COVID-19 i Energiewende: wpływ pandemii na niemiecką transformację energetyczną

Pandemia COVID-19 wpłynęła na realizację niemieckiej transformacji energetycznej w sposób zarówno pozytywny, jak i negatywny. Społeczno-gospodarczy lockdown skutkował spadkiem zapotrzebowania na energię i zmniejszeniem spalania węgla. Pogłębi to dotychczasowe zmiany w niemieckim miksie elektroenergetycznym i pozwoli na osiągnięcie, wbrew prognozom, celu polityki klimatycznej RFN na 2020 r. Kryzys pandemiczny będzie też wykorzystywany do przyspieszenia zielonej transformacji gospodarki za pomocą programów wsparcia koniunktury. Negatywnymi konsekwencjami pandemii są natomiast utrudnienia w prowadzeniu inwestycji w rozbudowę OZE, odłożenie pilnych z perspektywy Energiewende decyzji politycznych i konieczność przeznaczenia znacznych środków budżetowych, by zapobiec dotkliwemu wzrostowi cen energii. Część konsekwencji pandemii, np. znaczący spadek emisji dwutlenku węgla, ma charakter przejściowy, ale efekty debaty nad gruntowną reformą systemu finansowania OZE i dodatkowe inwestycje służące dekarbonizacji gospodarki mogą odcisnąć trwałe piętno na niemieckiej transformacji energetycznej.

Spadek zużycia i wytwarzania energii elektrycznej

Niemcy, podobnie jak inne państwa europejskie, w połowie marca 2020 r. zamroziły gospodarkę i życie społeczne w celu ograniczenia rozprzestrzeniania się pandemii COVID-19, co doprowadziło do znacznego spadku zapotrzebowania na energię. Wiele zakładów przemysłowych musiało ograniczyć lub wstrzymać produkcję. Poważnym problemem okazały się ponadto przerwy w łańcuchach dostaw. Ze względu na ograniczenia w kontaktach społecznych działalność zawiesiły także liczne firmy z sektora handlu i usług^[1].

W połowie kwietnia – szczytowym okresie lockdownu – zużycie energii elektrycznej było o ok. 16% niższe niż na początku marca oraz ok. 8% niższe niż w analogicznym okresie 2019 r. Według szacunków o 6% spadło ponadto zapotrzebowanie na gaz ziemny, który w Niemczech w 38% wykorzystywany jest w przemyśle. Wyraźne obniżenie popytu spowodowało spadek cen na giełdzie – pod koniec kwietnia cena energii elektrycznej była o 40%, a gazu nawet o 50% niższa niż w analogicznym okresie 2019 r.^[2] Konsekwencją mniejszego zapotrzebowania na energię elektryczną w Niemczech i w krajach sąsiednich (RFN jest eksporterem energii elektrycznej netto) było znaczne obniżenie jej produkcji w niemieckich elektrowniach. W porównaniu z analogicznymi miesiącami poprzedniego roku w marcu spadek ten wyniósł 7%, a w kwietniu i maju – po 18%^[3].

Wzrost udziału OZE i gazu w miksie energetycznym

Okres pandemii przyniósł istotne zmiany w niemieckim miksie elektroenergetycznym. Po pierwsze znacząco wzrósł udział odnawialnych źródeł energii – w marcu br. OZE odpowiadały za 56% generowanej w Niemczech energii elektrycznej (wobec 54% rok wcześniej), w kwietniu – za 60% (48%), a w maju – za 58% (49%). Na tak wyraźny wzrost udziału OZE w miksie wpłynęły dogodne warunki pogodowe dla instalacji wiatrowych i solarnych, a także znacznie zmniejszona produkcja ze źródeł konwencjonalnych wskutek spadku zapotrzebowania (energia z odnawialnych źródeł ma priorytet w dostępie do sieci). Po drugie w wyniku przetasowań w niemieckim miksie wzrosła pozycja gazu ziemnego. Jego cena spadła bardziej niż koszty uprawnień do emisji i ceny energii na giełdzie, co wpłynęło na poprawę konkurencyjności elektrowni gazowych w porównaniu z węglowymi. Udział gazu ziemnego w niemieckim miksie zwiększył się z 8% w okresie od marca do maja 2019 r. do 11% w analogicznym okresie br.

Wzrostowi roli OZE i gazu towarzyszył gwałtowny spadek udziału węgla. W marcu 2020 r. z węgla brunatnego wygenerowano o 26% energii elektrycznej mniej niż w rok wcześniej; w kwietniu – 52%, a w maju – 50%. W przypadku węgla kamiennego spadek produkcji energii wyniósł odpowiednio: w marcu – 15%, w kwietniu – 64%, a w maju – 62%. W efekcie udział węgla brunatnego w produkcji energii elektrycznej zmniejszył się w okresie marzec–maj z 18–22% w 2019 r. do 12–14% w 2020 r., a węgla kamiennego z 7–9% do 4–6%. Tym samym pandemia pogłębiła obserwowany od 2017 r. niekorzystny dla elektrowni węglowych trend spadkowy produkcji energii z węgla.

Pozytywnym skutkiem lockdownu będzie prawdopodobnie osiągnięcie przez RFN – wbrew wcześniejszym prognozom – celu redukcji emisji na 2020 r. w ramach krajowej polityki klimatycznej. Spowodowane pandemią znaczące zmniejszenie produkcji przemysłowej, gwałtowny spadek generowania energii elektrycznej z węgla, a także duże ograniczenie transportu samochodowego przyniosły nieoczekiwane wcześniej obniżenie poziomu emisji gazów cieplarnianych. Według obecnych szacunków, które uwzględniają już efekt pandemii, niemieckie emisje spadną na koniec 2020 r. o ok. 50 mln ton ekw. CO₂, co będzie oznaczało osiągnięcie celu redukcji emisji o 40% względem 1990 r.[4] Przed pandemią prognozowano, że spadek ten sięgnie 37% (w 2019 r. wyniósł 35,6%). Obecne prognozy wskazują ponadto, że w przypadku nawrotu fali zachorowań jesienią i konieczności kolejnego zamrożenia gospodarki spadek emisji może wynieść nawet 100 mln ton ekw. CO₂, tj. redukcję o 45%. Wywołane pandemią obniżenie poziomu emisji nie wynika ze zmiany technologicznej czy strukturalnej, lecz jest tymczasowym efektem załamania koniunktury. Wyjście z kryzysu gospodarczego będzie więc w sposób nieunikniony wiązało się z ponownym wzrostem emisji^[5].

Problemy techniczne i logistyczne

Obostrzenia wprowadzane przez władze Niemiec wywołały szereg problemów technicznych i logistycznych w obszarze energetyki. Z raportu przedstawionego przez Federalną Agencję ds. Sieci wynikało wprawdzie, że kryzys pandemiczny nie zagraża bezpieczeństwu produkcji energii elektrycznej i przesyłu, a zarazem wskazano w nim, że operatorzy kluczowej infrastruktury energetycznej powzięli specjalne środki zapobiegawcze na wypadek wzrostu liczby zarażeń wśród pracowników i zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw. Część operatorów sieci i elektrowni (m.in. E.ON i LEAG) przygotowała się na konieczność skoszarowania wykwalifikowanych pracowników w miejscu pracy. Problem zidentyfikowano natomiast w przypadku rozbudowy sieci – od połowy marca nie odbywały się m.in. konsultacje społeczne w sprawie przebiegu nowych tras, co wstrzymało postępy w realizacji projektów. Ograniczenia w przemieszczaniu się doprowadziły ponadto do opóźnień procesu dostosowywania sieci gazowej w północno-zachodnich Niemczech do przesyłu gazu wysokokalorycznego, m.in. ze względu na utrudniony dostęp monterów do urządzeń końcowych w gospodarstwach domowych^[6].

Związane z pandemią przerwy w łańcuchach dostaw i problemy z przemieszczaniem się ekip monterskich wpłynęły ponadto na opóźnienia w budowie instalacji wiatrowych i fotowoltaicznych. Miało to szczególne znaczenie przy projektach które wygrały aukcje na nowe moce. W przypadku niewywiązania się inwestora z terminowej realizacji inwestycji grozi mu bowiem zmniejszenie ustalonej stawki za generowaną energię lub w skrajnych przypadkach nawet całkowite zniesienie opłaty. W reakcji na problemy inwestorów rząd przygotował nowelizację ustawy, która umożliwiła przesunięcie o sześć miesięcy terminów realizacji inwestycji. Wydłużono ponadto o pięć miesięcy czas na składanie przez przedsiębiorstwa wniosków i dokumentacji związanej ze zwolnieniem konsumentów przemysłowych z opłaty OZE (składowej ceny prądu). Do złożenia wniosku potrzebna jest opinia biegłych po wizycie w zakładzie.

Słabości systemu finansowania OZE

Pandemia ujawniła słabość niemieckiego systemu wsparcia odnawialnych źródeł energii za pomocą tzw. opłaty OZE (EEG-Umlage). Operatorzy sieci przesyłowych za wprowadzenie prądu do swoich sieci wypłacają producentom energii z OZE kwoty według gwarantowanych taryf w zależności od źródła, a następnie sami sprzedają prąd na giełdzie. Ponieważ ceny energii elektrycznej są na niej niższe niż taryfy gwarantowane, operatorzy sieci notują straty. Ich wyrównywaniu służą dochody z opłaty OZE, którą płacą konsumenci energii w ramach rachunków za prąd. W 2020 r. opłata wynosi 6,756 c/kWh, co stanowi ok. 21% ceny prądu. W przyjętej w grudniu 2019 r. ustawie o narodowym systemie handlu emisjami (dla sektorów transportu i budownictwa), który ma zacząć funkcjonować od 2021 r., przewidziano przeznaczenie wpływów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na obniżenie opłaty OZE o ok. 1,5 c/kWh. W ten sposób spadek cen prądu miał z jednej strony rekompensować konsumentom wzrost cen m.in. benzyny, a z drugiej – służyć podniesieniu konkurencyjności energii elektrycznej wobec paliw kopalnych.

Znaczący spadek zużycia i giełdowej ceny energii elektrycznej wskutek pandemii oraz wzrost jej produkcji ze źródeł odnawialnych spowodowały gwałtowne zwiększenie strat notowanych przez operatorów sieci. Podczas gdy zyski ze sprzedaży energii oraz wpływy z opłaty OZE maleją, znacząco wzrosły środki kierowane na wypłaty gwarantowanych kwot dla producentów energii ze źródeł odnawialnych. Miesięczne straty operatorów sieci sięgnęły 541 mln euro w marcu oraz 796 mln euro w kwietniu br. W efekcie stan tzw. konta EEG, na które wpływają dochody ze sprzedaży energii i z opłaty OZE oraz z którego wypłaca się gwarantowane stawki, spadł na koniec kwietnia do 1,1 mld euro, podczas gdy w tym samym okresie w latach 2017–2019 wynosił ok. 5,5 mld euro^[7]. Według prognoz firmy konsultingowej Enplify, zajmującej się rynkiem energii w Niemczech, deficyt na koncie EEG sięgnie na koniec 2020 r. od 3,3 mld do nawet 7,8 mld euro, w zależności od tego, o ile zużycie energii i jej ceny na giełdach spadną w stosunku do przyjętych w 2019 r. prognoz. Operatorzy sieci już teraz zabezpieczają się liniami kredytowymi, aby móc pokryć spodziewane w tym roku straty. Bezpośrednią zaś konsekwencją deficytu zgodnie z zasadami systemu powinien być skokowy wzrost opłaty OZE w 2021 r., aby przez dodatkowe wpływy wyrównać stan konta EEG. Według różnych prognoz musiałaby ona wzrosnąć nawet do 9,75–9,99 c/kWh, czyli prawie o połowę^[8]. Przy uwzględnieniu planowanej przez rząd przed pandemią obniżki z wpływów z handlu emisjami, stawka opłaty OZE zamiast spaść do ok. 5,2 c/kWh miałaby wzrosnąć do 8,25–8,44 c/kWh, co przełożyłoby się ostatecznie na wzrost cen prądu dla konsumentów o 6%.

Wzrost kosztów energii byłby dotkliwym obciążeniem szczególnie dla firm z kluczowego dla niemieckiej gospodarki sektora małych i średnich przedsiębiorstw. Nie mogą one liczyć na ulgi w opłacie OZE, które przysługują wysokoemisyjnym zakładom przemysłowym. Firmy z sektora MŚP od 2021 r. mogłyby zatem zostać podwójnie obciążone – z jednej strony wzrostem cen paliw (wskutek wprowadzenia płatności za emisję CO₂ w transporcie i budownictwie), a z drugiej podniesieniem cen prądu. Dla wielu przedsiębiorstw stanowiłoby to sporą przeszkodę w okresie wychodzenia z popandemicznego kryzysu gospodarczego i osłabiłoby ich konkurencyjność wobec podmiotów zagranicznych, przed czym ostrzegały m.in. Niemiecka Izba Przemysłowo-Handlowa (DIHK) oraz Przemysłowy Związek Zawodowy Górnictwo, Chemia, Energia (IG BCE). Groźba podwyżki cen energii stała się także palącym problemem politycznym. W ślad za organizacjami gospodarczymi i przemysłowymi z postulatami przeciwdziałania podwyższeniu opłaty OZE wystąpiły partie polityczne. Zieloni chcą bezpośredniego dofinansowania konta EEG z budżetu federalnego, aby zredukować stawkę do 5 c/kWh, a SPD zaproponowała obniżenie do minimum akcyzy na energię elektryczną (z 2 c/kWh do 0,05 c/kWh). Za przygotowanie rozwiązań odpowiedzialny był minister gospodarki i energii Peter Altmaier (CDU), który wielokrotnie podkreślał, że stabilizacja cen prądu należy do jego priorytetów. Koalicja CDU/CSU-SPD zgodziła się ostatecznie w ramach pakietu wsparcia koniunktury ogłoszonego 3 czerwca 2020 r. na wprowadzenie limitu wysokości opłaty OZE (6,5 c/kWh w 2021 i 6 c/kWh w 2022 r.)^[9]. Brakujące na koncie EEG środki mają zaś pochodzić bezpośrednio z budżetu federalnego, co ma kosztować 11 mld euro.

Kryzys pandemiczny stał się impulsem do wznowienia debaty nad przyszłością niemieckiego systemu finansowania odnawialnych źródeł energii. Według jego krytyków ostatnie miesiące pokazują, że nie odpowiada on już potrzebom systemu energetycznego, który jest zdominowany przez energię pochodzącą z OZE. W 2019 r. udział OZE w zużyciu energii elektrycznej wyniósł 42%, a celem rządu jest osiągnięcie poziomu 65% w 2030 r. Ponadto system okazał się podatny na kryzysy – nie przewidziano w nim żadnych bezpieczników na wypadek jednoczesnego spadku cen energii na giełdzie i wysokiej produkcji z OZE. W rezultacie coraz częściej pojawiają się postulaty gruntownej jego reformy. Do jej orędowników należy jeden z liderów konserwatywnego skrzydła gospodarczego, wpływowy poseł CDU Carsten Linnemann, który w Bundestagu przekonywał, że obecny system na dłuższą metę jest nie do utrzymania i że nadszedł czas na przejście z subsydiowania do jego urynkowienia^[10].

Opóźnienia istotnych decyzji w obszarze energetyki

Skoncentrowanie się władz na reagowaniu na konsekwencje pandemii przesunęło na dalszy plan pozostałe bieżące problemy. Wśród nich znalazły się m.in. trzy kluczowe z perspektywy niemieckiej transformacji energetycznej kwestie: ustawa o wyjściu z węgla, nowelizacja ustawy o OZE oraz strategia wodorowa.

Projekt ustawy o wyjściu z węgla trafił do Bundestagu pod koniec stycznia br., a jego procedowanie rozpoczęło się dopiero w marcu^[11]. Dwumiesięczne opóźnienie procesu legislacyjnego stawia pod znakiem zapytania możliwość jej wejścia w życie zgodnie z rządowym planem, od czego zależy realizacja uzgodnionego harmonogramu pierwszych aukcji na wygaszanie elektrowni węgla kamiennego^[12]. Uruchomienie planu wymaga przyjęcia ustawy przez Bundestag i Bundesrat najpóźniej na ostatnim posiedzeniu przed przerwą letnią. Nierozwiązane pozostają jednak wciąż kwestie sporne między rządem a landami. W przypadku braku porozumienia potrzebne będzie powołanie komisji mediacyjnej, co dodatkowo wydłuży proces legislacyjny i przesunie na 2021 r. pierwsze wygaszenia elektrowni na mocy ustawy.

Opóźnieniu uległy także prace nad pakietem instrumentów na rzecz odblokowania i przyspieszenia rozbudowy mocy zainstalowanych w OZE. Ich szybkie wprowadzenie było szczególnie istotne dla znajdującej się w głębokim kryzysie branży wiatrowej^[13]. Wśród oczekiwanych przez nią rozwiązań znajdowały się m.in. regulacja odległościowa dla nowych farm wiatrowych, przyznanie korzyści finansowych dla gmin i mieszkańców z tytułu budowy wiatraków, ujednolicenie zasad wydawania zgody środowiskowej czy skrócenie drogi sądowej w przypadku pozwów przeciw inwestycjom. Branża solarna od jesieni ubiegłego roku oczekiwała z kolei zniesienia ustawowego limitu subsydiowania małych i średnich paneli fotowoltaicznych (górna granica wsparcia finansowego wynosi obecnie 52 GW łącznej zainstalowanej mocy). Osiągnięcie tego poziomu ma nastąpić latem br., a ze względu na brak decyzji w tej sprawie banki wstrzymały przyznawanie kredytów pod nową infrastrukturę. Wprowadzenie odpowiednich rozwiązań planowano na koniec I kwartału, a ich uzgodnieniu miało służyć spotkanie przedstawicieli koalicji rządzącej z premierami krajów związkowych 12 marca, które ostatecznie poświęcone zostało jednak walce z pandemią. Pierwsze decyzje w sprawie odblokowania rozwoju OZE zaczęły więc zapadać dopiero w maju, a przyjęcie części z nich w ramach procesu legislacyjnego może przeciągnąć się do jesieni^[14].

Pewne opóźnienie dotyczyło także niemieckiej strategii wodorowej. Przyjęcie dokumentu przez rząd było pierwotnie planowane na 18 marca – tuż przed dorocznym, organizowanym przy wsparciu rządu federalnego kongresem Berlin Energy Transition Dialogue, który służy międzynarodowej promocji niemieckiego modelu transformacji energetycznej. Impreza została ostatecznie odwołana ze względów epidemicznych, a osiągnięcie porozumienia między zaangażowanymi w uzgadnianie treści dokumentu resortami przeciągnęło się do czerwca. Przyjęcie strategii przez rząd nastąpiło dopiero 10 czerwca 2020 r.

Pandemia szansą na przyspieszenie transformacji?

Przygotowywaniu przez rząd federalny pakietu stymulującego wzrost koniunktury towarzyszyły apele o połączenie zwalczania skutków pandemicznego kryzysu gospodarczego z przyspieszeniem zielonej transformacji. Doinwestowanie ze środków publicznych miałyby otrzymywać wyłącznie projekty zgodne z celami polityki klimatycznej i prowadzące do dekarbonizacji gospodarki. Uzgodniony 3 czerwca przez CDU/CSU i SPD pakiet wsparcia koniunktury w znacznej części skonstruowany został zgodnie z potrzebami „zrównoważonego rozwoju i zielonej modernizacji gospodarki”. Rząd zamierza przeznaczyć w latach 2020–2021 50 mld euro na tzw. pakiet przyszłości, obejmujący m.in. dodatkowe inwestycje w elektromobilność, kolej, digitalizację, termomodernizację budynków czy technologie wodorowe, które służyć mają dekarbonizacji gospodarki.

Koalicyjny kompromis wychodzi w ten sposób naprzeciw oczekiwaniom formułowanym przez szerokie grono zwolenników „zielonego pakietu koniunkturalnego”, do którego należeli m.in. politycy SPD, Zielonych oraz Lewicy, a także landowi ministrowie ds. energii oraz przedstawiciele organizacji pozarządowych i wielu środowisk gospodarczo-przemysłowych. W tej ostatniej grupie znalazło się m.in. ponad 60 czołowych niemieckich przedsiębiorstw (m.in. Thyssen-Krupp, Salzgitter, Bayer, E.ON, Puma czy Rossmann), które przyłączyły się do apelu o „ścisłe powiązanie instrumentów gospodarczych na rzecz zwalczania kryzysów pandemicznego i klimatycznego”^[15]. Z kolei przedstawiciele ponad 190 organizacji pozarządowych, fundacji i zrzeszeń gospodarczych podpisali się pod listem otwartym do rządu federalnego, w którym wezwali go do wsparcia ze środków publicznych tylko tych inwestycji, które są zgodne z celami polityki klimatycznej, oraz uwzględniania przy tym projektów służących transformacji energetycznej^[16]. Dla wielu branż przygotowywany przez rząd pakiet koniunkturalny stał się okazją do otrzymania dofinansowania inwestycji w przyszłościowe technologie, które pozwolą im utrzymać czołowe miejsca w globalnej rywalizacji z konkurencją z Chin, Japonii, Korei Południowej czy USA.

Niektóre branże (wspierane przez przedstawicieli CDU/CSU i FDP) wyrażały jednak także obawy przed pozbawieniem ich pomocy lub utrudnianiem im wychodzenia z kryzysu poprzez nałożenie na nie zbyt ambitnych rygorów polityki klimatycznej. DIHK postulowała wspieranie przez państwo inwestycji w zielone technologie przy jednoczesnym odłożeniu w czasie zaplanowanego na początek 2021 r. wejścia w życie opłat za emisję CO₂ w sektorach transportu i budownictwa, które będzie stanowić dodatkowe obciążenie dla przedsiębiorstw^[17]. Spór wywołujący najwięcej kontrowersji wybuchł jednak o zakres pomocy dla branży motoryzacyjnej. Podczas gdy koncerny wspierane przez ministra transportu Andreasa Scheuera (CSU) oraz premierów niektórych landów postulowały dopłaty do zakupu wszystkich rodzajów aut, większość sceny politycznej oraz opinii publicznej wypowiadała się przeciw zachętom do nabywania samochodów z silnikami spalinowymi, a za zwiększeniem dofinansowania zakupu aut elektrycznych. Ostatecznie w rządowym pakiecie zabrakło spornych dopłat, co zostało krytycznie odebrane przez branżę motoryzacyjną, bowiem bez nich trudno będzie w czasie kryzysu nakręcić popyt m.in. na dochodowe, lecz wysokoemisyjne auta z segmentu SUV. W pakiecie nie znalazły się też ostatecznie dodatkowe instrumenty na rzecz rozwoju OZE – jego przyjęcie zbiega się jednak w czasie z realizacją starych obietnic, które mają służyć odblokowaniu i przyspieszeniu inwestycji ujętych w rządowym pakiecie klimatycznym z września 2019 r.

Część opisanych powyżej konsekwencji pandemii ma jedynie charakter przejściowy. Wzrost zapotrzebowania na energię w okresie poprawy koniunktury będzie prawdopodobnie prowadził do ponownego zwiększenia produkcji w elektrowniach węglowych, a tym samym emisji CO₂. Także problemy związane z wykonywaniem pracy przez monterów i przerwami w łańcuchach dostaw, a także opóźnienia w podejmowaniu decyzji politycznych nie powinny pozostawić długotrwałych śladów. Trwalsze konsekwencje może pociągnąć za sobą powrót do dyskusji nad przyszłością systemu wsparcia OZE, wywołany gwałtownym wzrostem nakładów finansowych, który na dłuższą metę będzie wzmagał presję na zreformowanie go. Dotychczas dyskutowane są koncepcje od stopniowego urynkowienia po przeniesienie pełni kosztów subsydiowania OZE na budżet federalny. Na obecnym etapie jest jeszcze za wcześnie, by prognozować, jaki kształt przybierze reforma. Trwałym efektem przyspieszającym Energiewende mogą stać się natomiast dodatkowe inwestycje służące dekarbonizacji takich sektorów jak transport, budownictwo oraz przemysł, w których redukcja emisji w ostatnich latach nie przynosiła zadowalających rezultatów. Wyasygnowanie znacznych środków na działania zgodne z potrzebami zielonej transformacji może przybliżyć realizację celów niemieckiej polityki klimatycznej na 2030 r.

ANEKS
Wykres 1. Produkcja energii elektrycznej w Niemczech według źródeł jej pozyskiwania w 2020 r.

Źródło: Energy Charts, Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (Instytut Frauenhofera), www.energy-charts.de.

Wykres 2. Struktura produkcji energii elektrycznej w Niemczech w kwietniu 2020 w porównaniu z kwietniem 2019 r.

Źródło: Energy Charts, Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (Instytut Frauenhofera), www.energy-charts.de.