Indirekte Kosten der EEG-Förderung

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1 Indirekte Kosten der EEG-Förderung Prof. Dr. Georg Erdmann Energiesysteme, TU-Berlin [www.ensys.tu-berlin.de] IAEE-Präsident [www.iaee.org] Energiepolitischer Dialog der CDU/CSUBundestagsfraktion Berlin 27. November

2 Forschungsprofil Energiesysteme Systemanalysen Ökonometrie Windkraft Wettbewerb Brennstoffzelle Wasserstoff Bio-Kraftstoffe Innovationen CO 2 -Zertifikate Regelenergie EnWG EEG Kosten, Preise Industrieökonomik Evolutionstheorie Märkte Volkswirtschaft Unternehmensstrategien Versorgungssystem Investitionen 2

3 Direkte EEG-Kosten BDEW-Schätzung der EEG-Vergütungen 2008 ( ) 8,4 Mrd. Euro oder 117,- Euro/MWh EEG-Strom Ende 2007: Year-ahead-Future = 61,- Euro/MWh (Baseload). Erwartete EEG-Quote 17% Mehrbelastung der nicht privilegieren Stromkunden betrug (117 61) 17 % = 9,40 Euro/MWh oder rund 1 Cent/kWh 3

4 Untere Grenze der indirekten Kosten des EEG Jahr 2006 [Mio. Euro] 2020 [Mio. Euro] Netzanschlusskosten Netzausbaukosten Leitungsverluste und Betriebskosten Ausgleich der Windfluktuation - onshore offshore suboptimaler Kraftwerksbetrieb Reservekapazitätseffekt Merit Order-Effekt Brennstoff- und CO 2 -Preiseffekt Summe

5 Windenergie-Ausbau in Deutschland Installierte Leistung onshore [MW] Installierte Leistung offshore [MW] Erzeugung onshore [Mio. kwh] (1800 h/a) Erzeugung offshore [Mio. kwh] (3550 h/a) 5

6 EEG-Vergütungssätze Biomasse bis 150 kw Nawaro-Bonus Windenergie onshore Windenergie offshore PV-Freiflächenanlagen Photovoltaik-Dachanlagen bis 30 kw PV-Selbstnutzung Einspeisevergütung [Cent/kWh] EEG ,67 6,0 7,87 8,74 44,41 33,18 0 EEG ,67 bis 13,0 9,7 16,5 43,01 31,94 25,01 Altes EEG 1, Degression [% p.a.] EEG

7 EEG-Vergütungen für PV-Elektrizität Ct/kWh EEG-Einspeisevergütung Eigennutzung inkl. EEG-Vergütung unterstellter Endkundenpreis

8 Interpretation meines Gutachtens 40 EEG-2009: maximal 0,05 Cent/kWh für stromintensive Unternehmen des produzierenden Gewerbes (zum Erhalt der internationalen und intermodalen Wettbewerbsfähigkeit) Die indirekten EEG-Kosten fallen nicht unter diese Begrenzung. Indirekte EEG-Kosten heute mindestens 0,09 Cent/kWh im Jahr 2020: mindestens 0,6 Cent/KWh Um die Wettbewerbsfähigkeit stromintensiver Unternehmen in Deutschland zu erhalten, sollte zeitnah eine gesetzliche Nachbesserung erfolgen. 8

9 Detail-Analyse: Merit-Order-Effekt 9

10 Day-ahead-Windstrom-Prognosen und Day-ahead-Preise [Quelle: Ensys-Datenbank] 10

11 Kurzfristiger Merit-order-Effekt [ , h] 250 Spotmarktpreis [Euro/MWh] MCP 200 Angebot+1000 MW 150 MCP MW 100 Angebot Nachfrage 50 Kurzfristiger Merit Order-Effekt in 2006 zwischen 3,17 und 7,83 Euro/MWh Last [MW]

12 Kurzfristiger Merit-order-Effekt (Forts.) Der Merit Order-Preiseffekt muss mit dem Day-ahead- Handelsvolumen der EEX multipliziert werden. Für das Jahr 2006 sind dies GWh. Aggregierter kurzfristige Merit Order-Effekt zwischen 280 und 695 Mio. Euro zugunsten der Stromkunden, im Mittel -490 Mio. Euro im Jahr 2006 (=-10% der EEG-Vergütung) 12

13 Geringe Korrelation [ρ = 0,33] Euro/MWh Day-ahead Baseload Year-ahead Baseload

14 Langfristiger Merit-order-Effekt Kurzfristiger Merit Order-Effekt reduziert die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in konventionelle Kraftwerke. Der Ausbau regenerativer Erzeugungskapazitäten verdrängt Investitionen in konventionelle Kraftwerke. Verringerte Investitionen in konventionelle Kraftwerke führen zu langfristig höheren Elektrizitätspreisen. Wenn die Preiserwartungen das Niveau ohne EEG-Ausbau erreicht haben, findet die Investitions-Zurückhaltung im Bereich konventioneller Kraftwerke ihr Ende. 14

15 Vorteil beim Brennstoff- und CO 2 -Bedarf Braunkohle Steinkohle Erdgas Summe verdrängte Erzeugung [%] verminderte Erzeugung [GWh] Brennstoffnutzungsgrad [%] 36,6 37,6 43,9 Quelle: Klobasta / Ragwitz 2005 (Fraunhofer-ISI) Primärenergie [GWh] CO 2 [kg/mwh el ] verminderter Steinkohlebedarf: 16,5 Mio.t (2,7% des Welthandels) verminderter Erdgasbedarf: 16,4 Mio. MWh (0,3% des EU-Bedarfs) verminderte CO 2 -Emissionen: 60 Mio.t (3% des EUA-Caps) 15

16 Vorteil bei Brennstoff- und CO 2 -Kosten Preiselastizität von -0,4: Dank EEG-Strom wären im Jahr 2006 der Weltsteinkohlepreis um 0,66 Euro/t, der Erdgas-Großhandelspreis um 0,3 Euro/cbm, der Preis von CO 2 -Berechtigungen um 0,24 Euro/t höher als tatsächlich eingetreten. Hochgerechnet auf die Stromerzeugung in Deutschland bedeutet dies einen Kostenvorteil von rund -90 Mio. Euro im Jahr Dieser Kostenvorteil wird mit dem weiteren EEG-Ausbau proportional ansteigen. 16

17 Detail-Analyse: Mehrkosten im Bereich der Netze 17

18 Indirekte EEG-Kosten im Bereich der Netze Jahr 2006 [Mio. Euro] 2020 [Mio. Euro] Netzanschlusskosten Abs. 2a InfraStrPlanVBeschlG vom : ÜNB werden bis 2020 mindestens 6 Mrd. Euro investieren müssen (20 Jahre Nutzungsdauer, Kalkulationszins 6,5 %) Netzausbaukosten Investitionen bis 2020 für 850-km-Freileitungen 1,1 Mrd. Euro davon 20% Verkabelung (=170 km): 1,2 Mrd. Euro EEG-2009 mit verbesserter Offshore-Förderunf: 1,5 Mrd. Euro Leitungsverluste und Betriebskosten Betriebskosten von 1,5% bis 1,7% je nach Netztyp 18

19 Detail-Analyse: Windstrom-Veredelung 19

20 Kosten der Windstrom-Veredelung Durch die Übernahme sowie Verteilung des EEG-Stroms entstehen bei den ÜNB sowie bei den Energieversorgern und Händlern Kosten. Fluktuierende Windstrom-Einspeisung verursacht Kosten für Strukturierung der Windstrom-Einspeisung Regel- und Ausgleichsenergie. 20

21 Windprognose und EEG-Band im Jahr Ausgleich zwischen EEG-Band und Windprognose erfolgt überwiegend außerhalb der EEX EEG-Band Jan 08 Feb 08 Mrz 08 Apr 08 Mai 08 Jun 08

22 Day-ahead-Prognosefehler Windstrom-Einspeisung im 1. HJ 2008 [Quelle Ensys-Datenbank] Häufigkeit RMSE T t = 1 ( P R ) t t = = 1'311 MW T MW

23 Untere Grenze der indirekten Kosten des EEG Jahr 2006 [Mio. Euro] 2020 [Mio. Euro] Ausgleich der Wind-Fluktuationen - onshore offshore Hochrechnung der Plankosten lt. Urteil des OLG Düsseldorf vom : 410 Mio. Euro = 13,40 Euro/MWh Windstrom Kostendegression bis 2020: onshore -20%; offshore -50% suboptimaler Kraftwerksbetrieb bei 2% tieferem Brennstoffnutzungsgrad: 0,15 Euro/MWh el höhere Brennstoffkosten bei Steinkohlekraftwerken 0,42 Euro/MWh el höhere Brennstoffkosten bei Erdgaskraftwerken 23

24 Detail-Analyse: Vorhaltung von Reserve-Kapazität 24

25 EEG-Kapazitäten und EEG-Erzeugung 2006 Windstrom anderer EEG- Strom EEG- Summe Installierte Leistung *) [MW] Stromerzeugung 2006 [GWh] mittlere verfügbare Kapazität [MW] mittlere verfügbare Kapazität in Prozent der installierten Leistung 18 % 50 % 28 % *) Mittelwert Ende 2005 und Ende 2006; Quelle: BMU

26 EEG-Strom und Reservekapazitäten Jahr 2006 [Mio. Euro] 2020 [Mio. Euro] Reservekapazitätseffekt ÜNB müssen heute bis zu 60% der installierten Windleistung als Reservekapazitäten vorhalten. Diese Kapazitäten stehen den Elektrizitätsmärkten teilweise nicht zur Verfügung. Daraus folgen generell höhere Strompreise. Künftig kann nur noch 6% der installierten Windkraftleistung als gesicherte Leistung angesehen werden. Innovationen ermöglichen einen unterproportionalen Kostenanstieg. 26

27 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Tel: +49 (030) Fax: +49 (030)

28 Windfluktuationen [ in der VET-Regelzone] MW

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