EEG Novelle Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und finanzielle Auswirkungen

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1 EEG Novelle Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und finanzielle Auswirkungen Anzahl der Folien: 17 Stand: 31. Juli 23 1

2 [Mrd. kwh/a] Wasser EEG Wind offshore Photovoltaik EE-Strom außerhalb EEG Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien Erzeugte Strommenge in Mrd. kwh je Jahr ab 23: erwartete Entwicklung Folie 1 von Wind an Land Biomasse EEG Geothermie Strom im EEG bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten Darstellung ist eine Entwicklung der Erneuerbaren Energien (EE) im deutschen Strommarkt, die durch das EEG und weitere Maßnahmen unterstützt werden soll. Der Anteil EE am Bruttostromverbrauch steigt von ca. 8% im Jahr 22 auf gut 12,5% in 21 und gut 2% in 22, um die politischen Zielsetzungen sicher erreichen zu können. Angenommen ist dabei ein weitgehend konstanter Stromverbrauch. Eingetragen ist weiterhin die Bedeutung der Anlagen im EEG, die nach 21 aufgrund der Degression der EEG- Vergütungssätze bei gleichzeitig steigenden Stormmarktpreisen in geringer werdendem Umfang auf die EEG-Vergütung angewiesen sein werden. Im Jahr 22 beträgt der EEG-Anteil an der Stromerzeugung aus EE nur noch 5% gegenüber heute etwa 5% (s. a. Folien 3 und 9). 2

3 [Mrd. /a] Vergütungszahlungen nach EEG bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten 6 nominal in Mrd. je Jahr real in Mrd. je Jahr angenommene Inflationsrate: 2 % je Jahr (nach EZB) Folie 2 von 17 Dargestellt sind die erwarteten Vergütungszahlungen nach EEG entsprechend dem Ausbauszenario für EE (Folie 1) in nominalen Preisen und in Preisen des Jahres 24 bei einer Inflationsrate von durchschnittlich 2 % pro Jahr. Deutlich erkennbar ist auch hier die abnehmende Bedeutung des EEG für die weitere Entwicklung EE im Strommarkt, weil die Stromerzeugung aus Wind, Wasserkraft und Biomasse beginnend mit dem Jahr 21 bis zum Ende der zweiten Dekade nicht mehr auf die EEG- Vergütung zurückgreifen muss (s.a. Folie 3). Im Jahr 22 benötigen nur noch die geothermische und photovoltaische bzw. die Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie die EEG-Vergütung. 3

4 [ct/kwh] Kostenentwicklung für Strom aus Nicht - Erneuerbaren Energien Preisbasis Orientierungswerte in Cent je kwh Folie 3 von 17 Aufgetragen ist eine Bandbreite der Kosten für die Stromerzeugung aus Nicht-Erneuerbaren Energien bzw. des sogenannten anlegbaren Wertes für die Stromerzeugung aus EE. Damit bildet die Darstellung die Grundlage für die Entwicklung der EEG- Vergütungszahlungen, der Differenzkosten EE und der CO 2 -Vermeidungskosten EE. Die untere Grenze entspricht der erwarteten Entwicklung des Börsenpreises für Grundlaststrom bei einer realen Preissteigerung von durchschnittlich 3 % pro Jahr. Die obere Grenze geht von den Vollkosten typischer Mittellastkraftwerke aus (etwa 4 ct/kwh), wobei zusätzlich externe Kosten aufgrund von SO 2 - und NO x -Emissionen usw. in Höhe von,9 ct/kwh berücksichtigt sind sowie CO 2 -Kosten von 1 /t CO 2, die bis 21 auf 2 /tco 2 und bis 22 auf 3 /tco 2 ansteigen. Die Orientierungswerte unterstellen, dass bis 22 ein Teil der in der oberen Kostenvariante angesetzten externen Kosten in die Strompreise internalisiert werden. 4

5 [Mio. /a] Entwicklung der Differenzkosten zwischen Erneuerbaren und Nicht-Erneuerbaren Energien Preisbasis Differenzkosten in Mio. je Jahr Folie 4 von 17 Die Entwicklung zeigt für die Preisvarianten in Folie 3 die Differenzkosten für das Ausbauszenario EE in Folie 1. Für die Kostenentwicklung der EE ist angenommen, dass diese mit der Degression der EEG-Vergütungssätze kompatibel ist. Je nach Preisentwicklung am Strommarkt kann die Wettbewerbsfähigkeit des EE-Strommixes bereits in etwa 1 Jahren erreicht werden. Dabei ist berücksichtigt, das die Stromerzeugung aus Wind, Wasserkraft und Biomasse die Wettbewerbsfähigkeit früher erreicht als die Stromerzeugung aus Photovoltaik bzw. solarer Strahlungsenergie und Geothermie (s. a. Folie 2). 5

6 Entwicklung der Differenzkosten zwischen Erneuerbaren und Nicht-Erneuerbaren Energien Preisbasis 24 [ct/kwh] Differenzkosten in Cent je kwh Folie 5 von 17 Die Darstellung entspricht der Folie 4, wobei hier die spezifischen Differenzkosten bezogen auf die EEG- Strommenge in Cent je Kilowattstunde angegeben sind. 6

7 [ct/kwh],5 EEG-Umlage für Endkunden bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten,45,4 nominal in Cent je kwh,35,3,25,2,15,1 real in Cent je kwh angenommene Inflationsrate: 2 % je Jahr (nach EZB),5, Folie 6 von 17 Dargestellt ist die Entwicklung der EEG-Umlage für die Endkunden bezogen auf die vom Verband der Netzbetreiber für das Jahr 21 angegebene Strommenge von 458 Mrd. kwh. Angegeben ist die Entwicklung für die mittlere Strompreisvariante in Folie 3. Für die Stromkunden steigt somit die EEG-Umlage noch für wenige Jahre geringfügig an, wird aber nach dem Jahr 21 deutlich zurückgeführt. Der Verlauf in Preisen von 24 berücksichtigt die erwartete allgemeine Inflationsrate von durchschnittlich 2 % p.a., so dass der Kaufkraftverlust tatsächlich geringer sein wird, als es die nominalen Werte andeuten. Bis zum Jahr 21 steigt danach die EEG-Umlage nur noch um,4 ct/kwh. Wie weit sie anschließend zurückgeht, hängt ausschließlich davon ab, in welchem Umfang ein Ausbau der Photovoltaik und Geothermie erfolgt (s. a. Folien 2 und 4). 7

8 [Mio. t CO 2 /a] 12 CO 2 -Vermeidung durch Strom aus Erneuerbaren Energien 1 8 vermiedene Emissionen CO 2-Faktor:,8 kg/kwh Wasser Wind Biomasse Photovoltaik Geothermie EE-Strom ausserhalb EEG 22 Folie 7 von 17 Die Darstellung zeigt exemplarisch die vermiedenen CO 2 - Emissionen entsprechend des Ausbaus EE in Folie 1. Vereinfachend wurde hier ein CO 2 -Vermeidungsfaktor von,8 kg CO 2 je kwh elektrisch angesetzt, der berücksichtigt, dass EE nicht nur fossile Energieträger, sondern auch teilweise Nuklearstrom ersetzen. Die vermiedenen CO 2 -Emissionen verdreifachen sich bis 22 gegenüber dem Jahr 22 (36 Mio. t) auf über 1 Mio. t. Neben den CO 2 -Emissionen werden in entsprechendem Umfang Schadstoffemissionen wie SO 2 oder NO x usw. vermieden. 8

9 [ /t CO 2 ] CO 2 -Vermeidungskosten der EEG-Anlagen Preisbasis Vermeidungskosten in je Tonne CO 2 CO 2 -Faktor,8 kg/kwh -6 Folie 8 von 17 Die Darstellung zeigt für verschiedene Strompreisszenarien die spezifischen CO 2 -Vermeidungskosten je Tonne CO 2 anhand der Differenzkosten in Folie 5 (s. a. Folien 3 und 7) 9

10 [ct/kwh] Entwicklung der EEG-Vergütungssätze (Auswahl) 16 obere Strompreisvariante Orientierungswerte untere Strompreisvariante Wasser, Klär-, Deponiegas 5 kw Biomasse 2 MW 8 6 Biomasse 5 kw, Standard Biomasse 75 kw, Standard Geothermie 5 MW 4 2 Vergütungssätze in Cent je kwh, nominal Anfangsvergütung PV in 24: 59 Cent je kwh, Degression 5 % je Jahr Wind offshore, Anfangsvergütung Wasser Erweiterung 1 MW Wind an Land, Anfangsvergütung Folie 9 von 17 Die Darstellung zeigt für ausgewählte Referenzsysteme der EE die Degression der EEG-Vergütungssätze für das jeweilige Inbetriebnahmejahr der Anlagen. Deutlich erkennbar ist, dass Windenergieanlagen, Wasserkraftwerke und größere Biomasseanlagen relativ frühzeitig aus dem System der EEG-Vergütung ausscheiden, sofern am freien Strommarkt höhere Erlöse erzielt werden können (s. a. Folie 3). Hinzuweisen ist darauf, dass die hohen Anfangsvergütungssätze für Offshore-Windenergieanlagen gewährt werden, die bis zum in Betrieb gehen. Danach fällt die Vergütung für Neuanlagen auf einen deutlich geringeren Vergütungssatz. Die Vergütungsregelung für die Erweiterung von Wasserkraftwerken über 5 MW wird nur gewährt, sofern die Maßnahmen bis abgeschlossen werden. 1

11 [MW/a] Entwicklung des Windenergiemarktes Grundlage: DEWI-Studie 22 jährlich installierte Leistung in MW je Jahr ab 23: erwartete Entwicklung Jährlicher Ausbau an Land Jährliches Repowering an Land Jährlicher Ausbau Offshore Jährliches Repowering Offshore Folie 1 von 17 Die Darstellung zeigt die erwartete Entwicklung des Neubaus (nicht des Zubaus) elektrischer Leistung im Bereich der Windenergie. Offshore-Windenergieanlagen werden voraussichtlich im Jahr 26 in nennenswerten Umfang ans Netz gehen können. Der Markt für Windenergieanlagen an Land ist zunehmend durch das sogenannte Repowering gekennzeichnet, d. h. insbesondere durch den Ersatz älterer Anlagen durch neue, leistungsfähigere. 11

12 [Mrd. kwh/a] 1 9 Entwicklung der Stromerzeugung aus Wind Grundlage: DEWI-Studie 22 Stromerzeugung in Mrd. kwh je Jahr Erzeugung Offshore Erzeugung an Land Strom im EEG bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten Folie 11 von 17 Als Teil des gesamten Ausbauszenarios für die EE entsprechend Folie 1 zeigt die Darstellung die erwartete Entwicklung der Stromerzeugung aus Wind. Während bis zum Ende der Dekade die Stromerzeugung an Land dominiert, steigt danach die Offshore- Stromerzeugung stark an. Hinzuweisen ist darauf, dass die steigende Stromerzeugung an Land vor allem auf Repowering- Maßnahmen zurückzuführen ist, so dass die Zahl der Anlagen voraussichtlich nicht zu-, sondern abnehmen wird. Dargestellt ist weiterhin für die mittlere Strompreisvariante in Folie 3 und die Degression der EEG-Vergütungssätze in Folie 9, dass sich die Stromerzeugung aus Wind nach dem Jahr 21 zunehmend am freien Strommarkt behaupten kann. Die EEG-Vergütungszahlungen gehen dann entsprechend zurück. 12

13 [Mrd. kwh/a] Entwicklung der Stromerzeugung aus Wind Grundlage: DEWI-Studie 22 Stromerzeugung in Mrd. kwh je Jahr Strom im EEG bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten gesamte Stromerzeugung Wind Folie 12 von 17 Die Darstellung entspricht Folie 11, wobei die Stromerzeugung aus Wind an Land und Offshore zusammengefasst ist. 13

14 [Mrd. /a] 5, 4,5 4, Vergütungszahlungen nach EEG Windenergie insgesamt bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten nominal in Mrd. je Jahr 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, real in Mrd. je Jahr (ab 24) angenommene Inflationsrate: 2 % je Jahr (nach EZB) Folie 13 von 17 Dargestellt sind die erwarteten Vergütungszahlungen nach EEG für die Stromerzeugung aus Wind entsprechend dem Ausbauszenario (Folie 11) in nominalen Preisen und in Preisen des Jahres 24 bei einer Inflationsrate von durchschnittlich 2 % pro Jahr. Deutlich erkennbar ist auch hier die abnehmende Bedeutung des EEG für den weiteren Ausbau der Windstromerzeugung, die beginnend mit dem Jahr 21 bis zum Ende der zweiten Dekade nicht mehr auf die EEG- Vergütung zurückgreifen muss. 14

15 [Mio. /a] Entwicklung der Differenzkosten der Stromerzeugung aus Wind Preisbasis Differenzkosten in Mio. je Jahr Folie 14 von 17 Die Entwicklung zeigt für die Preisvarianten in Folie 3 die Differenzkosten für das Ausbauszenario der Stromerzeugung aus Wind in Folie 11. Für die Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus Wind ist angenommen, dass diese mit der Degression der EEG- Vergütungssätze kompatibel ist. Je nach Preisentwicklung am Strommarkt kann danach die Wettbewerbsfähigkeit der Windstromerzeugung für den gesamten Anlagenbestand bereits in weniger als 1 Jahren erreicht werden. 15

16 [ct/kwh] Entwicklung der Differenzkosten der Stromerzeugung aus Wind Preisbasis Differenzkosten in Cent je kwh -6 Folie 15 von 17 Die Darstellung entspricht der Folie 14, wobei hier die spezifischen Differenzkosten bezogen auf die Windstromerzeugung in Cent je Kilowattstunde angegeben sind. 16

17 CO 2 -Vermeidung durch Windenergie [Mio. t CO 2/a] vermiedene Emissionen CO 2-Faktor:,8 kg/kwh Folie 16 von 17 Die Darstellung zeigt exemplarisch die vermiedenen CO 2 - Emissionen für den Ausbau der Windstromerzeugung in Folie 11. Vereinfachend wurde hier entsprechend Folie 7 ein CO 2 -Vermeidungsfaktor von,8 kg CO 2 je kwh elektrisch angesetzt. Die vermiedenen CO 2 -Emissionen steigen danach bis 22 gegenüber dem Jahr 22 (ca. 14 Mio. t) auf mehr als das Fünffache. Neben den CO 2 -Emissionen werden in entsprechendem Umfang Schadstoffemissionen wie SO 2 oder NO x usw. vermieden. 17

18 CO 2 -Vermeidungskosten Windenergie [ /t CO 2 ] CO 2 -Vermeidungskosten in je Tonne CO 2 Preisbasis 24; CO 2 -Faktor:,8 kg/kwh Folie 17 von 17 Die Darstellung zeigt für die Stromerzeugung aus Wind die spezifischen CO 2 -Vermeidungskosten je Tonne CO 2 anhand der Differenzkosten in Folie 15 (s. a. Folien 3, 7 und 16). 18

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