurden 2019 nur 50 Millionen Euro aufgewendet, für neue Windenergieanlagen an Land 440
Millionen Euro.

51

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52

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­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

8 Netze
Mit den Worten „Ich werde den Netzausbau zur
Chefsache machen“, hat Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier 2018 den Ausbau der Stromnetze,
insbesondere der Übertragungsnetze, zu einem der
Hauptarbeitspunkte seiner Amtszeit erklärt. Tatsächlich ist der Ausbau der Übertragungsnetze – um
beispielsweise den vorrangig in Nord- und Ostdeutschland sowie auf der Nord- und Ostsee produzierten Windstrom in die südlichen und westlichen
Regionen Deutschlands zu transportieren – bislang
schleppender vorangegangen als der Ausbau der
Erneuerbaren Energien. Dies hat in den vergangenen Jahren zu steigenden Kosten geführt, um Netzengpässen zu beheben. 2017 betrugen die Kosten
für das Drosseln von Windkraftanlagen sowie für
Redispatch-Maßnahmen zur Wahrung der einheitlichen Strompreiszone insgesamt rund eine Milliarde
Euro.

2018 war allerdings ein Rückgang zu verzeichnen:
Im ersten Quartal sanken die Redispatch-Kosten
deutlich auf 76 Millionen Euro wohingegen sie im
Vorjahresquartal noch bei 172 Millionen Euro lagen.
Die im vierten Quartal fertiggestellte so genannte
Thüringer Strombrücke, welche die Stromnetze von
Thüringen und Bayern verbindet, hatte hier einen
deutlich entlastenden Effekt. Dieser Trend wird sich
bei weiteren Ausbau der Übertragungsnetze fortsetzen. I
Im Zuge der Energiewende ist der Ausbau des
Strom­übertragungsnetzes in einer Größenordnung
von derzeit 7.600 Kilometern vorgesehen. Dies wird
hauptsächlich durch zwei Gesetze geregelt: Zum
einen durch das 2009 verabschiedete Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG), das 24 Ausbauprojekte, ausschließlich 380-kV-Drehstrom-Leitungen,

Von den geplanten 7.670 Kilometer Netzleitungen sind bislang 950 Kilometer errichtet:
Stand des Netzausbaus im dritten Quartal 2018

Abbildung 8-1

7.000

6.000

5.900

km

5.000
4.000
3.000
1.770

2.000
1.000
0
BBPlG
im Bundesfach-/ Raumordnungs-/ Planfeststellungsverfahren

EnLAG
genehmigt

realisiert

Bundesnetzagentur (2018e)

53

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umfasst. Und zum anderen durch das Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG), das seit 2013 technische
Vorgaben und sonstige Rahmenbedingungen für
den Bau von 43 Höchstspannungsleitungen festlegt, darunter auch die vier so genannten Stromautobahnen, die mittels Gleichstrom-Trassen den
Windstrom direkt aus Nord- nach Süddeutschland
transportieren sollen. Die Vorhaben aus dem EnLAG
sind Ende 2018, also etwa zehn Jahre nach Beschluss
des Gesetzes, mit 800 fertiggestellten von insgesamt 1.770 geplanten Kilometern Leitungslängen zu
45 Prozent realisiert. Weitere 400 Kilometer wurden
bereits genehmigt , mit ihrer Realisierung ist daher
in Kürze zu rechnen. Die verbliebenen 570 Kilometer
sind noch im Genehmigungsverfahren (fortgeschrittenes Stadium), hier ist noch mit einigen Jahren bis
zur Umsetzung zu rechnen.
Indes lag die Realisierungsquote bei den Vorhaben
aus dem Bundesbedarfsplangesetz im Oktober 2018,
also etwa fünf Jahre nach Beschluss des Gesetzes, mit
150 vollendeten Trassenkilometern von den vorgesehenen 5.900 Kilometern, nur bei knapp drei Prozent.
Weitere 600 Trassenkilometer sind jedoch bereits
genehmigt, sodass hier bald die Bauphase beginnen
kann. Der Großteil der vorgesehenen Trassenkilometer ist noch im Genehmigungsverfahren: 3.015
Kilometer befinden sich in der Bundesfachplanung
beziehungsweise im Raumordnungsverfahren, weitere knapp 1.110 Kilometer stehen vor dem Planfeststellungsverfahren. Fasst man die Umsetzung beider
Gesetze zusammen, fehlen insgesamt noch immer
6.720 der geplanten 7.670 Kilometer Netzleitungen.
Davon sind gerade einmal 3.050 Kilometer als Netzverstärkung eingestuft, was zeigt, dass in diesem
Bereich weiterhin Handlungsbedarf besteht.1

mit Hilfe neuer Technologien sowie der Optimierung
existierender Technik und des Engpassmanagements
effizienter zu nutzen. Andererseits ist im Aktionsplan die Beschleunigung des Ausbaus neuer Netze
vorgesehen und zwar mittels einer Kombination aus
vorausschauendem Controlling bei geplanten Vorhaben, gesetzlichen Maßnahmen sowie ökonomischen
Anreizen zur Beschleunigung des Ausbaus und zur
Optimierung der Nutzung.
Das Verfahren für den Stromnetzausbau erfolgt in
der Regel in fünf Stufen3: Am Anfang steht der Szenariorahmen, welcher die Entwicklung der deutschen Energielandschaft in den zukünftigen Jahren
prognostiziert. Darauf folgen der Netzentwicklungsplan, in dem der anhand der Szenarien errechnete
Ausbaubedarf mindestens für die kommenden zehn
Jahre festgehalten wird, sowie der Umweltbericht,
der Abschätzungen über eventuelle Umweltbelastungen vornimmt. Diese beiden Elemente bilden
wiederum den Entwurf des Bundesbedarfsplans,
welcher eine Liste mit den benötigten Leitungsvorhaben enthält. Die anschließende Bundesfachplanung beziehungsweise das Raumordnungsverfahren (für alle Vorhaben des Bundesbedarfsplanes,
die nur ein einzelnes Bundesland betreffen) dienen
zur Bestimmung der Trassenkorridore, während das
Planfeststellungsverfahren schließlich die exakten
Leitungsverläufe festlegt.

Um den Netzausbau voranzutreiben und effizienter
zu gestalten, hat das Bundeswirtschaftsministerium
im August 2018 den „Aktionsplan Stromnetz“ vorgelegt.2 Dieser schlägt einerseits vor, bestehende Netze

Bund und Länder haben sich bei einem Netzgipfel im
September 2018 auf eine Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) verständigt.4 Dem
entsprechenden Gesetzesentwurf stimmte das Bundeskabinett Mitte Dezember zu. Das NABEG regelt
vor allem die beiden letzten Schritte des Stromnetzausbauverfahrens, die Bundesfachplanung und das
Planfeststellungsverfahren. Der Gesetzesentwurf
sieht insbesondere eine Vereinfachung, Kürzung und
engere Verknüpfung verschiedener Planungs- und
Genehmigungsverfahrensstufen sowie die stärker

1

Bundesnetzagentur (2018e)

3

Bundesnetzagentur (2018f)

2

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2018b)

4

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2018c)

54

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

vorausschauende Zielsetzung und langfristige Planung vor.5 So soll beispielsweise beim Bau oder bei
der Änderung von Leitungen, die neben bestehenden Trassen verlaufen, auf die Bundesfachplanung
beziehungsweise das Raumordnungsverfahren verzichtet werden können. Die eventuelle Verlegung von
Leerrohren soll eine spätere Erhöhung von Transportkapazitäten erleichtern. Bei weniger aufwändigen Vorhaben, wie dem Austausch von Leiterseilen,
soll das Anzeige- anstatt des Genehmigungsverfahren vermehrt Anwendung finden. Schließlich soll der
Bau eines Vorhabens beginnen können, auch wenn
noch nicht alle Trassenkilometer vollständig durch
die zuständige Behörde genehmigt wurden.
Kritikerinnen und Kritiker befürchten, dass es bei
der Streichung der Bundesfachplanung beziehungsweise dem Raumordnungsverfahren nachträglich
vermehrt zu Gerichtsverfahren kommen kann, da
Bürgerinnen und Bürgern erst im späteren Planfeststellungsverfahren Beteiligungsmöglichkeiten eingeräumt werden. Andererseits besteht durch
diesen Schritt die Möglichkeit, die Umsetzung von
Leitungsvorhaben, die nur mit kleineren Eingriffen
verbunden sind, stark zu beschleunigen. Zusätzlich
sollen, laut dem Gesetzesentwurf, zur Einsparung
von Kosten für Netzeingriffe zukünftig alle Erneuerbaren- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen mit
mehr als 100 Kilowatt Leistung in den Redispatch
durch die Übertragungsnetzbetreiber einbezogen
werden, auch wenn diese Anlagen überwiegend in
den Stromverteilnetzen angeschlossen sind. Insgesamt ist vor diesem Hintergrund zu erwarten,
dass – wenn auch mit einiger Verzögerung – der
Netzausbau nun an Fahrt gewinnt und die Kosten
für Netzeingriffe in Zukunft weiter zurückgehen
werden.

5

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2018d)

55

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

56

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

9 Stimmung der Bevölkerung zur Energiewende
Die Energiewende findet nach wie vor eine große
Zustimmung in der Bevölkerung. Zu dieser und anderen Schlussfolgerungen kommt der Energiemonitor des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Beim Energiemonitor des BDEW
handelt es sich um eine seit 2011 regelmäßig durchgeführte, repräsentative Befragung der wahlberechtigten Bevölkerung. Die Fragen sind – mit einigen
kleineren Änderungen – über viele Jahren hinweg
konstant geblieben, sodass inzwischen zu etlichen
Themenkomplexen eine längere Zeitreihe besteht.
Nachdem 2017 keine Umfrage durchgeführt wurde,
befragte die Forschungsgruppe Wahlen Anfang 2018
wieder 1.005 Bürgerinnen und Bürger in Telefoninterviews zu aktuellen energiepolitischen und energiewirtschaftlichen Themen.

Dabei stellte sich heraus, dass 93 Prozent der Befragten die Energiewende für „wichtig“ oder „sehr wichtig“ halten (siehe Abbildung 9-1) – genau so viele
wie 2016 und sogar 4 Prozentpunkte mehr als 2012.
Es hat sich allerdings eine Verschiebung von „sehr
wichtig“ in Richtung „wichtig“ ergeben: Hielten 2016
noch 57 Prozent der Befragten die Energiewende für
„sehr wichtig“, sank dieser Wert 2018 auf 46 Prozent. Demgegenüber stieg der Anteil der Befragten,
die die Energiewende als „wichtig“ ansehen, in gleichem Maße und zwar von 36 auf 47 Prozent. Insgesamt ist bemerkenswert, wie konstant die Zustimmung zur Energiewende seit Beginn der Umfragen
vor sechs Jahren ist – jeweils etwa 90 Prozent der
Befragten halten sie für „wichtig“ oder „sehr wichtig“,
wobei sich in den meisten Jahren „wichtig“ und „sehr
wichtig“ die Wage hielten. Ausnahmen bildeten die
Umfragen 2011 und 2012 – kurz nach dem Super-

Über 90 Prozent der Bevölkerung finden die Energiewende wichtig oder sehr wichtig 

Abbildung 9-1

60

50

Die
Energiewende

Prozent

40

30
52
20

gar nicht wichtig

57

37

50

49

47
43

40

4746

40

36

weniger wichtig
wichtig

10

sehr wichtig
3 7

0
2012

1 8
2013

1

10
2014

2 7
2015

1 5
2016

1 4
2018

Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (2018), Summen ergeben nicht 100 aufgrund gerundeter Werte

57

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

GAU von Fukushima sowie Anfang 2016 kurz nach
der Weltklimakonferenz von Paris.

Passend zu diesem Ergebnis hält ein Großteil der
Befragten, 58 Prozent, den Ausbau der Erneuerbaren Energien für zu langsam (siehe Abbildung
9-3). Dieser Wert ist der höchste seit 2012. Die drei
Hauptgründe für einen stockenden Ausbau sehen die
Befragten in den „Verzögerungen durch die Politik“
(39 Prozent), im „zu hohen finanziellen Aufwand“ (27
Prozent) sowie in der „Blockade der Energieversorger“ (23 Prozent), wobei letztere Vermutung seit 2011
an Bedeutung verliert (2013 wurde die „Blockade der
Energieversorger“ noch als Hauptgrund identifiziert).

Die deutliche Mehrheit, insgesamt 64 Prozent der
Befragten, ist der Meinung, dass die Energiewende in
Deutschland „gar nicht gut“ (6 Prozent) oder „weniger gut“ (58 Prozent) vorankommt (siehe Abbildung
9-2). Somit sehen deutlich mehr Befragte (12 Prozentpunkte) Defizite bei der Umsetzung der Energiewende als noch 2016. Im Gegenzug ist der Anteil
derer, die mit den Fortschritten zufrieden sind, um
zwölf Prozentpunkte gesunken. Nur noch 33 Prozent
beurteilen die Umsetzung als „gut“ und nur zwei Prozent als „sehr gut“ – das ist der niedrigste Wert seit
Beginn der Umfragen 2012. Als größte Probleme der
Umsetzung der Energiewende werden die „Kosten
und Finanzierung“ (25 Prozent), die „politische Uneinigkeit“ (19 Prozent), der „zögerliche Netzausbau“
(15 Prozent), gefolgt von ,,mangelnder Akzeptanz“ (11
Prozent) genannt.

Bei der Frage, welcher Energieträger in Zukunft
stärker eingesetzt werden solle, spricht sich die
Mehrheit der Befragten (85 Prozent) sowohl 2013
als auch 2018 für die Erweiterung der Solarenergie aus, was diese zum absoluten Favoriten macht
(siehe Abbildung 9-4). Auch eine Mehrnutzung der
übrigen Erneuerbaren Energieträger wird überwiegend erwünscht, wobei auf Platz zwei die Wasserkraft folgt (71 Prozent), auf Platz drei Wind Offshore

Mit der Umsetzung der Energiewende sind nur 35 Prozent der Bevölkerung zufrieden

Abbildung 9-2

70
60

Die Energiewende in
Deutschland

50

Prozent

40
gar nicht gut
30

58

53

20

58

52

39

50

40

38

10
3

3

3

4

4

4

3

0
2012

2013

2014

2015

gut

33

29

4

weniger gut

50
43

4

2
2016

sehr gut

6
2
2018

Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (2018), Summen ergeben nicht 100 aufgrund gerundeter Werte

58

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

(60 Prozent), gefolgt von Wind Onshore und Geothermie (jeweils 50 Prozent) und der Biomasse (40
Prozent Zustimmung für einen stärkeren Einsatz).
Auffällig ist jedoch, dass alle Erneuerbare-­EnergienTechnologien mit Ausnahme der Solarenergie und
– wenngleich auf deutlich niedrigerem Niveau – der
Biomasse in den vergangenen fünf Jahren signifikant an Zustimmung verloren haben. Dies führt
jedoch nicht dazu, dass die fossilen Energieträger
an Zustimmung gewonnen haben – im Gegenteil: 85
Prozent der Befragten, also 17 Prozentpunkte mehr
als in 2013, sprechen sich für einen geringeren Einsatz von Kohle aus und 69 Prozent wollen dies auch
für Erdöl (gleicher Wert 2013 und 2018). Lediglich
bei Erdgas spricht sich mit 48 Prozent noch eine
leichte Mehrheit für einen gleichbleibenden Einsatz
aus, wobei die Zahl derer, die den Gas-Einsatz reduzieren wollen, auf 34 Prozent gestiegen ist.

Der Erneuerbare-Energien-Ausbau geht 58 Prozent der Bevölkerung zu langsam voran

Abbildung 9-3

70
60
Der Ausbau der
Erneuerbaren
geht

Prozent

50
40
30

61

56

20

52
35

33

30

50
34

33

zu langsam

58

55

52

gerade richtig

33

zu schnell

32

weiß nicht

10
0

63

2011

74

2012

10

2013

3

12

2014

4

10

2015

5

84

2016

82

2018

Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (2018), Summen ergeben nicht 100 aufgrund gerundeter Werte

59

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

85 Prozent der Bevölkerung möchten mehr Sonnenenergie und weniger Kohlekraft

Abbildung 9-4

Welcher Energieträger sollte vermehrt eingesetzt werden?

Sonnenenergie
Wasserkraft
Windkraft
Offshore
Windkraft
Onshore
Geothermie
Biomasse
Gas
Benzin
Diesel
Öl
Kohle

2013

85

11

31

2018

85

11

31

77

2013

18

71

2018

22

68

2013

19

60

2018

27

50

2018

29
59

2013

25

45

13

2018

2

17

1

31

48

1
9

34

10
7
5
5

2013
2018 3

35

61

1

2013
2018 3
2013

27

5

2013
2018 2

67

25

2018 4

0%

25

7

3

69

12

1

69

2

68

2

23
85
20%

mehr

40%

wie bisher

60%

weniger

1
80%

weiß nicht

Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (2018), Summen ergeben nicht 100 aufgrund gerundeter Werte

60

14

12

24

28

19

2013

24

28

40

2018

17

14

38

2013

3

20

15

50

2018

5 2
10

24

55

2013

32

100%

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

10 Kennzeichnende Ereignisse zur Charakterisie­
rung des deutschen Stromsystems in 2018
10.1	Kältewelle im Februar 2018
Im Jahr 2018 trat keine längere „kalte Dunkelflaute“
auf, also ein längerer Zeitraum (von mindestens zehn
Tagen), in dem kalte Temperaturen herrschen und
zugleich wenig Strom aus Erneuerbaren Energien,
insbesondere Wind- und Solaranlagen, erzeugt wird.
Allerdings kam es von Mitte Februar bis Anfang
März zu einer Periode mit Temperaturen von bis zu
minus 20 Grad Celsius, die mit einer etwa sechstägigen Phase niedriger Erneuerbaren-Einspeisung
zusammenfiel (17. bis 23. Februar). Einer der Tage mit
dem niedrigsten Erneuerbaren-Anteil fiel in diese
Kälteperiode: Am 19. Februar 2018 in der Zeit von
17 bis 19 Uhr deckten Erneuerbare Energien mit 8,6
bis 8,8 Gigawatt nur elf Prozent des inländischen

Strombedarfs. Dieser belief sich auf 77,1 beziehungsweise 78,9 Gigawatt. Hierbei wurde die Erneuerbare-Energien-Einspeisung zu knapp 70 Prozent von
Biomasse- und Wasserkraftwerken bereitgestellt.
Konventionelle Kraftwerke, allen voran Erdgas- und
Braunkohleanlagen, stellten den weit überwiegenden
Teil des Strombedarfs bereit. Ähnliche Verhältnisse
traten auch im Oktober auf.
Dennoch bestand in diesen Tagen zu keiner Zeit eine
kritische Engpasssituation für Deutschland. Die
Day-ahead-Preise am Spotmarkt erreichten stundenweise 60 Euro pro Megawattstunde, Ende Februar auch knapp 80 Euro pro Megawattstunde. Diese
Werte deuten nicht auf eine signifikante Knappheit
hin. Die Preisspitzen waren zudem eher der aus-

Die Stromquellen in der Kälteperiode im Februar 2018: Nettostromerzeugung und -verbrauch
Abbildung 10-1

120

700

100

600
500

80

400

60

300

40

200

20

100

0

Emissionsfaktor (g CO2/kWh)

Nettostromerzeugung und
-verbrauch (GW)

nach Energieträgern sowie Emissionsfaktor vom 15. bis 25. Februar

0

Biomasse
Wind Offshore
PV
Nachfrage

Wasserkraft
Wind Onshore
Konventionelle Kraftwerke
Emissionsfaktor des Strommix

Agora Energiewende (2018)

61

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Die Stromquellen in der Kälteperiode im Februar 2018: Nettostromerzeugung und -verbrauch
Abbildung 10-2

90

80

80

60

70

40

60

20

50

0

40

-20

30

-40

20

-60

10

-80

0

-100

Kernenergie

Braunkohle

Steinkohle

Erdgas

Pumpspeicher

Andere

Nachfrage

Strompreis

Euro/MWh

Nettostromerzeugung und
-verbrauch (GW)

nach Energieträgern sowie Börsenstrompreis vom 15. bis 25. Februar

Agora Energiewende (2018)

Auch in der Kälteperiode des Februars exportierte Deutschland kontinuierlich Strom:
Handelsstromflüsse und Exportsaldo vom 15. bis 25. Februar

Abbildung 10-3

Export

22
18
14

GW

10
6
2

Import

-2
-6

-10

SE

AT

Agora Energiewende (2018)

62

CH

CZ

DK

FR

NL

PL

LX

Exportsaldo

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

ländischen Nachfrage als der inländischen Versorgungssituation geschuldet. Im Schnitt wurden in
diesen sechs Tagen mit geringer Erzeugung Erneuerbarer-Energien-Anlagen und 9,3 Gigawatt Strom
netto pro Stunde exportiert. Neben Österreich, das
den Strom teilweise in die südlicheren Regionen
Europas weiterleitet, gehörte auch Frankreich, wo
rund zehn Kernkraftwerke ausgefallen waren, zu den
Hauptabnehmerländern.1

10.2	Höchster Erneuerbaren-Anteil
Aufgrund vergleichsweise niedriger Einspeisung von
Windkraftanlagen waren 2018 trotz hoher Sonneneinstrahlung kaum Stunden mit übermäßig hoher
Erneuerbare-Energien-Produkion und entsprechenden Folgen für das Stromsystem zu verzeichnen. Für
den 1. Mai 2018 lässt sich eines dieser seltenen Ereignisse festhalten: Um 13 Uhr fielen hohe EinspeisunInternationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (2018b)

Höchster Erneuerbaren-Anteil an der Nettostromnachfrage: Nettostromerzeugung und
-verbrauch nach Energieträgern sowie Emissionsfaktor vom 25. April bis 5. Mai

Abbildung 10-4
700

80

600

70

500

60
50

400

40

300

30

200

20

100

10
0

0

Biomasse
Wind Offshore
PV
Nachfrage

Emissionsfaktor (CO2 g/kWh)

90
Nettostromerzeugung und
-verbrauch (GW)

1

gen von Solar- und Windkraftanlagen (21,2 Gigawatt
Solar- und 30 Gigawatt Wind) mit einer aufgrund des
Feiertags niedrigen Nachfrage (63,8 Gigawatt netto)
zusammen. Das Ergebnis war eine gut 94-prozentige Deckung des Strombedarfs durch Erneuerbare
Energien. Zugleich zeigten sich die Steinkohlekraftwerke sehr flexibel, indem sie ihre Leistung auf 1,8
Gigawatt drosselten. Dagegen produzierten zu diesem
Zeitpunkt immer noch 5 Gigawatt Kern-, 6 Gigawatt
Braunkohle- und knapp 9 Gigawatt Gaskraftwerke
Strom. Dies führt zu einem hohen Stromüberschuss,
mit der Folge hoher Exporte von insgesamt 16,7 Gigawatt und negativer Börsenstrompreise (minus 35,9
Euro pro Megawattstunde, um 14 Uhr sogar minus 59
Euro pro Megawattstunde). Diese Situation zeigt, dass
die Aufgabe konventionelle Kraftwerke immer flexibler zu machen noch keineswegs erfüllt ist. Insbesondere deren Mindestleistung muss – gerade bei den
Gas-KWK-Anlagen – noch weiter sinken, wenn die
Erneuerbaren Energien weiter zunehmen, damit nicht
unnötig Strom verschenkt wird.

Wasserkraft
Wind Onshore
Konventionelle Kraftwerke
Emissionsfaktor des Strommix

Agora Energiewende (2018)

63

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Höchster Erneuerbaren-Anteil an Nettostromnachfrage: Nettostromerzeugung und
Abbildung 10-5

90

80

80

60

70

40

60

20

50

0

40

-20

30

-40

20

-60

10

-80

0

-100

Kernenergie

Braunkohle

Steinkohle

Erdgas

Pumpspeicher

Andere

Nachfrage

Strompreis

Euro/MWh

Nettostromerzeugung und
-verbrauch (GW)

-verbrauch nach Energieträgern sowie Börsenstrompreis vom 25. April bis 5. Mai

Agora Energiewende (2018)

Höchster Erneuerbaren-Anteil an Nettostromnachfrage: Handelsstromflüsse und
Exportsaldo vom 25. April bis 5. Mai

Abbildung 10-6

Export

20
16

12

GW

8
4
0
Import

-4
-8
-12

SE

AT

Agora Energiewende (2018)

64

CH

CZ

DK

FR

NL

PL

LX

Exportsaldo

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

11 Ausblick
11.1	Trends im Strom- beziehungsweise
Energiesektor

von 2,1 Gigawatt ans Netz. Damit liegt der Zubau
50 Prozent unter dem Niveau im Vergleichszeitraum 2017, mit entsprechend geringer zusätzlicher Erzeugung im Jahr 2019. Der sinkende Zubau
ist insbesondere den ins Stocken gekommenen
Genehmigungsverfahren geschuldet. Der monatliche Durchschnittswert an Genehmigungen der
ersten drei Quartale in den Jahren 2017 und 2018
(121,4 Megawatt pro Monat) liegt mehr als 60 Prozent unterhalb des Monatsmittels der genehmigten
Anlagenleistung in den Vergleichszeiträumen der
Jahre 2014 bis 2016 (325,1 Megawatt pro Monat).2
Engpässe bei den Genehmigungen werden noch
mindestens bis Mitte des Jahres 2019 erwartet.
Expertinnen und Experten gehen davon aus, dass
der Zubau in Deutschland nicht nur im Jahr 2019,
sondern auch 2020 maximal bei zwei Gigawatt
liegen wird, was wiederum, verglichen mit dem
Rekordzubau von über fünf Gigawatt (brutto) im
Jahr 2017, einem Rückgang um zwei Drittel entspricht.

Basierend auf bisher verfügbaren Daten sind bereits
heute einige Trends für den Energie- beziehungsweise Stromsektor 2019 abzusehen:
→→ Energie- und Stromverbrauch: Aktuelle Konjunkturprognosen gehen für das Jahr 2019 von einem zu
2018 ähnlichen Wirtschaftswachstum von 1,8 Prozent aus.1 Obwohl ein solches Wirtschaftswachstum
2018 mit einem unveränderten Strom- und sogar
mit einem gesunkenen Primärenergieverbrauch
einhergegangen ist, kann nicht von einer gleichbleibenden Geschwindigkeit bei der Entkopplung
der Wirtschaft und des Energieverbrauchs ausgegangen werden. Denn die Minderungen im Gesamtenergieverbrauch sind weniger auf die Wirkung
der Energieeffizienzpolitik von Bund und Ländern
zurückzuführen, sondern sie ist eher jahresspezifischer Phänomene, im Speziellen der warmen Witterung, geschuldet. Gerade im Verkehrssektor sind
mit bestehenden Maßnahmen kaum Mineralölverbrauchssenkungen zu erwarten, da die Benzin- und
Dieselpreise zum Jahresende 2018 wieder deutlich
niedriger lagen als noch im Sommer 2018. Auch ist,
trotz steigender Neuzulassungen von Elektrofahrzeugen, die große Trendwende hin zur Elektromobilität erst für 2020 und danach zu erwarten. Im
Jahr 2019 ist insofern bestenfalls mit einem leicht
sinkenden wahrscheinlich aber eher konstanten
Energieverbrauch zu rechnen.
→→ Erneuerbare Energien: Auch im kommenden Jahr
ist mit einem niedrigen Zuwachs im Bereich der
Stromerzeugung aus Windenergie an Land zu rechnen. Einer Analyse der Fachagentur für Windenergie zufolge gingen bis zum 31. Oktober 2018
646 Onshore-Anlagen mit einer Gesamtkapazität
1

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2018a)

Der Zubau von Offshore-Windenergieanlagen nach
den alten Regelungen aus dem EEG 2014 (Festvergütung, Sprinter-Prämie) wird aller Voraussicht
nach im Jahr 2019 abgeschlossen sein. Dies führt zu
einer nochmalen Steigerung von etwa 1,4 Gigawatt
im Jahr 2019. Danach wird erwartbar 2020/2021
kein Zubau erfolgen, bis die ersten Anlagen aus den
Ausschreibungsverfahren voraussichtlich 2022 in
Betrieb genommen werden.3
Im Bereich der Solarenergie wurde 2018 mit 3,4
Gigawatt erstmals seit 2013 wieder mehr als 2
Gigawatt Photovoltaik zugebaut. Es ist davon auszugehen, dass sich dieser Trend 2019 fortsetzt4.

2

Fachagentur Windenergie an Land (2018)

3

Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber (2018)

4

Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber (2018)

65

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Um das Ziel der Bundesregierung, 65 Prozent des
Strombedarfs bis 2030 mit Erneuerbaren Energien
zu decken, zu erreichen, ist ein jährlicher Zubau von
5 Gigawatt notwendig.
→→ Konventionelle Kraftwerke: Das Jahr 2019 wird von
mehr Stilllegungen als Inbetriebnahmen geprägt
sein. Nachdem 2018 keine weiteren Stilllegungen von Kernkraftwerken vorgesehen waren, wird
Philippsburg 2 zum 31. Dezember 2019 planmäßig stillgelegt. Die Abschaltung wird sich insofern
erst in der Strombilanz des Jahres 2020 bemerkbar
machen. Zum 1. Oktober 2019 werden zudem insgesamt knapp 800 Megawatt an Braunkohlekraftwerksleistung (Jänschwalde E und Neurath C) in
die Sicherheitsbereitschaft überführt. Auch bei der
Steinkohle sind Kraftwerksstilllegungen von insgesamt gut einem Gigawatt vorgesehen. Allerdings
wird im Jahr 2020 voraussichtlich gut ein Gigawatt an neuer Steinkohlekapazität im Rahmen der
Inbetriebnahme von Datteln 4 ans Netz gehen. Bei
Erdgas steht der Zubau von 250 Megawatt (in Berlin) einer eventuellen Stilllegung von 290 Megawatt
Kraftwerksleistung (in Düsseldorf) gegenüber. Des
Weiteren sind 800 Megawatt an vorläufigen Stilllegungen von Gaskraftwerken in Herdecke, Gera
und Werne geplant. Mineralölkraftwerke erfahren
schon seit längerem keinen Zubau mehr, so auch
im Jahr 2019, in dem Stilllegungen von 90 Megawatt angestrebt sind.5 Darüber hinaus befinden sich
insgesamt 1,6 Gigawatt Kraftwerksleistung auf der
Stilllegungsanzeigenliste der Bundesnetzagentur
(Stand 1. Oktober 2018), die nicht als systemrelevant eingestuft wurden und deren endgültige Stilllegung im Lauf der nächsten Jahre geplant ist.6 Insgesamt ist davon auszugehen, dass der Trend der
leicht rückläufigen CO2-Emissionen im Stromsektor weiter anhält. Die Geschwindigkeit des Rückgangs ist jedoch zu gering, um die Klimaschutzziele
2020 und 2030 zu erreichen.

5

Bundesnetzagentur (2018a)

6

Bundesnetzagentur (2018f)

66

11.2	Energiepolitik
Das Jahr 2019 wird für die im Koalitionsvertrag der
Bundesregierung verankerten energiepolitischen
Vorhaben das entscheidende Jahr. Trotz der Reduktion
der Treibhausgase im Jahr 2018 ist Deutschland beim
Klimaschutz immer noch nicht auf Kurs, die 2030
gesteckten Ziele sicher zu erreichen. Damit verbunden
sind nicht nur mögliche Klimafolgeschäden und ein
weiterer Verlust politischen Ansehens auf der internationalen Bühne, sondern auch erhebliche finanzielle
Risiken für den deutschen Bundeshaushalt im Rahmen der europäischen Klimaschutz-Regulierungen
(Climate Action Regulation). Mit dem laut Koalitionsvertrag im Jahr 2019 zu erarbeitenden Klimaschutzgesetz sind daher zentrale Weichenstellungen für eine
Kurskorrektur erforderlich. Konkret dürften folgende
Themen die klima- und energiepolitische Agenda
prägen:
→→ Gesetzlicher Rahmen für den Klimaschutz: Alle
im Bundestag vertretenen Parteien außer der AfD
bekennen sich zum Klimaschutz. Die nationalen und internationalen Klimaschutzziele wurden in der Vergangenheit mehrfach im Parlament
in verschiedenen Konstellationen bestätigt. Konkrete Maßnahmen zur sicheren Erreichung der
Klimaschutzziele wurden allerdings bisher selten
hinterlegt - das letzte große Klimaschutz-Maßnahmen-Paket war das so genannte "Integrierte
Energie- und Klimaprogramm" von 2007. Eine
sichere Zielerreichung der 2030-Klimaschutzziele
wird daher nur erreicht, wenn diese Klimaschutzziele rechtlich verbindlich im Klimaschutzgesetz
verankert werden. Dazu gehört auch, dass Regelungen getroffen werden, die im Falle einer absehbaren
Zielverfehlung konkrete weiterführende Schritte in
den jeweils betroffenen Sektoren vorsehen.
→→ Ausstieg aus der Kohleverstromung: Die Arbeit der
von der Bundesregierung eingerichteten Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" wurde bis Februar 2019 verlängert. Entscheidend wird sein, welche Empfehlungen die

ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Kommission abgibt und ob Bundesregierung und
Bundestag diese 2019 gesetzlich verankern werden. Neben den Maßnahmen zur Bewältigung des
Strukturwandels, die mit Haushaltstiteln hinterlegt
werden müssen, ist ein verbindlicher Pfad für die
Reduktion der Kohlestromerzeugung in Deutschland notwendig. Um diesen Konflikt dauerhaft zu
befrieden und den betroffenen Regionen, Unternehmen und Menschen Planungssicherheit zu
geben, wird ein Kohleausstiegsgesetz diesen verbindlichen Pfad festlegen müssen. Kernelemente
dabei sind, wie im Einsetzungsbeschluss der Kommission formuliert, die Leistung eines Beitrags zum
2020er Klimaschutzziel, die Absicherung der Zielerreichung des Energie-Sektorziels im Jahr 2030
und das Festlegen eines Enddatums für die Kohleverstromung.
→→ Erneuerbare Energien: 2018 ist zwar ein neuer
Rekord für den Anteil Erneuerbarer Energien in
der Stromerzeugung erzielt worden, der Zuwachs
hat sich jedoch insgesamt und insbesondere bei
der Windenergie an Land spürbar verlangsamt. Im
Jahr 2019 wird sich der Ausbau der Windkraft an
Land vermutlich weiter verlangsamen, da die letzten Wind-Ausschreibungen deutlich unterzeichnet waren. Bei Wind auf See ist der Einbruch für
2020 bereits jetzt absehbar. Um das im Koalitionsvertrag verankerte Ziel eines 65-Prozent-Anteils
Erneuerbarer Energien im Jahr 2030 zu erreichen,
sind jedoch deutliche Steigerungen beim Ausbau
von Wind an Land, Wind auf See und Photovoltaik
nötig. Für das Jahr 2019 ist daher eine EEG-Reform nötig, welche die Beschleunigung des Ausbaus
absichert und einen Schwerpunkt auf die Steigerung der Akzeptanz für den Bau von neuen Windparks an Land legt.
→→ Verkehr: Die Bundesregierung hat im November 2018 eine Plattform "Zukunft der Mobilität"
gegründet, im Rahmen derer die Arbeitsgruppe
"Klimaschutz im Verkehr" im Frühjahr 2019 Vorschläge für Maßnahmen zur Erreichung des Klimaschutz-Sektorziels 2030 vorlegen soll. Da der

Verkehrssektor bislang weit entfernt ist von der
Erreichung seiner Klimaschutzziele, dürften die
Vorschläge kontroverse Diskussionen auslösen.
Inwieweit die Bundesregierung im Jahr 2019 tatsächlich auch wirksame Maßnahmen im Verkehrssektor beschließen wird, ist dabei noch völlig offen.
→→ Gebäudeeffizienz: Die steuerliche Abschreibung
der Gebäudesanierung steht zwar im Koalitionsvertrag, ist aber aufgrund von Finanzierungsvorbehalten bisher nicht in die Tat umgesetzt worden.
Der Entwurf des Gebäudeenergiegesetzes sieht vor,
die Neubaustandards auf dem Niveau der Energieeinsparverordnung 2016 (EnEV) einzufrieren. Mit
diesen Maßnahmen wird sich das Gebäudesektorziel 2030 sicher nicht einhalten lassen. Als Teil
eines Klimapakets 2019 muss daher für den Gebäudesektor ein Maßnahmenprogramm implementiert werden, das sowohl die Zahl der Anlässe für
eine Sanierung als auch den Umfang der getätigten Sanierungsmaßnahmen deutlich steigert. Der
Entwurf des Gebäudeenergiegesetzes erfüllt dieses Kriterium derzeit nicht und bedarf daher einer
deutlichen Überarbeitung.
→→ CO2-orientierte Energiesteuerreform: Bisher spielt
der Preis für CO2 lediglich für Unternehmen, die
dem europäischen Emissionshandel unterliegen,
eine Rolle. Alle anderen gewerblichen und privaten Investitionen in Gebäudeinfrastruktur oder
Mobilität unterliegen bisher keinem Preis für CO2.
Dadurch kommt der Klimaschutz im Verkehr, bei
den privaten Haushalten und im Kleingewerbe nur
schleppend voran. Zudem verhindern die bisher
einseitig verteilten Kosten der Energiewende auf
den Stromsektor die zur Erreichung der Klimaschutzziele notwendige Kopplung der Sektoren. Die
Belastung von Strom mit Abgaben, Umlagen und
Entgelten ist so hoch, dass Investitionen in Stromanwendungen und Speicher vielfach wirtschaftlich nicht sinnvoll sind. Auch wenn eine aufkommensneutrale Reform der Energiesteuern mit dem
Ziel, dass alle Energieträger gemäß ihrer CO2-Intensität über die Sektoren hinweg gleichbehan-

67

Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

delt werden, bislang noch nicht auf der Agenda der
Bundesregierung steht: Diese Debatte wird auch
2019 weitergehen, da effektiver Klimaschutz ohne
eine CO2-orientierte Bepreisung kaum möglich ist.

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ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

12 Referenzen
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Agora Energiewende | Die ­Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

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ANALYSE | Die E
­ nergiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

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Statistisches Bundesamt (2018b): Zahlen und Fakten: Industrie und verarbeitendes Gewerbe. Abrufbar unter https://www.destatis.de/DE/ZahlenFakten/
Wirtschaftsbereiche/IndustrieVerarbeitendesGewerbe/IndustrieVerarbeitendesGewerbe.html.
Statistisches Bundesamt (2018c): Bevölkerungsstand. Abrufbar unter https://www.destatis.de/DE/
ZahlenFakten/GesellschaftStaat/Bevoelkerung/Bevoelkerungsstand/Bevoelkerungsstand.html#Tabellen.
Tagesspiegel Background (2018): Standpunkt - Der
verlogene Protest. Abrufbar unter https://background.
tagesspiegel.de/der-verlogene-protest.

OMEL (2018): Day-ahead Prices.
POLPX (2018): Day-ahead Prices.
PV Magazine (2018): 182 Megawatt Photovoltaik-Zubau im Oktober. Abrufbar unter https://www.
pv-magazine.de/2018/11/30/182-megawatt-photovoltaik-zubau-im-oktober/.
Statista (2018a): Durchschnittliche Sonnenscheindauer pro Monat in Deutschland von November 2017
bis November 2018 (in Stunden). Abrufbar unter
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umfrage/durchschnittliche-monatliche-sonnenscheindauer-in-deutschland/.

Umweltbundesamt (2018a): Entwicklung der energiebedingten Treibhausgas-Emissionen nach Quellgruppen.
Umweltbundesamt (2018b): Entwicklung der Kohlendioxid-Emissionen der fossilen Stromerzeugung
nach eingesetzten Energieträgern.
Windguard (2018): Windenergie-Statistik: 1. Halbjahr 2018. Abrufbar unter https://www.windguard.
de/Statistik-1-halbjahr-2018.html.

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Publikationen von Agora Energiewende
AUF DEUTSCH
Eine Neuordnung der Abgaben und Umlagen auf Strom, Wärme, Verkehr
Optionen für eine aufkommensneutrale CO2-Bepreisung von Energieerzeugung und Energieverbrauch

Wert der Effizienz im Gebäudesektor in Zeiten der Sektorenkopplung
Endbericht einer Studie vom Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg (ifeu), dem Fraunhofer IEE
und Consentec

65 Prozent Erneuerbare bis 2030 und ein schrittweiser Kohleausstieg
Auswirkungen der Vorgaben des Koalitionsvertrags auf Strompreise, CO2-Emissionen und Stromhandel

Die Kosten von unterlassenem Klimaschutz für den Bundeshaushalt
Die Klimaschutzverpflichtungen Deutschlands bei Verkehr, Gebäuden und Landwirtschaft nach der
EU-Effort-Sharing-Entscheidung und der EU-Climate-Action-Verordnung

Vom Wasserbett zur Badewanne
Die Auswirkungen der EU-Emissionshandelsreform 2018 auf CO₂-Preis, Kohleausstieg und den Ausbau der
Erneuerbaren

Strom­netze für 65 Prozent ­Erneuerbare bis 2030
Zwölf Maßnahmen für den synchronen Ausbau von Netzen und Erneuerbaren Energien

Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
Wie weiter mit dem Ausbau der Windenergie?
Zwei Strategievorschläge zur Sicherung der Standortakzeptanz von Onshore Windenergie

Toolbox für die Stromnetze
Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien und für das Engpassmanagement

Ein Kohleausstieg nach dem Vorbild des Atomausstiegs?
Eine juristische Analyse des Urteils des Bundes­ver­fassungsgerichts vom 6. Dezember 2016

Eine Zukunft für die Lausitz
Elemente eines Strukturwandelkonzepts für das Lausitzer Braunkohlerevier

Energiewende 2030: The Big Picture
Megatrends, Ziele, Strategien und eine 10-Punkte-Agenda für die zweite Phase der Energiewende

Die deutsche Braunkohlenwirtschaft
Historische Entwicklungen, Ressourcen, Technik, wirtschaftliche Strukturen und Umweltauswirkungen

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Publikationen von Agora Energiewende
Charta für eine Energiewende- Industriepolitik
Ein Diskussionsvorschlag von Agora Energiewende und Roland Berger

Smart-Market-Design in deutschen Verteilnetze
Entwicklung und Bewertung von Smart Markets und Ableitung einer Regulatory Roadmap

Energiewende und Dezentralität
Zu den Grundlagen einer politisierten Debatte

Wärmewende 2030
Schlüsseltechnologien zur Erreichung der mittel und langfristigen Klimaschutzziele im Gebäudesektor

Erneuerbare vs. fossile Stromsysteme: ein Kostenvergleich
Stromwelten 2050 – Analyse von Erneuerbaren, kohle- und gasbasierten Elektrizitätssystemen

FAQ EEG – Energiewende: Was bedeuten die neuen Gesetze?
Zehn Fragen und Antworten zu EEG 2017, Strommarkt- und Digitalisierungsgesetz

AUF ENGLISCH
Cross-Border Renewables Cooperation
The impact of national policies and regulation on the cost of onshore wind across the PENTA region and
­priorities for cooperation

A Word on Flexibility
The German Energiewende in practice: how the electricity market manages fl
­ exibility challenges when the
shares of wind and PV are high

A Word on Low Cost Renewables
The ­Renewables Breakthrough: How to Secure Low Cost Renewables

The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels
Reducing the cost of financing renewables in Europe
A proposal for an EU Renewable Energy Cost Reduction Facility („RES-CRF“)

Energiewende 2030: The Big Picture
Megatrends, Targets, Strategies and a 10-Point Agenda for the Second Phase of Germany’s Energy Transition

Alle Publikationen finden Sie auf unserer Internetseite: www.agora-energiewende.de

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149/01-A-2019/DE

Wie gelingt uns die Energiewende? Welche
konkreten Gesetze, Vorgaben und Maßnahmen sind notwendig, um die Energiewende
zum Erfolg zu führen? Agora Energiewende
will den Boden 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 energiepolitischen
­Akteuren steht.

Unter diesem QR-Code steht diese
Publikation als PDF zum Download
zur Verfügung.

Agora Energiewende
Anna-Louisa-Karsch-Straße 2 | 10178 Berlin
T +49 (0)30 700 14 35-000
F +49 (0)30 700 14 35-129
www.agora-energiewende.de
info@agora-energiewende.de
Agora Energiewende ist eine gemeinsame Initiative der Stiftung Mercator und der European Climate Foundation.
                            
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