Indirekte Kosten der EEG-Förderung

Kurz-Studie im Auftrag der WirtschaftsVereinigung Metalle (WVM)

Prof. Dr. Georg Erdmann im August 2008

Technische Universität Berlin

Fachgebiet Energiesysteme

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Indirekte Kosten der EEG-Förderung Executive Smmary

Mit 117,- Euro/MWh kostet EEG-Strom derzeit etwa das Doppelte des Großhan-delspreises für 2008. Bei einer erwarteten EEG-Quote von rund 17 Prozent für die nicht privilegieren Stromkunden bedeutet dies aktuell eine Mehrbelastung von rund 1 Cent/kWh oder kumuliert für das Jahr 2008 rund 4,2 Milliarden Euro. Zu diesen direkten Kosten addieren sich die mit dem EEG verbundenen indirekten Belastungen für

− die Netzanschlusskosten von Offshore-Windparks, − die zusätzlichen Netzausbaukosten, − die vermehrten Leitungsverluste, − den zusätzlichen Bedarf an Regel- und Ausgleichsenergie, − die nicht-kosteneffiziente Auslastung bestehender Kraftwerke, − die mit der Wälzung der EEG-Einspeisungen verbundenen Transaktions-

kosten. Diese Kosten darf man in der Bewertung der wirtschaftlichen Auswirkungen des EEG nicht vernachlässigen. Deshalb ist es erforderlich, die indirekten Kosten des EEG zumindest in ihrer Größenordnung zu erfassen. Dem Gutachten des Fachgebiets Energiesysteme der TU Berlin zufolge betrugen diese indirekten Kosten im Jahr 2006 bereits mindestens 445 Mio. Euro. Mit der jüngsten EEG-Novelle wird es in den kommenden Jahren zu einem beschleunig-ten Ausbau der erneuerbaren Elektrizitätserzeugung kommen, insbesondere im Bereich der Windenergie und der Photovoltaik. Damit werden auch die indirekten EEG-Kosten beschleunigt ansteigen, und zwar bis zum Jahr 2020 auf mindestens 3,3 Milliarden Euro oder mindestens den Faktor Sieben. In diesen Zahlen ist der Merit Order-Effekt berücksichtigt, dem zufolge die EEG-Strommengen einen dämpfenden Einfluss auf das Preisniveau am Stromgroßhan-delsmarkt ausüben. Auch sind die Vorteile tieferer Preise für konventionelle Brennstoffe sowie CO2-Emissionsberechtigungen berücksichtigt. Auf der anderen Seite schlagen erhebliche Kosten für die Bereithaltung von zusätzlicher Reserve-kapazität sowie den Ausgleich der fluktuierenden Windstromerzeugung zubuche. Künftig ist zudem mit massiven Mehrkosten bei den Übertragungsnetzen sowie beim Netzanschluss von Offshore-Windparks zu rechnen. Nach § 40 EEG-2009 sollen die stromintensiven Unternehmen des produzieren-den Gewerbes maximal 0,05 Cent/kWh der direkten EEG-Kosten tragen, um „so ihre internationale und intermodale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten“. Die indi-rekten EEG-Kosten fallen heute jedoch nicht unter diese Begrenzung. Den Ergeb-

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nissen des Gutachtens zufolge bezahlt schon jetzt jeder Endverbraucher rund 0,09 Cent/kWh zusätzlich für die indirekten EEG-Kosten. Das gilt auch für die strom-intensiven Unternehmen. Wenn diese Kosten bis zum Jahr 2020 um den Faktor Sieben oder mehr ansteigen, wird die in § 40 EEG-2009 formulierte Absicht des Gesetzgebers unterlaufen, die Wettbewerbsfähigkeit dieser Unternehmen in Deutschland auch weiterhin zu erhalten. Hier muss zeitnah eine gesetzliche Nach-besserung erfolgen. Im August 2008 Prof. Dr. Georg Erdmann Fachgebiet Energiesysteme Technische Universität Berlin georg.erdmann@tu-berlin.de

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Inhalt

1 Hintergrund und Zielsetzung der Studie ......................................................5

2 Voraussehbare Entwicklung der EEG-Mengen bis 2020 ............................7 2.1 Windenergie...............................................................................................9 2.2 Solarenergie / Photovoltaik .....................................................................10

3 Indirekte EEG-Kosten im Bereich der Netzinvestitionen .........................12 3.1 Netzanschlusskosten-Effekt......................................................................12 3.2 Netzausbaukosten-Effekt..........................................................................13 3.3 Leitungsverlust-Effekt ..............................................................................15 3.4 Weitere Effekte.........................................................................................16

3.4.1 Netzzuverlässigkeits-Effekt ..........................................................16 3.4.2 Netzengpass-Effekt.......................................................................17

4 Kosten für Veredelungs- und Reserveenergie als Folge des EEG ............19 4.1 Institutionelle Behandlung des EEG-Stroms ...........................................19 4.2 Kosten als Folge schwankender Windstrom-Einspeisungen ...................22

4.2.1 Kostenaufwand für EEG-Strukturierung .....................................22 4.2.2 Kostenaufwand für EEG-Regelenergie........................................24

4.3 Eigene Kostenschätzung ..........................................................................25

5 Merit Order-Effekt .........................................................................................27 5.1 Modellrechnungen zum kurzfristigen Merit Order-Effekt .......................28 5.2 Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte ....................................................29 5.3 Reservekapazitäts-Effekt..........................................................................31 5.4 Reservekapazitäten inklusive Stromspeicher...........................................32 5.5 Langfristiger Merit Order-Effekt.............................................................33

6 Zusammenfassung.........................................................................................34

7 Literatur.........................................................................................................35

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1 Hintergrund und Zielsetzung der Studie Unter anderem durch die Veröffentlichungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW; www.bdew.de/bdew.nsf/ID/DE_Home) sind die direkten Kosten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) gut dokumentiert. Es handelt sich um die Netto-Kostenbelastungen der nicht-privilegierten Stromkun-den unter Berücksichtigung des Marktwerts des EEG-Stroms sowie der eingespar-ten Netzentgelte. Für das Jahr 2008 schätzt der BDEW das (um die eingesparten Netzentgelte kor-rigierte) Volumen der EEG-Vergütungen auf rund 8,4 Mrd. Euro oder umgerech-net

117,- Euro/MWh EEG-Strom (Stand: 22.4.2008). Der EEG-Strom kostet damit derzeit etwa das Doppelte des Großhandelspreises für 2008. Ende 2007 lag der Preis des Year-ahead-Futures an der EEX bei 61,- Euro/MWh (Baseload). Bei einer erwarteten EEG-Quote von rund 17 Prozent für die nicht privilegieren Stromkunden bedeutet dies derzeit eine Mehrbelastung von rund

(117,- – 61,- [Euro/MWh]) ⋅ 17 % = 9,40 Euro/MWh oder nahezu 1 Cent/kWh. Auf der Basis von Hochrechnungen über die erwartete Entwicklung der EEG-Mengen sowie der gesetzlichen Vergütungsregelungen lassen sich diese Mehrkosten für die nächsten Jahre prognostizieren. Zu diesen direkten Kosten addieren sich aber noch die mit dem EEG verbundenen indirekten Belastungen. Der Erfahrungsbericht zum EEG (BMU 2007, S. 41) nennt die folgenden Kostenkomponenten:

− den zusätzlichen Bedarf an Regel- und Ausgleichsenergie aufgrund der fluktuierenden EEG-Stromeinspeisung,

− die nicht-kosteneffiziente Auslastung bestehender konventioneller Kraft-werke,

− die zusätzlichen Netzausbau- und -umbaukosten, − die von den Anlagenbetreibern auf die Netzbetreiber verlagerten Netzaus-

baukosten der Offshore-Windstromanbindung, − die Transaktionskosten der Netzbetreiber sowie Bilanzkreisverantwortli-

chen für die Wälzung der EEG-Einspeisungen, − die Kosten der Bundesnetzagentur BNetzA zur Überwachung der Transpa-

renzregelungen. Dem jüngst novellierten EEG-2009 zufolge müssen Unternehmen, die entspre-chend der besonderen Ausgleichsregelung (Härtefallregelung) eine reduzierte EEG-Umlage bezahlen, künftig eine Zertifizierung vorweisen, wodurch der Ener-gieverbrauch und die Potenziale zur Verminderung des Energieverbrauchs erho-

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ben und bewertet werden (§ 41 Abs. 1 Nr. 4 EEG).1 Zweifellos wird auch dies zu weiteren Kostenbelastungen führen, die dem EEG geschuldet sind. Im Erfahrungsbericht zum EEG wird festgestellt, dass die indirekten EEG-Kosten aufgrund der Komplexität nicht in ihrer Gesamtheit quantifiziert werden können. Doch darf man diese Kosten in der Bewertung der wirtschaftlichen Auswirkungen des EEG nicht einfach vernachlässigen, wie dies vielfach noch in der öffentlichen Debatte geschieht. Daher müssen zumindest Größenordnungen für die indirekten Kosten des EEG erhoben werden. Dieser Aufgabe stellt sich das vorliegende Gutachten, indem es eine Bestandsauf-nahme sowie eine erste Hochrechnung der indirekten EEG-Kosten bis zum Jahr 2020 vorlegt. Bei den nachfolgend präsentierten Aussagen über die Höhe der indi-rekten EEG-Kosten handelt es sich jeweils um Mindestwerte. Grundlage sind un-ter anderem die gesetzlichen Bestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzes ent-sprechend der im Juni 2008 beschlossenen EEG-Novelle (EEG-2009). Außerdem werden die mit der Verabschiedung der jüngsten EEG-Novelle zu erwartenden EEG-Mengen (entsprechend vorliegender Szenario-Studien) zugrunde gelegt. Hinsichtlich der Aussagen für das Jahr 2020 gilt die Ceteris Paribus-Annahme: Die Hochrechnung für die indirekten Kosten des EEG unterstellt, dass mit den energiepolitischen Entscheidungen der kommenden Jahre (z.B. weitere Modifika-tionen am EEG und am KWKG, Ausstieg aus der Kernenergie, CO2-Zertifikate-handel, Regulierung der leitungsgebundenen Energien etc.) keine weiteren Ein-flüsse auf die Höhe der indirekten Kosten des EEG im Jahr 2020 ausgehen. Angesichts der zweifellos vorhandenen Komplexität beruht das hier vorgelegte Gutachten zur Quantifizierung der indirekten EEG-Kosten nicht auf den Ergeb-nissen eines eigenen mathematischen Modells, welches zwangsläufig immer nur einen Teilaspekt der indirekten Kosten quantitativ darstellen kann. Stattdessen werden die Aussagen aus der Auswertung der Veröffentlichungen anderer Mo-dellstudien und Gutachten sowie aus der Analyse von Gesetzestexten (inkl. dem novellierten EEG-2009), Entscheidungen von Behörden (BKartA, BNetzA) und Gerichten entwickelt. Darüber hinaus fließen Prognoserechnungen auf Basis eige-ner Forschungsarbeiten und statistischer Hochrechnungen sowie Befragungen von Branchenvertretern (Elektrizitätshändler, Managern von Netzgesellschaften) ein.

1 Ein Unternehmen besitzt ein zertifiziertes Energiemanagementsystem, wenn es nach Artikel 6

in Verbindung mit Artikel 7 Abs. 2 Satz 1 der Verordnung (EG) Nr. 761/ 2001 über die frei-willige Beteiligung von Organisationen an einem Gemeinschaftssystem für das Umweltma-nagement und die Umweltbetriebsprüfung (EMAS) eine EMAS-registrierte Organisation ist oder ein vergleichbares System anwendet, das die Energiebilanz kontinuierlich verbessert.

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2 Voraussehbare Entwicklung der EEG-Mengen bis 2020 Im Juni/Juli 2008 wurde das Erneuerbare-Energien-Gesetz novelliert (EEG-2009). Für das Jahr 2009 wurden die Vergütungsregelungen zum Teil kräftig heraufge-setzt und – mit Ausnahme der Photovoltaik – auch die Degression für Investitio-nen in den Folgejahren deutlich gekürzt, da der Gesetzgeber offenbar davon aus-geht, dass die regenerativen Stromerzeugungstechnologien technologisch allmäh-lich ausgereizt sind. Tabelle 1: Einige Vergütungs- und Degressionssätze für das Jahr 2009 Einspeisevergütung

[Cent/kWh] Degression

[% p.a.] EEG-2004 EEG-2009 Altes EEG EEG-2009 Biomasse bis 150 kW 10,67 11,67 1,5 1 zusätzlich: Nawaro-Bonus

6 bis 13 0 1

Windenergie onshore 7,87 9,72 2 1 Windenergie offshore 8,74 16,5 2 0 Photovoltaik-Dach-anlagen bis 30 kW

44,41 43,01 5 7 - 10

Photovoltaik-Frei-flächenanlagen

33,18 31,94 5 8 - 11

Photovoltaik-Selbst-nutzung

0 25,01 0 7 - 10

Quelle: BMU 2008 Der Bundesverband der deutschen Energiewirtschaft BDEW legt regelmäßig Mit-telfristprognosen für die Entwicklung der EEG-Mengen vor. Die aktuellste stammt aus dem April 2008 und berücksichtigt damit noch nicht die im Juni 2008 beschlossene EEG-Novelle mit den deutlich heraufgesetzten EEG-Einspeisever-gütungen. Es ist daher nicht auszuschließen, dass die nächste BDEW-Mittelfrist-Prognose als Folge der neuen Vergütungssätze teilweise deutlich höhere Ausbau-raten unterstellen wird.

2 Nach § 29 EEG-2009 wird neben der Anfangsvergütung von 9,2 Cent/kWh ein System-

dienstleistungs-Bonus von 0,5 Cent/kWh gewährt. Die dafür erforderliche Technik ist vor-handen und dürfte auf Grund ihrer marginalen Kosten flächendeckend eingesetzt werden.

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Tabelle 2: EEG-Mittelfristprognose des BDEW Stand: 22.04.2008 – Entwicklung der installierten Leistungen (in MW), jeweils zum 31.12. des Jahres

Gesamt Wasser-kraft Gase Bio-

masse Geo-

thermie. Wind

onshore Wind

offshore Solar

2008 34.877 1.332 694 3.334 15 24.459 30 5.013 2009 37.894 1.337 679 3.713 21 26.148 300 5.695 2010 43.103 1.447 694 4.064 27 28.295 2.175 6.401 2011 48.674 1.491 709 4.361 45 29.739 5.305 7.024 2012 53.470 1.526 725 4.628 69 31.150 7.705 7.666 2013 58.252 1.562 740 4.872 90 32.543 10.105 8.341 2014 62.497 1.595 755 5.102 112 33.988 11.905 9.040

Quelle: BDEW 2008 Tabelle 3: EEG-Mittelfristprognose des BDEW Stand: 22.04.2008 – Entwicklung der EEG-Strommengen (in GWh)

Gesamt Wasser-kraft Gase Bio-

masse Geo-

thermie Wind

onshore Wind

offshore Solar

2000 13.854 5.486 - 780 0,0 7.550 0 38 2001 18.145 6.088 - 1.472 0,0 10.509 0 76 2002 24.977 6.579 - 2.442 0,0 15.786 0 162 2003 28.471 5.908 - 3.484 0,0 18.713 0 313 2004 38.511 4.616 2.589 5.241 0,2 25.509 0 556 2005 44.004 4.953 3.136 7.366 0,2 27.229 0 1.282 2006 51.553 4.924 2.789 10.902 0,4 30.710 0 2.220 2007 67.053 5.426 3.186 15.524 15 39.536 0 3.366 2008 79.406 5.342 2.847 19.718 46 47.150 37 4.266 2009 84.477 5.598 3.134 21.339 63 48.567 1.069 4.707 2010 98.842 6.046 3.209 23.488 117 52.919 7.815 5.248 2011 114.322 6.219 3.298 25.362 158 55.889 17.609 5.787 2012 128.494 6.376 3.389 27.011 255 58.958 26.184 6.320 2013 142.823 6.531 3.481 28.507 369 62.312 34.738 6.885 2014 156.109 6.680 3.571 29.850 465 65.822 42.248 7.473

Quelle: BDEW 2008 Die in der BDEW-Prognose unterstellten EEG-Ausbauraten liegen tendenziell über den Modellergebnissen der meisten wissenschaftlichen Szenario-Studien des Jahres 2007 (vgl. EWI 2007, NITSCH 2007, Prognos / EWI 2007 sowie die Über-sicht in KÜSTER et al. 2007). Allerdings gehen einzelne sehr ehrgeizige Ausbau-szenarien sowie auch die Erwartungen mancher Vertreter der regenerativen Ener-giebranche von höheren EEG-Ausbauraten aus. Für die künftigen indirekten EEG-Kosten spielen die Wasserkraft, die Biomasse sowie die Geothermie keine übergeordnete Rolle,

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− da die entsprechenden Ausbauraten teilweise nur gering sind, − da die entsprechenden Erzeugungsanlagen regulierbar sind und daher we-

der zusätzliche Backup- noch Regelenergie-Leistungen erfordern, − da hier keine Sozialisierung der Netzanschlusskosten erfolgt, − da der Kapazitätszubau keine Investitionen in zusätzliche Übertragungs-

netze oder Stromspeicher erfordert. Entsprechend konzentriert sich die vorliegende Studie der indirekten EEG-Kosten auf die Windenergie und die Solarenergie / Photovoltaik.

2.1 Windenergie Wegen des intermittierenden Dargebots ist die Windstromerzeugung im Bezug auf die indirekten Kosten besonders relevant. Hier möchte die Politik als Ziel bis 2020 eine installierte Kapazität von

onshore 45.000 MW offshore 10.000 MW

in Deutschland erreichen.3 Trotz des kräftigen Zubaus der letzten Jahre ist derzeit mit insgesamt rund 24.000 MW erst weniger als die Hälfte davon installiert. Ver-treter der VDMA Power Systems und des Bundesverbands WindEnergie äußerten aber auf einer Pressekonferenz am 23. Juli 2008 die Erwartung, dass die jährli-chen Zubauraten auf 3.000 MW steigen und die Vorgaben der Politik dadurch sogar übertroffen werden, weil der deutsche Markt „von den Preisstrukturen her wieder wettbewerbsfähig“ sei. Wenn dieses Gutachten nachfolgend von den politischen Ausbauzielen der Bun-desregierung ausgeht, ist dies im Bezug auf die Windenergie also eine eher kon-servative Annahme. Insbesondere die praktische Verdopplung der Einspeisever-gütung für Offshore-Windkraft (ohne Degression in den kommenden 5 Jahren) sowie die Übernahme der Netzanschlusskosten durch die Netzbetreiber werden zu einer zusätzlichen Ausbau-Dynamik im kommenden Jahrzehnt führen.4 Dank der im internationalen Vergleich sehr großzügigen Förderung könnten Investitionen in der deutschen Nord- und Ostsee sogar Offshore-Projekte an attraktiveren Standor-ten im Ausland verdrängen. Folglich rechnen wir in diesem Gutachten mit folgen-den Windstrom-Kapazitäten und Einspeisemengen:

3 Damit wurden die Vorgaben der BMU-Leitstudie 2007 übernommen, wonach die Offshore-

Windkapazität von 1.000 MW im Jahr 2011 (über 4.250 MW im Jahr 2015) auf rund 10.000 MW bis zum Jahr 2020 wachsen soll (vgl. NITSCH 2007, S. 31).

4 Beispielsweise untersuchte bereits die dena-I-Netzstudie ein Windausbau-Szenarium mit 20.000 MW installierter Offshore-Kapazität bis 2020/25; vgl. dena 2005.

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onshore 45.000 MW 81.000 GWh (1800 Volllaststunden/Jahr) offshore 20.000 MW 71.000 GWh (3550 Volllaststunden/Jahr).

2.2 Solarenergie / Photovoltaik Auch bei der – ebenfalls intermittierenden – Photovoltaik wird übereinstimmend ein starker Ausbau erwartet. Schwerer einschätzbarer sind derzeit die Wirkungen der neu eingeführten Förderung des selbst genutzten PV-Stroms. Diese Regelung stellt einen Systemwechsel gegenüber der bisherigen Einspeisevergütung dar: Der Betreiber einer selbst genutzten PV-Anlage speist den Strom nicht mehr ins Netz ein, erhält aber eine (nach § 20 Abs. 2 EEG-2009 der Degression unterliegende) EEG-Förderung von rund 25 Cent/kWh. Gleichzeitig vermeidet er Kosten für den Strombezug, die allerdings – im Unterschied zur festen Einspeisevergütung – den Preisrisiken des Elektrizitätsmarkts unterworfen sind. Es spricht einiges dafür, dass die neu eingeführte Bonusregelung für selbstge-nutzte PV-Elektrizität gegenüber der EEG-Einspeisevergütung auf die Dauer für den Betreiber Vorteile bringt, denn

− die Degressionsregelung gemäß § 20, Abs. 2 EEG-2005 (8 bzw. 9 Prozent pro Jahr bei Anlagen mit einer Leistung unter 30 kW) bezieht sich auf 25 Cent/kWh und nicht 43 Cent/kWh,

− es ist mit künftig weiter steigenden Endkundenpreisen für Elektrizität zu rechnen, womit der Vorteil der Selbstnutzung gegenüber der Netzeinspei-sung weiter steigen wird.

0

10

20

30

40

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

EEG-EinspeisevergütungEigennutzung inkl. EEG-Vergütungunterstellter Endkundenpreis

Ct/kWh

Figur 1: Förderwirkungen von Photovoltaik-Dachanlagen <30 kW

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Figur 1 zeigt beispielhaft für PV-Anlagen an oder auf Gebäuden mit einer Leis-tung < 30 kW, dass die Strategie der Eigennutzung schon ab einem Endkunden-preis von 18 Cent/kWh im Jahr 2009 nicht mehr schlechter abschneidet als die EEG-Einspeisung. Mit dem neuen EEG-2009 hat der PV-Strom bereits Grid-Parity erreicht, wenn man diesen Begriff dahingehend interpretiert, dass es für Elektrizitätskunden attraktiver ist, PV-Elektrizität für den Eigengebrauch zu er-zeugen anstatt diesen in das Netz einzuspeisen. Auf der anderen Seite scheint der Gesetzgeber nicht mit dem Erreichen der Wettbewerbsfähigkeit von PV-Elektri-zität im kommenden Jahrzehnt zu rechnen, sonst hätte er keine Regelung treffen dürfen, die auch noch im Jahr 2020 einen PV-Bonus von fast 9 Cent/kWh vor-sieht. Dem neuen EEG-2009 zufolge wird die Eigennutzung von PV-Elektrizität also zunehmend attraktiver gegenüber der Netzeinspeisung (sofern keine erneute Ge-setzesrevision die Anreize wieder verändert). Dies hat aller Erfahrung nach Aus-wirkungen auf die Angebotspreise von PV-Anlagen: Im Bestreben, den größtmög-lichen Vorteil aus der EEG-Förderung zu erzielen, werden die Hersteller von PV-Anlagen < 30 kW zu Preisen anbieten, die für den Selbstnutzer gerade noch wirt-schaftlich attraktiv sind. Das aber führt auf ein Preisniveau, bei dem die PV-Einspeisung in das Netz wirtschaftlich unattraktiv ist. Selbst bei einem Ausbau der PV-Leistung in Deutschland auf 15.000 bis 20.000 MW bis zum Jahr 2020 (gegenüber rund 5.000 MW im Jahr 2008) dürfte ein Großteil der zusätzlich erzeugten PV-Elektrizität nicht in das Stromnetz einge-speist werden. Dies hat jedoch keinen dämpfenden Effekt auf die indirekten EEG-Kosten: Beim Photovoltaik-Segment sind die jährlichen Lastspitzen in Deutsch-land regelmäßig an Winterabenden zu beobachten, wo natürlicher Weise kein PV-Strom zur Verfügung steht. Entsprechend hat der PV-Ausbau keinen Einfluss auf die erforderliche maximale Kraftwerksleistung und auch nicht auf die maximale Netzbelastung (es sei denn, die PV-Anlagen werden durch leistungsstarke dezen-trale Stromspeicher ergänzt). Die zum Ausgleich der Lastschwankungen erforder-lichen Spitzenlast- Kraftwerke (oder Stromspeicher) werden für die Mittagsspitze künftig nicht mehr benötigt und werden dadurch bezogen auf die zu erzeugende Strommenge teurer. Dies führt zu höheren indirekten EEG-Kosten. Darüber hinaus sind die direkten EEG-Kosten eines PV-Ausbaus zur Selbstnut-zung erheblich: Allein durch die bei einem solchen Ausbau-Szenarium zwischen 2009 und 2020 zu erwartenden neuen PV-Anlagen werden die (nicht privilegier-ten) Stromverbraucher um kumuliert mehr als 35 Milliarden Euro belasten.

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3 Indirekte EEG-Kosten im Bereich der Netzinvestitionen

3.1 Netzanschlusskosten-Effekt Unter den Netzanschlusskosten-Effekt fallen die in den Netznutzungsentgelten enthaltenen Netzanschlusskosten von EEG-Anlagen. Die Verteilnetzbetreiber sind nicht nur zur Abnahme der EEG-Strommengen zu Mindestpreisen gesetzlich verpflichtet, sondern auch zum Netzanschluss. Normalerweise werden die Netzanschlusskosten von demjenigen bezahlt, der ge-genüber dem Übertragungs- oder Verteilnetzbetreiber den Antrag auf Netzan-schluss stellt. Mit dem Gesetz zur Beschleunigung von Planungsverfahren für Infrastrukturvorhaben (InfraStrPlanVBeschlG 2006) vom 09.12.2006 wurde das Energiewirtschaftsgesetz durch § 17 Absatz 2a ergänzt:

„Betreiber von Übertragungsnetzen, in deren Regelzone die Netzanbin-dung von Offshore-Anlagen […] erfolgen soll, haben die Leitungen von dem Umspannwerk der Offshore-Anlagen bis zu dem technisch und wirt-schaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- o-der Verteilernetzes zu errichten und zu betreiben; die Netzanbindungen müssen zu dem Zeitpunkt der Herstellung der technischen Betriebsbereit-schaft der Offshore-Anlagen errichtet sein. […] Die Betreiber von Über-tragungsnetzen sind verpflichtet, den unterschiedlichen Umfang ihrer Kos-ten nach den Sätzen 1 und 3 über eine finanzielle Verrechnung untereinan-der auszugleichen. […]"

Einschränkend gilt diese Neuregelung vorerst nur für Offshore-Anlagen, mit de-ren Errichtung bis zum 31. Dezember 2011 begonnen wird. Erfahrungsgemäß wird jedoch der Gesetzgeber diese Einschränkung in einer späteren Revision ver-längern oder ganz aufheben. Demnach stellen die Netzanschlusskosten für Off-shore-Windanlagen einen Teil der indirekten EEG-Kosten dar. Die geschätzten Brutto-Investitionskosten für deutsche Offshore-Windparks lie-gen aktuell in der Größenordnung von mindestens 2,7 Mio. Euro/MW. Literatur-angaben zufolge profitieren die Investoren mit der Neuregelung im Infrastruktur-planungsbeschleunigungsgesetz von einer Kostenreduktion im Umfang von rund 20 Prozent oder 0,54 Mio. Euro/MW installierte Offshore-Leistung. Diese Kosten müssen von den Netzbetreibern übernommen werden. Bei einer Verwirklichung des politischen Ausbauziels von 10.000 MW Offshore-Kapazität bedeutet dies 5,4 Mrd. Euro Investitionskosten. Realistischerweise wird die Offshore-Kapazität bis 2020 aber noch stärker ausgebaut. Bei gleichzeitig degressivem Verlauf der Inves-titionskosten für die Netzanbindung rechnet dieses Gutachten im Sinne einer Grobabschätzung mit Investitionen von kumuliert mindestens 6 Mrd. Euro bis zum Jahr 2020.

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Um die damit verbundenen jährlichen indirekten EEG-Kosten abzuschätzen, müs-sen der Kalkulationszins sowie die Abschreibungsperiode bestimmt werden. Zum Kalkulationszins hatte die Bundesnetzagentur Anfang Juli 2008 den Eigen-kapitalzinssatz für den Bau neuer Leitungen ab 2009 auf 9,29 Prozent angesetzt (bei Altanlagen beträgt der Eigenkapitalzinssatz künftig 7,56 Prozent). Entspre-chend der Umlaufrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten kann man für die kommenden Jahre einen Fremdkapitalzinssatz von 4,6 Prozent unterstellen. Daraus folgt ein Kalkulationszins WACC (Weighted Average Cost of Capital) in Höhe von

(1 ) 0,4 9,3 0,6 4,6 6,5EK FKWACC ek i ek i= ⋅ + − ⋅ = ⋅ + ⋅ = Prozent eq Eigenkapitalquote (40 %) eEK Eigenkapitalzinssatz (9,3 %) eFK Fremdkapitalzins (4,6 %)

Werden die Investitionen in den Offshore-Netzanschluss über T = 20 Jahre analog der vom Gesetzgeber festgelegten EEG-Vergütungsperiode abgeschrieben, folgt damit als Rentenbarwertfaktor

1

1 1 1 11.02(1 ) (1 )

T

t Tt

RBFWACC WACC WACC WACC=

= = − =+ ⋅ +∑ .

Dividiert man die geschätzten Investitionskosten für die Netzanbindung (6 Mrd. Euro) durch diesen Faktor, errechnen sich indirekte EEG-Kosten für Netzan-schluss-Investitionen in Höhe von

540 Mio. Euro im Jahr 2020.

3.2 Netzausbaukosten-Effekt Es ist weitgehend unbestritten, dass insbesondere der politisch gewollte ehrgeizige Zuwachs an Windkraft-Kapazitäten in Deutschland nur stattfinden kann, wenn parallel dazu ein großräumiger Ausbau der Übertragungsnetze, insbesondere in Nord-Süd- und Ost-West-Richtung, erfolgt. Eine erste Quantifizierung der damit verbundenen Investitionen wurde durch die dena-I-Netzstudie vorgelegt (vgl. dena 2005). Auf der Basis eines regenerativen Stromanteils von 20 Prozent sind nach dieser Studie erforderlich:

− Netzverstärkungen auf 400 km Trassenlänge, − Netzneubau auf 850 km Trassenlänge, − Querregler und Aufwendungen für die Blindleistungs-Kompensation.

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Dafür sind nach Einschätzung der dena-I-Netzstudie kumulierte Investitionen von 1,1 Mrd. Euro erforderlich, wobei der größte Teil für den Neubau der 850-km-Freileitungen aufzuwenden sein wird. Durch jüngere Entwicklungen ist die dena-I-Netzstudie allerdings an zwei Stellen überholt.

− Die erheblichen Akzeptanzprobleme von neuen Übertragungsleitungen haben zur Konsequenz, dass aller Voraussicht nach ein erheblicher Teil des Netzausbaus als unterirdische Kabel – und nicht als Freileitung – er-folgen muss, um den Bau zu beschleunigen.

− Das regenerative Ausbauziel ist von 20 Prozent auf 30 Prozent angehoben worden (s.u.).

Hinsichtlich der Verkabelung von Höchstspannungsleitungen hat sich die große Koalition im Juni 2008 darauf geeinigt, dass rund 20 Prozent der insgesamt 850 Leitungskilometer unterirdisch verlegt werden sollen, trotz der damit verbundenen Kostensteigerung. Während 380 kV-Freileitungen im Mittel Investitionsmittel von einer Million Euro/km erfordern, steigen die Investitionskosten bei Verkabelung je nach geographischen und geologischen Gegebenheiten bis zum Zehnfachen dieses Wertes. Durch eine Verkabelungsrate in Höhe von 20 Prozent der 850 km (gleich 170 km Kabeltrasse) und spezifischen Investitionen zwischen 6 Mio. Euro/km (Minimum) und 10 Mio. Euro/km (Maximum) werden sich die in der dena-I-Netzstudie quan-tifizierten Investitionskosten wie folgt vergrößern:

170 · ( 6 Mio. – 1 Mio.) = 850 Mio. Euro im Minimum 170 · (10 Mio. – 1 Mio.) = 1.530 Mio. Euro im Maximum

oder durchschnittlich rund 1,2 Mrd. Euro. Der mit der jüngsten EEG-Novelle zu erwartende starke Ausbau der Windkraft-Kapazitäten bis 2020 wird die Annahmen der dena-I-Netzstudie aller Voraussicht nach übertreffen. Dies müsste einen überproportionalen Anstieg der damit erfor-derlichen Netzinvestitionen zur Folge haben, um ein analoges Maß an Netzstabili-tät sowie an Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Um einen erneuerbaren Stromanteil von 30 Prozent zu realisieren, werden aktuell in einer Folgestudie der dena-I-Netzstudie technische und organisatorische Lö-sungen untersucht und optimiert. Die entsprechenden Arbeiten sollen auf den Er-gebnissen der ersten Netzstudie 2005 aufsetzen und die dort ermittelten Netz-verstärkungs- und Netzausbaumaßnahmen als bereits realisiert voraussetzen. Im Zentrum der neuen Untersuchungen stehen die folgenden Aspekte:

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− Generierung von Zeitreihen der Stromeinspeisung aus Windenergie, − Untersuchungen zur Weiterentwicklung der Stromnetze (z.B. Maßnahmen,

die eine zeitlich begrenzte Überlastung von Stromleitungen zulassen, Ver-gleich von Varianten zum Windstrom-Transport),

− Möglichkeiten der optimalen Integration der Windenergie durch die Erhö-hung der Flexibilität im Elektrizitätssystem (z.B. aktive Regelung der Nachfrageseite, neue und bewährte Speichertechnologien auf der Erzeu-gungsseite).

Diesen Untersuchungsfragen der dena-II-Netzstudie zufolge ist nicht auszuschlie-ßen, dass man sich mit einem unterproportionalen Ausbau des deutschen Übertra-gungsnetzes begnügen wird, was ein gegenüber heute geringeres Maß an Zuver-lässigkeit und Service-Qualität impliziert. Basierend auf den heutigen Erwartun-gen des Windenergie-Ausbaus in Deutschland gelangt ein entsprechendes Netz-ausbau-Szenarium zu Onshore-Netzinvestitionen in Höhe von 3,8 Mrd. Euro bis zum Jahr 2020, und zwar

− für den Netzausbau gemäß dena-I-Netzstudie 1,1 Mrd. Euro, − für die Teilverkabelung neuer Höchstspannungstrassen 1,2 Mrd. Euro, − mindestens weitere 1,5 Mrd. Euro als Folge des beschleunigten Zubaus an

Windkapazitäten entsprechend der jüngsten EEG-Novelle. Da der größte Teil dieser Onshore-Netzinvestitionen auch für konventionelle Kraftwerksneubauten, beispielsweise an den deutschen Küsten, nutzbar sein wer-den, erscheint hier die übliche Abschreibungsperiode von 40 Jahren angemessen. Bei einem Kalkulationszins von 6,5 Prozent (s.o.) resultieren daraus indirekte EEG-Kosten für Netzausbau-Investitionen in Höhe von

270 Mio. Euro im Jahr 2020, die künftig in die Entgelte für die Nutzung des deutschen Übertragungsnetzes einfließen werden.

3.3 Leitungsverlust-Effekt Aus geographischen bzw. klimatischen Gründen erfolgt der Ausbau von Wind-kraft-Kapazitäten in Deutschland relativ verbraucherfern, anders als in Ländern, wo ein größerer Teil der Bevölkerung nicht im Binnenland, sondern in den Küs-tengebieten lebt und arbeitet. Der künftig vermehrte großräumige Stromtransport wird die Leitungsverluste sowie die anderen Betriebskosten des Übertragungsnet-zes zwangsläufig weiter erhöhen. Für den Betrieb des Onshore-Netzes werden dafür Kosten im Umfang von 1,5 Prozent der Investitionskosten geschätzt. Für den Betrieb des Offshore-Netzes

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sowie für unterirdische Netze dürften die betriebsbedingten Mehrkosten mit 1,7 Prozent etwas höher liegen. Tabelle 4: EEG-bedingte Betriebskosten im Bereich des Übertragungsnetzes Netzbereich Investitionen

[Euro] Betriebskosten

[in %] Betriebskosten

[Euro/Jahr] Offshore-Netz 6,0 Mrd. 1,7 102 Mio. Onshore-Freileitungen 2,6 Mrd. 1,5 39 Mio. Onshore-Kabel 1,2 Mrd. 1,7 20 Mio. Summe 161 Mio.

Die Mehrkosten für Leitungsverluste und andere betriebsbedingte Aufwendungen im Bereich der Übertragungsnetze werden damit einen Wert von rund

160 Mio. Euro im Jahr 2020 erreichen. Sie werden ebenfalls in die Nutzungsentgelte des deutschen Übertra-gungsnetzes einfließen und damit alle Elektrizitätsverbraucher unabhängig von ihrer Küstenentfernung gleichermaßen belasten.

3.4 Weitere Effekte Es lässt sich eine ganze Reihe weiterer EEG-Kosten benennen, die mit dem Stromnetz verbunden sind, deren Kosten jedoch aus Mangel an Erfahrungen und Daten noch nicht abschätzbar sind. Dazu gehören insbesondere Netzzuverlässig-keits- sowie Netzengpass-Effekte.

3.4.1 Netzzuverlässigkeits-Effekt Die Übertragungsnetzbetreiber sind verpflichtet, Systemdienstleistungen wie Spannungshaltung und Blindleistungsbereitstellung, Spannungsqualität, Versor-gungswiederaufnahme nach einem Blackout etc. kontinuierlich bereitzustellen. Die Konsequenzen des Windenergie-Ausbaus bestehen unter anderem in perspek-tivisch höheren Anforderungen für diese Systemdienstleistungen, die entspre-chend auch höhere Kosten verursachen werden. In diesem Zusammenhang ist auf den Systemdienstleistungs-Bonus für Wind-kraft-Anlagen entsprechend § 66 Abs. 6 des EEG-2009 zu verweisen. Demnach erhöht sich die Einspeisevergütung für bestehende Windkraftanlagen fünf Jahre lang um 0,7 Cent/kWh, wenn durch Nachrüstung vor dem 1. Januar 2011 die Vor-

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schriften der geplanten Verordnung zur Verbesserung der Netzintegration5 erfüllt werden. Damit sind höhere direkte EEG-Kosten verbunden. Doch im Bereich der Netzzuverlässigkeit kann es auch zu höheren indirekten EEG-Kosten kommen. Derzeit erfüllen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber das so genannte n-1-Kriterium entsprechend der Definition der europäischen UCTE,6 wonach unter allen denkbaren Systemzuständen des Übertragungsnetzes ein einzelnes Betriebsmittel (z.B. ein Leitungsabschnitt, ein Transformator, ein Großkraftwerk) ausfallen darf, ohne dass es zu Störungen der Netzversorgung kommt. Angesichts kurzatmiger Regulierungseingriffe, unklarer institutioneller Kompetenzen zwischen Erzeugung, Netzbetrieb und Regulierung, steigender Kos-ten und Investitionsrisiken sowie erheblicher Akzeptanzprobleme ist es gut mög-lich, dass die Netzinvestitionen künftig hinter den vom Windausbau verursachten Anforderungen zurückbleiben. Es ist wichtig zu wissen, dass das heutige Übertragungsnetz (sowie das n-1-Kriterium) zu einer Zeit aufgebaut und entwickelt wurde, als im Normalbetrieb überwiegend kleinräumige Transportleistungen zu bewältigen waren: Die durch-schnittlichen Transportentfernungen liegen noch heute unter 100 km. Mit dem Ausbau der Windkraft wird es künftig zu deutlich größeren Transportdistanzen kommen. Dies gilt insbesondere für Deutschland, wo die meisten Bevölkerungs- und Wirtschaftszentren viele Hundert Kilometer von den Küsten entfernt liegen. Vor diesem Hintergrund ist es fraglich, ob das traditionelle n-1-Kriterium hier auch künftig das bislang gewohnte Maß an Netzzuverlässigkeit und Versorgungs-sicherheit gewährleisten kann.

3.4.2 Netzengpass-Effekt Nach § 11, Abs. 1 der EEG-Novelle sind Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber berechtigt, die Einspeisung von EEG- und KWK-Strom zu drosseln, wenn andern-falls „die Netzkapazität im jeweiligen Netzbereich durch diesen Strom überlastet wäre“. Falls eine solche Maßnahme droht, sind die Netzbetreiber verpflichtet, die entsprechenden Anlagenbetreiber unverzüglich darüber zu informieren, wobei der zu erwartende Zeitpunkt, der Umfang und die Dauer der Regelung mitzuteilen sind. Darüber hinaus sind die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber auf Verlangen der Einspeisewilligen verpflichtet, unverzüglich ihre Netze entsprechend dem Stand der Technik zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, falls dies für die Ab-nahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus Erneuerbaren Energien erfor-derlich ist. Verletzt ein Netzbetreiber diese Verpflichtungen, so können Einspeisewillige nach § 10 der neuen EEG-Novelle Schadensersatz verlangen, sofern der Netz-

5 Dazu gehören Anforderungen zum Verhalten der Anlagen im Fehlerfall, zur Frequenzhaltung

und für die Fähigkeit zum Versorgungswiederaufbau. 6 UCTE steht für Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity.

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betreiber die Pflichtverletzung zu vertreten hat. Diese Schadensersatzpflicht wird zwangsläufig die Netznutzungsentgelte vergrößern, und zwar wegen der damit steigenden Netzkosten sowie auch der steigenden Risiken des Netzbetriebs. In künftigen Gesetzrevisionen könnte diese neue Schadensersatzregelung zugunsten der Betreiber von EEG-Anlagen vom Verschuldungsprinzip auf das Verursacher-prinzip erweitert werden, wie dies bereits von einigen Vertretern der Erneuerba-ren-Energien-Branche gefordert wurde. Dies würde die Netznutzungsentgelte und damit die indirekten Kosten der EEG-Förderung weiter erhöhen.

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4 Kosten für Veredelungs- und Reserveenergie als Folge des EEG

4.1 Institutionelle Behandlung des EEG-Stroms Der Weg der EEG-Strommengen von den Erzeugern zu den Endkunden (EEG-Wälzung) erfolgt in Deutschland über einen horizontalen und vertikalen Bilanz-ausgleich. Die damit verbundenen Prozesse sind kompliziert und mit hohen Transaktionskosten bei den Netzbetreibern und Stromhändlern verbunden. Seit September 2004 wird der in der EEG-Novelle des Jahres 2004 eingeführte horizontale Belastungsausgleich zwischen den vier Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) praktiziert. Die ÜNB müssen per Gesetz den gesamten EEG-Strom über-nehmen und bezahlen dafür die EEG-Einspeisevergütung (in den meisten Fällen über die regionalen Verteilnetzbetreiber). Im Rahmen des horizontalen Bilanzaus-gleichs erstellen sie eine Day-ahead-Prognose der EEG-Einspeisungen und vertei-len die prognostizierten EEG-Mengen untereinander als Tagesband entsprechend des Letztverbrauchs ihrer jeweiligen Regelzone. Tabelle 5: Entwicklung der testierten EEG-Jahresabrechnungen

Letztverbrauch gesamt [GWh]

privilegierter Letztverbrauch

[GWh]

EEG-Strommenge

[GWh] EEG-Quote

20007 344.663 10.391 3,01 % 2001 464.286 18.145 3,91 % 2002 465.346 24.97 5,37 % 2003 478.101 5.847 28.471 6,019 % 2004 487.627 36.865 38.511 8,48 % 2005 491.177 63.474 44.004 10,028 % 2006 495.203 70.161 51.553 12,008 %

2007 (vorl.) 489.988 67.787 67.053 15,77 % Quelle: //www.vdn-berlin.de/aktuelledaten_eeg.asp; Juli 2008 Im Rahmen des vertikalen Belastungsausgleichs geht es um die Weiterleitung dieser EEG-Strommengen an die Stromhändler bzw. Energieversorgungsunter-nehmen. Sofern diese nicht bereits überwiegend regenerativen Strom verteilen, sind sie gesetzlich verpflichtet, von den Übertragungsnetzbetreibern EEG-Strommengen abzunehmen und zum bundesweit einheitlichen Durchschnittspreis zu vergüten. Seit 2006 geschieht dies auf Basis von Monatsbändern.8 Das entspre- 7 Der Letztverbrauch des Jahres 2000 bezieht sich auf den Zeitraum ab April 2000, dem Zeit-

punkt des Inkrafttretens des EEG. 8 Der bundeseinheitliche Durchschnittspreis errechnet sich aus den EEG-Vergütungen abzüg-

lich der vermiedenen Netzkosten. Im Rahmen der EEG-Jahresabrechnung können Aus-

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chende monatliche Grundlast-Band (EEG-Quote) bemisst sich als Anteil der prognostizierten EEG-Einspeisung am privilegierten Letztverbrauch (vgl. VDN 2005) und erreichte im März 2008 den Spitzenwert von 18,3 Prozent (!). Die jah-resdurchschnittlichen EEG-Quoten sind in der letzten Spalte von Tabelle 5 aufge-führt.9 Die monatlichen EEG-Quoten werden jeweils in der ersten Hälfte des Vormonats zusammen mit einer unverbindlichen Prognose der weiteren Quoten-entwicklung bekannt gegeben. Auf Seiten der Händler und Energieversorger erfordern die monatlichen Revisio-nen der EEG-Quoten Anpassungen bei ihrer Strombeschaffung: Tiefer als erwar-tete EEG-Quoten führen zu Mindermengen, die am Month-ahead-Markt zuge-kauft werden müssen. Höher als erwartete EEG-Quoten führen zu entsprechenden Verkäufen. Wegen der preislichen Volatilität der Month-ahead-Strompreise er-höht dies das operative Risiko der Stromhändler. Die damit verbundenen Kosten müssen den indirekten EEG-Kosten zugerechnet werden. Bei den Verteilnetzbetreibern entstehen indirekte EEG-Kosten für die Erzeu-gungsprognose, die Messung und das Energiedatenmanagement, die Führung der EEG-Bilanzkreise sowie die Abwicklung des horizontalen Belastungsausgleichs. Besonders hoch sind die indirekten EEG-Kosten bei den Übertragungsnetzbetrei-bern (ÜNB). Neben den administrativen Kosten beruhen sie vor allem

− auf dem Aufwand für den Day-ahead-Ausgleich zwischen dem an die Händler zu liefernden EEG-Band sowie der zum Zeitpunkt des Day-ahead-Handels erwarteten EEG-Einspeisemenge in ihren EEG-Bilanzkreis,

− auf dem Aufwand für den Intraday-Ausgleich zwischen dem Saldo aus EEG-Band und den gekauften bzw. verkauften Day-ahead-Strommengen einerseits sowie den kurzfristig (intraday) aktualisierten EEG-Einspeiseprognosen andererseits,

− auf dem Aufwand für die zusätzlich erforderliche Regel- und Ausgleichs-energie für Abweichungen zwischen der Intraday-Prognose der EEG-Einspeisungen und der tatsächlichen EEG-Einspeisung (Leistungspreise sowie die den EEG-Bilanzkreisen zuzuordnenden Arbeitspreise).

Für die beiden erstgenannten Aufgaben findet man in der Literatur die Begriffe „Strukturierungsaufwand“ oder „Veredelungsaufwand“ der stochastischen Wind-energie-Einspeisung. Durch den Strukturierungs- und Veredelungsaufwand sind die Übertragungsnetzbetreiber auf den Großhandelsmärkten für Elektrizität tätig, obwohl sie als rechtlich / eigentumsrechtlich von der Erzeugung bzw. dem Ver-trieb entflochtene Unternehmen dort nicht aktiv sein dürften. Die Bundesnetz-agentur (BNetzA) hätte die Aufgabe, einen damit möglichen Transfer von Mono-polrenten aus dem Netzbereich in den Erzeugungsbereich zu überwachen und ggf.

gleichslieferungen und Ausgleichszahlungen erforderlich werden, und zwar für Differenzen zwischen den abzunehmenden EEG-Strommengen und den zu zahlenden Vergütungen.

9 Auf der BDEW-Webseite (www.bdew.de/bdew.nsf/id/DE_EEG-Monatsprognosen) werden die Prognosen selbst, nicht aber die in die Berechnung einfließenden Erwartungen der Markt-teilnehmer veröffentlicht.

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zu unterbinden10 (vgl. § 51 und §61 der EEG-Novelle 2008). Damit sind weitere Informations- und Regulierungskosten verbunden. Außerdem müsste eine solche Überwachung zwangsläufig auch prüfen, ob die Windstrom-Veredelung zu marktgerechten Preisen erfolgt, was den bisher auf den Netzbereich beschränkten Tätigkeitsbereich der BNetzA auf den Stromgroßhandelsmarkt erweitern müsste. Insgesamt ist die institutionelle Abwicklung von EEG-Einspeisungen überkom-plex und damit für steigende EEG-Mengen auf die Dauer unpraktikabel. Sie ver-größert außerdem die indirekten EEG-Kosten. Angesichts der künftig weiter stei-genden EEG-Einspeisungen erscheint eine Entrümpelung und Verschlankung des Wälzungsmechanismus dringend erforderlich. Dafür gäbe es im Prinzip zwei We-ge:

− Anreiz zur Direktvermarktung von EEG-Elektrizität durch einen entspre-chenden Bonus (nach dem Modell des KWKG), weil die Veredelungs- und Regelenergie-Kosten in diesem Fall bei den Betreibern der EEG-Anlagen anfallen und mit dem EEG-Bonus abgedeckt werden könnten.

− Ersatz des horizontalen und vertikalen Wälzungsmechanismus durch ein

EEG-Vermarktungsunternehmen, das in jedem Übertragungsnetz einen EEG-Bilanzkreis betreibt, den gesamten EEG-Strom zu den gesetzlichen Vergütungen beschafft, über die verschiedenen Stromgroßhandelsmärkte absetzt und außerdem Prognosen sowie Echtzeit-Informationen über die EEG-Mengen veröffentlicht. Die bei diesem Unternehmen anfallenden Kosten, insbesondere aus der Differenz zwischen EEG-Einspeise-vergütungen und -Erlösen, sowie ein leistungsorientierter Gewinn werden von den Übertragungsnetzbetreibern finanziert und über die Verteilnetz-betreiber an die nicht-privilegierten Endkunden als EEG-Umlage verrech-net.

Mit der EEG-Novelle vom Juni 2008 hat der Gesetzgeber nicht den Mut aufge-bracht, derartige Reformen zu initiieren. Mit § 17 EEG-2009 (Direktvermarktung) und § 64 Abs. 3 EEG-2009 (Verordnungsermächtigung zum bundesweiten Aus-gleichsmechanismus) sind die anstehenden Grundsatzentscheidungen und damit Hinweise auf die Kostenentwicklung der indirekten EEG-Kosten noch unbe-stimmt. Für dieses Gutachten gehen wir davon aus, dass es bis 2020 keine grund-legende Reform der Abwicklung von EEG-Einspeisungen geben wird.

10 Z.B. muss die Windenergie-Veredelung kontrolliert werden, insbesondere wenn damit Han-

delsgeschäfte mit Konzerngesellschaften verbunden sind. Die statistischen Publikationen der BNetzA liefern allerdings keine entsprechenden Angaben (//www.bundesnetzagentur.de/enid/ 988627ef627e9faef4dd8e671bd66356,0/ Sonderthemen/EEG-Statistikbericht_4m8.html).

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4.2 Kosten als Folge schwankender Windstrom-Einspeisungen Durch die Übernahme sowie Verteilung von EEG-Strommengen entstehen bei den Übertragungsnetzbetreibern sowie den Energieversorgern und Händlern Kos-ten, die nicht in der EEG-Umlage enthalten sind und damit zu den indirekten EEG-Kosten zählen. Die wichtigsten Kostenbeiträge folgen aus der fluktuieren-den und auch kurzfristig nicht exakt prognostizierbaren Windstrom-Einspeisung, und zwar für

− Strukturierung bzw. Veredelung der Windstrom-Einspeisung. − Regel- und Ausgleichsenergie für Two-hour-ahead-Prognosefehler bei der

Windstrom-Einspeisung. Die bei den vier Übertragungsnetzbetreibern dafür anfallenden Kosten sind in den entsprechenden Netznutzungsentgelten enthalten und zählen zu den indirekten EEG-Kosten. Zur Quantifizierung müssten die damit verbundenen Geschäftsab-läufe und Zahlungsvorgänge bekannt sein, doch sind die dazu öffentlich verfügba-ren Informationen lückenhaft.

4.2.1 Kostenaufwand für EEG-Strukturierung Die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) veröffentlichen auf ihren Internet-Seiten zeitnah Angaben über die in ihren Regelzonen stündlich eingespeisten Windmengen sowie die entsprechenden Day-ahead-Windprognosen.11 Figur 4 zeigt exemplarisch die über die 4 ÜNB aggregierten Day-ahead-Prognosen sowie das jeweilige EEG-Band während des ersten Halbjahrs 2008. Die Differenzmengen führen zu Handelsgeschäften der Übertragungsnetzbetreiber am Day-ahead-Markt (sowohl EEX als auch OTC-Geschäfte). Das Day-ahead-Handelsvolumen von 12.000 bis 17.000 MW lässt darauf schließen, dass der Aus-gleich zwischen dem EEG-Band sowie der Day-ahead-Einspeiseprognose zu ei-nem erheblichen Teil außerhalb der EEX erfolgt (vgl. MELZIAN 2008), doch gibt es bisher keine näheren Informationen dazu. Entsprechend liefert der Rückgriff auf Fundamental- oder Agenten-Modelle des EEX-Marktes keine belastbare Kos-tenabschätzung.12

11 Es ist allerdings offen, ob die ÜNB bei der Windstrom-Veredelung die veröffentlichten Prog-

nosen verwenden oder auf bessere Prognosen zurückgreifen können. 12 Nach eigenen Angaben müssen ÜNB langfristig verfügbare Reserveleistungen von bis zu 60

Prozent der installierten Windkraftkapazität vorhalten. Das kann als ein Hinweis auf „hausin-terne“ Lösungen zur Windstrom-Veredelung angesehen werden.

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0

4.000

8.000

12.000

16.000

Jan’08 Feb’08 Mrz’08 Apr’08 Mai’08 Jun‘080

4.000

8.000

12.000

16.000

Jan’08 Feb’08 Mrz’08 Apr’08 Mai’08 Jun‘08

Figur 3: Windprognose und EEG-Band im 1. Halbjahr 2008 (Quelle: Datenbank des Fachgebiets Energiesysteme der TU Berlin)

Figur 4 zeigt das Histogramm des Day-ahead-Prognosefehlers für die Windein-speisung im 1. Halbjahr 2008. Obwohl der entsprechende Root Mean Squared Error

( )2

1

1311T

t t

t

P RRMSE

T=

−= =∑ MW

Pt prognostizierte Einspeisemenge Rt realisierte Einspeisemenge

bezogen auf die Ende 2007 installierte Windenergie-Leistung (22.250 MW) klei-ner als 6 Prozent ist, mussten die ÜNB auf dem Intraday- oder dem Regelenergie-Markt immer wieder Leistungen von über 4.000 MW ausgleichen.

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-4000 -2000 0 2000 4000 6000 MW-4000 -2000 0 2000 4000 6000 MW

Figur 4: Day-ahead-Prognosefehler für die Windeinspeisung in Deutschland im 1. Halbjahr 2008 (Quelle: Datenbank des Fachgebiets Energiesysteme)

Da kurzfristige Windeinspeise-Prognosen (z.B. Two-hour-ahead) nicht öffentlich verfügbar sind, sind keine Schlussfolgerungen über die Aufteilung der erforderli-chen Handelsmengen zwischen dem Intraday-Markt und dem Regelenergie-Markt möglich. Angesichts des börslichen Intraday-Handelsvolumens von derzeit rund 250 MWh pro Stunde kann nur ein Bruchteil der zur Windstrom-Veredelung not-wendigen Handelsgeschäfte über die EEX-Börse abgewickelt worden sein.

4.2.2 Kostenaufwand für EEG-Regelenergie Die nicht über Intraday-Handelsgeschäfte ausgeglichene Differenz zwischen Windstrom-Prognosen und tatsächlicher Windstrom-Einspeisung müssen über die Märkte für Regelenergie ausgeglichen werden. Dem Bundeskartellamt zufolge lag der Anteil der Regelleistungskosten an den Netznutzungsentgelten im Jahr 2004 bei über 40 Prozent, womit die Regelenergie den größten Einzelposten bei den Nutzungsentgelten des Übertragungsnetzes darstellt (LBD 2005, S. 18). Der Windenergie-Ausbau der vergangenen Jahre hätte den Regelenergie-Aufwand eigentlich schon deutlich vergrößern müssen, doch ist dies der aktuellen Datenla-ge zufolge nicht der Fall.

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Figur 5: Entwicklung des Windprognosefehlers der Folgetagsprognose (Quelle: ISET//www.iset.uni-kassel.de/abt/FB-I/publication/2007-

067_Prognosesicherheit_Ausgleichseffekte.pdf) Dies könnte auf die verbesserten Prognosemodelle sowie die mit dem Windener-gieausbau verbunden Glättungseffekte der Windeinspeisung (vgl. Mott MacDo-nald 2003) zurückzuführen sein.13 Der in Figur 5 dokumentierte Prognosefort-schritt mag neben anderen Maßnahmen dazu beigetragen haben, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern ausgeschriebenen Regelenergie-Leistungen in den vergangenen Jahren trotz Windenergie-Ausbau weitgehend konstant geblieben sind.

4.3 Eigene Kostenschätzung Ohne eine verbesserte Datenlage können Modellrechnungen zu den Kosten der Windstrom-Veredelung keine belastbaren Aussagen über die indirekten EEG-Kosten liefern. Da jedoch die Netznutzungsentgelte der Übertragungsnetzbetrei-ber durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) festgelegt und die entsprechenden Entscheidungen ggf. durch das Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf überprüft werden, besteht hier eine Möglichkeit, um an aktuelle Größenordnungen für die mit dem EEG verbundenen Veredelungs- und Regelenergiekosten zu gelangen. Folgt man den Ausführungen von LBD 2007 (S. 35f), so machte allein die Vatten-fall Europe Transmission GmbH gegenüber der BNetzA Plankosten von 109,2 Mio. Euro für den EEG-Ausgleich des Jahres 2006 geltend. Werden die im Urteil des OLG Düsseldorf am 21.07.2006 veröffentlichten Plankosten für alle Übertra-

13 Schon seit 1990 führt das Institut für Solare Energiesysteme der Universität Kassel (ISET) im

Auftrag des BMU ein umfangreiches Mess- und Evaluierungsprogramm zur Gewinnung sta-tistisch relevanter Erfahrungswerte aus dem Einsatz von Windenergieanlagen durch, was zu verbesserten Windprognosen beiträgt; vgl. //reisi.iset.uni-kassel.de.

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gungsnetzbetreiber hochgerechnet, gelangt man für das Jahr 2006 zu einem Wert von 410 Mio. Euro. Bei einer Windstromeinspeisung von 30.710 GWh in 2006 sind dies umgerechnet 13,40 Euro/MWh Windstrom. Was folgt darauf für die Entwicklung bis 2020? Der bis zum Jahr 2020 erwartete Ausbau der Windenergie führt zu einer Windstromeinspeisung von

onshore 81.000 GWh offshore 71.000 GWh.

Das Erzeugungsprofil von Offshore-Anlagen ist gegenüber Onshore-Anlagen deutlich stetiger. Obwohl entsprechende Erfahrungswerte noch nicht vorliegen, erscheint es daher gerechtfertigt, bei Offshore-Anlagen von halbierten Verede-lungs- und Regelenergie-Kosten auszugehen, also 6,7 Euro/MWh. Werden dar-über hinaus bei Onshore-Anlagen gegenüber heute 20 Prozent tiefere Kosten an-gesetzt, ergeben sich folgende indirekte EEG-Kosten für den Ausgleich schwan-kender EEG-Kosten

Onshore-Wind 868 Mio. Euro im Jahr 2020 Offshore-Wind 476 Mio. Euro im Jahr 2020.

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5 Merit Order-Effekt Der Merit Order-Effekt des EEG beruht darauf, dass der EEG-bedingte Ausbau der regenerativen Stromerzeugung einen dämpfenden Effekt auf die Elektrizitäts-preise auf den Großhandelsmärkten (z.B. Strombörse EEX) sowie auf die Preise für CO2-Emissionsrechte ausübt. Demnach sollten alle Endverbraucher in den Genuss einer preislichen Kompensation für die hohen EEG-Vergütungen sowie die indirekten EEG-Kosten in Form von Zuschlägen auf die Netznutzungsentgelte gelangen. Ein empirischer Hinweis auf den kurzfristigen Merit Order-Effekt ergibt sich aus der Gegenüberstellung der aggregierten Day-ahead-Windstromprognose mit den von der EEX veröffentlichten Day-ahead-Preisen. Figur 6 verdeutlicht dies an Hand der 11. Stunde im ersten Halbjahr 2008.

0

40

80

120

160

200

Euro/MW

0 4000 8000 12000 16000 MW0

40

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160

200

Euro/MW

0 4000 8000 12000 16000 MW

Figur 6: Day-ahead-Preise an der EEX für die 11. Stunde in Abhängigkeit von der Windstrom-Prognose im 1. Halbjahr 2008 (Quelle: Datenbank des Fachgebiets Energiesysteme der TU Berlin)

Der Figur zufolge werden hohe Strompreise nur bei tiefen Day-ahead-Windprognosen, nicht jedoch bei hohen Windprognosen beobachtet. Auch wenn die Korrelation der in Figur 6 gezeigten Daten mit 35 Prozent gering ist, verbirgt sich dahinter ein fundamentaler Zusammenhang. Der Preiseffekt einer zusätzlich erwarteten Windstrom-Einspeisung hängt nämlich von der Steigung der Merit Order-Kurve (Angebotskurve) im jeweiligen Gleichgewichtspunkt ab:

− Schneiden sich Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt im flachen Bereich der Merit Order-Kurve, so kann zusätzlicher Windstrom den Gleichgewichtspreis allenfalls marginal senken.

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− In Falle einer Stromknappheit liegt der Schnittpunkt zwischen Angebot und Nachfrage im steilen Bereich der Merit Order-Kurve. In diesem Fall führt ein zusätzliches Windstrom-Angebot zu einem deutlich sinkenden Preis.

5.1 Modellrechnungen zum kurzfristigen Merit Order-Effekt Mit Hilfe von disaggregierten Strommarktmodellen kann man fiktiv diejenigen Day-ahead-Strompreise berechnen, die ohne erwartete Windstrom-Einspeisung eingetreten wären. Der Merit Order-Effekt wird dann durch Vergleich mit den tatsächlich beobachteten EEX-Preisen quantifiziert. In letzter Zeit wurden mehre-re entsprechende Gutachten veröffentlicht, die zwar im Detail unterschiedliche Ergebnisse präsentieren, aber insgesamt einen positiven Merit Order-Effekt aus-weisen (BODE / GROSCURTH 2006, NEUBARTH et. al 2006, MORTHORST 2007, SENSFUß / RAGWITZ 2007). Für das Jahr 2006 gelangen die Gutachten zu einem Merit Order-Effekt zwischen 3,17 und 7,83 Euro/MWh.

0

40

80

120

160

2005 2006 2007 2008

Day-ahead-BaseloadYear-ahead-Baseload

Euro/WWh

Figur 7: Day-ahead-sowie Year-ahead-Preise an der EEX

(Tagesdurchschnitte ohne Wochenenden; Quelle: Datenbank des Fachgebiets Energiesysteme der TU Berlin)

Manche Gutachten multiplizieren diese Werte mit der gesamten Elektrizitätsnach-frage Deutschlands, um zu einer volkswirtschaftlichen Bewertung des Merit Or-der-Effekts zu gelangen. Diese Betrachtungsweise ist jedoch empirisch unange-messen: Der Merit Order-Effekt bezieht sich auf die Preisbildung am Day-ahead-Markt, wo maximal 20 Prozent der deutschen Elektrizitätsnachfrage gehandelt

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wird. Der überwiegende Teil der Strombeschaffung erfolgt über die verschiedenen Terminmärkte, wo eine nur geringe Preiskorrelation mit den Day-ahead-Preisen zu beobachten ist. Auf Basis der handelstäglichen Schlusskurse ergibt sich bei-spielsweise für das Year-ahead-Baseload-Produkt nur eine Korrelation von 33 Prozent mit dem jeweiligen Day-ahead-Durchschnittspreis. Figur 7 liefert weitere Hinweise. Für das Starkwindjahr 2007 zeigt sie ein vergleichsweise tiefes Day-ahead-Preisniveau, doch sind die Year-ahead-Preise davon praktisch unberührt. Demzufolge muss der Merit Order-Preiseffekt mit dem Day-ahead-Handelsvolu-men der EEX und nicht mit der gesamtwirtschaftlichen Elektrizitätsnachfrage multipliziert werden. Für das Jahr 2006 (mit einem Day-ahead-Handelsvolumen von 88.700 GWh) gelangt man dann zu einem kurzfristigen Merit Order-Effekt zwischen 280 und 695 Mio. Euro zum Vorteil der Endverbraucher, im Mittel

490 Mio. Euro im Jahr 2006. Umgerechnet wäre dies ein Preisvorteil von rund 9,50 Euro/MWh EEG-Elektrizität oder rund 10 Prozent der durchschnittlichen EEG-Vergütung. Bei genauerem Hinsehen leiden die Berechnungen der Gutachten zum Merit Or-der-Effekt unter weiteren fragwürdigen Annahmen und sind darüber hinaus teil-weise irreführend. Die EEX-Handelsvolumina am Day-ahead-Markt lagen im Jahr 2006 in der Größenordnung von 10.000 MWh pro Stunde. Anders als in den Gutachten angenommen bedeutet dies, dass offenbar nicht die gesamte einge-speiste Windstromerzeugung an der EEX-Börse vermarktet wurde bzw. vermark-tet werden kann. Ohne detaillierte Kenntnisse bzw. empirisch konsistente An-nahmen über die Vermarktungswege von EEG-Strommengen können die Modell-rechnungen zu den Merit Order-Effekten eigentlich keinen Anspruch auf empiri-sche Relevanz beanspruchen.

5.2 Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte In den Modellrechnungen zum Merit Order-Effekt werden außerdem die Auswir-kungen des Ausbaus von Windkraftanlagen auf die Grenzkosten konventioneller thermischer Kraftwerke vernachlässigt, die auf der vom Grenzkosten-Optimum abweichenden Betriebsweise solcher Erzeugungsanlagen beruhen:

− Wegen der schwankenden Windstrom-Einspeisung müssen konventionelle Kraftwerke vermehrt im Teillast-Betrieb eingesetzt werden. Damit aber sinken die Brennstoffnutzungsgrade dieser Kraftwerke, womit die entspre-chenden Grenzkosten steigen.

− Die schwankende Windstrom-Einspeisung macht einen Intervall-Betrieb von thermischen Kraftwerken mit häufigen Abschalt- und Anfahr-Vorgän-gen erforderlich. Auch dies erhöht die Grenzkosten der konventionellen Stromerzeugung.

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Die mit der Betriebsweise zusammenhängenden Effekte auf die Grenzkosten von Kraftwerken und den entsprechenden Einfluss auf den Day-ahead-Preis lassen sich grob folgendermaßen abschätzen: Sinkt der Brennstoffnutzungsgrad thermi-scher Kraftwerke um angenommen 2 Prozentpunkte, so steigen die spezifischen Brennstoffkosten der Stromerzeugung

− bei Steinkohlekraftwerken und einem Kohlepreis von 60,- Euro/t um 0,15 Euro/MWh,

− bei Erdgaskraftwerken und einem Erdgaspreis von 21,- Euro/MWh um 0,42 Euro/MWh.

Hochgerechnet auf das Day-ahead-Handelsvolumen des Jahres 2006 folgen dar-aus Zusatzkosten von 13 bis 37 Mio. Euro, im Mittel

25 Mio. Euro im Jahr 2006. Auf der anderen Seite sind die Preiseffekte von Brennstoffen und CO2-Emissions-rechten zu berücksichtigen. Mit dem Ausbau der regenerativen Elektrizitätserzeu-gung reduzieren sich der Einsatz konventioneller Kraftwerke und damit die Nach-frage der Elektrizitätswirtschaft nach Brennstoffen und CO2-Emissionsrechten. Tabelle 6: EEG-Wirkungen auf die konventionelle Stromerzeugung im Jahr 2006

verdrängte Erzeugung

[%]

verminderte Erzeugung

[GWh]

Brennstoff-nutzungs-grad [%]

Primär-energie [GWh]

CO2 [kg/MWhel]

Braunkohle 20 14.414 36,6 39.382 1003 Steinkohle 70 50.448 37,6 134.171 924 Erdgas 10 7.207 43,9 16.417 460 Summe 100 72.070

Quelle: KLOBASTA / RAGWITZ 2005, S. 20) Auf der Basis von Modellrechnungen des Karlsruher Fraunhofer Instituts für Sys-tem- und Innovationsforschung über die CO2-Minderung im Stromsektor durch den Einsatz erneuerbarer Energien gelangt man zu den in Tabelle 6 aufgeführten Zahlenangaben für 2006. Demnach war das EEG im Jahr 2006 mit folgenden Ef-fekten auf die international gehandelten Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte verbunden:

− verminderter Steinkohlebedarf von 16,5 Mio. t oder 2,7 Prozent des Weltsteinkohlehandels,

− verminderter Erdgasbedarf von 16,4 Mio. MWh oder 0,3 Prozent des europäischen Erdgas-Bedarfs,

− verminderte CO2-Emissionen von 60 Mio. t oder 3,0 Prozent der europäischen CO2-Berechtigungen.

Bei einer unterstellten Preiselastizität von -0,4 wären im Jahr 2006 ohne die EEG-Strommengen

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− der Weltsteinkohlepreis um 0,66 Euro/t, − der Erdgas-Großhandelspreis um 0,3 Euro/cbm, − der Preis von CO2-Berechtigungen um 0,24 Euro/t

höher als tatsächlich eingetreten. Der Rückgriff auf ein ökonometrisches Modell für den Day-ahead-Strompreis (vgl. www.prognoseforum.de) führt zu einem Preiseffekt von 0,18 Euro/MWh. Hochgerechnet auf die Stromerzeugung in Deutschland ergibt dies einen Kostenvorteil von rund

90 Mio. Euro im Jahr 2006. Mit dem weiteren EEG-Ausbau wird dieser Kostenvorteil durch preiswertere Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte proportional ansteigen.

5.3 Reservekapazitäts-Effekt Ein gravierender Kritikpunkt an den vorliegenden Gutachten zum Merit Order-Effekt ist die Vernachlässigung der Effekte von Reservekapazitäten für den Aus-gleich von Windkraft-Schwankungen. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) müssen diese Kapazitäten längerfristig kontrahieren, womit sie teilweise nicht mehr auf dem Day-ahead-Markt zur Verfügung stehen. Zwangsläufig folgt daraus ein generell höheres Day-ahead-Strompreisniveau. Tabelle 7: Installierte EEG-Leistungen und EEG-Erzeugung im Jahr 2006

Wind-strom

anderer EEG-Strom

EEG-Summe

Installierte Leistung*) [MW] 19.525 9.452 28.977 Stromerzeugung 2006 [GWh] 30.710 41.360 72.070 mittlere verfügbare Kapazität [MW] 3.500 4.700 8.200 mittlere verfügbare Kapazität in Pro-zent der installierten Leistung 18 % 50 % 28 %

*) Mittelwert Ende 2005 und Ende 2006; Quelle: BMU 2008a Daten des Jahres 2006 (vgl. Tabelle 7) liefern Anhaltspunkte für den Reserveka-pazitäts-Effekt: Im Jahr 2006 entsprach die mittlere verfügbare Windkapazität nur 18 Prozent der im entsprechenden Zeitraum installierten Windleistung. Zusam-men mit den anderen EEG-Anlagen stand im Jahr 2006 eine EEG-Leitung von durchschnittlich 8.200 MW zur Verfügung. Dies sind 42 Prozent der installierten Windkapazität. Da die ÜNB zur Sicherung der Elektrizitätsversorgung durchschnittlich mehr als diese 8.200 MW beziehungsweise 42 Prozent der installierten Windkapazitäten als Reservekapazitäten vorhalten und dadurch dem Day-ahead-Markt entziehen

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mussten,14 ist der Reservekapazitäts-Effekt um schätzungsweise 20 Prozent grö-ßer als der in den Gutachten berechnete kurzfristige Merit Order-Effekt. Der Re-servekapazitäts-Effekt wird entsprechend geschätzt auf rund

590 Mio. Euro im Jahr 2006.

5.4 Reservekapazitäten inklusive Stromspeicher Laut dena-I-Netzstudie können bei einem weiteren Ausbau der Windenergie nur noch 6 Prozent der installierten Windkraftleistung als gesicherte Leistung angese-hen werden. Demnach müssten künftig bis zu 94 Prozent der installierten Wind-kraft in Form von Reservekapazität vorgehalten werden, wodurch der Effekt von Reservekapazitäten progressiv zu den indirekten EEG-Kosten steigen wird. Um die damit verbundenen exzessiven Kostenfolgen zu dämpfen, beschäftigt sich die Elektrizitätswirtschaft intensiv mit Strategien zur Substitution von Reserveka-pazitäten durch

− leistungsstarke Stromspeicher (z.B. Compressed Air Energy Storage, Bat-terien),

− nachfrageseitige Reaktionen auf fluktuierende Windstrommengen (z.B. mittels Lastabwurf, Real Time Pricing),

− großräumige Gleichstrom-Stromübertragung (HGÜ) zur verbesserten Ein-bindung von (Pump-) Speicher-Kraftwerken in die Ausregelung der inter-mittierenden Windkraft.

Unabhängig davon, welche der vielen innovativen Projekte sich künftig am Markt durchsetzen werden, kann man unterstellen, dass die künftig auf das Dreifache ansteigenden Windkapazitäten einen nur unterproportionalen Kostenanstieg für Reservekapazitäten, HGÜ, Stromspeicher und Maßnahmen im Bereich des Nach-fragemanagements erfordern werden. Trotz einer für dieses Gutachten angenom-menen Verdreifachung der installierten Windenergie-Leistungen gegenüber dem Jahr 2020 werden sich die entsprechenden indirekten Kosten bis 2020 gegenüber dem Jahr 2006 entsprechend nur verdoppeln. Das führt auf

1.180 Mio. Euro im Jahr 2020.

14 Die ÜNB sprechen von erforderlichen Reservekapazitäten im Umfang von bis zu 60 Prozent

der installierten Windleistung.

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5.5 Langfristiger Merit Order-Effekt Ein weiterer gravierender Einwand gegen die Berechnungen des kurzfristigen Merit Order-Effekts betrifft die Vernachlässigung der Kraftwerks-Investitionen (WISSEN / NICOLOSI 2007). In dem Maße, wie der kurzfristige Merit Order-Effekt die erwarteten Großhandelspreise für Elektrizität absenkt, reduziert sich die Wirt-schaftlichkeit von Investitionen in konventionelle Kraftwerke. Die Investoren werden daher entsprechende Investitionen tendenziell reduzieren. Mit anderen Worten: Der Ausbau regenerativer Erzeugungskapazitäten verdrängt Investitionen in konventionelle Kraftwerke. Verringerte Investitionen in konventionelle Kraftwerke üben zwangsläufig einen langfristig erhöhenden Effekt auf das Strompreisniveau aus. Erst wenn die lang-fristigen Preiserwartungen das Niveau ohne forcierten EEG-Ausbau erreicht haben, findet die Investitionszurückhaltung im Bereich konventioneller Kraftwerke ihr Ende. Im langfristigen Gleichgewicht zwischen regenerativen und nicht-regenerativen Kapazitäten gibt es demzufolge keinen Merit Order-Effekt zugunsten der Strom-verbraucher. Dies ist eine inhaltliche Begründung für den in Kapitel 5.1 festge-stellten Tatbestand, dass der kurzfristige Merit Order-Effekt nur auf den Day-ahead-Markt und nicht auf die Futures- und Forward-Märkte bezogen werden darf.. Es kann nicht ausgeschlossen werden, dass der Merit Order-Effekt sich langfristig sogar zuungunsten der Stromverbraucher auswirken wird. Bei der dynamischen Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks werden insbesondere die Grund- und Mittellast-Kraftwerke anteilig schrumpfen, da der Vorrang des EEG- und KWK-Stroms den klassischen Grund- und Mittellastbetrieb künftig nicht mehr zulässt. Damit sinkt die Wirtschaftlichkeit solcher Kraftwerke gegenüber Spitzenlast-Kraftwerken. Investitionen in Grundlast-Kraftwerke werden zuguns-ten von konventionellen Spitzenlastkraftwerken mit hohen variablen Kosten zu-rückgedrängt. Demnach werden die vergleichsweise höheren Grenzkosten von Mittellastkraftwerken langfristig auch das Preisniveau im Grundlastbereich bestimmen. Der langfristige Merit Order-Effekt wird insbesondere für die auf Grundlast-Elektrizität angewiesene Industrie tendenziell weiter steigende Strom-preise zur Folge haben. Allerdings ist denkbar, dass die Kraftwerksentwickler durch Innovationen im Be-reich konventioneller (Kohle-) Kraftwerke diesem Preiseffekt entgegenwirken können, indem sie die bisher für den Grundlasteinsatz angebotenen Kraftwerke mittellastfähig und für den Intervallbetrieb tauglich machen. Mittelfristig ist dies auch deshalb erforderlich, um zu vermeiden, dass Länder ohne eigene Erdgasre-serven bei der Stromversorgung in eine strategische Energieabhängigkeit geraten. Im Rahmen dieses Gutachtens wird von einer Quantifizierung des langfristig ne-gativen Merit Order-Effekts abgesehen.

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6 Zusammenfassung Bei einem kräftigen Ausbau der Windenergie gegenüber dem Jahr 2006 (mit einer installierten Leistung von 19.500 MW) bis zum Jahr 2020 auf

onshore 45.000 MW 81.000 GWh offshore 20.000 MW 71.000 GWh

sind aus heutiger Sicht mindestens die folgenden indirekten EEG-Kosten zu er-warten, sofern die Regelungen des gerade novellierten EEG-2009 bis dahin nicht erneut verändert werden: Tabelle 8: Zusammenfassung der indirekten EEG-Kosten

Jahr 2006 [Mio. Euro]

2020 [Mio. Euro]

Netzanschluss-Investitionen 0 540 Netzausbau-Investitionen 0 270 Leitungsverluste und betriebsbedingte Aufwendungen des ÜNB 0 160

Ausgleich der fluktuierenden Onshore-Winderzeugung 410 868

Ausgleich der fluktuierenden Offshore-Winderzeugung 0 476

Merit Order-Effekt -490 0 suboptimaler Kraftwerksbetrieb 25 75 Brennstoff- und CO2-Kosten-Effekt -90 -270 Reservekapazitätseffekt 590 1.180 Summe 445 3.300

Bedingt durch die für dieses Gutachten verwendete Methodik sind die vorgenann-ten Zahlen als Minimalwerte zu verstehen, die einen Spielraum nach oben von 15 Prozent (2006) bzw. 30 Prozent (2020) offen lassen. Nach § 40 EEG-2009 sollen die stromintensiven Unternehmen des produzieren-den Gewerbes maximal 0,05 Cent/kWh der direkten EEG-Kosten tragen, um „so ihre internationale und intermodale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten“. Die indi-rekten EEG-Kosten fallen heute jedoch nicht unter diese Begrenzung. Den Ergeb-nissen des Gutachtens zufolge wird derzeit schon jeder Endverbraucher – also auch die stromintensiven Unternehmen – durch die indirekten EEG-Kosten mit rund 0,09 Cent/kWh zusätzlich belastet. Wenn diese Kosten bis zum Jahr 2020 um den Faktor Sieben bis Acht ansteigen, wird die in § 40 EEG-2009 formulierte Absicht des Gesetzgebers unterlaufen, die Wettbewerbsfähigkeit der strominten-siven Unternehmen des produzierenden Gewerbes in Deutschland auch weiterhin zu erhalten, wenn es hier nicht bald zu einer gesetzlichen Nachbesserung kommt.

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