E NTWICKLUNG DER EEG-ZAHLUNG DER B ESTANDSA NLAGEN ÜBER 2018 HINAUS

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1 E NTWICKLUNG DER EEG-ZAHLUNG DER B ESTANDSA NLAGEN ÜBER 2018 HINAUS Graz, 14.Februar 2014

2 Agenda I. Motivation & Fragestellung II. Methodik & Annahmen III. Kalibrierung & Plausibilisierung IV. Ergebnisse V. Schlussfolgerung Seite 2

3 Energiewende Kosten ohne Ende? - Motivation - Motivation Über 500% Steigerung der EEG- Umlage seit 2007 wie geht es weiter? Vorhersagen nur bis 2018 Rückhalt in der Bevölkerung droht aufgrund immer weiter steigender Endkundenpreise verloren zu gehen 1,02 1,12 1, ,4% 2,05 3,53 +46,9% 5,28 3,59 6, ,8% Industrie braucht Planungsgrundlage für langfristige Investitionen Verfahren der EU-Kommission gegen Deutschland EEG-Abgabe ohne MWSt Nur eine bezahlbare Energiewende wird Nachahmer in der Welt finden Source: BDEW, Fraunhofer ISI Analyse Seite 3

4 Bereits heute bestehende Anlagen beeinflussen zukünftige Kosten - Fragestellung - Fragestellung Zukünftige Kosten abhängig von: Entwicklung Zubau & zukünftige Vergütung Wahl der Vermarktungsoptionen (Direktvermarktung & Grünstrom) Strompreisentwicklung Entwicklung nicht-privilegierter Letztverbrauch & Industrieausnahmen & Selbsterzeugung Aber insbesondere von den schon heute bestehenden Anlagen, aufgrund der 20 jährigen Zahlungsgarantie Wie entwickeln sich die EEG-Zahlungen für die bereits heute bestehenden Bestandsanlagen 1 über 2018 hinaus Note: 1) Bestandsanlagen zum Seite 4

5 Agenda I. Motivation & Fragestellung II. Methodik & Annahmen III. Kalibrierung & Plausibilisierung IV. Ergebnisse V. Schlussfolgerung Seite 5

6 - Methodik - Bottom-up werden die Stromproduktion und die Vergütung berechnet Methodik Stromproduktion in kwh pro Jahr Brutto-Vergütung pro Jahr in EUR Ergebnis Keine Unterscheidung nach Vermarktungsoptionen Anlagebestandsdaten [in kw] Standort (PLZ) Technologie Inbetriebnahmezeitpunkt Installierte Leistung X Strahlungsdaten, Winddaten, Volllaststunden [in h] Standort (PLZ) Technologie Vergütungssätze [in EUR/kWh] Technologie Inbetriebnahmezeitpunkt Installierte Leistung Keine Berücksichtigung der Managementprämien, der Repowering-Boni, & der Systemdienstleistungsprämien Ergebnis entspricht Einspeisung zu 100% zu EEG-Vergütung (Bruttovergütung) Vermarktungskosten müssen a posteriori berechnet werden Quelle: Informationsplattform der dt. Netzbetreiber, Seite 6

7 Unvollständige Bestandsdaten machen Annahmen / Vereinfachung notwendig - Annahmen - Übersicht Annahmen Biomasse Technologie Wind Onshore Annahmen Einheitlicher Vergütungssatz, da keine Rückschlüsse auf Boni möglich, die mehr als 50% der Vergütung ausmachen Berechnung Wechselzeitpunkt (Anfang- /Endvergütung) basiert auf angenommener Referenzanlage Volllaststunden basierend auf Windgeschwindigkeit auf PLZ-Ebene hergeleitet Keine Angaben zur Turmhöhe, daher Windgeschwindigkeiten auf 90m Höhe Keine Angaben zum Repowering & Fernsteuerbarkeit Wind Offshore Betreiber wählen alle Stauchungsmodell, 19 ct/kwh für 8 Jahre, anstatt 15 ct/kwh für 12 Jahre als Anfangsvergütung Solar Inbetriebnahme 2012 Unterscheidung Frei- bzw. Dachfläche nach Leistung: kw 2% Eigenverbrauch für Dachanlagen mit Baujahr ab 2009 Jährlicher Leistungsabfall von 0,3% Herleitung Volllaststunden auf GHI-Basis nach PLZ Berechnung der Stromproduktion & Vergütung pro-rata (bei Inbetriebnahme im November 1/6 des Jahresertrag) Seite 7

8 Agenda I. Motivation & Fragestellung II. Methodik & Annahmen III. Kalibrierung & Plausibilisierung IV. Ergebnisse V. Schlussfolgerung Seite 8

9 Modell erzielt gute Ergebnisse bei der Prognose 2012, insbesondere bei der Menge Abweichung 2012 für 50Hertz In % Modell vs. Realität - Kalibrierung - Mengenabweichung Vergütungsabweichung Ang. Volllaststunden Biomasse 1,1% 1,1% 6200h Deponiegas 2,0% -0,7% 3082h Wasser bis 5 MW -7,2% 12,6% 3120h Wind Offshore 0,6% 4,6% 4250h Wind 8,2% Solar Gesamtergebnis 2,4% 5,2% 9,9% 11,4% 10,8% Modell rechnet immer nur mit den durchschnittlichen Volllaststunden, daher Abweichungen bei jährlichen Schwankungen Quelle: EEG Anlagestammdaten 2012, Fraunhofer ISI Analyse Seite 9

10 Die Herleitung der Vergütungszahlung basiert auch teilweise auf Abschätzungen - Kalibrierung - Vergleich Vergütung EEG-2012 Wind-Onshore 50Hertz In Mrd EUR 0,601 0,017 2,119 0,100 0,164 0,005 1,850 1,661 11,4% 0,582 0,919 Echtzahlen Abschätzung EEG-Vergütung Vergüteter Selbstverbrauch Marktprämie Direktvermarktung Einnahmen Stromverkauf Direktvermarktung (Abschätzung) Nicht vergütete Menge (Abschätzung) Interim Systemdienstleistungsbonus Abschätzung Management Prämie Abschätzung Repowering Bonus End Bottom-Up Quelle: EEG Jahresabrechnung, Fraunhofer ISI Analyse Seite 10

11 Agenda I. Motivation & Fragestellung II. Methodik & Annahmen III. Kalibrierung & Plausibilisierung IV. Ergebnisse V. Schlussfolgerung Seite 11

12 Erst nach 2020 fällt die Vergütung der Bestandsanlage merklich - Ergebnis - Stromproduktion in Relation zu =100% 100,0% 99,6% 96,9% 99,9% 99,9% 99,7% 99,6% 99,5% 100% = 126,6 TWh 99,4% 86,5% 80,3% 74,8% 69,3% 63,4% 57,1% 49,4% 42,8% 38,7% 29,9% 20,3% 7,8% 100,0% 97,9% 99,7% 99,3% EEG-Brutto-Vergütung in Relation zu =100% 98,9% 97,5% 98,4% 98,0% 96,9% 89,6% 85,7% 82,2% 78,3% 100% = 21 Mrd. EUR 73,0% 66,2% 58,4% 51,0% 45,0% 33,7% 19,8% 5,8% Biomasse Geothermie Klärgas Deponiegas Grubengas Solar Freifläche Quelle: EEG Anlagestammdaten 2012, Fraunhofer ISI Analyse Solar Gebäude Wasser ab 5 MW Wasser bis 5 MW Wind Wind Offshore Seite 12

13 Der Rückgang spiegelt versetzt den Zubau wider sinkender Windsatz kaum relevant - Ergebnis - Jährlicher Rückgang der EEG-Brutto-Vergütung nach Technologie In Mrd. EUR 0,06 0,08 0,08 0,12 0,09 0,11 0,11 Rückgang getrieben durch den Wechsel von Windanlagen von der Anfangs- in die Endvergütung, sowie durch den solaren Leistungsabfall 1,54 0,83 0,73 0,80 1,12 1,43 1,63 1,55 1,28 2, , , Biomasse Deponiegas Geothermie Grubengas Klärgas Solar Freifläche Solar Gebäude Wasser ab 5 MW Wasser bis 5 MW Wind Wind Offshore Quelle: EEG Anlagestammdaten 2012, Fraunhofer ISI Analyse Seite 13

14 - Ergebnis - Detaillierte Betrachtung der Vergütungsstruktur 2013 zeigt die Relevanz von Solar Brutto-EEG-Vergütung 2013 nach Förderstartjahr & Technologie in % 7,6% 4,0% 3,4% 3,8% 5,4% 6,7% 7,8% 7,3% 6,0% 11,6% 14,6% : 21 Mrd. EUR Beim Zubau 2012 konnte die Aufwärtsspirale gestoppt werden doch weiterhin sehr teuer ,1% ,7% Biomasse Deponiegas Geothermie Klärgas Solar Freifläche Solar Gebäude Wasser bis 5 MW Wasser ab 5 MW Wind Grubengas Wind Offshore Quelle: EEG Anlagestammdaten 2012, Fraunhofer ISI Analyse Seite 14

15 Agenda I. Motivation & Fragestellung II. Methodik & Annahmen III. Kalibrierung & Plausibilisierung IV. Ergebnisse V. Schlussfolgerung Seite 15

16 - Schlussfolgerung - Vor 2021 sind die Kostenentlastungen minimal, daher Fokus auf kostengünstigen Zubau Schlussfolgerung Bis 2020 werden die Brutto-Vergütungszahlungen für die Bestandsanlagen nur um 3% zurückgehen 2021 sinkt die Zahlung um 1,54 Mrd. EUR, in den Folgejahren bis 2025 jedoch um weniger als 1 Mrd. EUR Zubau von 2009 bis 2011 ist für 42% der Zahlungen verantwortlich und damit hauptverantwortlich für die Kostenexplosion in den letzten Jahren 2012 konnte die zusätzliche Zahlung auf das Niveau vom Jahr 2005 gesenkt werden Kostenentlastung durch Bestandsanlage vor 2021 minimal, daher muss Kostenbremse beim zukünftigen Zubau Kosten bis 2020 im Rahmen halten erst danach ist mit Entlastungen zu rechnen vorausgesetzt der Zubau ist billiger als die herausfallenden Anlagen Seite 16

17 BACKUP Seite 17

18 - Ergebnis - Annahmen für Berechnung bis 2032 sind angelehnt an historische Mittelwerte Annahmen für Berechnung bis 2032 Technolog ie Volllaststunden Wasser bis 5 MW 4000 Wasser ab 5 MW 4000 Deponiegas 4200 Klärgas 4200 G rubengas 4200 Biomasse 6200 G eothermie 3500 Wind Offshore 4250 Weitere A nnahmen Werte Leistungsabfall Solar pro Jahr 0,3% %- Anteil Eigenverbrauch Solar (nur bei Gebäude) 2% Leistungsgrenze Solar Gebäude und Freifläche (in kw) Volllaststunden Referenzanlage in 5 Jahren in h Keine regionale Unterscheidung Seite 18

19 Erst ab 2021 fällt die Stromproduktion der Bestandsanlagen merklich ab 0,0% (0,0) Kumulierter Wegfall der Stromproduktion in TWh -3,1% -0,1% -0,1% -0,3% -0,4% -0,4% -0,5% -0,6% -13,5% -19,7% -25,2% -30,7% -36,6% -42,9% -50,6% -57,2% -61,3% -70,1% -0,4 (-2,1%) 0,0 (0,0%) -0,1 (-0,3%) -0,1-0,2 (-0,7%) (-1,1%) -0,3 (-1,6%) Kumulierte Einsparungen in Mrd. EUR -0,4 (-2,0%) -0,5-0,6 (-2,5%) (-3,1%) -2,2 (-10,4%) -3,0 (-14,3%) -3,7 (-17,8%) -4,5 (-21,7%) -5,7 (-27,0%) -7,1 (-33,8%) -8,7 (-41,6%) -10,3 (-49,0%) -13,9-11,6 (-66,3%) (-55,0%) Biomasse Geothermie Klärgas Solar Gebäude Wasser bis 5 MW Wind Offshore Deponiegas Grubengas Solar Freifläche Wasser ab 5 MW Wind Seite 19

20 EEG-Zahlung 2013 nach Inbetriebsnahmejahr 20,98 Mrd. EUR % 4% 3% % % % 100% % 7% 6% 12% % % % Seite 20