Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG) vom 21.Juli 2004

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1 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG) vom 21.Juli 24 Abschätzung der Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bis 22 und finanzielle Auswirkungen BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 1 Im Rahmen des Forschungsvorhabens Erneuerbare Energien und Umwelt in Zahlen im Auftrag des BMU wurde u. a. die Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und deren finanzielle Auswirkungen in den Jahren 24 bis 22 abgeschätzt. Mit der Novelle des EEG werden die Vergütungssätze technologiebezogen angepasst. Die Vergütungen sind allerdings nicht gleichzusetzen mit den Kosten der EEG-Förderung, weil die durch die Abnahmepflicht für EEG-Strom verdrängte Stromerzeugung aus anderen Energieträgern ebenfalls wertmäßig in Ansatz zu bringen ist (s. auch Folie 3). Je nach Höhe dieses so genannten anlegbaren Wertes für EEG-Strom ergeben sich Bandbreiten für die Differenzkosten. Eine Abschätzung bis zum Jahr 22 ist dabei mit Unsicherheiten behaftet. 1

2 Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien Erzeugte Strommenge [Mrd. kwh/a] Wasser EEG Wind an Land Wind offshore Biomasse EEG Photovoltaik Geothermie EE-Strom außerhalb EEG nach EEG vergütete Strommenge BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 2 Dargestellt ist eine Abschätzung der Entwicklung der Erneuerbaren Energien (EE) im deutschen Strommarkt gemäß dem neuen EEG. Der EE-Anteil am Bruttostromverbrauch steigt von ca. 8% im Jahr 23 auf etwas mehr als 12,5% in 21 und 2% in 22. Diese Eckpunkte entsprechen den Zielen des EEG. Angenommen ist dabei vereinfachend ein weitgehend konstanter Stromverbrauch. Bei den in 1 des EEG verankerten Ausbauzielen handelt es sich um Mindestwerte. Es ist daher durchaus möglich und wünschenswert, dass in den Zieljahren 21 und 22 höhere Anteile der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung erreicht werden. Eingetragen ist zusätzlich der Teil des Stroms aus EE, der im Rahmen des EEG vergütet werden dürfte (rote Kurve). Sie zeigt, dass ein zunehmender Anteil des EE-Stroms im Laufe der nächsten Dekade aufgrund der Degression der EEG-Vergütungssätze bei gleichzeitig angenommenem steigendem Wert des erzeugten Stromes in geringer werdendem Umfang auf die EEG-Förderung angewiesen sein dürfte. Im Jahr 22 beträgt danach der EEG-Anteil an der Stromerzeugung aus EE nur noch rd. 1 % gegenüber heute etwa 6 % (s. auch Folie 3 und weitere Folien). 2

3 Kostenentwicklung für Strom aus Nicht - Erneuerbaren Energien Preisbasis Orientierungswerte in Cent je kwh [ct/kwh] BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 3 Aufgetragen ist eine Bandbreite der Kosten für die Stromerzeugung aus Nicht-Erneuerbaren Energien, die dem so genannten anlegbaren Wert für die Stromerzeugung aus EE entsprechen. Diese Abschätzung bildet die Grundlage für die Ermittlung der Differenzkosten nach dem EEG. Der untere Kurvenverlauf orientiert sich an einer möglichen Entwicklung des Börsenpreises für Grundlaststrom. Der obere Kurvenverlauf geht von den Vollkosten typischer fossiler Kraftwerke aus. Zusätzlich wurde ein Teil der externen Kosten fossiler Kraftwerke aufgrund von SO 2 -, NO x - und CO 2 Emissionen in einer linearen Betrachtung berücksichtigt. Als Orientierungswert für die weiteren Abschätzungen wurde ein Mittelwert aus beiden Kurven gebildet. 3

4 Vergütungszahlungen nach EEG bei Preisentwicklung nach anlegbaren Werten (Orientierungswerten) Preisbasis 24 6 nominal in Mrd. je Jahr 5 4 [Mrd. /a] 3 2 real in Mrd. je Jahr angenommene Inflationsrate: 2 % je Jahr (EZB) BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 4 Dargestellt sind die erwarteten Vergütungszahlungen nach dem EEG entsprechend dem Ausbauszenario für EE (Folie 2) in nominalen Preisen und in Preisen des Jahres 24 bei einer Inflationsrate von durchschnittlich 2 % pro Jahr. Deutlich erkennbar sind die abnehmenden EEG-Kosten im Strommarkt, weil die Stromgestehungskosten aus Wind, Wasserkraft und einem Teil der Biomasse im Laufe der zweiten Dekade unter die Kosten einer konventionellen Stromerzeugung fallen (s.a. Folien 2 (rote Kurve) und 5). Nach den hier getroffenen Annahmen liegt im Jahr 22 nur noch die Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie, Geothermie und teilweise Biomasse oberhalb der Kosten einer konventionellen Stromerzeugung. Angesichts der Finanzierungspraxis der Kreditinstitute sind weiterhin klar geregelte Vergütungssätze und -zeiten im EEG eine zentrale Vorraussetzung für Investitionen in die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Unbeschadet dieser Vergütungszeiträume können Anlagenbetreiber den Strom aus EE anderweitig vermarkten. Diese Strommenge fällt dann aus dem Anwendungsbereich des EEG heraus. 4

5 Entwicklung der Differenzkosten der Stromerzeugung im EEG Preisbasis [Mio. /a] Differenzkosten in Mio. je Jahr -3-4 BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 5 Die Entwicklung zeigt die EEG-Differenzkosten nach dem EE- Ausbauszenario nach Folie 2 und den Verläufen für den anlegbaren Wert für EEG-Strom nach Folie 4. Für die Kostenentwicklung der EE ist angenommen, dass diese mit der Degression der EEG-Vergütungssätze kompatibel ist. Je nach Variante kann die Wettbewerbsfähigkeit des EEG-Strommixes bereits in der nächsten Dekade erreicht werden. Dabei ist berücksichtigt, das die Stromerzeugung aus Windenergie, Wasserkraft und teilweise aus Biomasse die Wettbewerbsfähigkeit früher erreicht als die Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie und Geothermie (s. a. Folie 3). 5

6 Entwicklung der Differenzkosten der Stromerzeugung im EEG Preisbasis [ct/kwh] Differenzkosten in Cent je kwh -4 BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 6 Die Darstellung entspricht der Folie 5, wobei hier die spezifischen Differenzkosten bezogen auf die EEG-Strommenge in Cent je Kilowattstunde angegeben sind. 6

7 Differenzkosten für Endkunden pro kwh auf Grund EEG Preisbasis 24,6,5 untere Strompreisvariante,4 [ct/kwh],3 Orientierungswerte,2,1 obere Strompreisvariante, BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 7 Dargestellt ist die Entwicklung der Differenzkosten für die Endkunden je Kilowattstunde bezogen auf die vom Verband der Netzbetreiber (VDN) für das Jahr 23 angegebene Strommenge von 476 Mrd. Kilowattstunden. Angegeben ist die Entwicklung in einer unteren, einer mittleren und einer oberen Strompreisvariante. Die Differenzkosten steigen demnach noch für wenige Jahre geringfügig an, werden aber in allen drei Varianten - 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. Wie weit die EEG-Umlage nach 21 zurückgeht, hängt vor allem davon ab, in welchem Umfang ein Ausbau der Photovoltaik und Geothermie erfolgt bzw. wie stark hier weitere Kostenreduktionen erzielt werden können, da die anderen drei Sparten Wasser, Wind und teilweise Biomasse bis dahin voraussichtlich keine Zusatzkosten mehr verursachen werden. 7

8 Differenzkosten für Endkunden bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten Preisbasis 24,5,45,4 nominal in Cent je kwh,35 [ct/kwh],3,25,2,15 real in Cent je kwh angenommene Inflationsrate: 2 % je Jahr (nach EZB),1,5, BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 8 Dargestellt ist die Entwicklung der Differenzkosten für die Endkunden je Kilowattstunde, bezogen auf die vom Verband der Netzbetreiber (VDN) für das Jahr 23 angegebene Strommenge von 476 Mrd. Kilowattstunden. Die Darstellung gilt für die Entwicklung des anlegbaren Wertes für EEG- Strom (Orientierungswerte) in nominaler und realer Darstellung (s. a. Folien 3 und 6). 8

9 CO 2 -Vermeidung durch Strom aus Erneuerbaren Energien 1 [t CO2/a] vermiedene CO 2 -Emissionen Emissionsfaktor:,8 kg/kwh Wasser Wind Biomasse Photovoltaik Geothermie EE-Strom außerhalb EEG BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 9 Die Darstellung zeigt exemplarisch die vermiedenen CO 2 -Emissionen entsprechend dem EE-Ausbau in Folie 2. Es wurde dabei ein CO 2 - Vermeidungsfaktor von,8 kg CO 2 je kwh Strom angesetzt, der die durch EE substituierte konventionelle Stromerzeugung berücksichtigt. Die durch die Nutzung von EE zur Stromgewinnung (EEG-Strom und Nicht-EEG- Strom) vermiedenen CO 2 -Emissionen erhöhen sich bis 22 auf annähernd 1 Mio. t gegenüber 37 Mio. t im Jahr 23. Neben den CO 2 - Emissionen werden in entsprechendem Umfang Schadstoffemissionen wie SO 2 oder NO x usw. vermieden. 9

10 CO 2 -Vermeidungskosten aus EEG-Anlagen Preisbasis [ /t CO 2] Vermeidungskosten in je Tonne CO 2 Emissionsfaktor:,8 kg/kwh -5 BMU Z III 1 EEG Stand Juli 24 1 Die Darstellung zeigt die spezifischen CO 2 -Vermeidungskosten je Tonne CO 2 für den Durchschnitt des EEG-Stroms anhand der Differenzkosten in Folie 6. 1

11 Entwicklung der EEG-Vergütungssätze untere Variante des anlegbaren Wertes Orientierungswerte obere Variante des anlegbaren Wertes Wasser 5 kw 1 Wasser Erweiterung 1 MW [ct/kwh] BMU Z III 1 EEG Stand Juli Die Darstellung zeigt für ausgewählte Referenzsysteme der EE die Degression der EEG-Vergütungssätze für das jeweilige Inbetriebnahmejahr der Anlagen. Wind an Land, Anfangsvergütung Wind offshore, Anfangsvergütung Geothermie 5 MW Biomasse 15 kw, Grundvergütung Biomasse 5 kw, Grundvergütung Biomasse 2 MW, Grundvergütung Deponiegas, Klärgas 5 kw, Grundvergütung Deutlich erkennbar ist, dass Windenergieanlagen, Wasserkraftwerke und größere Biomasseanlagen relativ frühzeitig aus dem System der EEG- Vergütung ausscheiden können (s. a. Folien 4 und 6). Hinzuweisen ist darauf, dass die höheren Anfangsvergütungssätze für Offshore-Windenergieanlagen nur für Anlagen gewährt werden, die bis zum in Betrieb gehen. Danach fällt die Vergütung für Neuanlagen für die gesamte Vergütungszeit auf den deutlich geringeren Basisvergütungssatz. Die Vergütungsregelung für die Erweiterung von Wasserkraftwerken über 5 MW wird nur gewährt, sofern die Maßnahmen bis abgeschlossen werden; vergütet wird nur die durch die Erweiterung resultierende zusätzliche Strommenge. 11

12 Entwicklung des Windenergiemarktes jährlich installierte Leistung in MW je Jahr ab 24: erwartete Lesitung [MW/a] Zubau an Land Repowering an Land Ausbau offshore Repowering offshore BMU Z III 1 EEG Stand Juli Die Darstellung zeigt die erwartete Entwicklung des Neubaus elektrischer Leistung im Bereich der Windenergie (keine kumulierte installierte Leistung), die für ein Erreichen des 2 %-Mindestziels des EEG bis zum Jahr 22 entsprechend Folie 2 erforderlich ist. Offshore-Windenergieanlagen werden voraussichtlich ab dem Jahr 26 in zunächst begrenztem Umfang ans Netz gehen können. Der Markt für Windenergieanlagen an Land ist zunächst durch gute Binnenlandstandorte und dann zunehmend durch das sogenannte Repowering gekennzeichnet, d. h. den Ersatz älterer Anlagen durch neue, leistungsfähigere. Es ist darauf hinzuweisen, dass verschiedene Studien von einem stärkeren Ausbau der Windenergienutzung ausgehen 12

13 Entwicklung der Stromerzeugung aus Windenergie 8 7 [Mrd. kwh/a] Stromerzeugung in Mrd. kwh je Jahr Erzeugung an Land Erzeugung offshore Strom im EEG bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten BMU Z III 1 EEG Stand Juli Als Teil des gesamten Ausbauszenarios für die EE entsprechend Folie 2 zeigt die Darstellung die erwartete Entwicklung der Stromerzeugung aus Wind. Während bis zum Ende der Dekade die Stromerzeugung an Land (vor allem an guten Binnenlandstandorten) dominiert, steigt danach die Offshore-Stromerzeugung stark an. Die steigende Stromerzeugung an Land ist zunehmend auf Repowering-Maßnahmen zurückzuführen. Dies hat zur Folge, dass zwar die installierte Leistung weiter steigt, die Zahl der Anlagen mittelfristig voraussichtlich aber nicht weiter zunehmen wird Dargestellt ist weiterhin für den Verlauf der Orientierungswerte in Folie 4 und die Degression der EEG-Vergütungssätze in Folie 11, dass sich die Stromerzeugung aus Wind im Laufe der weiteren Dekade voraussichtlich zunehmend am freien Strommarkt behaupten kann. Die EEG- Vergütungszahlungen könnten dann entsprechend zurückgehen. Es ist darauf hinzuweisen, dass verschiedene Studien von einem stärkeren Ausbau der Windenergienutzung ausgehen. 13

14 Entwicklung der Stromerzeugung aus Windenergie [Mrd. kwh/a] Stromerzeugung in Mrd. kwh je Jahr Strom im EEG bei Preisentwicklung nach Orientierungswerten gesamte Stromerzeugung Wind BMU Z III 1 EEG Stand Juli Die Darstellung entspricht Folie 12, wobei die Stromerzeugung aus Wind an Land und Offshore nicht getrennt ausgewiesen sind. 14

15 Vergütungszahlungen nach EEG für Windenergie unter Berücksichtigung der Entwicklung des anlegbaren Wertes Orientierungswerte, Preisbasis 24 4, 3,5 nominal in Mrd. je Jahr 3, [Mrd. /a] 2,5 2, 1,5 real in Mrd. je Jahr 1,,5, BMU Z III 1 EEG Stand Juli Dargestellt sind die erwarteten Vergütungszahlungen nach dem EEG für die Stromerzeugung aus Wind entsprechend dem Ausbauszenario (Folien 13 und 14) 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 im Laufe der zweiten Dekade nicht mehr zwingend auf die EEG-Vergütung zurück zu greifen braucht. Gleichwohl wird die im EEG geregelte Vergütung für die Investitionsentscheidung zwingend benötigt. 15

16 Entwicklung der Differenzkosten der Stromerzeugung aus Windenergie Preisbasis [Mio. /a] Differenzkosten in Mio. je Jahr -3-4 BMU Z III 1 EEG Stand Juli Die Entwicklung zeigt die Differenzkosten für das Ausbauszenario der Stromerzeugung aus Wind in Folie 12 bis 14 und die Varianten in Folie 4. Danach kann die Wettbewerbsfähigkeit der Windstromerzeugung für den Anlagenbestand bereits im Laufe der nächsten Dekade weitgehend erreicht werden. 16

17 Entwicklung der Differenzkosten der Stromerzeugung aus Windenergie Preisbasis [ct/kwh] Differenzkosten in Cent je kwh -6 BMU Z III 1 EEG Stand Juli Die Darstellung entspricht der Folie 16, wobei hier die spezifischen Differenzkosten bezogen auf die Windstromerzeugung in Cent je Kilowattstunde angegeben sind. 17

18 CO 2 -Vermeidung durch Windenergienutzung 7 6 [Mio. t CO 2/a] vermiedene CO 2 -Emissionen Emissionsfaktor:,8 kg/kwh BMU Z III 1 EEG Stand Juli Die Darstellung zeigt exemplarisch die vermiedenen CO 2 -Emissionen für den Ausbau der Windstromerzeugung in Folie 12. Entsprechend Folie 8 wurde ein CO 2 -Vermeidungsfaktor von,8 kg CO 2 je kwh Strom angesetzt. Die durch die Windenergienutzung vermiedenen CO 2 -Emissionen steigen danach von ca. 15 Mio. Tonnen im Jahr 23 auf das Vierfache (rd. 6 Mio. t) im Jahre 22 an. Neben den CO 2 -Emissionen werden in entsprechendem Umfang Schadstoffemissionen wie SO 2 oder NO x usw. vermieden. 18

19 CO 2 -Vermeidungskosten durch Windenergienutzung Preisbasis [ /t CO 2] CO 2 -Vermeidungskosten in je Tonne CO 2 Emissionsfaktor:,8 kg/kwh -6 BMU Z III 1 EEG Stand Juli Die Darstellung zeigt für die Stromerzeugung aus Wind die spezifischen CO 2 -Vermeidungskosten je Tonne CO 2 anhand der Differenzkosten in Folie 17. Im Laufe der nächsten Dekade führt die Entwicklung damit zu negativen CO 2 -Vermeidungskosten, d.h. zu einem Gewinn. 19