7. BWL_Erneuerbare

• Insgesamt: 12,6%
• Biomasse fest/gasförmig: 6,3%
• Windkraft: 2,3%
• Wasserkraft: 0,5%
• Wärmepumpe: 0,3%
• Photovoltaik: 1%
• Geothermie: 0,075%
• Solarthermie: 0,2%
• Abfälle + Deponiegas: 1%
• Biokraftstoffe: 0,8%

• "quasi" unerschöpflich
• großes theoretisches Potenzial -> Solarenergie deutlich größer als der Weltprimärenergieverbrauch
• Vorteile:
• - nahezu emissionsfreie Energiebereitstellung
• -Importunabhängigkeit
• -geringe variable Kosten

theoretisches Potenzial > technisches Potenzial > wirtschaftliches Potenzial > erschließbares Potenzial

• umfasst das in einem bestimmten Zeitraum (häufig ein Jahr) und in einer bestimmten Region theoretisch nutzbare physikalische Energieangebot
• Energieangebot vieler Erneuerbaren schwankt zeitlich -> Bildung des langjährigen Mittels
• stellt die im Zeitablauf konstante, absolute Obergrenze dar
• Maximalwert kann nur zu geringen Teilen ausgeschöpft werden

• beschreibt den Anteil des theoretischen Potenzials, der  unter Berücksichtigung der derzeitigen bzw. zukünftigen technischen Möglichkeiten "nutzbar" ist
• wird besonders durch technischen Fortschritt beeinflusst
• technologische Weiterentwicklung: erweitert techn. Potenzial
• administrative Weiterentwicklung: beschränkt techn. Potenzial

• wird von den alternativen Bereitstellungsoptionen sowie den mit der Technologie zur Nutzung der erneuerbaren Energieträgern verbundenen ökonomischen Parametern beeinflusst
• ist im Zeitlauf stark veränderlich, da sich Vergleichsmaßstab der Wirtschaftlichkeit ändert
• Wirtschaftlichkeit kann aus betriebswirtschaftlicher Sicht (kostendeckender Betrieb) oder aus volkswirtschaftlicher Sicht (Mehrkosten gegenüber Alternative) bestimmt werden

• in einem bestimmten Zeitraum kann NICHT das gesamte wirtschaftliche Potenzial ausgeschöpft werden, da dazu die entsprechenden technischen Anlagen gefertigt und errichtet werden müssen
• Abhängig von: Herstellerkapazität, verfügbarem Kapital, administrativen und sozialen Gegebenheiten und Nutzungsalternativen
• kann u.U. größer sein als wirtschaftliches Potenzial, wenn entsprechende Fördermaßnahmen vorhanden, die fehlende Wirtschaftlichkeit ausgleichen

• niedrige Leistungs- und Energiedichte
• hohe Investionskosten -> hohe hohe Stromentstehungskosten
• Ausgleich von Differenz von Angebot und Energienachfrage notwendig
• Speichereinrichtungen
• Back-up Kapazitäten
• Koordination mit anderen Kraftwerken

• keine Kosten des Energieträgers
• Energieträger weltweit verteilt verfügbar

• 30 %
• Windkraft: 13,3%
• Biomasse: 6,8%
• Photovoltaik: 6%
• Wasserkraft: 3%
• Hausmüll: 0,9%

"Bis zum Jahr 2025 sollen 40-45% des Stroms aus erneuerbaren Energien produziert werden, bis zum Jahr 2035 sollen es 55-60% sein"

• Versorgungssicherheit <--> fluktuierende Windenergie
• Bereitstellung schnell anpassbarer Reservekapazitäten
• - Bedarf nach Kapazität mit guter Regelbarkeit und Laständerungsverhältnis
• häufiger Lastwechsel sowie Anfahren und Herunterfahren
• höherer Primärenergiebedarf im Teillastbetrieb
• Kurz- bis mittelfristig: Überkapaziäten
• Langfristig: Ausbaubedarf

• Ausgleich längerer Perioden ohne Windenergieangebot/ mit -Überschuss
• Ausgleich von kurzfristigen Fluktuationen

• Wasserkraft: 40%
• Kernenergie: 95%
• fossile Kraftwerke: 90%
• Wind onshore: 9%
• Wind offshore: 12%
• Photovoltaik:  6%
• Biomasse: 85%
• Biogas: 90%
• Geothermie: 90%

• Erhöhung der Angebotsflexibilität
• Erhöhung der Nachfrageflexibilität
• - Smart Grid
• - Smart Markets
• Zubau von Speicherkraftwerken
• Netzausbau und Nutzung europaweiter Ausgleichseffekte
• "Überschüssige" EE-Einspeisung nicht aufnehmen

• europäische Ausgleichseffekte: Export des Überschusses in Nachbarländer
• Speichern des Überschusses
• ==> Wieviel zusätzliche Netz- und Speicherkapaziäten sind erforderlich?

• Investitions- und Kraftwerkseinsatzsplanungsmodell
• Bottom-up Elektrizitätsmarktmodell
• EU 27 Staaten plus Norwegen, Schweiz und Region Balkan
• zeitliche Auflösung: stündlich (8760 h)
• Kombination aus zwei Szenarien:
• - Aufnahmepflicht EE vs. keine Aufnahmepflicht
• - heutige Netze und Speicher vs. Netz- und Speicherausbau

• aus ökonomischer Perspektive: nicht jede erzeugte Kilowattstunde muss integriert werden!
• Erneuerbare Energien: Übernahme von Systemverantwortung und  stärkere Marktintegration
• --> mittelfristig in Deutschland: Anpassung des EEGs notwendig und hohe Bedeutung des Netzausbaus!

• Einspeisetarifsysteme:
• - fixer Tarif
• - Marktprämie
• - => preisbasiert
• wettbewerbliches Ausschreibungsverfahren:
• - => mengenbasiert
• "green certificate" System (Quotenmodell):
• - => mengenbasiert

Rumänien, Italien, Schweden, Polen

• Eigenschaft "grün" wird in Zertifikat verbrieft
• Fixer Betrag an Strom aus EE wir durch die Anzahl der Zertifikate geteilt
• Zertifikate werden verteilt und sind separat handelbar
• Grenzkosten der Erzeuge sind gleich
• Möglichkeiten der Allokation der Zertifikate zu Marktteilnehmer:
• 1. Täglicher Verkauf von Elektrizität am Markt zu Grenzkosten
• 2. Verkauf von Lizenzen zu Energieversorgern um die geforderte Quote an EE einzuhalten

• Stromhändler sind verpflichtet vom Staat festgelegte Menge an Strom aus Erneuerbaren Energien zu verkaufen
• Händler müssen grüne Zertifikate nachweisen
• bei Verstoß sind Strafzahlungen über dem Preisniveau fällig
• Die Förderung von Erneuerbaren Energien besteht in dem Zertifikatepreis, den EE-Erzeuger zusätzlich zu  dem am Strommarkt erzielten Strompreis erhalten

• starke Anreize Technologien weiterzuentwickeln
• Transaktion von Zertifikaten gibt doppelten Anreiz zur Kostenreduktion
• Attraktiv im internationalen Kontext --> Entwicklung eines europäischen Energiemarktes
• Marktprozesse bestimmen die Höhe der Förderung: hohe Markteffizienz
• durch EU-weiten Handel können Gesamtkosten des Ausbaus Erneuerbare um fast 70% gesenkt werden

• relativ hoher administrativer Aufwand
• Kontingent an grünen Zertifikaten muss ausgeglichen sein
• Festlegung ausreichend hoher Strafe bei Nichterfüllung
• neue Technologien müssen marktreif sein
• Investoren sind Marktrisiko ausgesetzt hinsichtlich zukünftiger Gewinne

UK, Irland, Frankreich seit 2010

• Regulator legt festen Marktanteil für EE gest
• Einrichten eines Wettbewerbs zwischen Erzeugern um die Ressource EE zu nutzen
• Erzeugungskapazitäten werden zu vertraglichen Abnahme und Vergütung ausgeschrieben
• Erzeuger geben Angebote für die entsprechenden Kapazitäten ab
• Angebote werden nach aufsteigenden Preisen gerankt bis Menge gedeckt ist
• günstigster Erzeuger bekommt Zuschlag

Deutschland, Dänemark, Spanien

• fixer Vergütungssatz für die Produzenten
• Unabhängig vom Marktpreis für Elektrizität
• Funktionsweise:
• - Stromhändler müssen Strom aus Erneuerbaren zu fixem Preis abnehmen, der vom Gesetzgeber für bestimmten Zeitraum festgelegt wurde
• - Differenzierung nach
• -- Art der EE
• -- Größe der Anlage
• -- Zeitpunkt der Inbetriebnahme
• - teilweise flexible Mechanismen der Anpassung

• Zahlung eines fixen Preisaufschlages auf den aktuellen Marktpreis
• Investitionsanreiz geringer

• geringeres Risiko für Investoren:
• - sichere Erlöse
• - einfach und transparent
• - Bankfinanzierung einfacher möglich
• Innovationsdynamik:
• - kurz- und mittelfristig wird Innovationsschub erreicht
• - Lernkurveneffekt stellt sich ein
• - große Zuwächse bei der installierten Kapazität in Vergangenheit erreicht

• Zielvorgaben können leicht verfehlt werden (keine Vorgabe an Minimum- oder Maximum-Level an EE)
• Finanzierung der Förderung erfordert ausreichen finanzielle Ressourcen (Belastung der öffentlichen Haushalte)
• Langfristig hoher, fixer Kostenblock
• Tendenz die praktischen Probleme zu vernachlässigen (Bemessung der realen Kosten des Investors)

• Vergütungssätze können dem wettbewerblichen Preispfad zwischen den Erzeugern nicht folgen
• mögliche Diskriminierung von Erzeugern mit in EE in verschiedenen Ländern bei nationalen Vergütungssystemen
• räumliche Verteilung der Erzeugungsanlagen (Regionen mit geeigneten Bedingungen haben großes Erzeugungsvolumen und folglich größere Einnahmen)

• vorrangige Abnahme und Übertragungspflicht durch den Netzbetreiber
• Vergütungspflicht gestaffelt nach Art der Energieerzeugung
• jährliche Degression der Vergütungssätze
• Netzanschlusskosten trägt Anlagenbetreiber, Netzausbau der Netzbetreiber
• Umlegung der Kosten auf alle Endverbraucher

"Zweck dieses Gesetzes ist es, insbesondere im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglich, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern."

Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 Prozent und danach kontinuierlich weiter zu erhöhen

• vorrangige Abnahme und Übertragungspflicht durch den Netzbetreiber
• Vergütungspflicht gestaffelt nach Art der Energieerzeugung
• Degression der Vergütungssätze
• Netzanschlusskosten trägt Anlagenbetreiber, Netzausbau der Netzbetreiber
• Mehrkosten werden auf alle Endverbraucher umgelegt

• Anschlussverpflichtung für zuständige Netzbetreiber
• Anschluss an das vorhandene Netz am nächstgelegenen Netzanschlusspunkt
• Anschluss auch dann, wenn Abnahme des Stroms erst durch Optimierung, Verstärkung  oder Netzausbau ermöglicht wird
• Netzbetreiber sind verpflichtet, ihr Netz auszubauen

• Netzausbauverpflichtung für zuständige Netzbetreiber
• wirtschaftliche Sanktionierung des schuldhaften Verzögerns des Netzausbau
• erhöhte Aufwendungen für Erdkabel oder Offshore-Windparks dürfen bei Berechnung der Netzentgelte in Ansatz gebracht werden

• Vergütungspflicht für zuständige Netzbetreiber
• die eingespeiste Menge elektr. Energie ist zu gesetzlich festgelegten anzulegenden Werten zu vergüten
• anzulegende Wert sind technologie- und standortspezifisch ausgestaltet
• Vergütungsdauer grundsätzlich 20 Jahre

• mit der Direktvermarktung entsteht die Verpflichtung Prognosen über die Höhe und Dauer der Einspeisung abzugeben
• Prognosen sind notwendig um Schwankungen im Stromnetz zu minimieren
• Einspeiseprognosen bei Wind- und Solarenergieanlagen sehr komplex

• der Anlagenstrom wird an der Börse gleichberechtigt zu Strom aus konventionellen Anlagen zum selben Marktpreis verkauft
• unter bestimmten Voraussetzungen Anspruch auf
• - Marktprämie
• Flexibilitätszuschlag/ -Prämie (für Biomasse)

• MP = AW-MW
• AW...anzulegender Wert nach EEG
• MW...Monatsmarktwert

• seit Einführung 2000 kontinuierlicher Anstieg
• Prognosen haben den aktuellen Anstieg lange Zeit unterschätzt
• durch die garantierte Förderdauer von 20 Jahren ist mittelfristig nicht mit einer Reduktion der EEG-Umlage zu rechnen

• Entwicklung eines Business-as-Usual-Szenarios
• - Base-Preis: 32,4€/MWh
• - Einhaltung EEG-Zubau-Korridor
• - Privilegierung bleibt erhalten
• erst nach 2025 ist mit einem Rückgang der EEG-Umlage zu rechnen

• Börsenpreis: je höher, desto niedriger EEG-Umlage
• Neuanlagen: jährlich neu ca. 1,5 Mrd. €, ca. 10% der Umlage
• - historischer Treiber: PV
• - zukünftiger Treiber: Offshore
• Befreiung energieintensiver Unternehmen
• Eigenverbrauch