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Die EEG-Novelle und ihre Folgen Peter Stratmann Herausforderung Energie Wuppertal, 04.09.2014

Alles neu?

Neuer Inhalt des Gesetzes? n  Entgegen der Publizistik: Wenige echte Neuregelungen. n  BMWi: „Das EEG muss nicht reformiert werden, weil es gescheitert

wäre - sondern weil es so erfolgreich war.“

§  Echte Neuerung 1: Einstieg in die Abschaffung des Eigenverbrauchs-Privilegs

§  Echte Neuerung 2: Einstieg in ein Ausschreibungsverfahren

§  Neue Parameter: Deutliche Einschnitte bei Wind und PV; Beendigung der Förderung von Biomasse.

§  Aufräumen: Nur noch ein Standard-Vermarktungsweg = Abschaffung des Grünstromprivilegs

Druck aus Brüssel n  Neugestaltung der Besonderen Ausgleichsregelung;

Drohung: Industrie muss EEG-Rabatte zurückzahlen

n  Einführung von Ausschreibungsverfahren 2

Kostensenkung

Absenkung der Förderung

n  Alte PV-Förderung war zeitweise überhöht.

n  Seit 2009 gibt es den atmenden Deckel: Wenn PV-Zubau zu hoch ist, sinkt die Förderung

n  Absenkung und atmende Deckel bei Onshore-Wind und Biomasse

n  Hohe Offshore-Förderung wird beibehalten.

Ergebnis

n  Korridor-Erreichung bei Wind und PV

n  Einbruch beim Ausbau der Biomasse.

n  Konstante oder sinkende (!) EEG-Umlage. Gründe:

§  EEG-Förder-Degression zeigt Erfolge: neue Anlagen sind „billig“

§  Alte Wind-Anlagen rücken in die 2. Stufe des Referenzertrags vor

§  Repowering: teure Alt-Anlagen werden durch günstige neue ersetzt 3

Einnahmeseite

Durchsetzung der Zahlungspflichten n  Wer nicht ordentlich abrechnet, dem kann der Bilanzkreisvertrag

gekündigt werden.

Rabatt für Stromintensive = „Besondere Ausgleichregelung“

n  Klares Bekenntnis zu dieser Regelung.

n  Neudefinition der Branchen, keine Rückforderungen, Mindestumlage.

n  Befreiungsvolumen bleibt etwa gleich, aber mehr Unternehmen befreit.

n  Großzügige Übergangsregelungen.

n  Schienenbahnen

§  Abräumen der Altschulden-Risiken von ca. 0,5 Mrd. €

§  Neue wettbewerbsfreundliche Ausgestaltung

Erhebung von EEG-Umlage bei Eigenversorgern

n  Komplizierte, ausdifferenzierte Regelungen für die Erhebung von EEG-Umlage bei Eigenversorgern (0 %, 30 %, 40 %, 100 %)

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Eigenversorgung

Beispiel: Ölkraftwerk und benachbarte Fabrik

n  Auf getrennten Grundstücken: §  Ölkraftwerk ist nicht wettbewerbsfähig §  Fabrik zahlt Umlagen

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Ölkraftwerk und benachbarte Fabrik n  Auf gemeinsamem Grundstück:

§  Ölkraftwerk läuft rentabel

§  Fabrik spart Geld

è  Zahlreiche Kollateralschäden für den Strommarkt und den Gütermarkt

è  Umdenken nötig.

Eigenversorgung

Verpflichtende Direktvermarktung

Nach wie vor…

n  EE-Anlagen werden gegen den Markt gefördert.

n  Feste Einspeisevergütung“ (= produce and forget) bleibt möglich, wird aber zum Ausnahmefall vor allem für kleine Anlagen.

Direktvermarktung wird zum Basis-Modell

n  Förderung wird als Differenz zum durchschnittlichen Marktpreis gezahlt („gleitende Marktprämie“)

n  Anlagenbetreiber bzw. sein Direktvermarkter müssen das Bilanzierungs-Risiko tragen (und fernsteuerbar sein).

è  Risikotragung ist ausgewogen = Modell ist zukunftstauglich.

7

8

Risikoverteilung

Die Risikoverteilung der Direktvermarktung ist ausgewogen.

!  Stromproduktion ist mit fünf Risiken verbunden

!  Marktpreis-Risiken

!  Finanzierungs-Risiken

!  Anlagen-Risiken (= Verfügbarkeit: Defekt, Wirkungsgradverlust, Kühlwasserverfügbarkeit…)

!  Bilanzierungs-Risiken

!  Dargebots-Risiken

!  EE-Anlagen tragen in der Direktvermarktung genauso viele Risiken wie konventionelle Anlagen. Statt der Preisrisiken tragen sie die Dargebots-Risiken.

konv.

EE

Mengensteuerung

Wunsch n  Wenn man viel Geld ausgibt (24 Mrd. € pro Jahr), will man doch

sagen dürfen, wie viel Zubau man haben will. n  Das wäre auch für den restlichen Markt schön:

§  Netzausbauplanung §  Kraftwerksinvestitionen

Wirklichkeit n  Eine echte Zubau-Steuerung versagt vor der Komplexität des Marktes.

Politik n  Atmende Deckel jetzt auch für Wind... bei 5 Jahren Projektdauer?

n  Offshore-Kapazitätszuweisung durch Versteigerung im Knappheitsfall

n  EE-Ausschreibung: Pilotverfahren für PV-Freiflächen. Später für alles. §  Marktliche Bestimmung der Förderhöhe

§  Nur bei gut gewähltem Parametern tragfähig. 9

Fazit

Im Blick auf das Gelingen der Energiewende…

n  Fortsetzung des zügigen Ausbaus der Erneuerbaren

n  Möglichst weitgehende Marktintegration (obwohl es Sündenfall bleibt.)

n  Vermeidung europarechtlicher Risiken

… ist das EEG-2014 gut gelungen

n  Populistischen Forderungen wurde widerstanden

n  Keine radikale Kehrtwende

n  Wenige, gut durchdachte wirkliche Neuerungen

… es bleiben noch Hausaufgaben übrig

n  Zum Beispiel „dynamische EEG-Umlage“

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Dynamische EEG-Umlage (1)

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Heute: Parallelverschiebung der Großhandelspreise

n  EEG-Umlage bewirkt eine Verschiebung um 62,4 €/MWh

n  Verlagerungsanreiz ist mit und ohne EEG-Umlage gleich hoch. Im Bild: 40 € von Abendspitze zur Nacht

Verlagerungsanreiz

62,4€

Börsenpreis (Day ahead) Gesamtpreis inkl. EEG

Dynamische EEG-Umlage (2)

Dynamisierung anhand des Börsen-Strompreises

n  Vorschlag: multiplikative statt additive Umlage (bei Industrie-Kunden)

n  EEG-Umlage ist das 1,2-fache des Strompreises; der Faktor wird jährlich so festgelegt, dass Jahres-Ertrag die EEG-Kosten deckt

n  EEG-Umlage wird am Day-Ahead-Börsenpreis festgemacht

n  Verlagerungsanreiz steigt um Faktor 2,2 auf 90 €/MWh

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40€ 90€

EPEX-Spot-Preis

EPEX-Spot-Preis plus heutige bzw. dynamische EEG-Umlage

vielen Dank

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Ziele der Energiewende I

Mythos 1: Der EE-Ausbau hat nichts mit CO2 zu tun.

!  Für die Reduzierung des CO2 ist allein der Zertifikatehandel zuständig.

!  Zum EE-Ausbau besteht eine Verbindung:

è Der geplante EE-Aubau wurde und wird von der deutschen Delegation bei der Zertifikate- Zuteilung „eingepreist.“

!  Insofern dabei Prognosefehler unterlaufen, bleiben EE-Mengen bei der Zertifikate- zumessung unberücksichtigt.

Sonst nicht.

Mutter Erde

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Ziele der Energiewende II

Mythos 2: Der EE-Zubau geht viel zu schnell. !  Wofür „zu schnell“? Für die Zielerreichung gilt das nicht:

!  Heute 25 % aus 75 GW,

!  Ziel 2050: 80 % à Mindestens Verdreifachung à 150 GW Zubau.

!  Bis 2050 zwei Lebensdauern der Anlagen à Zubau von 2 * 75 + 2 * 150 = 450 GW in 37 Jahren

è  12 GW/Jahr (Zubau 2012: 10 GW)

!  Wofür also „zu schnell“?

!  Für die Kosten? Eher nicht à vgl. Mythen 4 und 5

!  Für die Marktintegration? Eher nicht à vgl. Mythos 8

Speedy Gonzales

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Ziele der Energiewende III

Mythos 3: Die heutige Förderung setzt die falschen Anreize.

!  Feste Einspeisevergütung war Fehlanreiz: „Produce and forget“

!  Anreiz der Direktvermarktung: Abregeln bei Marktpreis unterhalb von EE-Grenzkosten (vgl. Mythos 9) minus Marktprämie

è Wie groß wird dieses Problem dauerhaft?

!  Einspeisevergütung und Direktvermarktung setzen beide den Anreiz, beste Standorte für günstigste Anlagen zu suchen.

è Beides dürfte dauerhaft wichtig sein.

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Geld I

Mythos 4: Strom ist fast unbezahlbar geworden !  Unternehmen und Haushalte zahlen 2 % ihres Umsatzes für Strom

!  Seit den Neunzigern ist Strom kaum teurer geworden (2 %)

!  Aus den damaligen Monopolrenditen zahlen wir heute…

!  die Energiewende,

!  die Stromsteuer und

!  eine höhere Mehrwertsteuer.

€

Strom: 4800 kWh/a

Gas: 21.500 kWh/a

Diesel: 13.000 km/a

Quelle: Monitoringbericht „Energie der Zukunft“ 2012

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Geld II

Mythos 5: Die EEG-Umlage wird ins Unermessliche steigen.

!  Überschlagsrechnung zur heutigen Förderung:

!  2014: 23,6 Mrd. € für 149 TWh = Ø Förderung 16 ct/kWh

!  Onshore-Wind und PV haben Fördersätze < 16 ct/kWh. Dieser Zubau senkt die durchschnittliche Förderung.

!  Künftig wichtige Kostentreiber:

!  Offshore-Wind (und Biomasse und Geothermie)

!  Entsolidarisierung durch Eigenverbrauch.

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Geld III

Mythos 6: Wir verschenken EE-Strom ins Ausland.

!  Im Binnenmarkt lassen sich Einspeisung und Ausspeisung nicht einander zuordnen; während Market Coupling reicht die Kupfer- platte vom Nordkap bis zu den Pyrenäen.

!  Nachfrage des Auslands hebt die Erlöse billigen EE-Stroms an. à Zahlungen aus dem Ausland senken unsere EEG-Umlage. à Zudem: Die Zahlungsbilanz mit dem Ausland ist insgesamt positiv.

!  Wenn der Strompreis unter Null liegt, “verschenken“ wir tatsächlich Strom – bislang ist das vor allem Braunkohlestrom

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Geld IV

Mythos 7: Die Betreiber von EE-Anlagen tragen kein Risiko. !  Stromproduktion ist mit fünf Risiken verbunden

!  Marktpreis-Risiken

!  Finanzierungs-Risiken

!  Anlagen-Risiken (= Verfügbarkeit: Defekt, Wirkungsgradverlust, Kühlwasserverfügbarkeit…)

!  Bilanzierungs-Risiken

!  Dargebots-Risiken

!  EE-Anlagen tragen in der Direktvermarktung genauso viele Risiken wie konventionelle Anlagen. Statt der Preisrisiken tragen sie die Dargebots-Risiken.

konv. EE

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Markt I

Mythos 8: EE sind nicht in den Markt integriert. !  Richtig ist: EE werden gegen den Markt gefördert.

Ohne Förderung gäbe es in Deutschland so gut wie keine EE-Anlagen außer Wasserkraft.

!  Dennoch gilt: Die EE-Strommengen sind tief in den Markt integriert: !  ÜNB sind an der Börse à Produktion und Handel

reagieren europaweit darauf. !  Direktvermarkter agieren OTC und beginnen

mit EE-Termin-Geschäften !  Prognosefehler werden nach allen Regeln

des Marktzugangs behandelt !  EE-Regelenergie-Geschäft beginnt gerade.

!  Kein Marktmodell wird eine tiefere Marktintegration der Strommengen erreichen können.

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Markt II

Mythos 9: EE-Anlagen haben Grenzkosten von Null. !  Richtig ist: EE-Anlagen haben keine Brennstoff- und CO2-Kosten !  EE-Prognosefehler sind viel höher als bei konventionellen Kraftwerken. è Bilanzierungskosten (= Grenzkosten) liegen bei EE vielleicht

bei 2 bis 5 €/MWh. Sie sind besonders hoch bei: !  PV bei Hochnebel und Schneefall !  Wind bei Sturm (Zeitpunkt, Böen, Abregelung)

!  Viele Strategien sind möglich: !  Ausbeutemaximierung ß à Risikominimierung !  Präventive Spitzenkappung !  Portfolio-Mix über Räume und Technologien !  Lastmanagement !  Zukauf einer Speicher- oder Kraftwerksscheibe

è EE-Angebote bilden eine Merit-Order Wettergott Zeus

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Mythos 10: Eigenverbrauch ist eine gute Sache. !  Wer Strom selbst verbraucht,

!  entzieht seine Verbrauchsmengen dem Markt: 50 TWh in der Industrie, 2 TWh EE

!  entzieht seine Produktionsmengen dem Markt !  profitiert davon, dass andere die Systemkosten tragen

(Abschreibung eines konventionellen Kraftwerks in 3 Jahren) !  Das System wird ineffizienter, denn

es laufen Kraftwerke, die nach Merit- Order nicht im Geld wären.

è  „Neues Marktdesign“…

è  Jede Produktion im Markt anbieten

è Alle Nachfrage im Markt decken

Markt III

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Markt IV

Mythos 11: Am Energy-Only-Markt wird nur Arbeit gehandelt.

!  10-MW-Handelsgeschäft am Energy-Only-Markt:

!  Spotmarkt: Band-Lieferung am Folgetag 15 bis 16 Uhr (Zeit): 10 MW (Leistung)

!  Terminmarkt: Band-Lieferung im Folgejahr täg- lich von 8 bis 20 Uhr (Zeit): 10 MW (Leistung)

!  Optionsmarkt: Lieferung abrufbar im Folgejahr (Zeit): bis zu 10 MW (Leistung)

!  Stets wird Leistung zu bestimmten Zeiten gehandelt. Die Bezahlung wird nach der Leistung (MW) in diesen Zeiten (h) bemessen: Die MWh sind zu verschiedenen Zeiten unterschiedlich wertvoll.

!  Das Produkt „nur Arbeit“ gibt es nicht.

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Markt V

Mythos 12: Der Markt reagiert nicht plausibel.

!  Umstellung der Ausgleichsenergiepreise im Dezember 2012 beseitigt den de-facto-200-€-Deckel im Markt à plausibel

!  Bei schwachem Erlös und hohen Prognoseproblemen bietet EE nicht an (in der Direktvermarktung) à plausibel

!  Steigende konventionelle Flexibilitätsanforderungen werden tech- nisch umgesetzt, weil sonst negative Preise drohen. à plausibel

!  Hohe Liquidität (Käufermarkt) führt zu Kraftwerksstilllegungen und zu abnehmender Absicherung der Geschäfte. à plausibel

!  Wegen bestehender selektiver Zahlungen (vermiedene Netzentgelte, KWK-Zulagen, Eigenverbrauchsvorteile, KfW) fordern auch die anderen Subventionen. à plausibel

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35.200 35.200 35.200 34.800 34.900

92.500 92.900 92.900 95.200 95.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2007 2008 2009 2010 2011

km

 Höchstspannung  Hochspannung

Netz I

Mythos 13: Die Höchstspannung wird wegen EE massiv ausgebaut. !  Das Höchst- und Hochspannungsnetz ist 130.000 km lang

!  Nach Bundesbedarfsplangesetz kommen im Höchstspannungsnetz 2.800 km Neubautrassen dazu

!  Das entspricht 2 % (plus: 2900 km Umbeseilung und Neubau in bestehender Trasse, Ausbaubedarf im Hochspannungsnetz)

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Mythos 14: Die Verteilernetze müssen wegen EE massiv ausgebaut werden.

!  Richtig ist:

!  Die Energiewende findet im Verteilernetz statt: Auf die Verteilernetzbetreiber kommen neue Aufgaben zu.

!  Vielfach müssen die Verteilernetze ausgebaut werden.

!  Aber:

!  Viele Verteilernetze sind historisch stark genug (Ruhrgebiet)

!  Ein nennenswerter Teil der Ertüchtigung kann im normalen Wartungs-Intervall erledigt werden.

!  Viele Netze sind weitgehend abgeschrieben und sollen erneuert und ausgebaut werden, um die EK-Verzinsungsbasis zu erhalten.

!  Die Aufgaben sind sehr komplex. Ein simpler Anreiz, mehr Geld auszugeben, führt zu falschen Infrastrukturen.

Netz II

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Mythos 15: Ständig werden EE-Anlagen abgeregelt und entschädigt.

!  Die gegenwärtige Abregelung wegen Netzengpässen ist kleiner als die beste Messgenauigkeit: 0,4 %

!  2012 ging die Abregelung auf 0,3 % zurück.

!  Die Kosten für die Entschädigung liegen bei 0,03 Mrd. €/a

!  Nicht jedes stehende Windrad wurde abgeregelt. (Kaum jemand von uns hat je eine abgeregelte Anlage gesehen.)

Netz III

Herkules mit Hydra

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Mythos 16: Smart Meter helfen bei der Systemintegration. !  Mehr Intelligenz in Verteilernetzen ist sinnvoll: Smarte Ortsnetztrafos

u.v.a. Das hat aber nichts mit „Smart Meter“ zu tun. !  Industrieverbraucher haben zwar…

!  …echtes Verlagerungspotenzial… aber… !  immer schon smarte Messtechnik.

!  Haushalte zeigen geringes Verlagerungspotenzial bei hohen Kosten: Smart-Meter-Roll-Out kostet 80 € pro Haushalt … pro Jahr! à bei Geringverbrauchern (800 kWh/a) = 10 ct/kWh

!  Die Systemintegration eines gemessenen Haushalts ist aufwändiger als die eines SLP-Kunden.

Netz IV

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Mythos 17: Speicher sind (nicht) erforderlich. !  In diesem Fall ist die Aussage und ihre Negation gleichermaßen ein

Mythos:

!  Keiner weiß heute, wann wieviel Speicher nötig sein wird.

!  Unter anderem ist das Verhältnis zwischen Demand-Side-Management, Power-to-Heat und Speichern völlig offen.

!  Dass Speicher den Netzausbaubedarf ver- ringern könnten, ist jedenfalls ein Mythos.

!  Trotzdem werden Stromspeicher in allen Variati- onen gebaut: Solar-Batterien, Norwegen-Verbin- dung, Elektomobilität.

!  Auch Energiespeicher wie Power-to-Heat und Power-to-Gas-Anlagen nehmen zu.

Netz V

Januskopf

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Ausblick: Die Herausforderungen

Auch ohne Mythen sind die Herausforderungen der Energiewende groß genug:

!  Beherrschung des Eigenverbrauchsproblems

!  Realisierung des nötigen Netzausbaus

!  Und natürlich…

… Vermittlung, dass die Mythen Mythen sind.

Außerdem:

!  Weiterentwicklung des EEG für 50 % EE-Anteil.

!  Aktivieren von Lastreaktionen

!  Stärken der Bilanzkreisverantwortung

!  Ausweitung der Regelenergievorhaltung

Peter Stratmann Referat Erneuerbare Energien der Bundesnetzagentur 0228/14-5842 Peter.stratmann@bnetza.de

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