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Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018

Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2019

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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 CO 2 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 CO 2 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 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. 8

ANALYSE | Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018 Der Stromsektor 2018 auf einen Blick 1990 2017 2018* Veränderung Anteil 2018 2017/2018* Primärenergieverbrauch PJ 14.905 13.576 12.900 -5,0% Erneuerbare Energien PJ 196 1.771 1.808 +2,1% 14,0% Braunkohle PJ 3.201 1.508 1.479 -1,9% 11,5% Steinkohle PJ 2.306 1.465 1.301 -11,2% 10,1% Mineralöl PJ 5.228 4.675 4.395 -6,0% 34,1% Erdgas PJ 2.293 3.273 3.034 -7,3% 23,5% Kernenergie PJ 1.668 833 830 -0,4% 6,4% Sonstige inkl. Stromsaldo PJ 14 51 53 +3,9% 0,4% Bruttostromerzeugung TWh 549,9 653,7 648,9 -0,7% Erneuerbare Energien TWh 19,7 216,3 228,7 +5,7% 35,2% Kernenergie TWh 152,5 76,3 76,1 -0,3% 11,7% Braunkohle TWh 170,9 148,4 146,0 -1,6% 22,5% Steinkohle TWh 140,8 93,6 83,0 -11,3% 12,8% Erdgas TWh 35,9 86,7 83,0 -4,3% 12,8% Mineralöl TWh 10,8 5,6 5,2 -7,1% 0,8% Sonstige TWh 19,3 26,8 26,9 +0,4% 4,1% Nettostromabflüsse ins Ausland TWh -1,0 55,0 50,0 -9,1% 7,7% Bruttostromverbrauch TWh 550,7 598,7 598,9 +0,0% Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch % 3,6 36,1 38,2 +5,7% Treibhausgasemissionen Gesamt Mio. t CO 2e 1.251 905 854 -5,7% Emissionen der Stromerzeugung Mio. t CO 2 366 285 274 -3,7% CO 2 -Intensität Strommix g CO 2 /kWh 764 489 472 -3,4% Stromhandel (Saldo) Import TWh k.A. 36,7 33,1 -9,8% Export TWh k.A. 96,9 85,3 -12,0% Handelssaldo TWh k.A. 60,2 52,1 -13,3% Preise und Kosten ø Spot Base Day-ahead ct/kWh k.A. 3,45 4,45 +28,9% ø Spot Peak Day-ahead ct/kWh k.A. 3,81 4,81 +26,3% ø 500 günstigsten Stunden ct/kWh k.A. -0,29 0,37 n.a. ø 500 teuersten Stunden ct/kWh k.A. 7,74 7,93 +2,4% ø Haushaltsstrompreise ct/kWh 15,0 29,86 29,88 +0,1% EEG-Vergütungsansprüche** k.A. 30,36 31,62 +4,1% EEG-Differenzkosten*** k.A. 26,09 26,73 +2,5% EEG-Umlage ct/kWh k.A. 6,88 6,79 -1,3% AG Energiebilanzen (2018a/b/c), Bundesnetzagentur (2018b/c), ENTSO-E (2018), EPEX-SPOT (2018a), Öko-Institut (2018), Umweltbundesamt (2018a/b), *teilweise vorläufige Angaben 9

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