Source: https://de.scribd.com/document/54845349/Erfahrungsbericht-2011-zum-Erneuerbare-Energien-Gesetz-EEG
Timestamp: 2020-08-15 15:31:19+00:00

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Die Bundesregierung hat am 28. September 2010 ein umfassendes Energiekonzept beschlossen, das den Weg in das Zeitalter der erneuerbaren Energien weist. Danach sollen bis 2020 die CO2-Emissionen im Vergleich zu 1990 um 40 % gesenkt werden, bis 2050 um mindestens 80 %. Dies ist die notwendige Mindestreduktion für Industrieländer, damit das erklärte Ziel der Europäischen Union, den weltweiten Temperaturanstieg auf maximal 2 °C zu begrenzen, eingehalten werden kann.
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- nur für den internen Gebrauch -
Erfahrungsbericht 2011 zum
(EEG-Erfahrungsbericht)
gemäß § 65 EEG
vorzulegen dem Deutschen Bundestag
Stand 3.5.2011
1 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien – Bisherige Entwicklung und künftige
2 Transformation des Energiesystems
2.1 Markt- und Systemintegration
2.2 Netzintegration
3 Technologiespezifische Betrachtungen
3.1 Wasserkraft (§ 23 EEG)
3.2 Deponie-, Klär- und Grubengas (§§ 24, 25, 26 EEG)
3.3 Biomasse (§27 EEG)
3.4 Geothermie (§28 EEG)
3.5 Windenergie (§§ 29, 30, 31 EEG)
3.6 Solare Strahlungsenergie (§§ 32, 33 EEG)
4 Ökonomische Wirkungen des EEG
4.1 Kostenwirkungen
4.2 Nutzenwirkungen
4.3 Besondere Ausgleichsregelung (§§ 40 ff EEG) und industrieller Eigenverbrauch
5 Ökologische Wirkungen des EEG
5.1 Wirkungen auf den Klimaschutz
5.2 Wirkungen auf Umwelt, Natur und Landschaft
6 Übergreifende Betrachtungen
6.1 Statistik der erneuerbaren Energien
6.2 Bundesnetzagentur (BNetzA)
6.3 Clearingstelle
Entwurf EEG-Erfahrungsbericht 2011 (Stand 3.5.2011) – Nur für den internen Gebrauch -
1 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien – Bisherige Entwicklung und künftige Herausforderungen
Die Bundesregierung hat am 28. September 2010 ein umfassendes Energiekonzept beschlossen, das den Weg in das Zeitalter der erneuerbaren Energien weist. Danach sollen bis 2020 die CO 2 -Emissionen im Vergleich zu 1990 um 40 % gesenkt werden, bis 2050 um mindestens 80 %. Dies ist die notwendige Mindestreduktion für Industrieländer, damit das erklärte Ziel der Europäischen Union, den weltweiten Temperaturanstieg auf maximal 2 °C zu begrenzen, eingehalten werden kann.
Um diese Ziele zu erreichen, sieht das Energiekonzept einen kontinuierlichen Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor vor: Bis 2020 soll der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch mindestens 35 % betragen. Bis 2030 strebt die Bundesregierung einen Anteil von 50 % an, 2040 sollen es 65 % sein und 2050 80 %. Der im August 2010 von der Bundesregierung der Europäischen Kommission vorgelegte Nationale Aktionsplan für erneuerbare Energie (NREAP) geht für 2020 sogar von einem Anteil von 38,6 % aus.
Voraussetzung hierfür ist, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland weiterhin ambitioniert vorangetrieben wird. Der in Folge des Reaktorunglücks in Japan angestrebte beschleunigte Ausstieg aus der Kernenergie verstärkt die Notwendigkeit eines beschleunigten Ausbaus der erneuerbaren Energien. Dazu bedarf es auch künftig einer effektiven Förderung. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat sich seit Inkrafttreten des ersten EEG im Jahr 2000 als ausgesprochen erfolgreich erwiesen: Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch hat sich von 6,4 % im Jahr 2000 auf 16,8 % in 2010 erhöht. Im internationalen Vergleich ist dieses Ausbautempo beispiellos, wie Abb.1-1 eindrucksvoll belegt. Im Gegensatz zur Entwicklung in Deutschland hat sich der Anteil erneuerbarer Energien weltweit bzw. in der OECD kaum geändert. Der steigende Anteil in der EU ist zu großen Teilen auf den deutschen Ausbauerfolg zurückzuführen.
Abb.1-1: Entwicklung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in verschiedenen Regionen bezogen auf das Jahr 1990.
Die für den Ausbauerfolg entscheidenden Strukturelemente des EEG sind:
• die Verpflichtung der Netzbetreiber zum Netzanschluss von EEG-Anlagen und ggf. zum hierfür erforderlichen Netzausbau,
• die vorrangige Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus erneuerbaren Energien, d.h. erneuerbarer Strom genießt einen Einspeisevorrang gegenüber Strom aus konventionellen Energieträgern,
• die Vergütung des Stroms zu einem i.d.R. über 20 Jahre festen Vergütungssatz, der im Grundsatz kostendeckend sein soll.
Das EEG hat zunächst vor allem die Windenergienutzung an Land und die Stromerzeugung aus Biomasse vorangebracht. In den letzten Jahren wies dagegen die Photovoltaik (PV) die größten Zubauraten auf. Dagegen bleiben die Windenergienutzung auf See sowie die Geothermie noch deutlich hinter den Erwartungen zurück (siehe Abb. 1-2).
Entwicklung der erneuerbaren Stromerzeugung in Deutschland seit 1990 nach Sparten [1].
Mit dem zunehmenden Anteil der erneuerbaren Energien sind jedoch auch neue Herausforderungen verbunden. Das derzeitige Energieversorgungssystem ist für sehr hohe Anteile erneuerbarer Energien an der Stromversorgung nicht ausgelegt und muss entsprechend der Zielsetzung aus dem Energiekonzept weiterentwickelt werden. So sind negative Preise an der Strombörse ein Indiz dafür, dass die Flexibilität des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks im Rahmen des heutigen Marktdesigns nicht ausreichend verfügbar gemacht werden konnte oder nicht immer ausreicht, um die fluktuierende Einspeisung von Strom aus Wind und Sonne mit der Stromnachfrage in Übereinstimmung zu bringen.
Aber auch bei den erneuerbaren Energien selbst ergibt sich durch das Wachstum heraus aus einem Nischenmarkt und hin zu einem Marktanteil von 35 - 40 % innerhalb der laufenden Dekade dringender Handlungsbedarf. So müssen erneuerbare Energien zunehmend selbst in der Lage sein, zur Stabilität des Gesamtsystems beizutragen. Zudem wird es schon in einigen Jahren zunehmend zu Situationen kommen, in denen selbst bei vollständiger Abschaltung aller konventionellen Kraftwerke die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien die Stromnachfrage übersteigt. Auch mit Blick auf den EU- Binnenmarkt erfordern wachsende Strommengen im EEG-Vergütungssystem eine Weiterentwicklung der nationalen Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien.
Die bestehenden Herausforderungen erfordern insbesondere erheblich mehr Flexibilität im gesamten System. Vor diesem Hintergrund beabsichtigt die Bundesregierung, weiterführende Maßnahmen zur Markt- und Netzintegration der erneuerbaren Energien, aber auch zur Flexibilisierung des konventionellen Kraftwerksparks und der Nachfrageseite (Lastmanagement) zu ergreifen.
Für die langfristig angestrebte Transformation des Energiesystems hin zu einer Stromversorgung, die zu 80 % auf – überwiegend fluktuierenden – erneuerbaren Energien beruht, sind noch deutlich weitergehende Schritte notwendig. Hier geht es um eine grundlegende Weiterentwicklung des Strommarktes, da im derzeitigen Marktdesign die Preise perspektivisch nicht genügend Anreize für den Bau der erforderlichen Kapazitäten – seien es erneuerbare Energien, Speicher oder flexible konventionelle Kraftwerke – bieten werden.
Der vorliegende Erfahrungsbericht hat vor allem die zum 1. Januar 2012 vorgesehene EEG-Novelle im Blick und konzentriert sich auf den kurz- bis mittelfristigen Handlungsbedarf, wobei auch außerhalb des EEG bestehender Handlungsbedarf identifiziert wird. Die langfristigen Herausforderungen werden ebenfalls in den Blick genommen, und erste Weichenstellungen werden hierfür vorgenommen. Die Bundesregierung wird die für die Transformation des Energiesystems erforderliche Diskussion in den nächsten Jahren aktiv vorantreiben.
Die Bundesregierung wird die zum 1. Januar 2012 anstehende Novellierung des EEG an sechs strategischen Linien ausrichten:
• Ausbau der erneuerbaren Energien dynamisch fortsetzen Die im Energiekonzept formulierten Ausbauziele werden als Mindestziele in das EEG aufgenommen. Um diese Ziele zu erreichen, müssen die erneuerbaren Energien dynamisch ausgebaut werden. Handlungsbedarf besteht vor allem dort, wo der Ausbau bisher nicht die erforderliche Dynamik entfaltet hat. Dies ist insbesondere bei der Windenergie auf See der Fall. Mit einem erwarteten Anteil von 35 – 40 % an der inländischen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in 2050 stellt sie perspektivisch die wichtigste Säule der Stromversorgung dar. Ohne eine erfolgreiche Erschließung der Windenergie auf See werden die Ausbauziele nicht erreichbar sein. Daher sind hier gezielte und effektive Verbesserungen der Rahmenbedingungen vorgesehen, wie z. B. ein optionales Stauchungsmodell, dass eine schnellere Refinanzierung von Windparks auf See ermöglicht. Ein beschleunigter Ausbau ist auch bei dem derzeit wichtigsten Volumensträger, der Windenergie an Land, möglich.
Ansatzpunkt ist hier allerdings nicht die Vergütung im EEG, sondern in erster Linie das in der Zuständigkeit der Länder liegende Planungsrecht (z. B. Ausweisung von Eignungsgebieten, Höhenregelungen). Auch in anderen Bereichen, wie Geothermie und Wasserkraft, werden im Erfahrungsbericht konkrete Verbesserungen vorgeschlagen.
• An bewährten Grundprinzipien des EEG festhalten Das EEG schafft für Investoren in erneuerbare Energien ein hohes Maß an Investitionssicherheit. Entscheidend dafür sind der Einspeisevorrang, die feste Vergütung und die Verpflichtung zum Netzanschluss bzw. Netzausbau. Diese Kernelemente sind die Garanten für den Ausbau der erneuerbaren Energien.
• Kosteneffizienz steigern Die Vergütungszahlungen im Rahmen des EEG beliefen sich 2010 nach ersten Schätzungen auf über 12 Mrd. €. Inwieweit der weitere Ausbau die von den Stromverbrauchern zu tragenden (Differenz-)Kosten des EEG erhöht, hängt maßgeblich davon ab, welche Vermarktungserlöse für den EEG-Strom an der Strombörse erzielt werden. Unabhängig davon ist eine möglichst effiziente Förderung erforderlich, um die aus dem EEG resultierenden finanziellen Belastungen für die privaten Haushalte und Unternehmen zu begrenzen, Hier ist es in den letzten Jahren zu Fehlentwicklungen gekommen. So entfielen 2010 im Stromsektor von rund 23,7 Mrd. € Investitionen in erneuerbare Energien allein 19,5 Mrd. € und damit über 80 % auf die Photovoltaik. Die Vergütungsstruktur bei Biomasse führte dazu, dass dort vor allem teure Kleinanlagen mit Vergütungen von theoretisch bis zu 30,67 ct/kWh errichtet wurden. Insgesamt stieg seit dem Jahr 2000 die durchschnittliche Vergütung für Strom aus erneuerbaren Energien von 8,5 ct/kWh auf voraussichtlich 15,5 ct/kWh (2010) an. Diese Entwicklung musste dringend gestoppt werden. Die Bundesregierung und der Deutsche Bundestag haben daher bereits vor der zum 1. Januar 2012 vorgesehenen EEG-Novelle wirksam gegengesteuert und insbesondere mit dem Abbau der Überförderung der Photovoltaik entschlossen gehandelt. Eine Überförderung muss auch künftig vermieden und die Förderung kostengünstiger Technologien in den Vordergrund gerückt werden. Auf Dauer kann nur eine kosteneffiziente Förderung die notwendige Akzeptanz des EEG sicherstellen.
• Basis der EEG-Finanzierung sichern Ein Grundprinzip des EEG ist, dass die daraus resultierenden Kosten über die EEG- Umlage von den Stromverbrauchern getragen werden. Hiervon gibt es jedoch Ausnahmen. Dazu gehört z. B. die Besondere Ausgleichsregelung, die eine die internationale Wettbewerbsfähigkeit gefährdende Belastung stromintensiver
Unternehmen verhindern soll. Ein weiteres Beispiel ist das so genannte Grünstromprivileg, durch das Stromhändler, bei denen der EEG-Strom einen Anteil von mindestens 50 % erreicht, von der EEG-Umlage befreit werden. Jede Befreiung von der EEG-Umlage führt aber zu einer Mehrbelastung der übrigen Stromverbraucher. So erhöht die Besondere Ausgleichsregelung 2011 die EEG-Umlage der nicht begünstigten Unternehmen sowie der privaten Haushalte um rund 20 %. Daher kommt es entscheidend darauf an, Ausnahmen auf die objektiv erforderlichen Bereiche zu begrenzen, um sowohl die Kosten für die im internationalen Wettbewerb stehenden Unternehmen als auch die daraus resultierenden Mehrkosten für die privaten Stromverbraucher sinnvoll zu begrenzen.
• Markt- und Systemintegration Mit zunehmendem Anteil an der Stromversorgung gewinnt die Optimierung des Zusammenspiels von erneuerbaren Energien, konventionellen Kraftwerken, Speichern und den Stromverbrauchern an Bedeutung. Das Energiekonzept der Bundesregierung fordert vor diesem Hintergrund eine bedarfsgerechtere Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Mit der Einführung einer optionalen Marktprämie sowie eines Anreizes für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung aus Biomasse werden hierzu gezielte Maßnahmen ergriffen. Darüber hinaus enthält der Erfahrungsbericht eine Reihe weiterer Maßnahmen zur Markt- und Systemintegration, beispielsweise Netz stabilisierende Maßnahmen bei der Photovoltaik.
• Vereinfachung und Transparenz Einige Regelungen im EEG weisen ein unnötig hohes Maß an Komplexität auf. Dies ist beispielsweise bei der Biomasse der Fall, wo im EEG 2009 mit einer Vielzahl verschiedener Boni, die miteinander kombiniert werden können, eine unnötig komplexe und intransparente Vergütungsstruktur geschaffen wurde, die noch dazu teilweise gravierende Fehlsteuerungen verursachte. Hier ist eine deutliche Vereinfachung vorgesehen. Auch in anderen Bereichen soll die Zahl der Boni reduziert und die Vergütungsstruktur einfacher und transparenter gestaltet werden.
Mit dem vorliegenden Erfahrungsbericht erfüllt die Bundesregierung ihre Berichtspflicht gegenüber dem Deutschen Bundestag gemäß § 65 EEG. Der Erfahrungsbericht stellt umfassend dar, welche Änderungen die Bundesregierung im EEG - aber auch darüber hinaus – anstrebt. Um den Bericht nicht zu überfrachten, wurden Maßnahmen von eher geringerer Bedeutung bewusst nicht aufgenommen. Der Erfahrungsbericht beruht auf einer Reihe wissenschaftlicher Vorhaben, die vom Bundesumweltministerium vergeben wurden (s Quellenverzeichnis). Darin wurden die verschiedenen Aspekte aus unterschiedlichen
Blickwinkeln analysiert und entsprechende Handlungsempfehlungen entwickelt. Mit Blick auf die notwendige Planungssicherheit für Investoren sollte der im EEG verankerte vierjährige Evaluierungszyklus beibehalten werden.
Die erneuerbaren Energien entwickeln sich zunehmend zu einer immer wichtiger werdenden Säule der Energieversorgung. Damit einhergehend muss allerdings das gesamte Energieversorgungssystem weiterentwickelt werden. Ziel ist es, die Transformation zu einer Energieversorgung, die auf erneuerbaren Energien basiert, für Wirtschaft und Verbraucher wirtschaftlich vernünftig zu gestalten. Dies ist die zentrale Herausforderung für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien.
Hierzu muss das Zusammenspiel von konventionellen und erneuerbaren Energien sowie Netzen, Speichern und Stromverbrauch optimiert werden. Dazu bedarf es mehr Flexibilität sowohl im konventionellen Kraftwerkspark als auch bei den erneuerbaren Energien und auf der Nachfrageseite sowie eines großräumigen Ausgleichs der wetterbedingten Fluktuationen der erneuerbaren Energien. Um dies zu erreichen, gibt es klare Herausforderungen für die Gestaltung der Strommärkte und den Netzausbau.
Diese Fragen werden in den folgenden Abschnitten „Markt- und Systemintegration“ und „Netzintegration“ adressiert. Der Erfahrungsbericht konzentriert sich dabei auf Lösungsbeiträge, die im Zusammenhang mit der anstehenden EEG-Novelle außerhalb des EEG umgesetzt werden können. Darüber hinaus stellen sich im Hinblick auf die gemäß Energiekonzept langfristig angestrebten sehr hohen Anteile erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung weitere Herausforderungen, die hier nicht vertieft abgehandelt werden können. Zwar befinden sich trotz bestehender Überkapazitäten Kraftwerke mit einer Leistung von über 10 GW im Bau, und auch der Neubau eines Pumpspeicherkraftwerks mit einer Leistung von 1,2 Gigawatt ist in Planung. Ob allerdings die Strompreise im derzeitigen Strommarktdesign mittel- und langfristig betrachtet ausreichende Anreize für die erforderlichen Investitionen in erneuerbare Energien, Speicher und flexible konventionelle Kraftwerke bieten, ist derzeit nicht sicher prognostizierbar. Investitionen sind aber insbesondere zur Leistungsabsicherung und Überbrückung von Phasen mit geringer Stromerzeugung durch Windenergie und Photovoltaik unabdingbar. Hierzu sind vertiefte Untersuchungen erforderlich, die im Rahmen des vorliegenden EEG-Erfahrungsberichts nicht geleistet werden konnten. Das Bundesumweltministerium hat hierzu bereits im August 2010 eine Förderbekanntmachung veröffentlicht. Ziel ist es, Erkenntnisse zu den mittel- und langfristig erforderlichen Rahmenbedingungen für eine Energieversorgung mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien zu gewinnen.
Der Weg der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien in die Strommärkte erfolgt derzeit weitestgehend über die Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV). Danach sind die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verpflichtet, den Strom täglich am Spotmarkt der Strombörse zu vermarkten. Eine Direktvermarktung nach § 17 EEG bzw. eine Vermarktung im Rahmen des „Grünstromprivilegs“ nach § 37 EEG erfolgte bisher nur für relativ geringe Mengen.
Mit der täglichen Vermarktung der EEG-Strommenge am Spotmarkt ist bereits ein erster Schritt zu einer besseren Marktintegration getan worden. Bis Ende 2009 wurde der EEG- Strom als physisches Band an die Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert. Seit Anfang 2010 wird er dagegen auf dem day-ahead-Markt der Börse transparent vermarktet und löst dort für alle Marktakteure nachvollziehbare Preissignale aus.
Die alleinige Vermarktung am Spotmarkt führt allerdings dazu, dass teilweise nicht die maximal möglichen Preise erzielt werden, weil z. B. eine Vermarktung als Regelenergie im Rahmen der AusglMechV nicht möglich ist. Auch spielen die Nachfrage und der sich am Markt bildende Strompreis für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, der über die ÜNB nach AusglMechV vermarktet wird, unter den derzeitigen Rahmenbedingungen faktisch keine Rolle. Damit leisten diese Strommengen aus erneuerbaren Energien derzeit auch keinen aktiven Beitrag zur Grundfunktion eines jeden Marktes, dem Ausgleich von Angebot und Nachfrage.
Das Energiekonzept der Bundesregierung fordert vor diesem Hintergrund eine bedarfsgerechtere Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Dies setzt einen geeigneten Anreiz voraus. In einem normalen Markt wird diese Funktion vom Marktpreis ausgefüllt. Für die Betreiber von EEG-Anlagen spielt das Preissignal des Marktes allerdings keine Rolle.
Für eine verstärkte Bedarfsorientierung der Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien bieten sich vor diesem Hintergrund zwei grundsätzliche Ansatzpunkte an:
(1) Es werden Optionen zur Vermarktung geschaffen oder verbessert, die sich am Markt- bzw. Börsenpreis orientieren. Auch hier gibt es zwei grundsätzliche Ansatzpunkte:
(a) Es wird eine ökonomisch optimierte Vermarktung von Strommengen ermöglicht, die weiterhin die EEG-Vergütung erhalten. Ansatzpunkt dafür wäre die Weiterentwicklung der AusglMechV. (b) Betreiber von Anlagen von Strom aus erneuerbaren Energien werden zu Marktakteuren. Dazu werden die Möglichkeiten zur Direktvermarktung weiterentwickelt bzw. weitere Optionen für eine direkte Vermarktung geschaffen, z. B. in Form einer Marktprämie und der Vermarktung von Teilen der erzeugten Stromengen an den Regelenergiemärkten.
(2) Es werden ergänzend zum Börsenpreis zusätzliche Steuerungsmechanismen speziell für Strom aus erneuerbaren Energien eingeführt, wie dies z. B. bei dem bereits in der letzten Legislaturperiode diskutierten Kombikraftwerks-Bonus der Fall war. Das Energiekonzept der Bundesregierung sieht hierzu die Prüfung eines „Stetigkeits-Bonus“ vor.
Letztlich setzt allerdings der Ausgleich fluktuierender Einspeisung neben geeigneten Anreizmechanismen auch konkrete Ausgleichsoptionen voraus. Dafür kommen Stromspeicher, regelbare Erzeugung, Lastmanagement auf der Nachfrageseite, der räumliche Ausgleich über das Netz sowie Kombinationen dieser Möglichkeiten in Frage. Eine besondere Herausforderung bei der Marktintegration der erneuerbaren Energien sind die dargebotsabhängigen Energieträger Sonne und Wind.
Die verschiedenen Handlungsoptionen für eine verbesserte Markt- und Systemintegration werden im Folgenden analysiert. Im Ergebnis wird ein Handlungspaket vorgeschlagen, das im Kern aus folgenden Elementen besteht:
• Einführung einer optionalen, technologiespezifischen Marktprämie, die Anreize für eine marktorientierte Betriebsweise bietet.
• Zusätzliche Anreize für Investitionen in Biogasanlagen, die eine flexible Stromerzeugung ermöglichen (in Anlehnung an die Technologiekomponente des in der letzten Legislaturperiode diskutierten Kombikraftwerks-Bonus).
• Modifizierung des Grünstromprivilegs: Einführung eines Mindestanteils von 25 % Strom aus fluktuierenden Quellen, so dass künftig ein Beitrag zur Integration fluktuierender erneuerbarer Energien geleistet werden muss.
• Verbesserung der Rahmenbedingungen für die Teilnahme von direkt vermarkteten erneuerbaren Energien, Speichern und abschaltbaren industriellen Lasten an den Regelenergiemärkten.
• Erweiterung der Verordnungsermächtigung für die Ausgleichsmechanismus- verordnung, um ihre Weiterentwicklung in Richtung einer ökonomisch optimierten Vermarktung zu vereinfachen.
• Mit einer Speicheroffensive (insbesondere ressortübergreifendes Speicherforschungs- programm mit einem Gesamtvolumen von 200 Mio. €, Befreiung neuer Speicher von den Netzentgelten) werden Entwicklung und Bau von Speichern vorangetrieben.
• Im Rahmen des Energiewirtschaftsgesetzes wird eine Verordnungsermächtigung geschaffen, die es ermöglicht, Anforderungen an die Flexibilität von Stromerzeugungsanlagen festzulegen, damit der Vorrang erneuerbarer Energien möglichst umfassend gewährleistet ist.
2.1.1 Optionale Marktprämie
Die Einführung einer optionalen, technologiespezifischen Marktprämie ist ein wichtiges Instrument, um eine marktorientierte Strombereitstellung durch erneuerbare Energien zu ermöglichen. Das Prämienmodell stellt einen Paradigmenwechsel dar: Anlagenbetreiber erhalten einen Anreiz, sich vom passiven Beteiligten zum aktiven Marktakteur zu entwickeln. Dazu werden technologiespezifische Prämien vorgesehen, die im Grundsatz die Differenz zwischen dem (durchschnittlichen) Börsenpreis und der technologiespezifischen EEG- Einspeisevergütung abdecken sollen. Dabei wird berücksichtigt, dass z. B. Strom aus Photovoltaikanlagen aufgrund deren Einspeisecharakteristika an der Börse höhere Preise erzielt als Strom aus Windenergieanlagen.
Konkret wird folgendes Modell vorgeschlagen:
• Anlagenbetreiber können optional monatlich statt der EEG-Vergütung eine Marktprämie wählen; die Fristen des § 17 EEG gelten entsprechend.
• Die jeweilige Marktprämie ergibt sich aus der Differenz zwischen der anlagenspezifischen EEG-Vergütung und dem monatlich ex post ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis korrigiert um einen technologiespezifischen Wertigkeitsfaktor, der den Marktwert der jeweiligen erneuerbaren Energie an der Börse widerspiegelt.
• Die technologiespezifischen Wertigkeitsfaktoren für Windenergie und Photovoltaik werden monatlich ex post wie folgt bestimmt: Zunächst wird technologiespezifisch die Summe der stündlichen Verkaufserlöse durch die erzeugte Strommenge geteilt. Man erhält so den technologiespezifischen Durchschnittserlös. Dieser wird dann in Bezug zum durchschnittlichen Marktpreis gesetzt. Wendet man dies auf die vergangenen Jahre an,
so ergeben sich für Wind Wertigkeiten zwischen rund 88 und 95 %, während die Wertigkeit von PV-Strom zwischen etwa 115 und 135 % schwankt. Für dargebotsunabhängige Energieträger (z. B. Wasser, Biomasse) wird die Wertigkeit mit 100 % festgelegt.
• Als weitere Komponente der Marktprämie erhalten die Teilnehmer eine Managementprämie. Damit werden die Kosten ausgeglichen, die aus Prognoseabweichungen bei fluktuierenden EE-Anlagen sowie aus der Handelsteilnahme resultieren. Diese Kosten fallen derzeit auch im Zusammenhang mit der Vermarktung des EEG-Stroms durch die ÜNB an. Zwar ist davon auszugehen, dass der Umgang mit dem neuen Instrument „Marktprämie“ anfangs höhere Kosten als im derzeitigen System verursachen dürfte, jedoch ist hier schon kurzfristig mit deutlichen Lerneffekten zu rechnen. Vor diesem Hintergrund ist bei der Managementprämie - für Neu- und Bestandsanlagen - jährlich eine starke Abschmelzung gemäß der nachfolgenden Aufstellung vorgesehen:
Regelbare (Biomasse etc.)
12 €/ MWh
1 €/MWh
8,5 €/MWh
7 €/MWh
• Es wird geprüft, ob die Marktprämie so ausgestaltet werden kann, dass der auf diesem Wege vermarktete Strom dem Verbraucher gegenüber transparent als Strom aus erneuerbaren Energien ausgewiesen werden kann.
In mehreren Forschungsvorhaben und begleitenden Workshops wurden insbesondere folgende Fragen zur Marktprämie intensiv diskutiert:
• Kosten der Marktprämie:
Anlagenbetreiber werden die Option der Marktprämie nur dann wählen, wenn sie sich besser stellen als mit der EEG-Vergütung. Sie müssen also mit der Marktprämie höhere Erlöse erzielen können. Diese zusätzlichen Erlöse kommen jedoch im Kern nicht über die Marktprämie, sondern aus Mehrerlösen, die am Markt erzielt werden können. Mehrbelastungen für die EEG-Umlage würden sich zum einen bei einer fehlerhaften Festlegung der Wertigkeitsfaktoren ergeben; dies ist jedoch durch die hier vorgeschlagene Methode (Ex-Post-Festlegung der Wertigkeitsfaktoren) weitgehend ausgeschlossen. Zum anderen ergeben sich Mehrbelastungen zumindest in der Einführungsphase durch die Vergütung der Kosten für den Ausgleich von Prognoseabweichungen sowie die Kosten für den Handelszugang (Managementprämie).
Diese Kosten fallen derzeit bei den ÜNB an, werden aber aufgrund einer höheren Zahl von Vermarktern durch die Marktprämie in begrenztem Maße ansteigen.
Insgesamt kommen Berechnungen des Fraunhofer Instituts für System- und Innovationsforschung (ISI) allerdings zu dem Ergebnis, dass die Marktprämie nur zu maximalen Mehrkosten von zunächst (2012-2014) rund 200 Mio. € pro Jahr führt und diese danach (2015) sogar auf 115 Mio. € pro Jahr sinken. Dabei wurde im Sinne einer Maximalschätzung eine sehr starke Teilnahme an der Marktprämie unterstellt, so dass die genannten Zahlen in der Realität deutlich unterschritten werden dürften. Dem gegenüber resultieren nach einem von Consentec und r2b im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums erstellten Gutachten [2] aus der Marktprämie – konkret:
aus der initiierten Lastverlagerung der erneuerbaren Energien - Einsparungen im konventionellen Energiesystem in Höhe von 425 Mio. € im Jahr 2015 bzw. 670 Mio. € im Jahr 2020, die vor allem aus der veränderten Einspeisung der Biomasseanlagen resultiert.
Der Saldo aus Kosten und Nutzen ist also positiv. Die im Gutachten von Consentec und r2b enthaltenen Schätzungen von Mehrkosten der Marktprämie i.H.v. bis zu 2,1 Mrd. € im Jahr 2020 beruhen im Übrigen auf einem veralteten Vorschlag zur Ausgestaltung der Marktprämie und sind – unabhängig von der Frage, wie belastbar sie für den früheren Vorschlag waren – auf den neuen Ausgestaltungsvorschlag nicht übertragbar. Insgesamt sorgt die Marktprämie für mehr Flexibilität im Gesamtsystem und damit für sinkende Systemkosten. Diese schlagen sich zwar nicht in der EEG-Umlage nieder, können aber durchaus einen – wenn auch begrenzten – Einfluss auf den Strompreis haben.
• Fluktuierende Energien:
Die Einbeziehung fluktuierender Energien, d.h. insbesondere Windenergie und Photovoltaik, stellt eine besondere Herausforderung dar, da der für diesen Strom an der Börse erzielbare Preis vom durchschnittlichen Börsenpreis abweicht und dabei die Relation nicht stabil ist. Soweit die festgelegten Wertigkeitsfaktoren von den tatsächlichen Relationen abweichen, kann es zu Mitnahmeeffekten kommen. Durch das hier vorgeschlagene Vorgehen zur Festlegung der Wertigkeitsfaktoren (Ex-Post- Festlegung) ist dies jedoch weitgehend ausgeschlossen.
Auch für fluktuierende erneuerbare Energien sollte daher die Option der Marktprämie geöffnet werden, da dies zusätzliche Handlungsoptionen für die Akteure schafft. Dazu gehören kurzfristig die Teilnahme am Regelenergiemarkt, die Möglichkeit auf negative Preise zu reagieren und die Planung von Wartungsintervallen. Auch bietet die
Marktprämie einen Anreiz, Lastmanagementpotenziale zu erschließen, indem fluktuierende erneuerbare Energien im Verbund mit abschaltbaren industriellen Lasten betrieben werden. Mittel- bis langfristig bietet die Marktprämie einen – wenn auch schwer zu quantifizierenden - Anreiz, Windenergieanlagen anders auszulegen (Optimierung des Verhältnisses von Generator zu Rotor im Hinblick auf eine gleichmäßigere Einspeisung). Zudem wird die Technologieentwicklung (z. B. die Weiterentwicklung von Speichertechnologien) angestoßen.
Insgesamt sorgt die Marktprämie dafür, dass das Marktpreissignal die Anlagenbetreiber erreichen kann. Sie schafft so neue Handlungsoptionen und damit eine – mit Blick auf die wachsende Bedeutung fluktuierender Energieträger - dringend erforderliche Erhöhung der Flexibilität des Gesamtsystems. Sie erleichtert z. B. die Teilnahme der erneuerbaren Energien an den Regelenergiemärkten, bietet Anreize zur Verbesserung von Prognosen und ist wichtig für weitere Flexibilisierungsmaßnahmen, wie die bedarfsgerechte Einspeisung von Strom aus Biogas oder die Akquisition von zusätzlichen Optionalitäten zur Preisabsicherung der Prognosefehler (z. B. Lastmanagement). Zudem wird die Technologieentwicklung (z. B. Speicher) angereizt.
2.1.2 Direktvermarktung in Verbindung mit dem Grünstromprivileg nach § 37 EEG
Nach § 37 Abs. 1 Satz 2 EEG entfällt die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage für Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU), die mehr als 50 % Strom im Sinne der §§ 23 bis 33 EEG liefern. Dieses sogenannte Grünstromprivileg ist bislang die wesentliche wirtschaftliche Motivation für die Direktvermarktung von EEG-Strom nach § 17 EEG. Während es unter dem EEG 2004 faktisch noch keine Rolle gespielt hat, wächst seit Inkrafttreten des EEG 2009 die Bedeutung des Grünstromprivilegs. So überstieg nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die durch das Grünstromprivileg von der EEG-Umlage befreite Strommenge 1 nach etwa 0,4 TWh in 2009 im Jahr 2010 erstmals eine Größenordnung von 1 TWh. Für 2011 rechneten die Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Festsetzung der EEG-Umlage bereits mit knapp 25 TWh, das wirtschaftlich erschließbare Potenzial wurde sogar bei 70 TWh gesehen. Diese Prognose wird allerdings voraussichtlich deutlich unterschritten, was zumindest teilweise darauf zurückzuführen sein dürfte, dass die Umlagebefreiung im Rahmen des Europarechtsanpassungsgesetzes ab 2012 auf 2 ct/kWh begrenzt wurde und daher das Grünstromprivileg perspektivisch an
1 Dies umfasst die gesamte Strommenge eines „Grünstromhändlers“, d.h. sowohl der nach EEG vergütungsfähige Anteil (gemäß § 37 EEG mindestens 50 % des Gesamtportfolios) als auch die übrige Strommenge.
Attraktivität verloren hat (Ankündigungseffekt). Vorliegende Daten für das 1. Quartal 2011 lassen hochgerechnet auf das ganze Jahr etwa 8 TWh Stromerzeugung in der Direktvermarktung erwarten.
Im Rahmen der Festsetzung der EEG-Umlage für 2011 hatten die ÜNB den Anstieg der Umlage durch das Grünstromprivileg mit 0,1 ct/kWh angesetzt. Dabei wurde unterstellt, dass 2011 nur ein Drittel des wirtschaftlich erschließbaren Potenzials genutzt würde. Es ist aber davon auszugehen, dass mittelfristig das gesamte wirtschaftliche Potenzial erschlossen wird, so dass – unter Berücksichtigung eines eventuellen weiteren Anstiegs der Umlage - in den nächsten Jahren ohne Anpassung des Instruments ein Anstieg auf bis zu 0,5 ct/kWh möglich gewesen wäre.
Ungeachtet dieser kritischen Punkte ermöglicht aber das Grünstromprivileg, ein ökologisches Stromprodukt anzubieten, das sich qualitativ vom am Markt angebotenen Graustrom abhebt. Dies hat zur Entwicklung eines eigenen Marktsegmentes geführt, in dem sich neue (Öko- )Stromhändler etablieren konnten, die sich einer stark wachsenden Nachfrage gegenüber sehen. Allerdings hatten die meisten der 2009 das Grünstromprivileg nutzenden Stromhändler nahezu ausschließlich Strom aus Wasserkraft und Deponiegas im Portfolio. Wünschenswert wäre es, wenn auch das Grünstromprivileg einen Beitrag zur Integration leisten würde, d.h. wenn im Rahmen des Grünstromprivilegs ein angemessener Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien vermarktet würde. Dies ist aber erst bei einer relativ hohen EEG-Umlage der Fall, so dass dann die Mitnahmeeffekte bei den kostengünstigeren erneuerbaren Energien besonders groß sind. Faktisch bedeutet dies: Je höher die Integrationsleistung, umso höher die Mitnahmeeffekte.
Vor diesem Hintergrund haben die Bundesregierung und der Deutsche Bundestag bereits im Rahmen des Europarechtsanpassungsgesetzes gehandelt und die Befreiung von der EEG- Umlage ab 1. Januar 2012 auf 2 ct/kWh begrenzt. Diese Begrenzung sollte aus den o.g. Gründen beibehalten werden. Um der ursprünglich intendierten Absicht der Förderung von ökologisch hochwertigen Stromprodukten Rechnung zu tragen, sollte zudem ein Mindestanteil an fluktuierenden Energieträgern i.H.v. 25 % vorgegeben werden. Im Ergebnis werden die bisher möglichen Mitnahmeeffekte strikt begrenzt und wird zugleich dem Grünstromhändler ein Beitrag zur Integration der erneuerbaren Energien abverlangt.
Weiterhin hat sich gezeigt, dass die Voraussetzungen für die Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs bisherig unklar geregelt waren und vereinzelt Geschäftsmodelle entwickelt wurden, bei denen zweifelhaft ist, ob sie mit der bisherigen Rechtslage vereinbar sind. Die Einhaltung und Überwachung der Voraussetzungen müssen daher bei
Beibehaltung des Instruments klarer gefasst und insbesondere konkrete Nachweisanforderungen in das EEG aufgenommen werden. Darüber hinaus bleibt es auch künftig dabei, dass das Grünstromprivileg an die physisch-bilanzielle Lieferung von Grünstrom anknüpft. Der Nachweis der Lieferung von EEG-Strom kann nicht durch RECS- Zertifikate, Herkunftsnachweise oder vergleichbare Stromprodukte erfolgen, da diese ausschließlich der Stromkennzeichnung gegenüber dem Letztverbraucher dienen.
2.1.3 Kombikraftwerks- bzw. Stetigkeits-Bonus
Bereits in der vergangenen Legislaturperiode war ein Modell für einen Kombikraftwerks- Bonus ausgearbeitet worden. Das Energiekonzept der Bundesregierung sieht die Prüfung eines Stetigkeits-Bonus vor. Beide Begriffe zielen in Richtung einer gleichmäßigeren Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien.
Letztlich muss es darum gehen, dass auch erneuerbare Energien einen Beitrag zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage leisten. Dies kann durch Instrumente der Direktvermarktung, wie z. B. die Marktprämie oder das Grünstromprivileg, erreicht werden. Auch der Kombikraftwerks- bzw. Stetigkeits-Bonus zielt darauf ab. Während sich aber die Instrumente der Direktvermarktung an einem bestehenden Marktmechanismus orientieren und dazu den erneuerbaren Energien eine zusätzliche Option neben der festen Einspeisevergütung eröffnen, geht der Kombikraftwerks-Bonus den umgekehrten Weg des Verbleibs in der festen EEG-Vergütung. Da in diesem Fall der Marktpreis nicht als Steuerungsmechanismus fungieren kann, muss ein zusätzlicher Steuerungsmechanismus etabliert werden. Dazu wird für jede Stunde des folgenden Tages eine residuale Last (RL) aus einem typisierten bundesweiten Lastverlauf abzüglich der prognostizierten bundesweiten Einspeisung aus Wind- und Solarenergieanlagen berechnet. Während der acht Stunden – dabei handelt es sich nicht um einen 8-Stunden-Block, sondern um acht einzeln festgelegte Stunden - mit den höchsten residualen Lasten (HRL-Zeiten) wird die Einspeisung aus Stromspeichern, Biogas- und KWK-Anlagen ins Netz zusätzlich mit 2 ct/kWh belohnt. Während der acht Stunden mit den niedrigsten residualen Lasten (NRL-Zeiten) wird dagegen die Einspeicherung von Strom mit 2 ct/kWh belohnt. Im umgekehrten Fall, d.h. wenn Strom in HRL-Zeiten gespeichert oder in NRL-Zeiten ins Netz eingespeist wird, werden jeweils 2 ct/kWh abgezogen. Auf diese Weise wird ein Anreiz geschaffen, die Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien der Nachfrage entsprechend zeitlich zu verschieben.
Die dargestellte Zusatzvergütung („Bedarfskomponente“) erfüllt dabei vor allem eine Steuerungsfunktion. Zusätzlich sah das Modell des Kombikraftwerks-Bonus eine
„Technikkomponente“ vor. Dabei handelte es sich um eine leistungsabhängige Vergütung zur Finanzierung von Speicherkapazität, die jährlich über einen Zeitraum von bis zu 10 Jahren gezahlt werden sollte, solange die Fördervoraussetzungen erfüllt werden. Die vorgesehene Kapazitätskomponente für Biogas greift dies für einen begrenzten Bereich auf (s. Kap. 2.1.4).
Insgesamt sprechen mehrere Gründe gegen die Einführung eines Kombikraftwerks- bzw. Stetigkeits-Bonus im Sinne des dargestellten Modells:
• Das Modell ist sehr komplex und aufwändig in der Umsetzung.
• Das Modell verursacht nicht nur Kosten für die Investitionen, die unabhängig vom gewählten Instrumentarium erforderlich sind, um einen marktorientierten Betrieb in größerem Umfang überhaupt zu ermöglichen (insbesondere Speichertechnologien). Vielmehr entstehen auch durch den konzipierten Steuerungsmechanismus neue Vergütungszahlungen, die letztlich auch die EEG-Umlage erhöhen. Allerdings ist auch der Wert des mit zeitlicher Verschiebung eingespeisten Stroms höher.
• Das Modell sah vor, dass in die Optimierung der Einspeisung ausschließlich Anlagen zur Erzeugung bzw. Speicherung von Strom aus erneuerbaren Energien eingebunden werden sollten. Für das Gesamtsystem ist es aber z. B. effizienter, Speicher zu fördern, deren Nutzung nicht auf Strom aus erneuerbaren Energien begrenzt ist. Auch kann es z. B. wesentlich effizienter sein, fluktuierende erneuerbare Energien mit flexiblen Gaskraftwerken statt mit Speichern zu kombinieren.
• Die Etablierung eines zusätzlichen Steuerungsmechanismus neben dem Börsenpreis erhöht die Komplexität des Systems merklich. Sinnvoll kann dies unter Umständen dann sein, wenn eine Steuerungswirkung entfaltet wird, die vom Börsenpreis nicht erfüllt werden kann. Dies wäre z. B. dann der Fall, wenn das Modell gezielt lokale oder regionale Netzengpässe adressieren und vermeiden könnte. Dies würde allerdings voraussetzen, dass z. B. die Einteilung in HRL- und NRL-Zeiten – wie in der vergangenen Legislaturperiode angedacht - auf lokaler bzw. regionaler Ebene erfolgt, was die Komplexität des Modells nochmals deutlich erhöhen und neue Probleme mit sich bringen würde.
• Derzeit ist unklar, welche Speicher gezielt gefördert werden sollten. Hier ist deshalb ein schrittweises Vorgehen statt einer breit angelegten Förderung angezeigt (F&E, Demoanlagen, allgemeine Verbesserung der Rahmenbedingungen für Speicher, Entwicklung einer Roadmap für Speicher, siehe dazu unten).
Insgesamt kann daher der Kombikraftwerks- bzw. Stetigkeits-Bonus in der bisher entwickelten Form nicht empfohlen werden. Mit der vorgeschlagenen „Kapazitätskomponente“ für Biogasanlagen (s.u.) wird allerdings ein Element des in der
letzten Legislaturperiode ausgearbeiteten Modells eines Kombikraftwerks-Bonus teilweise aufgegriffen. Dieser Vorschlag sowie die Marktprämie wirken grundsätzlich in Richtung des Ziels einer gleichmäßigeren Einspeisung die mit dem Kombikraftwerks- bzw. Stetigkeits- Bonus angestrebt wurde. Es sollten daher zunächst mit diesen Instrumenten Erfahrungen gesammelt werden und daran anknüpfend ggf. weitere Schritte geprüft werden,
2.1.4 Bedarfsgerechte Einspeisung von Strom aus Biomasse
Grundsätzlich ist die Stromeinspeisung aus allen erneuerbaren Energien steuerbar, wenn sie mit einem Speicher kombiniert werden. Biomasseanlagen weisen allerdings die Besonderheit auf, dass sie – ähnlich wie konventionelle Kraftwerke – speicherbare Brennstoffe (chemisch gebundene Energie) nutzen. Die Stromerzeugung selbst kann also orientiert am jeweiligen Bedarf erfolgen. Durch die Speicherung der Biomasse entstehen im Gegensatz zu Stromspeichern allenfalls geringe Verluste und relativ niedrige Verlagerungskosten. Damit bietet die Biomasse grundsätzlich einen interessanten Ansatzpunkt für eine bedarfsgerechtere Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien. Insbesondere Biogasanlagen können so konzipiert werden, dass sie – wenn auch zeitlich begrenzt - flexibel Strom einspeisen können. Auch Holzheizkraftwerke sind grundsätzlich zu einer flexiblen Einspeisung in der Lage; sie können allerdings wegen ihres Dampfkraftprozesses ähnlich wie Kohlekraftwerke nur im Teillast- oder Wechsellastbetrieb und damit mit Wirkungsgradverlusten eingesetzt werden.
Durch die Einführung der optionalen Marktprämie wird ein grundsätzlich geeigneter Anreiz für eine marktorientierte Einspeisung geschaffen. Auf die feste EEG-Vergütung hin optimierte Biogasanlagen weisen aber nur begrenzte Flexibilitätspotenziale auf. Durch die Marktprämie können diese erschlossen und in gewissem Umfang auch Investitionen in eine zusätzliche Flexibilisierung angereizt werden. Die Anreizwirkung der Marktprämie allein reicht allerdings bei den derzeitigen Preisunterschieden zwischen Hoch- und Niedrigpreisphasen nicht für Investitionen aus, die z. B. für eine Speicherung über 12 Stunden erforderlich sind. Bei gasförmiger Biomasse, die das kostengünstigste Potenzial zur Verschiebung der Einspeisung aufweist, sind z. B. zusätzliche Investitionen in Motorenleistung und Speicher (Gas- und/oder Wärmespeicher) erforderlich, um eine derartige zeitliche Verlagerung der Stromeinspeisung zu ermöglichen.
Zur Flexibilisierung von Biogasanlagen wird daher – neben der Marktprämie und in Anlehnung an das Kombikraftwerksmodell aus der letzten Legislaturperiode – eine Förderung in Form einer „Kapazitätskomponente“ vorgeschlagen:
• Die Kapazitätskomponente orientiert sich an der von einer Biogasanlage bereit gestellten zusätzlichen Leistung („Zusatzkapazität“).
• Die Zusatzkapazität ergibt sich aus der ex-post ermittelten Differenz zwischen der installierten Leistung und der für das abgelaufene Jahr ermittelten Bemessungsleistung nach § 18 Abs. 2 EEG. Die Bemessungsleistung wird zuvor pauschal um 10 % (bei Vor- Ort-Verstromung von Biogas) bzw. 60 % (bei Biomethan-KWK-Anlagen) nach oben korrigiert, um die unterschiedlichen Verfügbarkeiten der Anlagen zu berücksichtigen. Vereinfacht ausgedrückt ergibt sich somit die Zusatzkapazität als installierte Leistung abzüglich der 1,1fachen Bemessungsleistung bzw. im Falle von Biomethan der 1,6fachen Bemessungsleistung.
• Die Bemessungsleistung drückt die durchschnittliche Jahresleistung einer Anlage aus. Sie ist gemäß § 18 Abs. 2 EEG der Quotient aus der in einem Kalenderjahr eingespeisten Strommenge und der Summe der vollen Zeitstunden des jeweiligen Kalenderjahres.
• Der Vergütungssatz für die Zusatzkapazität beträgt 130 € pro Jahr und kW der jeweils ex-post ermittelten Zusatzkapazität. Sie wird für maximal 10 Jahre zzgl. des Jahres gewährt, in dem die Kapazitätskomponente erstmals geltend gemacht wird. Die Finanzierung erfolgt über die EEG-Umlage.
• Anspruch auf die Kapazitätskomponente besteht nur, wenn der Strom vollständig direkt bzw. im Rahmen der Marktprämie vermarktet wird und die Zusatzkapazität mindestens 20 % der installierten Leistung beträgt; als Zusatzkapazität anrechenbar ist maximal 50 % der installierten Leistung. Diese Begrenzungen stellen sicher, dass zum einen die bereitgestellte Zusatzkapazität auch tatsächlich für die flexible Stromerzeugung genutzt wird und zum anderen die Anlagenerweiterung auf sinnvoll nutzbare Zusatzkapazitäten beschränkt bleibt.
• Im Falle von Biogas können gegenüber einer nichtflexibilisierten Nutzung reduzierte Anforderungen an die Wärmenutzung gelten (40 % statt 60 %), da eine flexible, am Strommarkt orientierte Betriebsweise die Wärmenutzung erschweren kann.
• Das Modell wird zunächst für neue Biogasanlagen eingeführt. Eine spätere Ausweitung auf Bestandsanlagen ist denkbar und sollte auf der Grundlage ausreichender Erfahrungen mit dem Modell geprüft werden. Im EEG sollte eine entsprechende Verordnungsermächtigung vorgesehen werden.
Die vorgeschlagenen Parameter sind auf Grundlage des neuen Vergütungssystems für Biogasanlagen (vgl. Kapitel 3.3) berechnet worden.
Es ist derzeit nicht abschätzbar, in welchem Umfang Anlagenbetreiber von diesem Mechanismus Gebrauch machen werden. Um im Gesamtsystem möglichst viele Flexibilitäten zu schaffen, ist eine möglichst hohe Beteiligung erforderlich. Die Bundesregierung wird daher die Entwicklung beobachten und ggf. neue Vorschläge vorlegen um sicherzustellen, dass die Lastverschiebepotenziale der Biomasse möglichst umfassend genutzt werden [3].
2.1.5 EEG-Wälzungs- und Ausgleichsmechanismus
Durch die Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV) aus dem Jahre 2009 wurde die bisherige physikalische Wälzung des EEG- Stroms an die Vertriebe zum 1. Januar 2010 abgeschafft und durch eine rein finanzielle Kostenwälzung ersetzt. Der EEG Strom wird weiterhin vom Anlagenbetreiber über die Verteilnetzbetreiber an die Übertragungsnetzbetreiber geliefert. Diese vermarkten die gesamte EEG-Strommenge ausschließlich und täglich am Spotmarkt der Strombörse, wobei zwischen Vermarktern und Anlagenbetreibern keine Optimierung der Einspeisung stattfindet. Prognosefehler werden, soweit wie möglich, am Intraday-Markt ausgeglichen. Die Differenz aus den Einnahmen und Ausgaben der ÜNB im Rahmen der EEG-Wälzung wird als EEG- Umlage an die Stromvertriebe gewälzt. Auf diese Weise entsteht eine bundesweit einheitliche EEG-Umlage. Diese Neuregelung der EEG-Wälzung im EEG 2009 hatte folgende Ziele:
• Die Risiken der Stromvertriebe, die sich insbesondere aus schwankenden Mengen innerhalb der rollierenden physikalischen Wälzung ergaben, sollten eliminiert werden.
• Durch umfangreiche Veröffentlichungspflichten für die ÜNB sollte die Transparenz im Rahmen der EEG-Wälzung gesteigert werden.
• Durch den Wegfall der Bandherstellung durch die ÜNB sollten die Kosten des EEG- Managements erheblich reduziert werden.
Erste Erkenntnisse deuten darauf hin, dass diese Ziele weitgehend erreicht wurden. Allerdings wird der neue Wälzungsmechanismus erst seit relativ kurzer Zeit praktiziert, so dass zunächst weitere Erfahrungen gesammelt werden sollten. Die Bundesnetzagentur wird bis zum 31. Dezember 2011 einen Evaluierungsbericht zur Verordnung vorlegen, der Vorschläge zur weiteren Ausgestaltung enthalten wird. Vor diesem Hintergrund werden hier keine konkreten Empfehlungen zur Weiterentwicklung gegeben. Allerdings sollte die Verordnungsermächtigung erweitert werden, um eine spätere Weiterentwicklung der AusglMechV in Richtung einer ökonomisch optimierten Vermarktung zu vereinfachen. In Betracht kommen hier insbesondere eine Ausschreibung der Vermarktung und die
Erweiterung der Vermarktungsmöglichkeiten, die derzeit auf den Spotmarkt beschränkt sind. Hierbei treten jedoch eine Reihe von Problemen auf, die bisher von keinem der untersuchten Modelle zufriedenstellend gelöst werden konnten.
2.1.6 Teilnahme am Regelenergiemarkt
Beim Regelenergiemarkt handelt es sich um die Vorhaltung von Kapazitäten zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten in den Regelzonen. Sie kommen zum Einsatz, wenn es eine Abweichung von der Zielfrequenz von 50 Hertz gibt. Diese Abweichungen können durch unvorhersehbare Einzelereignisse wie Kraftwerks- oder größere Produktionsausfälle sowie durch Prognoseabweichungen der erneuerbaren Energien oder der Last entstehen. Unterschieden wird dabei zwischen positiver und negativer Regelleistung. Im Falle der positiven Regelleistung besteht ein kurzfristiger Bedarf an zusätzlicher Stromeinspeisung bzw. Lastreduzierung. Dazu kann z. B. ein gedrosselt laufendes Kraftwerk – z. B. auch eine gedrosselt laufende Windenergieanlage – hochgefahren oder eine industrielle Last abgeschaltet werden. Im Falle negativer Regelenergie ist es umgekehrt. Die Teilnahme an den Regelenergiemärkten ist lukrativ, weil hier hohe Preise erzielt werden können.
Die Rahmenbedingungen für die Regelenergiemärkte haben weit reichende Auswirkungen auf die erneuerbaren Energien. Beispielsweise führt die Anforderung an Primärregelreserve, mindestens für einen Monat mit der vereinbarten Leistung verfügbar zu sein, faktisch dazu, dass sich dargebotsabhängige erneuerbare Energien nicht beteiligen können. Hinzu kommt, dass die konventionellen Kraftwerke, die die Regelleistung bereitstellen, bei den geltenden rechtlichen Rahmenbedingungen auch bei hoher Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien am Netz bleiben müssen („Must-run-units“). Auf diese Weise wird das Einspeisepotenzial für erneuerbare Energien unnötig begrenzt. Es ist daher für den Ausbau der erneuerbaren Energien von erheblicher Bedeutung, dass diese - wie auch geeignete Verbraucher (regelbare Lasten) und KWK-Anlagen - bessere Möglichkeiten erhalten, an den Regelenergiemärkten teilzunehmen.
Ansatzpunkte sind insbesondere die Verkürzung der Ausschreibungsfristen und –zeiträume, die Absenkung der jeweiligen Mindestgebotsgrößen, die Aufhebung der ausschließlichen Vergabe von Sekundär- und Minutenreserve auf Basis von Leistungspreisen und die Einführung eines Vergabekriteriums unter Einbeziehung von Arbeits- und Leistungspreisen. Zudem sollten auch die Zugangsmöglichkeiten für Speicher und regelbare Lasten verbessert werden. Schließlich sollte eine Anbieterpoolung auch in der Primärreserve zugelassen werden.
Die Bundesnetzagentur hat zu den Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien wie auch für regelbare Lasten Konsultationsverfahren eingeleitet, von denen erhebliche Fortschritte in den genannten Bereichen zu erwarten sind.
Die Bereitstellung von Regelenergie durch erneuerbare Energien wird im EEG unterschiedlich behandelt:
• Die Bereitstellung positiver Regelenergie ist nur im Rahmen einer Direktvermarktung nach § 17 zulässig, da sie anderenfalls gegen das Doppelvermarktungsverbot nach §56 verstößt. Dies ist auch fachlich sinnvoll, weil zusätzliche Einnahmen für die Bereitstellung positiver Regelarbeit erzielt würden. Durch die Einführung der Marktprämie wird die Bereitstellung positiver Regelenergie durch erneuerbare Energien im Rahmen der Direktvermarktung jedoch deutlich verbessert. Daher besteht kein weiterer Handlungsbedarf.
• Die Bereitstellung negativer Regelenergie durch erneuerbare Energien ist nach geltender Rechtslage bei Inanspruchnahme der EEG-Einspeisevergütung zulässig, da sich das Doppelvermarktungsverbot nur auf die Vermarktung der elektrischen Arbeit bezieht. Dies soll auch künftig gelten, um erneuerbare Energien stärker auch in diesen wichtigen Markt zu integrieren. Zugleich soll die BNetzA ermächtigt werden, klare Umsetzungsregelungen – insbesondere zur Bilanzkreisverantwortlichkeit – festzulegen, um Missbrauch und negativen Auswirkungen auf die Regelenergiemärkte vorzubeugen.
Insgesamt werden die Rahmenbedingungen für die erneuerbaren Energien auf den Regelenergiemärkten durch die Aktivitäten der Bundesnetzagentur und die Einführung der optionalen Marktprämie deutlich verbessert.
2.1.7 Negative Börsenpreise am Spotmarkt
Im September 2008 wurde an der Strombörse die Möglichkeit negativer Preise eingeführt. Dies ist bislang weltweit einzigartig. Tatsächlich sind negative Preise inzwischen mehrfach vorgekommen, im Extremfall wurden Preise bis zu minus 500 €/MWh erreicht. Im Jahr 2009 konnten in zehn Stunden negative Preise unter minus 100 €/MWh beobachtet werden. Zu negativen Preisen kommt es, wenn das Stromangebot die Nachfrage deutlich übersteigt. Die bisherigen Erfahrungen zeigen, dass zu Zeiten negativer Strompreise in erheblichem Maße konventionelle Kraftwerke am Netz blieben. Bei den erneuerbaren Energien führen negative Preise zu höheren Differenzkosten, da diese sich als Differenz zwischen den
Vergütungszahlungen und dem Börsenpreis ergeben. Es ist daher von erheblicher Bedeutung, dass konventionelle Kraftwerke bei hoher Einspeisung erneuerbarer Energien und gleichzeitig geringer Nachfrage so weit heruntergefahren werden, wie dies ohne Gefährdung der Netzstabilität möglich ist. Um die Höhe negativer Preise zu begrenzen, sah die Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung (AusglMechAV) vom 22. Februar 2010 eine bis zum Jahresende 2010 befristete Übergangsregelung vor, welche die ÜNB in Ausnahmefällen von der Pflicht befreite, EEG-Strom um jeden Preis an der Börse verkaufen zu müssen. So waren die ÜNB in bestimmten Fällen berechtigt, preislimitierte Gebote am vortägigen Spotmarkt abzugeben. Um das Kostenrisiko auch über das Jahr 2010 hinaus zu reduzieren, enthält die AusglMechAV seit dem 1. Januar 2011 eine bis zum 28. Februar 2013 befristete Möglichkeit, negative Preise zu begrenzen. Danach greifen Preislimits zwischen minus 150 und minus 350 Euro. Die Regelung wird gemeinsam mit dem gesamten neuen Ausgleichsmechanismus evaluiert und ggf. verlängert oder angepasst. Im Jahr 2010 konnten keine nennenswerten Preisausschläge nach unten beobachtet werden. Im gesamten Jahr traten an nur wenigen Tagen negative Strompreise auf, die in der Summe der Tage und der negativen Ausprägung deutlich unter dem Niveau des Vorjahres lagen. Inwiefern dies den o. g. Ausnahmeregelungen oder dem vergleichsweise schwachen Windjahr zugeschrieben werden kann, ist Gegenstand der Evaluierung der Bundesnetzagentur.
Der Anteil erneuerbarer Energien, wird kontinuierlich weiter wachsen. Dies erfordert eine Optimierung des gesamten Energiesystems, insbesondere des Zusammenspiels von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien, konventionellen Kraftwerken, Speichern und der Nachfrageseite. Durch zunehmende Einspeisung fluktuierender erneuerbarer Energien erhöhen sich die Anforderungen an den konventionellen Kraftwerkspark, den Ausgleich von Angebot und Nachfrage sowie die Systemstabilität jederzeit sicherzustellen. Hierzu sind Kraftwerke erforderlich, die in ihrer Fahrweise ein möglichst hohes Maß an Flexibilität aufweisen, so dass die größtmögliche Strommenge aus erneuerbaren Energien und Kraft- Wärme-Kopplung genutzt werden kann.
Wegen Lebensdauern von mehr als 40 Jahren müssen neue konventionelle Kraftwerke bereits heute die Flexibilitätsanforderungen der Zukunft erfüllen. Bei konventionellen Kraftwerken zeigt allerdings die Praxis, dass neue Anlagen bisher nicht ausreichend mit den
technisch sowie organisatorisch möglichen Flexibilitäten geplant werden. Dies ist volkswirtschaftlich ineffizient und kann die Sicherheit der Stromversorgung gefährden.
Auch Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien müssen trotz des Vorrangprinzips technisch und betrieblich flexibel sein, da sie mit wachsendem Anteil fluktuierender Erzeugung zunehmend selbst zur Systemsicherheit beitragen müssen. Das EEG legt für diese Anlagen bereits technische Mindestanforderungen fest.
Im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) soll eine Verordnungsermächtigung geschaffen werden, um technische und betriebliche Mindestanforderungen an die Flexibilität neuer Stromerzeugungsanlagen festzulegen zu können. Die Regelungen des Erneuerbare- Energien-Gesetzes und des Kraft-Wärmekopplungs-Gesetzes bleiben davon unberührt.
Der angestrebte Ausbau der erneuerbaren Energien führt dazu, dass ein erheblicher Teil der künftigen Stromversorgung aus Wind- und Sonnenenergie und damit aus fluktuierenden Quellen stammen wird. Bereits heute hat die insgesamt installierte Leistung dieser beiden Energieträger die niedrigste Last eines Jahres erreicht, 2020 stellen sie voraussichtlich über 100 GW und damit das 2,5 – 3fache der niedrigsten Last bereit. Damit steigt die Wahrscheinlichkeit, dass es zu Situationen kommen wird, in denen die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien den Bedarf selbst dann übersteigen wird, wenn alle konventionellen Kraftwerke abgeschaltet werden. Sofern der überschüssige Strom dann nicht exportiert, durch sinnvollen zusätzlichen Verbrauch bzw. Verbrauchsverlagerung genutzt oder gespeichert werden kann, muss er abgeregelt werden, wobei der Anlagenbetreiber nach § 12 EEG kompensiert wird. Umgekehrt wird es Zeiten geben, in denen eine hohe Stromnachfrage witterungsbedingt einem geringen Angebot aus fluktuierenden erneuerbaren Energien gegenübersteht. Dieses Problem kann durch eine intelligente Kombination von Speichern, konventionellen Kraftwerken und Stromimporten gelöst werden.
Stromspeicher können anhand ihrer Speicherkapazität als Kurz- bzw. Langzeitspeicher klassifiziert werden. Mit Kurzzeitspeichern können Lastschwankungen im Bereich von Stunden ausgeglichen werden. Geeignet hierfür sind Pumpspeicherwerke, Druckluftspeicher sowie verschiedene Batterietechnologien in der stationären wie auch in der mobilen Anwendung (Elektrofahrzeuge). Stationäre Batterien können dabei beim derzeitigen Stand
der Entwicklung erhebliche räumliche Dimensionen erreichen. Um die Energie eines kleinen Windparks bestehend aus 10 Windkraftanlagen mit jeweils 2 MW Leistung für eine Stunde speichern zu können, werden 20 MWh Speicherkapazität benötigt. Eine hierfür geeignete Bleibatterie wäre nach dem derzeitigen Stand von Forschung und Entwicklung noch rund 300 m 3 groß und müsste in einer Halle mit einer Grundfläche von 20 x 20 Metern untergebracht werden. So genannte Redox-flow-Batterien sind mehr als doppelt so groß. Lithium-Ionen-Batterien benötigen zwar etwa viermal weniger Platz als Bleibatterien, sind aber wesentlich teurer und befinden sich - in dieser Größenordnung - noch in der Entwicklungsphase. Bei Photovoltaikanlagen kann der Einsatz eines Speichers zur Erhöhung des Eigenverbrauchs führen. Die Kosten der Speichertechnologien sind unterschiedlich und liegen zwischen 100 bis 250 Euro pro Kilowattstunde Speicherkapazität bei einer Blei-Säure-Batterie und zwischen 300 und 1800 Euro pro Kilowattstunde Speicherkapazität bei einer Lithium-Ionen-Batterie.
Bei sehr hohen Anteilen an erneuerbaren Energien gewinnen Langzeitspeicher mit einer Reichweite von mehreren Tagen bis Monaten an Bedeutung. Hierfür kommen Pumpspeicherkraftwerke und Speicherwasserkraftwerke mit sehr hohem Speichervolumen in Frage, wie sie z. B. in Norwegen und in den Alpenländern - in der erforderlichen Größe jedoch nicht in Deutschland - vorhanden sind.
Alternativ bzw. ergänzend zur Speicherung in Pumpspeicher- bzw. Speicherwasserkraftwerken ist innerhalb Deutschlands eine Langzeitspeicherung durch Nutzung „überschüssigen“ Stroms zur Erzeugung von Wasserstoff möglich („Power to gas“). Dieser kann entweder vor Ort in Tanks oder unterirdischen Kavernen gespeichert oder direkt ins Erdgasnetz eingespeist werden. Bisher ist dabei ein Anteil von maximal 5 % zulässig. Eine Anhebung auf 10 % ist technisch problemlos möglich, und eine entsprechende Anpassung des technischen Regelwerks ist in Vorbereitung. Schon damit wäre die Einspeisung ganz erheblicher Stromüberschüsse möglich. Die hierfür notwendige Qualifizierung des Erdgasnetzes – beispielsweise die Umrüstung von Transportkapazitäten und Übergabestationen für einen bidirektionalen Gastransport – bedarf weiterer Infrastrukturinvestitionen, die zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht quantifiziert werden können. Höhere Wasserstoffanteile erfordern zusätzliche Investitionen.
Ggf. kann der Wasserstoff auch in Methan (Erdgas) umgewandelt und ins Erdgasnetz eingespeist werden. In diesem Fall kann im Grundsatz die gesamte Erdgasinfrastruktur einschließlich der vorhandenen Speicher genutzt werden. Dabei gilt es darauf zu achten, dass Methanschlupf vermieden wird, auch um den Klimaschutzbeitrag nicht zu gefährden.
Die Rückumwandlung von Wasserstoff oder Methan in Strom (und Wärme) kann bedarfsgerecht in Gas- oder Blockheizkraftwerken bzw. Brennstoffzellen erfolgen. Der Wirkungsgrad dieser Umwandlungskette „Strom – Wasserstoff (- Methan) – Strom“ ist stark abhängig vom Wirkungsgrad der eingesetzten Rückverstromungseinheit. Für Methan ist beim Einsatz moderner GuD-Kraftwerke ein „Strom-zu-Strom“ Wirkungsgrad von rund 35 % erzielbar, d.h. es werden etwa 3 kWh Windstrom benötigt, um nach der Speicherung 1 kWh Strom ins Netz einspeisen zu können. Bei weniger effizienten Rückverstromungseinheiten ist der elektrische Wirkungsgrad niedriger. Durch Kraft-Wärme-Kopplung kann ein höherer Gesamtnutzungsgrad erreicht werden, der dann von den konkreten Wärmenutzungsmöglichkeiten abhängt. Für die effiziente Stromerzeugung aus Wasserstoff fehlt bislang eine ausgereifte, großtechnisch einsetzbare Technologie, der Wirkungsgrad bewegt sich jedoch in einer ähnlichen Größenordnung.
Im Ergebnis kann also mit dem „Power to gas“-Konzept mit 3 kWh Überschussstrom aus Wind oder Sonne 1 kWh Strom für den Endverbraucher „erzeugt“ werden, dies allerdings zu derzeit sehr hohen Kosten. So kostet z. B. ein Elektrolyseur derzeit das 3 – 4fache einer einfachen Gasturbine, die Investitionskosten für die Methanisierung liegen sogar noch höher. Dies ist umso wichtiger, als diese Anlagen zumindest in den nächsten Jahren nur sehr selten genutzt würden, da nur selten Überschussstrom anfällt. Daher ist das „Power to gas“- Konzept erst langfristig eine sinnvolle Option. Abb. 2-1 veranschaulicht den Anteil „überschüssigen“ Stroms aus erneuerbaren Energien im Jahr 2020. Dabei ist ein kontinuierlicher „Sockel“ an konventioneller Kraftwerksleistung i.H.v. knapp 20 GW zur Gewährleistung der Systemstabilität unterstellt (sogenannte „must-run“-Kraftwerke, rote Linie).
Jahresdauerlinie für das Jahr 2020, Quelle: Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES)
Auch mit dem Einsatz anderer Speicher sind neben zum Teil erheblichen Umwandlungsverlusten hohe Kosten für die zeitliche Verlagerung verbunden. Diese liegen heute für Kurzzeitspeicher zwischen etwa 5 ct/kWh (Pumpspeicher) und 50 ct/kWh (Li-Ionen- Batterie). Die Potenziale der sehr kostengünstigen und effizienten Pumpspeicher in Deutschland gelten als weitgehend ausgeschöpft, das einzige größere Projekt, das sich derzeit in Planung befindet, ist das Pumpspeicherkraftwerk Atdorf im Schwarzwald mit einer Leistung von 1.400 MW und einem Arbeitsvermögen von 13,4 GWh. Bei den heute noch sehr teuren Speichertechniken wird bis zum Jahr 2020 ein deutlicher Kostenrückgang erwartet.
Quantitative Abschätzungen zum Speicherbedarf hängen u. a. in hohem Maße davon ab, welche Annahmen zum Ausbau der nationalen und europäischen Stromnetze getroffen werden. Dementsprechend finden sich in einschlägigen Studien sehr unterschiedliche Angaben. In laufenden Arbeiten für das BMU wird für 2050 ein Langzeitspeicherbedarf von 10-30 TWh el abgeschätzt [6]. Zum Vergleich: Das Speichervolumen aller derzeitigen deutschen Pumpspeicher liegt bei 0,04 TWh. Die erforderlichen Langfrist-Speichervolumina sind – von der Option Pumpspeicher in Norwegen abgesehen - nur über Wasserstoff oder
Methan in Verbindung mit der Speicherkapazität der vorhandenen Erdgasinfrastruktur darstellbar. Für die jederzeitige Deckung der Stromnachfrage relevant würde der Bedarf an langfristigen Speicherkapazitäten jedoch voraussichtlich – je nach Umfang der Investitionen im konventionellen Kraftwerksbereich - erst nach dem Jahr 2030, da die bestehenden konventionellen Stromerzeugungskapazitäten den erforderlichen Ausgleich zunächst weiterhin leisten können.
Die vorhandenen wissenschaftlichen Untersuchungen reichen noch nicht aus, um eine effektive und effiziente, breit angelegte Speicherförderung zu initiieren. Diese Einschätzung stützt sich auch darauf, dass sich viele Speichertechnologien noch in einem frühen Entwicklungsstadium befinden. Dies gilt z. B. für Redox-Flow-Batterien, Druckluftspeicher (s.u.) oder auch die Methanisierung im „Power to gas“-Konzept. Daher wird ein schrittweises Vorgehen empfohlen. Zunächst sollten die Rahmenbedingungen für den Bau und Betrieb von Speichern allgemein verbessert, die Technologieentwicklung vorangetrieben und Demonstrationsprojekte initiiert werden.
Eine entsprechende gemeinsame Förderinitiative mit einem Gesamtvolumen von 200 Mio. € haben das Bundeswirtschaftsministerium, das Bundesumweltministerium und das Bundesforschungsministerium im Frühjahr 2011 gestartet. Die Initiative knüpft an laufende Forschungsprojekte an. So wird die Weiterentwicklung von Druckluftspeicherkraftwerken bereits durch gezielte Projekte unterstützt und beschleunigt. In einem vom Bundesumweltministerium geförderten Projekt werden Niedertemperatur- Druckluftspeicherkraftwerke zwischen fünf und 50 MW elektrischer Leistung mit interner Wärmenutzung und Wirkungsgraden zwischen 60 bis 65 % entwickelt. In einem weiteren Projekt (ADELE), das vom Bundeswirtschaftministerium gefördert wird, soll ab 2013 ein solches Druckluftspeicherkraftwerk als Demonstrationsanlage mit einer Speicherkapazität bis zu 360 MWh und einer elektrischen Leistung bis zu 90 MW errichtet werden. Damit kann z. B. die Stromerzeugung von 40 Windenergieanlagen mit je 2 - 2,5 MW Leistung bei einer Windflaute für fünf Stunden ersetzt werden.
Parallel dazu soll eine Speicher-Roadmap entwickelt werden, die einen effizienten Pfad für den Aufbau der erforderlichen Speicherinfrastruktur sowie geeignete Fördermodelle aufzeigt. Die Förderung entsprechender Forschungsprojekte durch das Bundesumweltministerium ist in Vorbereitung. Auch die Möglichkeiten, perspektivisch das hohe und kostengünstige Speicherpotenzial in Skandinavien und in den Alpen zu nutzen, sollen verstärkt in den Blick genommen werden.
Um die Rahmenbedingungen für den Bau und Betrieb von Speichern allgemein zu verbessern, sollen Stromspeicher künftig rechtlich nicht mehr als Letztverbraucher gelten. Anderenfalls würde zwischengespeicherter Strom sowohl bei der Einspeicherung als auch beim eigentlichen Letztverbraucher mit Stromsteuer, EEG-/KWKG-Umlage und Konzessionsabgabe belastet.
Ein erster Schritt für eine gezielte Speicherförderung stellt die vorgeschlagene Förderung für die bedarfsgerechte Einspeisung von Strom aus Biogas dar (s.o.). Auch die Maßnahmen zur verstärkten Nutzung der Elektromobilität im Rahmen des Nationalen Entwicklungsplans können wichtige Beiträge zum weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien leisten.
Von Bedeutung ist auch, wie vorhandene Speicher betrieben werden. Soweit z. B. Speicher vorrangig genutzt werden, um konventionell erzeugten Strom in nachfragestarke Zeiten zu verlagern, stehen sie für die Herausforderungen, die sich im Rahmen der Transformation der Stromversorgung hin zu einem System mit sehr hohen Anteilen (fluktuierender) erneuerbarer Energien stellen, nicht zur Verfügung. Auch hierzu sind vertiefte wissenschaftliche Untersuchungen erforderlich, die die derzeitige Praxis untersuchen und darauf abzielen, Rahmenbedingungen zu entwickeln, die einen Speichereinsatz im Sinne einer Optimierung des Gesamtsystems sicherstellen.
Die Ausführungen zu Speichertechnologien lassen sich wie folgt zusammenfassen:
• Der Ausbau der erneuerbaren Energien erfordert mittel- bis langfristig Speicher.
• Speichertechnologien sind technisch teilweise noch nicht hinreichend ausgereift und zudem noch mit relativ hohen Kosten verbunden. Daher ist die Förderung einer breit angelegten Markteinführung derzeit nicht sinnvoll.
• Angesichts langer Vorlaufzeiten sind jedoch schon heute die Planungen für Speicher in Angriff zu nehmen und geeignete Voraussetzungen für den Bau und den Betrieb von Speichern zu schaffen. Dazu werden u. a. die Rahmenbedingungen für Speicher verbessert (z. B. Befreiung von Strom aus neuen Speichern von Netzentgelten), F&E- Projekte sowie Demonstrationsprojekte gefördert (u. a. ressortübergreifendes Speicherforschungsprogramm), die Regelungen im EEG für gespeicherten Strom verbessert und gezielte Anreize zur Erschließung der Speichermöglichkeiten von Biogasanlagen eingeführt. Darüber hinaus soll eine Speicher-Roadmap entwickelt werden.
Spezifische Aspekte von gasförmigen Speichermedien
Auch physikalisch/chemisch hergestellte Gase, insbesondere Wasserstoff und Methan, können künftig eine wichtige Speicherfunktion und damit einen Beitrag zur Transformation der Energieversorgung übernehmen. Ein Beispiel hierfür ist die Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse unter Einsatz von Windenergiestrom (s.o.: „Power-to-gas“). Für gasförmige Speichermedien stellen sich spezifische vergütungsrechtliche Fragen, da sie aufgrund ihrer Beschaffenheit mit gasförmigen erneuerbaren Energien vergleichbar und somit ähnlich wie diese zur Stromerzeugung – getrennt oder auch gemischt in derselben Stromerzeu- gungseinheit – einsetzbar sind:
• Der Vergütungsanspruch für zwischengespeicherten EEG-Strom ist zwar im Grundsatz bereits heute in § 16 Absatz 3 EEG vorgesehen, allerdings enthält das EEG keine direkte Regelung zu den in diesen Fällen anwendbaren Vergütungs- sätzen. Daher scheint zur Vermeidung von in der Praxis auftretenden Rechtsun- sicherheiten eine Klarstellung sinnvoll, wie sich die Vergütungssätze für Strom etwa aus dem Speichermedium Wasserstoff ermitteln. Hierbei sollte sich der Vergütungs- satz für Strom aus einem gasförmigen Speichermedium an der Vergütung für Strom aus demjenigen erneuerbaren Energieträger orientieren, der mit Hilfe des gasförmigen Speichermediums zwischengespeichert wurde; ein unmittelbarer Anreiz für Investitionen in Zwischenspeicherungstechnologien (z.B. Elektrolyse, Methanisierungstechnik) folgt hieraus jedoch nicht. Für den Hauptanwendungsfall der Zwischenspeicherung von Windstrom in Form von Wasserstoff bedeutet dies, dass sich die Vergütung des aus dem „Wind-Wasserstoff“ erzeugten Stroms an den Vergütungssätzen für Strom aus Windenergie orientiert. Dies sollte sinngemäß auch für solche Fälle gelten, in denen Strom aus erneuerbaren Energien mit unterschiedlichen Vergütungssätzen zwischengespeichert wird, etwa bei einer anteiligen Speicherung von Strom aus Windenergie an Land und aus Windenergie auf See; in diesem Fall sollten die verschiedenen Vergütungssätze anteilig gelten.
• Zudem sollte klargestellt werden, inwieweit eine gemischte Stromerzeugung aus gasförmigen Speichermedien wie Wasserstoff einerseits und gasförmigen erneuerbaren Energieträgern wie etwa Biogas andererseits in derselben Stromerzeugungseinheit zulässig ist. Dies ist nach derzeitiger Rechtslage insbesondere in Bezug auf „Nawaro-Biogas“ (ausschließlich aus nachwachsenden Rohstoffen und/oder Gülle erzeugtes Biogas) wegen des in diesen Fällen geltenden strengen Ausschließlichkeitsprinzips problematisch. Es sollte insoweit sichergestellt werden, dass der gemischte Einsatz von aus EEG-Strom erzeugtem „erneuerbarem“
Wasserstoff und anderen erneuerbaren Energien in derselben Stromerzeugungseinheit keinen Verstoß gegen das Ausschließlichkeitsprinzip darstellt. Angesichts der vorgeschlagenen Auflösung des bisherigen strengen Ausschließlichkeitsprinzips für Strom, der aus Nawaro erzeugt wurde (siehe hierzu Kapitel 3.3), wäre auch ein gemischter Einsatz von „erneuerbarem“ Wasserstoff und Nawaro-Biogas in einem solchen System zukünftig vergütungsrechtlich zulässig, ohne dass der – in diesen Fällen nur noch anteilige – Anspruch auf EEG- Rohstoffvergütung für Strom aus Nawaro verloren ginge.
• Schließlich können für gasförmige Speichermedien perspektivisch eigene Regelungen zur Stromerzeugung und zur Vergütung des so erzeugten Stroms sinnvoll sein. Entsprechende Vergütungsregeln könnten beispielsweise Speicherungsverluste berücksichtigen oder die Vergütung auch für Strom aus Speichermedien an bestimmte Wärmenutzungsanforderungen knüpfen. Solche Regelungen können grundsätzlich auch auf andere Speichermedien – beispielsweise Batteriespeicher – ausgedehnt werden. Da derzeit jedoch noch keine ausreichenden wissenschaftlichen Grundlagen für eine solche gesetzliche Regelung vorliegen, kommt kurzfristig nur eine Verordnungsermächtigung für die Formulierung von Rahmenbedingungen einer entsprechenden Speicherstromvergütung in Betracht. Parallel dazu sind sinnvolle Parameter für eine solche Regelung wissenschaftlich zu untersuchen.
• Einführung einer optionalen, gleitenden Marktprämie für Strom aus allen EEG- Anlagen;
• Erweiterung der Verordnungsermächtigung für die AusglMechV, um eine spätere Weiterentwicklung der AusglMechV in Richtung einer ökonomisch optimierten Vermarktung zu vereinfachen;
• Einführung einer Förderung für Biogasanlagen in Form einer Kapazitätskomponente, die einen Anreiz bietet, die Voraussetzungen für die Steuerbarkeit der Stromerzeugung zu schaffen; die Förderung beträgt jährlich 130 € je kW zusätzlich bereitgestellter Leistung über einen Zeitraum von zehn Jahren;
• Modifizierung des Grünstromprivilegs: Einführung eines Mindestanteils von 25 % fluktuierender erneuerbarer Energien.
• Weiterentwicklung beziehungsweise Klarstellung des Regelungsrahmens für die
Vergütung von Strom aus gasförmigen Speichermedien, wie insbesondere Wasserstoff, und Einführung einer Verordnungsermächtigung zur näheren Ausgestaltung der Rahmenbedingungen für die Einspeisung und Vergütung von Strom aus Speichermedien.
Handlungsempfehlungen außerhalb des EEG
• Weiterentwicklung der Zugangsbedingungen zum Regelenergiemarkt durch die Bundesnetzagentur mit dem Ziel, die Beteiligung der erneuerbaren Energien wie auch industrieller Verbraucher und Speicher zu verbessern;
• Entwicklung einer Speicher-Roadmap;
• Befristete Befreiung von Strom aus neuen Speichern von Netzentgelten;
• ressortübergreifendes
zur Speicherforschung bis
• Festlegung von Mindestanforderungen an die technische und betriebliche Flexibilität neuer Stromerzeugungsanlagen.
Das Stromerzeugungs- und Verteilungssystem, so wie es heute in Deutschland existiert, wurde im Verlauf der letzten 100 Jahre aufgebaut und weist typische strukturelle Merkmale für den Einsatz von großen, verbrauchsnahen konventionellen Kraftwerken auf, wie z. B. eine zentrale Stromerzeugungsstruktur und eine Top-Down-Stromverteilung von der Hoch- zur Niederspannung. Durch den starken Zubau von bereits über 1 Mio. räumlich sehr viel stärker verteilten Stromerzeugungsanlagen der erneuerbaren Energien werden an das Stromnetz neue Anforderungen gestellt. War es bisher primär das 110 kV-Netz in einigen Regionen Norddeutschlands, das von Lastflussänderungen und regionalen Kapazitätsengpässen bei hoher Windstromeinspeisung betroffen war, ist es wegen des rasanten Zubaus von PV-Anlagen in bestimmten Regionen Süddeutschlands inzwischen auch das Nieder- und Mittelspannungsnetz, das zunehmend an Grenzen stößt und verstärkt werden muss.
Der angestrebte Ausbau der erneuerbaren Energien macht daher einen massiven Ausbau der Stromnetze auf allen Ebenen erforderlich, der den bestehenden Herausforderungen nicht nur quantitativ, sondern auch qualitativ („intelligente Netze“) gerecht werden muss. Die Ausgestaltung der notwendigen Transformation erfordert an vielen Stellen außerhalb des EEG Anpassungen am bestehenden Regelwerk für die Stromversorgung, vor allem im EnWG, in der StromNZV, im EnLAG sowie in nachgeordneten Verordnungen und technischen Anschlussbedingungen. Der Abschnitt „Netzintegration“ konzentriert sich auf das Einspeisemanagement und die technischen Anschlussbedingungen für erneuerbare Energien. Die Handlungsempfehlungen sind teilweise zusätzlich auch in den technologiespezifischen Kapiteln des Erfahrungsberichtes erwähnt.
2.2.1 Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Übertragungsnetzes
Von zentraler Bedeutung für den Ausbau der erneuerbaren Energien sind die zügige Modernisierung und der Ausbau des Stromnetzes. Insbesondere das Wachstum der Windenergie in den Küstenregionen macht die Planung und Umsetzung eines deutschen Overlay-Netzes erforderlich. Um den schleppenden Netzausbau zu beschleunigen, müssen die wirtschaftlichen Anreize und planerischen Instrumente des Netzausbaus verbessert werden. Dazu gehört insbesondere die Einführung einer Bundesfachplanung, um das Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, die Rechtssicherheit für Investitionen zu gewährleisten und die Akzeptanz für den Netzausbau durch ein transparentes
Entscheidungsverfahren zu erhöhen. Darüber hinaus ist der Regulierungsrahmen investitionsfreundlicher zu gestalten (z. B. t-2-Verzug, Anerkennung von Kosten für Forschung & Entwicklung).
Aufgrund der langen Realisierungszeiträume sowie der Korrelation zwischen langfristigen Zielen zum Ausbau der erneuerbaren Energien und dem Netzausbaubedarf sollte der langfristige Netzausbaubedarf im Übertragungsnetz (also auch der Bedarf für die Zeit nach 2020) bereits heute von den ÜNB angegangen und dies von der BNetzA auch anerkannt werden. Insofern ist im Rahmen der EnWG-Novelle sicherzustellen, dass bei der Aufstellung der 10-Jahrespläne das Zielnetz 2050 die wesentlichen Strukturen vorgibt und die 10- Jahrespläne die dafür notwendigen kurz- und mittelfristigen Realisierungsschritte entwickeln. In diesem Sinne ist für die Bewertung des volkswirtschaftlichen Optimums der Maßnahmen stets der Zeitraum bis 2050 das Hauptbewertungskriterium.
Die notwendigen umfangreichen Kapazitätserweiterungen sind nur durch einen sinnvollen und technisch innovativen Mix aus höherer Netzauslastung und –verstärkung sowie Leitungsneubau erreichbar. Eine innovative Strategie ist geboten, die sich an der Erzeugungsstruktur sowie der Übertragungstechnik des 21. Jahrhunderts orientiert. Hier bietet sich u. a. auch die Gleichstromtechnologie an. Mit der Gleichstromübertragung kann Strom problemlos über große Entfernungen (über 500 km) von Punkt zu Punkt und damit direkt in die Verbrauchszentren transportiert werden, ohne dass das restliche Netz hiervon beeinflusst wird. Der Netzausbau kann damit deutlich besser örtlich und zeitlich am notwendigen Bedarf ausgerichtet werden. Mit einem leistungsstarken Gleichstrom-Overlay- Netz könnte man z. B. auch Windenergie zu den Pumpspeicherwerken im Süden transportieren und dadurch die (kurzfristigen) Schwankungen der Windenergieerzeugung teilweise ausgleichen. Wie ein solches Overlaynetz ausgestaltet sein soll und welche Trassen als Pilottrassen benannt werden sollen, wird 2011 durch die Bundesregierung geprüft. Grundsätzlich werden die gesetzlichen Rahmenbedingungen hierfür bereits in der anstehenden EnWG-Novelle geschaffen. Ziel muss der Aufbau eines mehrpunktfähigen HGÜ-Overlaynetzes sein, das sich an den technischen Bedürfnissen des Zielnetzes 2050 orientiert.
Da im Einzelfall unklar ist, ob und ab wann sich eine Verpflichtung zum unverzüglichen Netzausbau auch auf vorgelagerte Netze erstreckt, soll in § 9 EEG klargestellt werden, dass die Verpflichtung zum unverzüglichen Netzausbau auch für die Betreiber übergeordneter Netze gilt, sofern die EEG-Einspeisung aus untergelagerten Netzen sonst ein Einspeisemanagement erzwingen würde.
Daraus folgen gegenseitige Auskunftspflichten und –rechte, um entsprechende Planungen vornehmen zu können. Dies soll eine strategische Netzplanung befördern.
Zur Optimierung des Netzausbaus auf See hat die Bundesregierung im Energiekonzept eine gesetzliche Regelung im EnWG noch für das Jahr 2011 angekündigt, die klare Rahmenbedingungen für die Cluster-Anbindung von Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee enthalten soll. Effizienz und Naturverträglichkeit werden dabei wesentliche Entscheidungskriterien sein. Cluster sollen darüber hinaus den modularen Ausbau eines Offshore-Netzes im europäischen Verbund ermöglichen. Damit können zu einem gewissen Maße auch freie Anschlusskapazitäten vorgehalten werden, was die Netzanbindung neuer Windparks deutlich beschleunigen kann.
Bei der zukünftigen Anbindung von Offshore-Windparks ist die Errichtung eines europäischen Offshore-Netzes mitzudenken. Dabei ist auch die Frage zu beantworten, wie bei Störung einer Anschlussleitung die Ableitung des Stroms gesichert werden kann und welche Haftungsregelungen gelten. Darüber hinaus müssen europaweite technische Standards geschaffen werden, die es erlauben, die unterschiedlichen europäischen Offshore-Netzbereiche miteinander zu verbinden.
Innerhalb der „Ständigen Gesprächsplattform zukunftsfähige Netze“ hat die Bundesregierung eine eigene Arbeitsgruppe „Netzanbindung von Offshore-Windparks“ unter Leitung des BMU eingerichtet. Die Arbeitsgruppe spricht sich für eine Weiterentwicklung der Netzanbindung von Offshore-Windparks und den Aufbau eines Nordsee-Netzes aus und kommt in diesem Zusammenhang zu folgenden Ergebnissen:
1. Im Grundsatz ist ein sogenannter Systemansatz zu verfolgen (losgelöst vom Einzelwindpark). Dies wird u. a. durch das Energiekonzept, die dena-Netzstudie II und die Weiterentwicklung des Positionspapiers der BNetzA gestützt.
2. Dem Systemansatz ist ein übergeordneter Betrachtungsansatz (Masterplan o.ä.) zugrunde zu legen, der Rechtsverbindlichkeit erlangt (Raumordnungsplan, EnWG). Die Arbeitsgruppe ist sich darin einig, dass das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie für die Erstellung des Masterplans infrage kommt. Die Erarbeitung des Masterplans muss in die Fortschreibung der Raumordnungspläne für Nord- und Ostsee einfließen und spätestens 2012 abgeschlossen werden. Diese Aufgabe kann das BSH nur mit entsprechenden Personalressourcen erfüllen.
3. Notwendig ist eine zeitliche und räumliche Steuerung der Offshore-Entwicklung. Der Netzanschluss der Cluster in der sogenannten 1. und 2. Reihe hat Priorität.
4. Die noch offenen Fragen zur technischen Ausgestaltung des Gesamtsystems sind im weiteren Prozess zu prüfen (u. a. Prüfung der Option 16 2/3 Herz, Verbindung der
Cluster untereinander sowie mit den Anrainerstaaten). Insofern muss bei einer Änderung des § 17 Abs. 2a EnWG eine technologische Offenheit sichergestellt werden. Dies kann ggf. über eine Verordnungsermächtigung erfolgen.
5. Bis zur Veröffentlichung der überarbeiteten Raumordnungspläne Ende 2012 darf der Spielraum für den Gesamtansatz nicht zu stark eingeschränkt werden. Gleichzeitig darf aber die aktuelle Entwicklung nicht behindert werden. Insofern bedarf es einer Art Veränderungssperre für die möglichen Kabelkorridore, die heute in ihrer Struktur erkennbar sind.
2.2.2 Einspeisemanagement
Nach § 11 EEG können Netzbetreiber die an ihr Netz angeschlossenen EE-Anlagen abregeln, sofern die Netzkapazität ansonsten überlastet wäre (Einspeisemanagement). Voraussetzung ist, dass die größtmögliche Strommenge aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung abgenommen wird. Nach § 12 EEG (Härtefallregelung) müssen die Netzbetreiber für den abgeregelten Strom eine Kompensation zahlen, die den entgangenen Vergütungen entspricht. Die Kosten können auf die Netzentgelte umgelegt werden.
Nach einer aktuellen Untersuchung von ecofys im Auftrag des Bundesverbandes Windenergie führten 2009 7 von 237 Netzbetreibern, an deren Netze Windenergieanlagen angeschlossen waren, Einspeisemanagement durch. Betroffen waren ausschließlich nord- und ostdeutsche Netzgebiete, also jene Regionen, in denen der Windstromanteil besonders hoch ist.
Insgesamt wurden 53 bis 89 GWh abgeregelt, was einem Anteil von 0,1 bis 0,2% an der 2009 insgesamt eingespeisten Strommenge aus Windenergie entspricht. In einzelnen Regionen betrug die Ausfallarbeit allerdings mehr als 15 Prozent der eingespeisten Windenergie. Die Ursachen für das Einspeisemanagement lagen nicht im Übertragungsnetz, sondern in den nachgelagerten Netzebenen. Je nach Netzbetreiber waren bis zu 42 Prozent der installierten Windleistung betroffen.
Obwohl sich die betroffenen Netzbetreiber bemühten, die bestehenden Netzengpässe im Verteilnetz zu überwinden, stieg die durch das Einspeisemanagement abgeregelte Strommenge aus Windenergieanlagen von 2004 bis 2009 auf das 7-fache an. Einzelne Netzausbaumaßnahmen an kritischen Stellen im Netz könnten große Wirkung entfalten und diesen Trend abschwächen. Dennoch dürfte das Einspeisemanagement mit zunehmendem Ausbau der erneuerbaren Energien weiter an Bedeutung gewinnen, weil es zunehmend zu
Netzengpässen kommen wird. Vor diesem Hintergrund kommt es darauf an, die Regelungen zum Einspeisemanagement so weiterzuentwickeln, dass einerseits tatsächlich eine möglichst große Strommenge aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung abgenommen wird, und andererseits ein effizienter und stabiler Netzbetrieb jederzeit möglich ist. In diesem Sinne sind folgende Maßnahmen vorgesehen:
Die Regelung in § 11 EEG stellt eine lex specialis zu den Bestimmungen des energiewirtschaftlichen Engpassmanagements nach § 13 EnWG dar. Die beiden Regelungen sind allerdings unzureichend aufeinander abgestimmt. Die gegenseitigen Verweise sind verwirrend, in sich nicht stimmig und bergen die Gefahr von Missverständnissen. Die Stufenfolge des von den Netzbetreibern geforderten Handelns zur Vermeidung und Behebung von Engpasssituationen ist nicht eindeutig genug bestimmt. Daher bedarf es einer ausdrücklichen Regelung in § 13 Abs. 2 EnWG, dass Anpassungen der Einspeisung aus EE-Anlagen nur zulässig sind, wenn die Anpassung der Einspeisung aus konventionellen Anlagen nicht möglich ist, ohne die Sicherheit des Systems der Elektrizitätsversorgung zu gefährden. Dies soll ein Unterlaufen des Vorrangs von erneuerbaren Energien in Engpasssituationen verhindern. Dies sehen bereits die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie 2009/28/EG und die hierauf Bezug nehmende Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 2009/72/EG vor. Werden Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf Grund von Netzengpässen geregelt, sollen sie zukünftig immer nach § 12 EEG entschädigt werden. Damit soll ausgeschlossen werden, dass Netzbetreiber Anlagen nach § 13 Abs. 2 EnWG drosseln, um die Entschädigungszahlungen zu umgehen. Auch behalten Betreiber von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien ihre zivilrechtlichen Haftungsansprüche gegenüber dem Netzbetreiber, sofern von ihnen unzulässigerweise eine Drosselung der Einspeiseleistung verlangt wurde. Der Haftungsausschluss nach § 13 Abs. 4 EnWG für Folgeschäden soll diesen Schadenersatzanspruch ausdrücklich unberührt lassen. Es muss davon ausgegangen werden, dass der Netzausbau auch künftig nicht in dem erforderlichen Maß vorankommen wird. Vor diesem Hintergrund ist es wichtig, dass mögliche künftige Netzrestriktionen schon bei der Planung von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien berücksichtigt werden können. Dazu sollen Netzbetreiber verpflichtet werden, in einer Mittelfristprognose (5 Jahre) Szenarien über die mögliche Entwicklung von Maßnahmen des Einspeisemanagements zu veröffentlichen. Diese Prognose soll alle zwei Jahre aktualisiert werden. Die Regelungen zum Einspeisemanagement stehen in einem Spannungsverhältnis zum Grundprinzip der vorrangigen Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien. Damit das Vorrangprinzip auch weiterhin zur Geltung kommt, muss
sichergestellt sein, dass das Einspeisemanagement und die Härtefallregelung tatsächlich nur im Fall von kapazitätsbedingten Netzengpässen eingesetzt werden. Dazu soll klargestellt werden, dass Netzengpässe im Sinne dieser Regelungen nur dann vorliegen, wenn sie durch Strom aus EEG-Anlagen, KWK-Anlagen oder netztechnisch notwendigen sonstigen konventionellen Kraftwerken entstehen. Zudem soll das Einspeisemanagement für alle Beteiligten mit einem Höchstmaß an Transparenz erfolgen. Daher sollen Betreiber von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien künftig spätestens am Vortag vom Netzbetreiber über erwarteten Zeitpunkt, Umfang und Dauer des Einspeisemanagements informiert werden. Mit den vorliegenden Informationen können im Übrigen auch die für Gewässernutzer skizzierten Risiken im Zusammenhang mit der Regelung von Wasserkraftanlagen (vgl. Kapitel 3.1) reduziert werden. Wasserkraftanlagenbetreiber haben dann die Möglichkeit, Gewässernutzer frühzeitig über eine Änderung der Abflussverhältnisse, die im Zusammenhang mit einer Regelung der Einspeiseleistung eintritt, zu warnen. Darüber hinaus werden Netzbetreiber verpflichtet, einheitlich aufgebaute Datensätze aufgeschlüsselt nach Energieträgern für jeden Einsatz von Einspeisemanagement im Internet sowie bei der Bundesnetzagentur anzuzeigen. Die BNetzA wird hierzu ein zentrales Register führen. Die zurzeit von Netzbetreibern im Internet veröffentlichten Angaben zu Einsätzen des Einspeisemanagements dienen allein betroffenen Anlagenbetreibern, ausgefallene EEG-Vergütungszahlungen zu berechnen und beim Netzbetreiber in Rechnung zu stellen. Die Angaben erlauben es unabhängigen Dritten nicht, die Menge der nicht eingespeisten Leistung und die geleisteten Entschädigungszahlungen zu berechnen. Das Einspeisemanagementregister soll hier für mehr Transparenz sorgen. Nach § 8 Abs. 3 EEG können Netzbetreiber mit Betreibern von EE-Anlagen zur besseren Integration der Anlage ins Netz vertraglich vereinbaren, von der Vorrangregelung abzuweichen. Kosten die hierdurch entstehen, können nach § 15 EEG auf die Netzentgelte umgelegt werden. Diese Kosten unterliegen zwar nach § 15 Absatz 2 der Prüfung durch die Bundesnetzagentur, allerdings ist der Prüfungsmaßstab hierfür derzeit unklar. Um einen Missbrauch der Regelungen zu Lasten der Netzentgelte zu verhindern, soll klargestellt werden, dass Kosten nur umgelegt werden können, wenn sie im Hinblick auf die Zielerreichung nach § 1 EEG wirtschaftlich angemessen sind. Photovoltaikanlagen ab 100 kW installierter Leistung werden ins Einspeisemanagement nach §6 EEG einbezogen, wie es auch ursprünglich beabsichtigt war. Hier bestehen derzeit Unklarheiten, da nicht die Gesamtanlage, sondern das einzelne Modul als Anlage i. S. d. Gesetzes gilt. Dies wird klargestellt. Alle Bestandsanlagen müssen mit einer Übergangsfrist von 6 Monaten nachgerüstet
werden. Eine Entschädigung von entstehenden Kosten der Nachrüstung ist nicht vorgesehen, da die Kosten zumutbar sind. Darüber hinaus ist vorgesehen, alle Anlagen ab 30 kW mit einer Einrichtung zur Abregelung nach § 6 Nr. 1 lit. a EEG verpflichtend auszurüsten, so dass sie in ein neu zu schaffendes, vereinfachtes Einspeisemanagement einbezogen werden können. Mit einer angemessenen Übergangsfrist von 2 Jahren sollen auch Bestandsanlagen ab dem Jahr 2009 einbezogen werden. Für Anlagen unter 30 kW soll eine Option vorgesehen werden, am vereinfachten Einspeisemanagement teilzunehmen. Für Anlagen, die diese Option nicht nutzen wollen, soll geprüft werden, durch welche intelligente Lösung Einspeisespitzen im Netz reduziert werden können und damit der Netzausbaubedarf gesenkt werden kann. Mit Blick auf die Kosten ist es unsinnig, die Netzinfrastruktur auf die maximale Einspeisung auszulegen, obwohl diese nur in wenigen Stunden des Jahres auftritt. Hier ist ein wirtschaftlich sinnvolles Optimum anzustreben. Dazu ist auch eine „Kappung“ der bei der Photovoltaik sehr seltenen Leistungsspitzen vorgesehen, indem die Einspeisung am Netzanschlusspunkt auf 70 % der maximalen Modulleistung begrenzt wird. Dies wäre mit einem Verlust von nur etwa 2 % des erzeugten elektrischen Stroms verbunden, würde aber den Netzausbaubedarf deutlich reduzieren bzw. bei gegebenem Netz die Installation einer um gut 40% höheren Kapazität an PV-Anlagen ermöglichen (siehe auch Kap. 3.6.3). Da das Einspeisemanagement künftig weiter an Bedeutung gewinnen wird, muss geregelt werden, nach welchen Kriterien die Abregelung innerhalb der erneuerbaren Energien erfolgen soll. Hierzu bedarf es einer Verordnungsermächtigung im EEG. Die Häufigkeit der Anwendung des Einspeisemanagements in einer Region ist ein Indiz für die Leistungsfähigkeit des jeweiligen Netzes und der vorausschauenden Netzausbauplanung. Ein Anreiz für einen bedarfsgerechten Ausbau der Netze kann über das Qualitätselement der Anreizregulierung (ARegV Abschnitt 4) gegeben werden. Dies erhöht die Erlösobergrenze, sofern die Netzzuverlässigkeit oder die Netzleistungsfähigkeit eines Verteilnetzes eine vorgegebene Kennzahl übertrifft. In diesem Kontext ist die Netzleistungsfähigkeit - die Fähigkeit, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen - von Bedeutung. In die Messung der Netzleistungsfähigkeit kann nach ARegV § 20 Abs. 5 die Häufigkeit und Dauer eines Einspeisemanagements nach EEG eingehen. Für einen Netzbetreiber, der häufiger ein Einspeisemanagement anwendet, würde dann eine geringere Erlösobergrenze gelten. Bisher wurde das Qualitätselement von der Bundesnetzagentur aufgrund fehlender Daten noch nicht angewandt. Insofern ist die BNetzA in § 20 ARegV Abs. 5 zum Aufbau einer hinreichend belastbaren Datenbasis, mit der die Häufigkeit und
Dauer des Einspeisemanagements nach dem EEG als Kennzahl für die Bewertung der Netzleistungsfähigkeit herangezogen werden kann, zu verpflichten. Die Gleichbehandlung des Vorrangs von EEG-Strom und KWKG-Strom wurde bislang gesetzlich nicht konsequent umgesetzt. Es fehlt insbesondere an mit § 6 EEG vergleichbaren, spezifisch auf die KWK zugeschnittenen Anforderungen zur ferngesteuerten Regelbarkeit der Stromeinspeisung durch die Netzbetreiber. Wichtig wären solche nicht nur für Neu-, sondern vor allem auch für Bestandsanlagen (wie es in § 66 EEG für EE-Anlagen vorgesehen ist). Auf Grund der insofern derzeit lückenhaften Rechtslage besteht im Rahmen des EEG-Einspeisemanagements die Gefahr, dass EEG-Strom praktisch in die Rolle der Nachrangigkeit gegenüber KWKG-Strom gerät. Auch die Regeln zur Entschädigung nach § 12 EEG sollen auf KWK-Anlagen übertragen werden. Derzeit kann nicht ausgeschlossen werden, dass mit der Anwendung des Einspeisemanagements auch Risiken für Gewässernutzer einhergehen. Außerdem werden unerwünschte ökologische Auswirkungen befürchtet. Deshalb sollte klargestellt werden, dass Wasserkraftanlagenbetreiber durch das EEG nicht verpflichtet werden dürfen, gegen wasserrechtliche Vorgaben zu verstoßen. Wenn aufgrund anderer rechtlicher Vorgaben eine Erfüllung der Anforderungen nach den §§ 6 und 11 nicht möglich ist, sollten bestehende Wasserkraftanlagen vom Einspeisemanagement, nicht aber von der Vergütung ausgeschlossen werden.
2.2.3 Technische Anschlussbedingungen
Im EEG bestehen für EE-Anlagen eine Reihe von Vorgaben zu Anschlussbedingungen sowie technischen und betrieblichen Einrichtungen. Diese sind für einen stabilen Netzbetrieb von erheblicher Bedeutung und sollen künftig als Voraussetzung für die Gewährung einer EEG-Vergütung festgelegt werden. Folgende Änderungen werden empfohlen:
Die Anforderungen aus der Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) gelten auch künftig als Voraussetzung für die Gewährung der EEG-Vergütung. Der dafür bisher gezahlte SDL-Bonus entfällt ab 1. Januar 2012 für Neuanlagen. Die Bundesnetzagentur soll ermächtigt werden, die technischen Anforderungen an den Netzanschluss für Anlagen der erneuerbaren Energien in einem Konsultationsverfahren weiterzuentwickeln. Das Nebeneinander von gesetzlichen und nicht-gesetzlichen technischen Anforderungen (VDE-Anwendungsregeln) sollte dabei nach Möglichkeit überwunden werden. Deshalb sollen die Anforderungen mittelfristig wieder ausschließlich auf der Grundlage des EnWG festgelegt werden.
Alle neuen EE-Anlagen ab 100 kW bzw. bei Photovoltaik ab 30 kW (s. nächster Punkt) sollen mit technischen Einrichtungen ausgestattet werden, auf die Netzbetreiber zur Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung zugreifen können. Derzeit ist alternativ auch eine betriebliche Einrichtung zulässig. Darüber hinaus sollen nach einer Übergangsfrist auch Bestandsanlagen nachgerüstet werden. Erheblicher Handlungsbedarf bei den technischen Anschlussbedingungen besteht aufgrund des rasanten Wachstums bei der Photovoltaik. So soll sich der Anwendungsbereich des § 6 EEG auch auf PV-Anlagen erstrecken, so dass auch diese in das Einspeisemanagement nach § 11 EEG einbezogen werden. Dringender Handlungsbedarf besteht weiterhin, weil PV-Anlagen derzeit so ausgelegt sind, dass alle Anlagen – wie in der bisherigen Niederspannungsrichtlinie des BDEW gefordert - bei einer Netzfrequenz von 50,2 Hz gleichzeitig vom Netz gehen. Dies kann zu einem Netzausfall führen. Detailliert wird auf die Netzintegration der Photovoltaik im Kapitel 3.6 eingegangen. Die Nachrüstung mit einer technischen Einrichtung zur ferngesteuerten Abregelung nach § 6 EEG sollte als Maßnahme zur Modernisierung einer Wasserkraftanlage anerkannt werden. Schließlich erscheint es angesichts der Bedeutung technischer Anforderungen zweckmäßig, diese künftig systematischer weiterzuentwickeln. Die Aktualisierung der Anschlussbedingungen sollte fortlaufend durch ein Fachgremium der relevanten Akteure erfolgen („Road-Map technische Anschlussbedingungen“) und anschließend nach einer Konsultation durch die BNetzA als Festlegung für verbindlich erklärt werden.
• Abstimmung von § 11 EEG und § 13 EnWG mit dem Ziel, Rechtssicherheit für Anlagen- und Netzbetreiber zu schaffen und den Vorrang der erneuerbaren Energien sowie der KWK auch im EnWG zu verankern.
• Verordnungsermächtigung im EEG zur Regelung der Abschaltreihenfolge im Rahmen des Einspeisemanagements aufnehmen;
• Einrichtung eines Einspeisemanagementregisters bei der BNetzA;
• Einbeziehung der Photovoltaik ins Einspeisemanagement (im Detail siehe Kapitel
• Einführung einer Bundesfachplanung für den Netzausbau.
• Änderung des § 17 Abs. 2a EnWG mit dem Ziel des Aufbaus eines Offshore-Netzes sowie Clusteranbindungen für Offshore-Anlagen, Grundlage soll ein durch das BSH zu erarbeitender Masterplan „Offshore-Netz“ sein, der durch die Raumordnung abgesichert wird.
Overlay-Netzes.
• Erarbeitung einer Roadmap zur Weiterentwicklung der Netzanschlussbedingungen (siehe auch Sicherstellung der Netzsicherheit bei Frequenzabweichungen).
• Anerkennung von Investitionsbudgets auf Basis von Plankosten und unmittelbare Berücksichtigung bei Erlösobergrenzen.
der tatsächlichen Fremdkapitalkosten in der Stromnetzent-
geltverordnung.
• Anerkennung von Kosten für Forschung & Entwicklung im Rahmen von Investitions- budgets.
Vorbemerkung zur Vorgehensweise
Ein Kernelement der Analyse der verschiedenen Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien ist die Berechnung von Stromgestehungskosten. Dazu wurden umfangreiche Befragungen bei Anlagenbetreibern durchgeführt, die mit veröffentlichten Kostendaten und Erfahrungswerten abgeglichen wurden.
Die Kalkulation der durchschnittlichen Stromgestehungskosten der Anlagen erfolgt mittels der in der Praxis üblichen dynamischen Investitionsrechnung. Die Ermittlung erfolgte auf nominaler Basis, wobei die Berechnungsmethodik gemäß den Vorgaben der VDI-Richtlinie 2067 („Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen. Grundlagen- und Kostenberechnung“) aufgebaut und eine Inflationsrate von 2 % pro Jahr einbezogen wurde. So ist eine direkte Vergleichbarkeit der Stromgestehungskosten mit den EEG-Vergütungs- sätzen, die ebenfalls als nominale Größen ausgewiesen sind, gewährleistet. In der grafischen Darstellung sind somit die nominalen Stromgestehungskosten den nominalen Vergütungssätzen gegenüber gestellt. Die der Kostenrechnung zugrunde gelegten Modellfälle entsprechen dabei in ihrer Differenzierung den Vergütungskategorien des EEG. Zudem wurde der Ansatz so gewählt, dass die kalkulatorische Nutzungsdauer der Anlagen dem jeweiligen Vergütungszeitraum entspricht. Da sich das Investitionsrisiko der einzelnen Technologien deutlich unterscheidet, werden für die Finanzierung entsprechend unterschiedliche Eigenkapitalanteile angesetzt. Aber auch die Renditeerwartungen in Form der Eigenkapitalverzinsung hängen sehr stark vom jeweiligen Risiko ab. Um dies einerseits angemessen zu berücksichtigen und andererseits die nötige Transparenz zu schaffen, wurde jeweils ein individueller Kalkulationszinssatz aus den nach Finanzierungsanteilen gewichteten Zinssätzen für Eigenkapital und Fremdkapital errechnet und für die einzelnen Sparten ausgewiesen. Die ausgewiesenen Stromgestehungskosten beinhalten also technologiespezifische Eigenkapitalrenditen.
Energiedaten für den Erfahrungsbericht entstammen überwiegend der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) und der Bundesnetzagentur. Auf Grund unterschiedlicher Methodiken ist es möglich, dass es bei diesen Daten zu Abweichungen gegenüber Daten aus den wissenschaftlichen Vorhaben zum Erfahrungsbericht (s. Kap. 7, Quellenverzeichnis) kommt. Alle energetischen Daten im Bericht basieren auf der Grundlage der Datenverfügbarkeit zum März 2011.
3.1.1 Derzeitige Regelungen (EEG 2009)
Bei der Vergütung von Wasserkraftstrom wird unterschieden zwischen Anlagen bis 5 MW und Anlagen größer als 5 MW. Ebenso wird differenziert zwischen Anlagen, die neu gebaut wurden, und solchen, die modernisiert wurden. Dabei wird bei modernisierten Anlagen größer als 5 MW nur die Stromerzeugung aus der zusätzlich installierten Leistung vergütet. Mit dem Ziel der Vereinheitlichung und Vereinfachung wurde im EEG 2009 die Vergütungsdauer für die Stromerzeugung aus Wasserkraft bis 5 MW von zuvor 30 Jahren auf 20 Jahre reduziert. Im Gegenzug wurden die Vergütungssätze angehoben. Zusätzlich wurde für Strom aus neuen Wasserkraftanlagen eine neue Leistungsklasse von 0,5 MW bis
2 MW eingeführt, um die Spreizung der Stromgestehungskosten zwischen Anlagen im
unteren und oberen Leistungsbereich besser abbilden zu können. Im Leistungssegment über
5 MW wurden u. a. die Vorgabe einer im Modernisierungsfall mindestens zu erreichenden
Leistungserhöhung sowie die obere Leistungsgrenze von 150 MW aufgehoben. Dagegen wurde der Vergütungszeitraum von 15 Jahren hier beibehalten und insoweit auf eine Vereinheitlichung verzichtet. Auch bei der Degression wird weiterhin differenziert: Anlagen bis 5 MW unterliegen keiner Degression, für Anlagen über 5 MW beträgt die Degression 1 % pro Jahr. Die ökologischen Anforderungen für Wasserkraftanlagen wurden mit dem neuen EEG erweitert und konkretisiert; sie sind für alle Leistungsklassen bindend. Als Nachweis für
den guten ökologischen Zustand wurde neben der wasserrechtlichen Zulassung die Möglichkeit der Bescheinigung durch einen Umweltgutachter oder durch die zuständige Wasserbehörde neu aufgenommen.
Die Erzeugung aus Speicherkraftwerken ist nach § 23 (5) 1 EEG von der Vergütung ausgenommen. Dabei ist die Unterscheidung zwischen Lauf- und Speicherwasserkraftwerke in der Praxis nicht immer eindeutig darstellbar. Beide Wasserkraftwerkstypen werden ausschließlich durch natürlichen Zufluss gespeist. Die Stromerzeugung in einem Laufwasserkraftwerk zeichnet in etwa den Tagesgang des abfließenden Wassers nach. Speicherkraftwerke können Abflussspitzen nivellieren oder bedarfsgerecht Strom einspeisen.
Mit dem EEG 2009 wurden Wasserkraftanlagen erstmalig verpflichtet, am Einspeisemanagement teilzunehmen. Die Verpflichtung gilt für alle Erneuerbaren-Energien- Anlagen (außer PV) und ist an den Vergütungsanspruch gekoppelt. Hierfür haben Anlagenbetreiber eine betriebliche oder technische Einrichtung vorzuhalten, damit
Netzbetreiber die Einspeiseleistung reduzieren können. Neue Wasserkraftanlagen und
modernisierte Anlagen sind seit 1.1.2009 und Bestandsanlagen seit 1.1.2011 von der
Verpflichtung erfasst, am Einspeisemanagement teilzunehmen.
Tab. 3-1: Vergleich
Laufwasserkraftanlagen nach EEG 2004 und 2009
Durchschnittliche Vergütungssätze in ct/kWh für die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftanlagen Mit Blick auf die Vergleichbarkeit ist jeweils Inbetriebnahme in 2009 unterstellt.
• für Anlagen ≤ 5 MW:
Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr
• für Anlagen > 5 MW:
Wichtige Vergütungsregelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2009 für Strom aus Wasserkraft (§ 23).
Staffelung der Mindestvergütung für das Inbetriebnahmejahr 2009
Degression für neu in Betrieb genommene Anlagen
Neubau bis einschließlich 5 MW
bis einschl. 500 kW: 12,67 ct/kWh
Jahre zzgl.
bis einschl. 2 MW: 8,65 ct/kWh
bis einschl. 5 MW: 7,65 ct/kWh
nahmejahr
Modernisierung bis einschließlich 5 MW
bis einschl. 500 kW: 11,67 ct/kWh
bis einschl. 5 MW: 8,65 ct/kWh
gsjahr
Anlagen ab 5 MW:
für den jeweiligen Leistungsanteil
Neubau und Modernisierung (bei Modernisierung für den Anteil der zusätzlich generierten Stromerzeugung)
bis einschl. 500 kW: 7,29 ct/kWh
bis einschl. 10 MW: 6,32 ct/kWh
bis einschl. 20 MW: 5,80 ct/kWh
bis einschl. 50 MW: 4,34 ct/kWh
Ab 50 MW: 3,50 ct/kWh
• Vergütung nur für Laufwasserkraft
• Nachweis eines guten ökologischen Zustands oder einer wesentlichen Verbesserung des bisherigen Gewässerzustands durch Vorlage der Nutzungszulassung bzw. einer Bescheinigung der zuständigen Wasserbehörde oder eines Umweltgutachters. Eine wesentliche Verbesserung ist in der Regel durch Verbesserungen in folgenden Bereichen erreichbar: Stauraumbewirtschaftung, Biologische Durchgängigkeit, Mindestwasserabfluss, Feststoffbewirtschaftung, Uferstruktur, Anlegung von Flachwasserzonen, Gewässeralt- oder Seitenarmanbindung
3.1.2 Marktentwicklung und Stromgestehungskosten
In Deutschland wurden im Jahr 2009 in etwa 7.400 Wasserkraftanlagen betrieben. Davon sind 6.848 Anlagen vergütungsfähige Anlagen, 6.431 Anlagen haben eine EEG-Vergütung in Anspruch genommen. Während im Jahr 2008 ein deutlicher Rückgang der Zahl von Neuinbetriebnahmen und modernisierten Anlagen zu verzeichnen war, haben sich die Zubauzahlen 2009 wieder erholt. Dies legt den Schluss nahe, dass Investoren den Zeitpunkt der Inbetriebnahme ihrer Anlagen mit Blick auf erwartete Vergütungserhöhungen im EEG 2009 bewusst in das Jahr 2009 verschoben haben. Eine Vergütung nach EEG 2009 erhielten lediglich 620 der vergütungsfähigen Anlagen. 4880 Anlagen, also die überwiegende Mehrzahl der Anlagen beansprucht weiterhin eine Vergütung nach dem EEG 2000. 511 der 620 Anlagen (82 %), die im Jahr 2009 eine Vergütung nach EEG 2009 erhielten, sind Bestandsanlagen der Leistungsklasse bis 500 kW installierter Leistung, die nach dem 31.12.2008 modernisiert wurden. Einen Anspruch auf Vergütung nach EEG 2009 erhalten dabei nur die Anlagen, die nach der Modernisierung eine wesentliche ökologische Verbesserung nachweisen können. Die hierfür durchgeführten Maßnahmen dienen in der Mehrzahl der Herstellung der biologischen Durchgängigkeit.
Die Technologie zur Nutzung von Wasserkraft zur Stromerzeugung ist im Gegensatz zu anderen regenerativen Energien ausgereift. Hier können also keine Kostensenkungspotenziale im Sinne einer Lernkurve erschlossen werden. Dies ist mit ein Grund für den Verzicht auf eine Degression der Vergütungssätze bei Anlagen bis 5 MW. Insgesamt wird die Kostenentwicklung im Wesentlichen von Rohstoffpreisen und Baukosten bestimmt. Durch die ökologischen Anforderungen der Europäischen Wasserrahmenrichtlinie, die mittlerweile insb. durch das Wasserhaushaltsgesetz in nationales Recht umgesetzt wurden, steigen die Kosten für den Bau von Wasserkraftanlagen. In diesem Zusammenhang ist allerdings darauf hinzuweisen, dass bereits vor Inkrafttreten des neuen WHG in einer Reihe von Ländern Vorschriften zu entsprechenden Anforderungen existierten, die den verbindlichen Vorgaben der Wasserrahmenrichtlinie Rechnung getragen haben.
Das Potenzial der Wasserkraft zur Stromerzeugung gilt als weitgehend ausgeschöpft. Über Zubaumaßnahmen, insbesondere über die Modernisierung und den Ausbau bereits bestehender Anlagen oder den vereinzelten Neubau an bestehenden Querbauwerken ist aber langfristig eine Steigerung der Stromerzeugung um bis zu 15 % möglich [4].
Heute existieren in Deutschland zahlreiche Speicheranlagen insbesondere an mittelgroßen und kleinen Gewässern, die aufgrund anderer Nutzungen (Trink- und Brauchwasserspeicher,
Hochwasserschutz etc.) errichtet wurden. An diesen Speichern sind durch den Zubau von neuen Wasserkraftanlagen oder durch die Erweiterung bestehender Wasserkraftanlagen Zubaupotenziale realisierbar. Das mögliche Zubaupotenzial lässt sich nicht genau spezifizieren. Bei den bisher noch nicht oder nur unzureichend genutzten Speicherkraftwerksstandorten ist davon auszugehen, dass deren Nutzung ohne unterstützende Maßnahmen, wie beispielsweise das EEG, nicht wirtschaftlich möglich ist. Die Kostenstruktur für Bau und Betrieb entspricht überschlägig derjenigen von Laufwasserkraftwerken, die Erweiterungs- bzw. Modernisierungsmaßnahmen durchführen.
Die Kosten für die Nachrüstung einer Einrichtung zur Fernsteuerung (Einspeisemanagement) gerade an kleinen Bestandsanlagen sind unverhältnismäßig hoch. Dabei können neben sogenannten technischen auch betriebliche Einrichtungen gewählt werden, die verhältnismäßig geringe Kosten verursachen. Zu der Frage, welche betrieblichen Einrichtungen ein Netzbetreiber anerkennen muss, hat die EEG-Clearingstelle eine von den Branchen getragene Empfehlung verabschiedet [5]. In diesem Zusammenhang ist zu unterstreichen, dass Wasserkraftanlagen auch unabhängig von § 11 EEG vom Netz getrennt werden können, wenn eine Gefährdung des Netzes vorliegt. Es entsteht also durch § 11 EEG kein neuer Risikotatbestand. Die 2009 registrierte, sehr geringe Anzahl an Einspeisemanagement-Anwendungen in Netzregionen mit hoher Wasserkraftanlagendichte lässt die Wahrscheinlichkeit als sehr gering erscheinen, dass Wasserkraftanlagen in Zukunft in einem relevanten Maß vom Einspeisemanagement betroffen sein werden. Gleichwohl ist den Auswirkungen auf Gewässernutzer und die Gewässerökologie Rechnung zu tragen.
Die durchschnittliche EEG-Vergütung für Strom aus Wasserkraft ist von 2007 bis 2009 von 7,53 auf 7,83 ct/kWh leicht gestiegen. Dies ist ein Indiz dafür, dass die durch das EEG gesetzten Anreize für Modernisierung, Erweiterung und Neubau greifen. Alte, nicht modernisierte Anlagen bis 5 MW erhalten mit 7,67 ct/kWh eine deutlich niedrigere Vergütung als dies nach einer Modernisierung der Fall ist. So kann gemäß EEG 2009 eine Anlage bis 500 kW nach einer Modernisierung eine Vergütung von 12,67 ct/kWh erreichen. Trotz der im EEG 2009 vorgenommenen Erhöhungen ist die Wasserkraft aber nach wie vor die kostengünstigste erneuerbare Energie.
Die ökologischen Anforderungen im neuen Wasserhaushaltsgesetz (WHG), insbesondere die Anforderungen an den Fischschutz und –abstieg, sind in vielen Fällen wirtschaftlich und technisch noch nicht darstellbar. Hier besteht entsprechender Forschungsbedarf, um mittelfristig zu bezahlbaren und effizienten Maßnahmen zu kommen, die die derzeit noch erheblichen Defizite beim Fischschutz überwinden. Wenn geeignete Maßnahmen zum Fischschutz fehlen, können Neukonzessionierungen, die für die Erweiterung der installierten
Leistung bestehender großer Anlagen in der Regel erforderlich sind, erschwert werden. Damit wird auch die Erschließung des gerade hier bestehenden Ausbaupotenzials gebremst.
Tab. 3-3: Wichtige Eckdaten zur Entwicklung der Stromerzeugung aus Wasserkraft in den Jahren 2007- 2010.
installierte Leistung der EEG-Anlagen [MW el ] 1)
vergütungsfähige Anlagen 1)
eingespeiste EEG-Strommenge [GWh/a] 1)
Mindestvergütung nach EEG [Mio. €/a] 1)
durchschnittliche EEG-Vergütung [ct/kWh]
Stromerzeugung aus gesamter Wasserkraft [GWh/a] 2)
vermiedene CO 2 -Emissionen der gesamten erneuerbaren Wasserkraft [Mio. t/a] 2)
Arbeitsplätze (EEG-induziert) 3)
Für das Jahr 2010 liegen gegenwärtig nur teilweise Daten vor k.A. – keine Angaben
BMU nach Daten Bundesnetzagentur (BNetzA), März 2011
BMU nach AGEE-Stat, UBA und weiteren Quellen
nach DLR, DIW, GWS, ZSW
Daten für 2010: erste vorläufige Abschätzungen, BMU nach AGEE-Stat, IfnE, UBA, DLR, DIW, GWS, ZSW
Daten teilweise vorläufig
Bei der Ermittlung der Stromgestehungskosten wurde zwischen Anlagenneubau und Modernisierung bestehender Anlagen unterschieden. Bei der Modernisierung wurde zusätzlich zwischen Anlagen größer und kleiner 5 MW Leistung unterschieden, da bei Anlagen kleiner 5 MW der gesamte Stromanteil und bei Anlagen größer 5 MW nur der Anteil der zusätzlichen Strommenge vergütet wird. Der Berechnung sind jeweils Daten exemplarischer Anlagen verschiedener Leistungsklassen zu Grunde gelegt. Die Stromgestehungskosten von Wasserkraftanlagen sind in sehr starkem Maße standortabhängig, weshalb eine Definition repräsentativer Modellfälle nicht möglich war.
Stromgestehungskosten für den Neubau von Wasserkraftanlagen
Die wichtigsten Parameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für den Neubau von Wasserkraftanlagen sind Tab. zu entnehmen.
Tab. 3-4: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für den Neubau von Wasserkraftanlagen (Basisjahr 2010).
Gewerblicher Investor
kalkulat. Betrachtungszeitraum
Lebensdauer baulicher Anteil (70%)
Lebensdauer maschinelle und elektrische Ausrüstung (30%)
Investitionskosten Neubau
Betriebskosten (prozentualer Anteil zur Investition)
a) Anlagen bis 500 kW werden in der Regel von Privatpersonen betrieben, die die Wartung ihrer Anlage in Eigenleistung erbringen und hierfür geringere Personalkosten in Ansatz bringen. Ab 500 kW werden Anlagen zunehmend von Energieversorgern betrieben. Entsprechend fallen erhöhte Personalkosten an.
Durch Berücksichtigung unterschiedlicher Volllaststunden im Anlagenbetrieb ergibt sich die in Abb. 3-1 dargestellte Bandbreite der Stromgestehungskosten. Diese ist den Vergütungssätzen gemäß EEG 2009 für das Jahr 2010 gegenübergestellt. Für eine 100-kW- Anlage liegen die ermittelten Stromgestehungskosten deutlich über der derzeitigen EEG- Vergütung. Dass in diesem Leistungssegment dennoch ein Zubau erfolgt, ist darauf zurückzuführen, dass die hier aktiven Investoren Kriterien für die Wirtschaftlichkeitsberechnung berücksichtigen, die über den Erlös aus der Vergütungszahlung nach EEG hinausgehen. Hierunter fallen deutlich über den Vergütungszeitraum hinausgehende Nutzungsdauern, Fördergelder insbesondere der Länder vorrangig für die Umsetzung ökologischer Maßnahmen, steuerliche Abschreibungsmöglichkeiten, eine Reduzierung der Betriebskosten durch Eigenarbeit sowie ideelle Werte.
unterer Grenzfall
oberer Grenzfall
EEG-Vergütung 2010
Vergütung bis
einschl. 5 MW
nominale Stromgestehungskosten [ct/kWh]
Abb. 3-1: Stromgestehungskosten für Wasserkraftanlagen (Neubau)
Für eine Anlage mit 500 kW kann im unteren Grenzfall die EEG-Vergütung als auskömmlich bezeichnet werden, der Mittelwert der Stromgestehungskosten liegt jedoch deutlich über dem entsprechenden Vergütungssatz. Für Anlagen mit einer Leistung von 1 MW ist der geltende Vergütungssatz unter günstigen Randbedingungen auskömmlich. Bei neuen Anlagen mit einer installierten Leistung von etwas weniger als 5 MW liegt der Vergütungssatz deutlich oberhalb der Stromgestehungskosten, bei Anlagen zwischen 5 und 15 MW liegt der Vergütungssatz unterhalb der Stromgestehungskosten und bei Anlagen von etwa 20 MW und mehr liegt der Vergütungssatz etwa innerhalb der Bandbreite der Stromgestehungskosten.
Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis 5 MW
Im Unterschied zur Stromgestehungskostenermittlung von Neuanlagen wurde bei der Berechnung für Modernisierungen von Anlagen bis einschließlich 5 MW eine mittlere Lebensdauer der Anlagen von 40 Jahren angesetzt. Zudem gehen die Betriebs- und Instandhaltungskosten mit 1,5 bis 2,5 % ein. Von 6501 EEG-Anlagen haben im Jahr 2009 ca. 4.880 Anlagen eine Vergütung nach dem EEG 2000 erhalten. Gerade diese Anlagen kommen für Modernisierungsmaßnahmen in Frage. Vor diesem Hintergrund wird auch im Rahmen der Berechnung der Stromgestehungskosten für modernisierte Anlagen bis 5 MW die Grundannahme getroffen, dass die Anlagenbetreiber vor der Modernisierung eine Vergütung nach dem EEG 2000 erhalten.
Daher werden die Kosten der Modernisierungsmaßnahmen je erzeugter Kilowattstunde ermittelt und der durchschnittlichen Mehrvergütung gegenübergestellt, die sich aus dem EEG 2009 verglichen mit der zuvor für den Strom aus der jeweiligen Altanlage erhaltenen Vergütung gemäß EEG 2000 ergibt. Dargestellt sind die perspektivischen Maßnahmenkosten. Enthalten sind demnach Kosten für die technische Optimierung der Anlage sowie für ökologische Maßnahmen, die aufgrund der Anforderung des WHG an die Nutzung der Wasserkraft in Zukunft verbindlich umzusetzen sind. Im Einzelfall sind hier also kostenintensive Maßnahmen für den Fischschutz und den -abstieg enthalten. Dabei zeigen die Ergebnisse in Abb. 3-2, dass die durch die Modernisierung verursachten Kosten in fast allen Fällen deutlich höher liegen als die Mehrvergütung. Lediglich bei den Anlagen größer 2 MW reicht die Mehrvergütung bei günstigen Randbedingungen zur Kostendeckung aus.
Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschl. 5 MW (Basisjahr 2010).
Investitionskosten für Modernisierung
Betriebs- und Instandhaltungskosten (prozentualer Anteil zur Investition)
durchschnittl. Volllaststunden pro Jahr
durchschnittliche Mehrvergütung bei Modernisierung
nominale spezifische Maßnahmenkosten bei Modernisierung
bezogen auf die Stromerzeugung [ct/kWh]
Abb. 3-2: Spezifische Maßnahmenkosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschließlich 5 MW bezogen auf die Stromerzeugung
Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen über 5 MW
Während Strom aus Wasserkraftanlagen bis einschließlich einer Leistung von 5 MW grundsätzlich und in Gänze nach EEG vergütet werden kann, besteht ein Vergütungsanspruch nach EEG für Anlagen größer 5 MW erst seit dem Inkrafttreten des EEG 2004 am 1.8.2004. Eine bestehende Altanlage größer 5 MW, die vor dem 1.8.2004 in Betrieb genommen wurde und nach dem 31.7.2004 nicht modernisiert wurde, erhält damit keine Vergütung nach EEG.
Vergütet wird bei Anlagen über 5 MW nur die Stromerzeugung, die zusätzlich an einem Standort gewonnen wird. Damit hat der Neubau einer 10 MW Anlage an einem noch ungenutzten Standort für die gesamte Strommenge Anspruch auf EEG-Vergütung. Eine Anlage, deren Leistung durch Modernisierung z. B. von 8 MW auf 10 MW gesteigert wird, hat dagegen nur für den zusätzlichen Stromanteil (2 MW) Anspruch auf Vergütung. Stark vereinfacht bedeutet dies, dass im vorgenannten Beispiel lediglich etwa 20 % des erzeugten Stroms aus der modernisierten 10 MW-Anlage über das EEG vergütet werden. Der Rest des Stroms ist weiterhin anderweitig zu vermarkten.
Modernisierung von Wasserkraftanlagen größer als 5 MW (Basisjahr 2010).
Höhe der Erweiterung der installierten Leistung
In Tab. 3-6 bzw. Abb. 3-3 sind nur die Kosten von Maßnahmen für eine Erhöhung der Leistung der Anlage dargestellt, obwohl auch hier der Vergütungsanspruch an die wesentliche ökologische Verbesserung der Anlage gebunden ist und deshalb auch Kosten für Maßnahmen zur ökologischen Optimierung anfallen. Diese hier nicht berücksichtigten Kosten können erheblich sein. Zudem streuen Anlagengröße, Zubaupotenzial, Anlagenalter und Kosten für notwendige ökologische Maßnahmen sehr stark. Daher musste darauf verzichtet werden, die Kosten für ökologische Maßnahmen in die Berechnung der Stromgestehungskosten einzubeziehen.
Die garantierte EEG-Vergütung kann nur einen Anteil der Refinanzierung der Maßnahmen zur ökologischen Verbesserung übernehmen. Sie kann trotzdem ein Anreiz für die
Modernisierung und Erweiterung der Anlagen sein, da sie zumindest für einen Teil der Investitionen fest kalkulierbare Einnahmen garantiert.
nominale spezifische Maßnahmenkosten bei
Modernisierung bezogen auf die
Stromerzeugung [ct/kWh]
Höhe der Leistungssteigerung nach der Modernisierungsmaßnahme
Abb. 3-3: Spezifische Maßnahmenkosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen ab 5 MW bezogen auf die zusätzliche Stromerzeugung gestaffelt nach der jeweils durch die Maßnahme erzielten Leistungssteigerung.
Die vorliegende Darstellung zeigt die spezifischen Kosten für eine Leistungssteigerung großer Anlagen um ein bis drei Prozent. Hier liegen auch die wesentlichen Zubaupotenziale bei großen Anlagen. Bei einer 50 MW-Anlage bedeutet z. B. eine Leistungssteigerung um 2 % eine zusätzliche Leistung von 1 MW. Wie die Ergebnisse in Abb. 3-3 zeigen, liegen die Kosten allein für technische Maßnahmen deutlich über den Vergütungssätzen. Eine Leistungssteigerung über diese Größenordnung hinaus erfordert in der Regel weitaus umfassendere Maßnahmen. So können größere Zuwächse in der installierten Leistung in der Regel nur über neue Turbinen, neue Generatoren und umfassende wasserbauliche Maßnahmen erschlossen werden. Die Stromgestehungskosten für größere Erweiterungsmaßnahmen und für den Neubau nähern sich entsprechend an.
Die Stromerzeugung aus Meeresenergie wird im EEG gemäß § 23 (Wasserkraft) vergütet. In Deutschland werden derzeit keine Meeresenergieanlagen zur Stromerzeugung betrieben. Es werden nach derzeitigem Kenntnisstand nur geringfügige Potenziale gesehen, wobei auch
die ökologischen Auswirkungen zu berücksichtigen sind. Allerdings bietet die Meeresenergie Chancen für deutsche Unternehmen, die heute als führende Technologieanbieter insbesondere in den Bereichen Wind- und Wasserkraft, aber auch in der maritimen Technik und Logistik aktiv sind. Um deren Know-how zu stärken, sollten sie z. B. durch Forschungsförderung geeignet unterstützt werden
Die Wasserkraft ist eine vergleichsweise kostengünstige erneuerbare Energie. Die noch nicht erschlossenen Potenziale sollten möglichst genutzt werden.
Die Berechnung der Stromgestehungskosten zeigt, dass in einigen Kategorien Anpassungen der Vergütungshöhe erforderlich sind. Gerechtfertigt ist diese Anpassung gerade dort, wo die größten zusätzlichen Potenziale der Wasserkraft liegen, also bei der Leistungssteigerung an großen Wasserkraftanlagen. Die Mehrheit der großen Wasserkraftanlagen weist dabei ein Zubaupotenzial an installierter Leistung im Bereich weniger Prozentpunkte auf, also von 100 kW bis 2 MW. Bislang hat das EEG für die hierfür notwendigen Investitionen zu geringe Anreize gesetzt. Auch sind mit der Umsetzung der Vorgaben der Europäischen Wasserrahmenrichtlinie erhöhte ökologische Anforderungen zu beachten, die zu weiteren Kosten führen.
Mit drei verschiedenen Gruppen (modernisierte Anlagen unter 5 MW – Neuanlagen unter 5 MW – Anlagen über 5 MW) weist die derzeitige Vergütungssystematik im EEG 2009 ein hohes Maß an Komplexität auf. Hier soll eine Vereinfachung angestrebt werden, die insbesondere das Vergütungsniveau der Anlagen unter und über 5 MW vereinheitlicht, da die an dieser Schwelle derzeit bestehende Ungleichbehandlung nicht durch entsprechend unterschiedliche Stromgestehungskosten zu begründen ist. Deutlich wird dieser Unterschied bei Gegenüberstellung der durchschnittlichen Vergütung einer Neuanlage mit einer installierten Leistung von knapp unter 5 MW und einer Neuanlage knapp über 5 MW. So würde beispielsweise eine Neuanlage mit 4,9 MW mit durchschnittlich etwa 9,06 ct/kWh vergütet, während eine 5,1 MW Anlage lediglich eine Vergütung von etwa 6,29 ct/kWh für den erzeugten Strom erhalten würde (vgl. Abb. 3-1). Das ist ein ungewünschter Anreiz, am jeweiligen Standort nicht das volle zur Verfügung stehende Potenzial zu nutzen. Daher sollen künftig alle Vergütungsgruppen zusammengeführt und einheitlich behandelt werden. Dies bedeutet eine kontinuierliche Reduzierung der Vergütungshöhe entsprechend dem kontinuierlichen Absinken der Stromgestehungskosten bei steigender installierter Leistung. Tab. 3-7 gibt einen Überblick über die vorgeschlagenen neuen Vergütungssätze.
Tab. 3-7: Vorgesehene
Wasserkraftanlagen im Vergleich zum EEG 2009.
Vergütungshöhen in ct/kWh
Empfehlung 2012
Neubau, Erweiterung in 2010 (inkl. Degression bei Inbetriebnahme 2012)
(bis einl.)
7,22 (7,08)
6,26 (6,14)
5,74 (5,63)
4,30 (4,22)
ab 50 MW
3,47 (3,41)
Die nachfolgende Tabelle zeigt, wie sich die durchschnittlichen Vergütungen gemäß der
vorgenannten empfohlenen neuen Vergütungssätze gegenüber den Vergütungssätzen
auswirken, die nach dem EEG 2009 für 2012 gelten würden.
Tab.3-8:
Durchschnittliche Vergütungssätze für die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftanlagen nach EEG 2009 im Vergleich mit vorgeschlagenen neuen Vergütungssätzen
Durchschnittliche Vergütungssätze in ct/kWh für die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftanlagen Mit Blick auf die Vergleichbarkeit ist jeweils Inbetriebnahme in 2012 unterstellt.
Vergütungsdauer für alle Anlagengrößen:
20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr
15 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr
(Volllast-
bis einschl. 5 MW
[h/a])
Diese neue Struktur hat folgende Auswirkungen:
Für Neuanlagen bis 5 MW bleiben die Vergütungssätze für den Leistungsanteil bis 500 kW und bis 2 MW annähernd gleich. Für den Leistungsanteil zwischen 2 und 5 MW kommt es zu einer leichten Absenkung der Vergütungshöhe.
Bei modernisierten Anlagen bis 5 MW kommt es für den Leistungsanteil bis 500 kW zu einer leichten Vergütungserhöhung, für die Leistungsanteile zwischen 2 und 5 MW zu einer Vergütungsabsenkung.
Bei modernisierten Anlagen größer 5 MW soll auch weiterhin nur der Stromanteil über das EEG vergütet werden, der einer Leistungserhöhung zugeordnet werden kann. Die Vergütung für die Erhöhung der Leistungsanteile um bis zu 20 MW soll erhöht werden. Bislang war es in Einzelfällen attraktiver, nur das Zubaupotenzial bis einschließlich 5 MW zu erschließen. Im Bereich der Erweiterungen um bis zu 5 MW soll die Vergütung deutlicher erhöht werden. In diesem Bereich der Modernisierung und in der Erweiterung bestehender Standorte liegen langfristig die wesentlichen technischen und ökologisch verträglichen Ausbaupotenziale der Wasserkraft (vgl. [4]). Jedoch wurden in diesem Segment in der Vergangenheit nur wenige Projekte umgesetzt. Die vorgesehene Vergütungsstruktur bedeutet z. B. für eine Anlage über
5 MW, die ihre Leistung um 1 MW erhöht, dass die durchschnittliche Vergütung für diese
zusätzliche Leistung – also nicht für die Gesamtleistung – von bisher rund 7 ct/kWh auf künftig etwa 12,5 ct/kWh steigt und zudem über einen Zeitraum von 20 statt bisher 15 Jahren
gezahlt wird. Insgesamt dürften die Mehrkosten, die aus der vorgeschlagenen deutlichen Vergütungserhöhung für die ersten 500 kW resultierenden, unter 50 Mio. € liegen. 2
Beim Neubau von Anlagen größer 5 MW wird nur im Leistungsbereich zwischen 5 und 20 MW eine Erhöhung der durchschnittlichen Vergütung vorgeschlagen. Diese liegt bei rund
2 ct/kWh bei Anlagen knapp über 5 MW und nimmt mit zunehmender Größe kontinuierlich ab
(vgl. Abb. 3 - 4). Auch hierdurch wird die Erschließung der Zubaupotenziale im Bereich zwischen 5 und 20 MW stärker als bislang angereizt. Auch beim Neubau war es in Einzelfällen attraktiver, nur das Zubaupotenzial bis einschließlich 5 MW zu erschließen.
Bei Neubau oder Modernisierung von Anlagen größer 20 MW bleibt die Vergütungshöhe etwa gleich.
2 Dabei wird angenommen, dass von den 160 Anlagen über 5 MW 120 Anlagen modernisiert werden.
Insgesamt trägt die vorgeschlagene Vergütungsstruktur dem im Koalitionsvertrag beschriebenen Ziel Rechnung, die Rahmenbedingungen für eine ökologisch verträglichere Wasserkraftnutzung zu verbessern.
Das zusätzlich realisierbare Wasserkraftpotenzial ist im Gegensatz zu anderen erneuerbaren Energien aufgrund der naturräumlichen Verhältnisse begrenzt und kann aufgrund langer Genehmigungs- und Planungsphasen nur schrittweise und langfristig realisiert werden. Mit dem am 01. März 2010 in Kraft getretenen neuen Wasserhaushaltsgesetz (WHG) liegen nunmehr neue Vorschriften zur Erhaltung oder Wiederherstellung der Durchgängigkeit, zur Mindestwasserführung sowie zum Schutz der Fischpopulation bei Bau und Betrieb von Wasserkraftanlagen vor.
Abb. 3-4: Vorgesehene Durchschnittsvergütung für Strom aus Wasserkraftanlagen im EEG 2012 im Vergleich zum EEG 2009; hier: für den Neubau und die Modernisierung (bis einschließlich 5 MW) sowie für den Neubau größer 5 MW
Abb. 3-5: Vorgesehene Durchschnittsvergütung für Strom aus Wasserkraftanlagen gemäß Empfehlung für das EEG 2012 im Vergleich zum EEG 2009; hier: Zusätzlich installierte Leistung bei Modernisierung von Wasserkraftanlagen größer 5 MW
Die Stromerzeugung aus bestehenden Speichern oder Speicherkraftwerken, die ausschließlich aus natürlichem Zufluss gespeist werden, soll in das EEG aufgenommen werden. An diesen Speichern können entweder vorhandene Wasserkraftanlagen erweitert werden oder erstmalig Wasserkraftanlagen installiert werden. Die Bereitstellung von Strom aus Pumpspeicherkraftwerken soll weiterhin keine Vergütung nach EEG beanspruchen können.
Es sollte klargestellt werden, dass Wasserkraftanlagenbetreiber durch das EEG nicht verpflichtet werden dürfen, gegen wasserrechtliche Vorgaben zu verstoßen. Wenn also aufgrund anderer rechtlicher Vorgaben eine Erfüllung der Anforderungen nach den §§ 6 und 11 nicht möglich ist, sollen bestehende Wasserkraftanlagen von der Verpflichtung auf Teilnahme am Einspeisemanagement ausgenommen werden. Der Anlagenbetreiber sollte in dem Fall nicht von dem Vergütungsanspruch ausgeschlossen werden. Sofern Wasserkraftanlagen weiterhin dem Einspeisemanagement unterliegen sollen, sollten Netzbetreiber in Zukunft zumindest verpflichtet werden, den Anlagenbetreiber spätestens am Vortag über den erwarteten Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer des
Einspeisemanagements in Kenntnis zu setzen. Damit können zumindest Gewässernutzer frühzeitig vor einer Änderung der Abflussverhältnisse gewarnt werden. Möglichen ökologischen Schäden kann damit allerdings nicht vorgebeugt werden.
Die Vergütungsdauer soll einheitlich für alle Leistungsklassen auf 20 Jahre festgelegt werden. Da zukünftig auch im Bereich der größeren Anlagen über 5 MW keine signifikanten Kostensenkungen möglich sind, kann die Degression keinen Innovationsanreiz setzen. Im Gegenteil sind hierdurch nicht zuletzt durch die langen Planungszeiträume und aufgrund der Durchsetzung von Anforderungen des Gewässer- und Fischschutzes eher negative Effekte zu erwarten, d. h. weitere Anlagen werden aufgrund der degressiv sinkenden Vergütung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können und daher nicht gebaut. Um die größtmögliche Nutzung der Wasserkraft zu ermöglichen, soll daher die Degression auch für die Leistungsklasse ab 5 MW aufgehoben werden.
• Anpassung der Vergütung gemäß Tab. 3-7.
• Vereinheitlichung des Vergütungszeitraums auf 20 Jahre.
• Abschaffung der Degression für Wasserkraftanlagen ab 5 MW, d.h. bei Wasserkraft einheitlich Verzicht auf Degression.
• Aufnahme von Stromerzeugung aus bestehenden Speichern oder Speicherkraftwerken mit ausschließlich natürlichem Zufluss.
3.2.1 Derzeitige Regelungen (EEG 2009)
Bei Deponie-, Klär- und Grubengas wurden mit dem EEG 2009 nur kleinere Änderungen
vorgenommen. Die Vergütung für kleine Deponiegasanlagen (bis einschließlich 500 kW)
wurde auf 9 ct/kWh angehoben. Dies sollte einen Ausgleich für die durch zunehmende
Ausgasung der Deponien rückläufige Gasausbeute schaffen, so dass auch für das
verbleibende Deponiegaspotenzial die energetische Nutzung wirtschaftlich möglich ist. Eine
Absenkung der Vergütungssätze um 1 ct/kWh erfolgte für Grubengasanlagen mittlerer
Leistung (500 kW bis 5 MW) und um 2 ct/kWh für Grubengasanlagen über 5 MW. Im Übrigen
wurden die Vergütungssätze des EEG 2004 mit der entsprechenden Degression
Tab. 3-9: Vergleich
Deponie-, Klär- und Grubengas nach EEG 2004 und 2009
Durchschnittliche Vergütungssätze in ct/kWh für die Stromerzeugung aus Deponie-, Klär- und Grubengasanlagen Mit Blick auf die Vergleichbarkeit ist jeweils Inbetriebnahme in 2009 unterstellt.
Anlagenart und -leistung
Deponiegasanlage
Grubengasanlage 2,7 MW
Tab. 3-10: Wichtige Vergütungsregelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2009 für Strom aus Deponie-, Klär- und Grubengas (§§ 24,25,26).
1,5 % p.a. ab 01.01.2010
Der Anspruch auf den Technologie-Bonus besteht für Strom, der in Anlagen mit einer Leistung bis einschließlich 5 MW in einem innovativen Verfahren erzeugt wird:
• Gasaufbereitung: Aufbereitung des eingespeisten Gases auf Erdgasqualität unter Einhaltung der Kriterien in Anlage 1 Nummer I EEG:
Bis max. Kapazität der Gasaufbereitungsanlage von 350 Normkubikmetern aufbereitetem Rohgas pro Stunde 2,0 ct/kWh
Bis max. Kapazität der Gasaufbereitungsanlage von 700 Normkubikmetern aufbereitetem Rohgas pro Stunde 1,0 ct/kWh
• Innovative Anlagentechnik: Unter Einhaltung der Kriterien in Anlage 1 Nummer II EEG 2,0 ct/kWh
Die Pflicht zur Vergütungszahlung für Grubengasanlagen besteht lediglich dann, wenn das Grubengas aus Bergwerken des aktiven oder stillgelegten Bergbaus stammt.
3.2.2 Marktentwicklung und Stromgestehungskosten
Die energetische Nutzung von Deponiegas ist in Deutschland durch entsprechende Rahmenbedingungen, wie das Stromeinspeisungsgesetz von 1990 und die TA Siedlungsabfall, schon lange etabliert. Durch das Verbot der Deponierung unbehandelter organischer Abfälle im Jahr 2005 geht die Gasbildung in den vorhandenen Deponien kontinuierlich zurück. Hierdurch verringert sich die verwertbare Gasmenge sowohl quantitativ als auch qualitativ, da der Methananteil im Deponiegas mit zunehmendem Alter der Deponien immer mehr abnimmt. Zudem sind die Standorte für die Stromerzeugung aus Deponiegas weitestgehend erschlossen. Der Höhepunkt der Anlagenneuinstallationen wurde bereits in den Jahren 2000 und 2001 nach Inkrafttreten des EEG 2000 erreicht. Seit 2005 ist die Zahl neuer Anlagen deutlich rückläufig. Dass die Stromerzeugung im Deponiegasbereich mittelfristig auslaufen wird, zeichnet sich bereits ab: Seit 2007 ist sie von 1.008 GWh auf 680 GWh in 2010 gesunken.
Die installierte Leistung der Klärgasanlagen hat sich von 2009 mit 192 MW el auf rund 200 MW el in 2010 erhöht. Die Stromerzeugung erhöhte sich damit von 1.057 GWh auf rund 1.100 GWh. Ein Großteil des aus Klärgas erzeugten Stroms wird zur Eigenstromversorgung der Kläranlagen eingesetzt. In das öffentliche Netz eingespeist und nach EEG vergütet werden nur 20 % der erzeugten Strommenge. Der Anreiz aus der EEG-Vergütung ist vielfach
nicht ausreichend, um Investitionen im Klärgasbereich auszulösen. Dennoch stellt der Vergütungsanspruch gemäß EEG eine Rückfallposition dar, falls andere Vermarktungsoptionen ausfallen. In diesem Sinne kann das EEG im Klärgasbereich als Instrument zur Investitionssicherung angesehen werden. Die Stromerzeugung aus Klärgas betrug 2009 1.057 GWh und lag damit um 8 % höher als 2007 (976 GWh).
Das im Wesentlichen aus Methan bestehende Grubengas fällt im aktiven und inaktiven Steinkohlenbergbau an, ist somit fossilen Ursprungs und zählt daher nicht zu den erneuerbaren Energien. Gleichwohl wurde das Grubengas im Jahr 2000 aus Gründen des Klimaschutzes in das Vergütungssystem des EEG aufgenommen. Denn von unkontrolliert in die Atmosphäre entweichendem Methan in Form von Grubengas geht eine deutlich höhere Schadwirkung aus, als von dem bei der energetischen Nutzung freigesetzten CO 2 . Durch die regionale Verteilung der Steinkohlenvorkommen in Deutschland ist die Nutzung von Grubengas auf Nordrhein-Westfalen und das Saarland beschränkt. Die von der EEG- Vergütung ausgehende Anreizwirkung führte zu einem verhältnismäßig starken Zuwachs an Neuinstallationen zwischen 2002 und 2004. Mit fast 70 MW wurde der Höchstwert im Jahr 2002 erreicht. Seit 2005 findet kein nennenswerter Anlagenzubau mehr statt, da die möglichen Standorte weitgehend erschlossen sind. Teilweise ist sogar eine Abnahme der installierten Leistung zu beobachten. Dies spiegelt sich auch in der erzeugten Strommenge wider. Mit 1.231 GWh in 2009 lag sie um 20 % niedriger als 2007 (1.541 GWh).
Tab. 3-11: Wichtige Eckdaten zur Entwicklung der Stromerzeugung aus Deponiegas, Klär und Grubengas in den Jahren 2007- 2010.
durchschnittliche Vergütung [ct/kWh]
gesamte Strommenge [GWh/a]
Deponiegas 2)
Klärgas 2)
Grubengas 3)
vermiedene CO 2 -Emissionen (nur erneuerbare Gase) [Mio. t CO 2 /a]
Arbeitsplätze (nur erneuerbare Gase, EEG-
induziert)
BMU nach Daten Bundesnetzagentur (BNetzA)
BMU nach AGEE-Stat
BDEW-Angaben
BMU nach DLR, DIW, GWS, ZSW
Daten für 2010: erste vorläufige Abschätzungen, BMU nach AGEE-Stat, IfnE , UBA; DLR, DIW, GWS, ZSW
Für die Berechnung der Stromgestehungskosten wurden pro Gasart jeweils vier nach Leistung gestaffelte Modellfälle entwickelt. Diese wurden so gewählt, dass der Trend zur rückläufigen Anlagengröße abgebildet wird. Bei den Deponie- und Klärgasanlagen werden für jeden Modellfall ein Basisfall und ein Variationsfall mit geringeren Jahresvolllaststunden berücksichtigt. Für Grubengas wurden ebenfalls jeweils zwei Fälle betrachtet, wobei hier nach vorhandener Entgasungsinfrastruktur (Basisfall) bzw. deren notwendigem Neuaufbau (Variationsfall) unterschieden wird.
Tab. 3-12: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten von Deponie-, Klär- und Grubengas (Basisjahr 2010).
Eigenkapitalanteil: 30 %
Eigenkapitalzinssatz: 8-15 %
Fremdkapitalanteil: 70 %
Fremdkapitalzinssatz: 4-6 %
reine Stromerzeugung
Volllaststunden im Jahr
Basisfall: 6.000 h/a
Variationsfall: 4.200 h/a
Basisfall: 8.000 h/a
Variationsfall: 6.000 h/a

References: § 65
 § 65
 § 17
 § 37
 § 17
 § 37
 § 37
 § 17
 § 37
 § 18
 § 18
 § 17
 §56
 § 12
 § 16
 § 9
 § 17
 § 11
 § 12
 § 11
 § 13
 § 13
 § 12
 § 13
 § 13
 § 8
 § 15
 § 15
 § 1
 §6
 § 6
 § 20
 § 20
 § 6
 § 66
 § 12
 § 6
 § 11
 § 6
 § 11
 § 13
 § 17
 § 23
 § 11
 § 11
 § 23