Energiewende: Rollentausch zwischen konventioneller Stromerzeugung und Erneuerbaren?

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1 Energiewende: Rollentausch zwischen konventioneller Stromerzeugung und Erneuerbaren? MCCC Renewable Energies, BDEW e. V.

2 Inhalte 1 Energiewende / Herausforderungen 2 Zeit zu Handeln / Diskussionsprozess im BDEW 3 Lösungsvorschläge Seite 2

3 1 Energiewende / Herausforderungen Michael Dr. Maren Metternich Hille Seite 3

4 * Kern der Energiewende Entwicklung der Erneuerbaren Energien (Anteil des Stroms aus regenerativen Energiequellen am Brutto-Inlandsstromverbrauch Deutschlands) Ziele im Entwurf des Koalitionsvertrages 60% 45% 4% 5% 5% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 10% 12% 14% 15% 16% 17% 20% 24% 40% 55% Quelle: BDEW, Stand 08/2013 * vorläufiger Wert Seite 4

5 MW 1. Erneuerbare: Zubau Wind und PV StrG EEG thermische Abfallbehandlung Wasserkraft >5 MW* Wasserkraft <5MW* Biomasse Wind onshore Wind offshore Photovoltaik Geothermie** * Aufteilung teilweise geschätzt; **Geothermie nicht sichtbar (2011: 10 MW) Quelle: BDEW, BMU-Leitstudie 2011 Seite 5

6 1. mit geringem Beitrag zur Leistung installierte und gesicherte Leistung Wind/PV Ende Photovoltaik Onshore Wind Installierte Leistung Gesicherte Leistung Quelle: entso-e, Winter Outlook Report 2012 and Summer Review 2011: Gesicherte Leistung Onshore Wind 1%, PV 0% Seite 6

7 1. Problem: Versorgungssicherheit? 4. Sinkende Rentabilität und zunehmende Verunsicherung der Investoren führt zu rückläufigen Investitionen in konventionelle Back- Up-Kapazitäten. 3. Die Rentabilität der konventionellen Kraftwerke sinkt. Gleichsam wären EE- Anlagen ohne Subvention nicht rentabel. 1. Bis 2035 sollen Prozent des Strombrauchs aus EE stammen. 2. EE-Anlagen üben mit ihren niedrigen variablen Grenzkosten einen preisdämpfenden Effekt am Strommarkt aus. Gleichzeitig nehmen die Einsatzzeiten konventioneller Kraftwerke ab. Seite 7

8 MW /MWh 1. Problem: Systemstabilität? Samstag, Residuallast: MW 65 % Lastabdeckung durch Wind & PV Sonntag, Montag, Stunden später Residuallast: MW 3 % Lastabdeckung durch Wind & PV -100 /MWh Dienstag, Wind Photovoltaik Stromverbrauch Spotpreis [ /MWh] Mittwoch, Quellen: Übertragungsnetzbetreiber, EEX, BDEW (eigene Berechnungen) Seite 8

9 EEG-Umlage in ct/kwh 1. Problem: Strompreisanstieg? Entwicklung der EEG-Umlage zwischen 1998 und ,28 6, ,53 3,59 2,05 0,88 1,02 1,16 1,31 0,69 0,08 0,09 0,2 0,25 0,35 0,42 0, EEG-Umlage Quelle: BDEW, Stand: 05/2013 Seite 9

10 1. Problem: Akzeptanz? Sind Sie bereit, steigende Strompreise für die Umstellung auf Erneuerbare Energien in Kauf zu nehmen? 3% 41% 56% nein ja ja, wenn der Preisanstieg sich in Grenzen hält Quelle: Umfrage Infratest Dimap im Auftrag der ARD-Sendung Hart aber fair, November 2013 Seite 10

11 1. Rollentausch erforderlich. Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlandsstromverbrauch in Deutschland: 2012 Zieljahr 2050 konventionelle Energieträger: ca. 80% Erneuerbare: ca. 20% konventionelle Energieträger: ca. 20% Erneuerbare: ca. 80% Quellen: BDEW, AG Energiebilanzen,Stand: 08/2012; Ziele der BR Seite 11

12 2. Zeit zu Handeln/ Diskussionsprozess im BDEW MCCC Michael Renewables Metternich Energies Seite 12

13 Input Erzeuger EE 2. Die Weiterentwicklung des EEG im BDEW Netzbetreiber BDEW- Gremien Vorschläge BDEW- Vorstand Beschluss Workshop Dez Zielmodell EE September 2013 Seite 13

14 2. Die Erneuerbaren im BDEW neue Mitglieder seit 2012 Seite 14

15 2. zunächst: Anforderungen definieren Bereitstellung von Flexibilitäten und Systemdienstleistungen durch Erneuerbare Energien-Anlagen Kosteneffizienz der Fördermaßnahmen Transparenz und Verteilungsgerechtigkeit der Lasten Investitionssicherheit Mengensteuerung / Zielerreichung Synchronisation von Verteilnetzausbau und EE- Ausbau Umweltverträglichkeit der Förderung Erneuerbarer Energien Europarechtskompatibilität Rückführung des administrativen Aufwands Seite 15

16 2. dann: Alternativen analysieren Physikalische Wälzung Mehraufwand für ÜNB und Stromvertriebe kein Anreiz für systemkonformes Verhalten Keine Steuerungsmöglichkeit von EE-Anlagen keine bedarfsgerechte Stromerzeugung aus Erneuerbare-Energien- Anlagen Mehrkosten Quotenmodell Sichere Zielerreichung bei EE-Ausbau Steigerung Kosteneffizienz durch wettbewerbliche Ermittlung der Förderhöhe hoher administrativer Aufwand, da paralleles Fördersystem errichtet würde begrenzter Anreiz zur bedarfsgerechten Erzeugung weiterhin besteht Anreiz zur Einspeisung unterhalb Grenzkosten weniger Technologieentwicklung Die eklatanten Nachteile beider Modelle sprechen gegen ihre Realisierung. Weiterentwicklung des EEG auf Basis des Marktprämienmodells Seite 16

17 2. und: Lösungen entwickeln Bausteine für die EEG-Novelle weiterentwickelte und verpflichtendende Direktvermarktung Synchronisation EE-Ausbau mit dem Verteilnetzausbau Nutzung technologiespezifischer Potentiale Seite 17

18 3. Lösungsvorschläge Michael Metternich Seite 18

19 3. Schritt 1: EEG-Novelle (I) Verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen (gleitende Marktprämie) Abschaffung der Managementprämie für neue EE-Anlagen Obligatorische Fernsteuerbarkeit von Anlagen durch den Direktvermarkter zur technisch-betrieblichen Systemintegration Hebung technologiespezifischer Potentiale Vorhaltung technischer Einrichtungen zur Erbringung von Systemdienstleistungen Ermöglichung eines Wechsels in die Direktvermarktung für Betreiber von EE-Bestandsanlagen unter Gewährung einer abgeschmolzenen Managementprämie Ersatz der zeitlichen Befristung der Förderung (i. d. R. über 20 Jahre) durch Einführung einer Mengenkontingentierung der Förderung Seite 19

20 3. Schritt 1: EEG-Novelle (II) Ersatz der zeitlichen Befristung der Förderung (i. d. R. über 20 Jahre) durch Einführung einer Mengenkontingentierung der Förderung Synchronisation des EE-Zubaus mit dem Netzausbau durch Realisierung einer strategischen Netzausbauplanung im Verteilnetz (Dimensionierung der Netze auf 97% der möglichen jährlichen Einspeisemenge bei voller Entschädigung der Anlagenbetreiber) Einführung von Allokationssignalen für EE-Anlagenbetreiber im Zuge der Anlagenplanung (auf 2 Jahre befristeter Verzicht auf Einspeisemanagement- Entschädigung bei EE-Investition in bekanntem Netzengpassgeb.) Neuregelung der Privilegierungstatbestände (z. B. Befreiung von der EEG-Umlage) zur Vermeidung von Entsolidarisierungseffekten Seite 20

21 3. Schritt 2: Erreichung des Zielmodells Einführung eines Auktionsmodells zur wettbewerblichen Ermittlung der Förderhöhe (ex-ante fixierte Marktprämie) auf Basis einer koordinierten EE-Ausbauplanung zwischen Bund und Ländern Vorteile bei richtiger Ausgestaltung: Steigerung der Kosteneffizienz des EE-Ausbaus, Bewahrung der Akteursvielfalt, Erreichen der EE-Ausbauziele verursachergerechte Verlagerung der bisher volkswirtschaftlich sozialisierten Risiken auf den Investor Seite 21

22 3. Bausteine für ein neues Fördermodell EE Weiterentwicklung der Direktvermarktung Schritt 1 Verpflichtende DV (gleitende Marktprämie) Abschaffung Managementprämie Obligatorische Fernsteuerbarkeit Mengenkontingentierung statt zeitlicher Befristung der Förderung Synchronisation von Netzund EE-Ausbau Schritt 1 Strategische Netzausbauplanung durch Reduzierung der Netzausbauverpflichtung für 97 Prozent der in einem Netzgebiet erzeugbaren EE-Strommenge Allokationssignale für EE- Anlagenbetreiber durch eingeschränkte Entschädigungszahlungen bei Netzengpässen Hebung technischer Potentiale Schritt 1 Beibehaltung der Technologiedifferenzierung im EEG Verpflichtende Vorhaltung technischer Einrichtungen zur Erbringung von Systemdienstleistungen Nutzung der Flexibilisierungsmöglichkeiten der Stromerzeugung aus Biogasanlagen Schritt 2 Umstellung auf wettbewerbliche Ermittlung einer ex ante fixierten Marktprämie Seite 22

23 Geschäftsbereichsleiterin Erzeugung Leiterin Stabsstelle für Erneuerbare Energien Reinhardtstraße Berlin Telefon Mail