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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.
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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 [email protected]
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