Aktuelle Fragen der Reform des EEG - Institut für Energie

Aktuelle Fragen der Reform des EEG
von
Franzjosef Schafhausen
Ministerialdirigent im Bundesministerium für Umwelt,
Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin
anlässlich des
Workshop zur Reform des EEG
Institut für Energie- und Regulierungsrecht, Berlin
am 17. Dezember 2013
in Berlin

Einige Vorbemerkungen

Vorläufer
Die Energiewende ist nicht neu!
• 1972/1973 sowie 1979: Versuche zur Umstrukturierung der deutschen
Energieversorgung nach den beiden Ölpreiskrisen – Anstrengungen
ließen mit der Entspannung der Situation am Weltölmarkt nach
• 1979: Enquète-Kommission „Zukünftige Kernenergiepolitik“, die sich
vor dem Hintergrund der Ölpreiskrisen mit der Energiezukunft
politisch wie wissenschaftlich auseinandersetzt. Für die damalige Zeit
kam die Kommission zu dem erstaunlichen Ergebnis, dass die
Energieversorgung Deutschlands ab 2000 ohne Kernenergie technisch
wie wirtschaftlich möglich sei.
• 1987: Enquète-Kommission „Schutz der Erde“ – Bestandsaufnahme
mit Vorschlägen zu einer neuen Energiepolitik
• 1991: Enquète-Kommission „Schutz der Erdatmosphäre“
Zielsetzung: Entwurf einer sicheren, umweltverträglichen und
preiswürdigen Energieversorgung für ein rohstoffarmes, dicht
besiedeltes und hoch technologisiertes Industrieland.

Die Energiewende ist wesentlich mehr als
lediglich ein Konzept über die künftige
Stromversorgung
Ziel der Energiewende ist auch mehr als
„nur“ der Atomausstieg
Die Energiewende zielt auf die umfassende
Umstrukturierung der gesamten deutschen
Energieversorgung

Das EEG ist nur ein Element der
Energiewende
Konsequenterweise müssen die
Erneuerbaren Energien möglichst
reibungslos integriert werden
Weitgehende Umstrukturierung der
Energieversorgung im Laufe von vier
Jahrzehnten – zentral: Infrastruktur,
flankierende Maßnahmen und vor allem
Flexibilität

Diskussion konzentriert sich nahezu
ausschließlich auf die Stromversorgung und
die Kosten
Merke: Nur ein Teil der Kosten sind durch
die Energiewende und den dynamischen
EE-Aufwuchs verursacht!
Nutzen sollte nicht vergessen werden!

Konkrete, sehr anspruchsvolle und zeitlich
gestaffelte Ziele
Klima
Erneuerbare
Energien
Effizienz
(vs. 1990)
Anteil
Strom
Anteil
gesamt
Strom
Verkehr
Treibhausgase
Primärenergie
Energieproduktivität
Gebäudesanierung
2020
- 40 % 35% 18% - 20% -10%
- 10 %
Rate
verdoppeln
1% -> 2%
2030
- 55 % 50% 30%
2040
- 70 % 65% 45%
2050 - 80-95 % 80% 60% - 50% -25%
steigern
auf
2,1%/a
- 40 %
bis 2020
Minderung
Wärmebedarfs
um
20%
bis 2050
Minderung
PEV um
80%

Bleiben wir dennoch beim Strom!
Wo liegt das Problem?

Andere Versorgungssituation:
Knappheiten und Überschüsse

Aufgabe: Überschüsse und Knappheiten
Quelle: Agora Energiewende

Probleme resultieren vor allem aus der Asymetrie
zwischen Aufwuchs des erneuerbaren Stroms
und dem Nachhinken der Infrastruktur und dem
suboptimalen Ausschöpfen der Flexibilitäten

Arbeitspferde: Wind und PV
PV-Ausbau 2013 2020 (Min) 2020 (Max)
Ges. installierte
Leistung
ca. 37 GW
50 – 52 GW 60 GW
Pro Jahr 2013: ca. 4 GW 2,0 GW 3,3 GW
⇒ PV-Zubau bis Oktober 2013: 2,5 GW, insgesamt 35 GW;
Marktrückgang in 2013 auf 3,5 GW wahrscheinlich, da
Preisverfall gestoppt, Wirtschaftlichkeit sinkt, keine
Vorzieheffekte, insgesamt aber noch Unsicherheiten bei
der Markteinschätzung
⇒ Erreichen des 52 GW-Deckels zwischen 2018 und 2020
erwartet
⇒ Heimatmarkt wird „normales Wachstum realisieren
⇒ Exportquote sollte erhöht werden

Zubau geförderter Photovoltaik 2011-2013
3.500
2.983
3.000
- 15%
MW
2.500
2.000
1.500
1.223
1.791
Auslaufen
Übergangsregelung
für Dach- und im Sept.
für Freiflächenanlagen
ab Oktober (Freiflächen)
und Juli (Dach)
monatliche Degression
1.000
- 20-29%
981
500
630
659
572
613
460 486
371
266
100 147 199
517
230
359
254
543
329
612
435
330 368 275
362
211
290
0

Bis Ende 2012 – ein so nicht erwarteter,
rasanter Anstieg der Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien

Historische Entwicklung der Erneuerbaren
Stromerzeugung in Deutschland
Seit 1990 hat die installierte Stromerzeugungsleistung bei den Erneuerbaren Energien um
ein Vielfaches zugenommen
80.000
70.000
MW el
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
Biomasse
Photovoltaik
Windenergie
Wasserkraft
10.000
0
15
Quelle: BMU (2013)

Erneuerbarer Anteil in den einzelnen Sektoren
Im Jahr 2012 wurden in Deutschland durch Erneuerbare Energien 136 TWh Strom
produziert
15,6%
30,0%
Wasserkraft
136
TWh
20,6%
Photovoltaik
Windenergie (onund
offshore)
Biomasse*
*umfasst Biogas, biogene
Festbrennstoffe, Klärgas,
Deponiegas, biogener Anteil
des Abfalls
33,8%
Auf Geothermie entfielen im Jahr 2012 0,02 %.
Quelle: BMU (2013)
16

Im Jahre 2012 in Deutschland installierte
PV-Leistung: 32 GW
Entwicklung der Strombereitstellung und installierten
Leistung von Photovoltaikanlagen in Deutschland
36.000
Energiebereitstellung [GWh]
2012: 32.643 MW p
36.000
32.000
installierte Leistung [MWp]
32.000
28.000
28.000
24.000
24.000
[GWh]
20.000
16.000
20.000
16.000
[MW p
]
12.000
12.000
8.000
4.000
0
1
2
3
6
8
11
16
26
32
42
64
76
162
313
556
1.282
2.220
3.075
4.420
6.583
11.729
19.340
28.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
8.000
4.000
0
Quelle: BMU - E I 1 nach Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat); 1 GWh = 1 Mio. kWh; 1 MW = 1 Mio. Watt;
Hintergrundbild: BMU / Bernd Müller; Stand: Februar 2013; Angaben vorläufig
BMU - E I 1
Erneuerbare Energien in Deutschland
2012
17

Ausbaupfad bis 2020
– Das 35% Ziel bis 2020 im Energiekonzept der Bundesregierung
wird aus heutiger Sicht deutlich übertroffen
– bei gleichbleibendem Tempo würde das Ziel bereits 2017 erreicht
werden
– dies überfordert eindeutig die heutige Infrastruktur und deren
Entwicklung
40
35
30
Mindestziel 2020 : 35 % EE
am Bruttostromverbrauch
25
%
20
15
10
5
0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Entwicklung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch (in Prozent);
Angaben bis 2011: AGEE-Stat, Stand Juli 2012; Angabe für 2012: Schätzung BMU

Deutlicher Anstieg der administrierten
Kosten

Anstieg der EEG-Differenzkosten

Strompreise für private Haushalte
EEG costs in 2012: 5,277 ct/kWh
Cost components for one kilowatt-hour of electricity for
household consumers
30.0
Production, distribution, transport
KWKG
25.0
EEG
Electricity tax
Concession levy
Sales tax
21.7
23.2
23.7
25.2
[cent/kWh]
20.0
15.0
13.9
16.1
18.0
19.4
10.0
5.0
0.0
2000 2002 2004 2006 2008 2009 2010 2011
Source: BMU-KI III 1 according to Institut für neue Energien Teltow (IfnE) and Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW);
Image: Deutsche Bundesbank; as at: July 2012; all figures provisional

Dramatische Senkung der Kosten für PV in
Deutschland
Dünnschicht
Source PVexchange

Industriestrompreise sinken – Stand
Anfang 2005 in 2013 erreicht!

Analysen: Der Börsenstrompreis wird auf
absehbare Zeit niedrig bleiben

Zertifikatspreise auf niedrigem Niveau
– trotz „backloading“
35 €
30 €
Spot (EEX) Dec12 (EEX) Dec13 (EEX)
25 €
20 €
15 €
10 €
5 €
0 €

Defizite des EEG
• EEG hat sich im Laufe der Zeit sehr unübersichtlich und intransparent
entwickelt
• Der Ausbaupfad ist unverbindlich (Leitstudie)
• Mengensteuerung nur sehr begrenzt möglich
• Preissteuerung interessengetrieben und nur mit größten Anstrengungen zu
ändern – immense Bedeutung von Ankündigungseffekten
• Vergütungssätze nicht kostengerecht – teilweise deutliche Überförderung
• Flucht aus der EEG-Umlage durch Inanspruchnahme von Besonderer
Ausgleichregel (Antragsvolumen 30.06.2013: 119 TWh), Eigenerzeugung
(geschätztes Volumen 50 – 60 TWh) und Grünstromprivileg
• Börsenstrompreis dominiert die EEG-Umlage maßgeblich
• Über die grenzkostenorientierte Strompreisbildung an der Börse übt der
erneuerbare Strom andererseits Druck auf den Börsenstrompreis aus
(„merit order –Effekt)
• „produce and forget“ muss abgelöst werden durch eine werthaltige EE-
Produktion – wie bei der konventionellen Stromerzeugung muss das
Preissignal des Marktes wirksam werden

Handlungsspielräume
Aktionsmöglichkeiten von vorneherein sehr begrenzt:
• Bestandsschutz (mehr als 95 % der EEG-Vergütung fließt an
Bestandsanlagen verbunden mit dem Einspeisevorrang sowie der
prinzipiell für 20 Jahre garantierten Vergütung – pro Jahr Belastung
von rund 20 Mrd. € - hinzu kommen die neuen Anlagen) – auch für „in
der Realisierung befindliche Investitionen“
• Internationale Wettbewerbsfähigkeit der energie- und stromintensiven
Industrie
• Einigung auf die Fortführung des „Stauchungskonzepts“ im Bereich
„off shore Wind“
• Öffnung der Biomassenutzung („überwiegend“ Abfall- und Reststoffe)
• Synchronisation des Ausbaupfades zwischen Bund und Ländern ist
noch zu leisten

Das EEG-Budget
• 2012: 16,0 Mrd. € Differenzkosten
• davon: 14,5 Mrd. € Bestandsanlagen – für 20 Jahre garantierte
Vergütungen
• 1,5 Mrd. € Neuanlagen
• Verhältnis verschiebt sich immer weiter zu den Bestandsanlagen –
heutige Neuanlagen sind morgen Bestandsanlagen
• Abflachung des Anstiegs der EEG-Umlage ohne Änderungen erst ab
2029/2030 zu erwarten

Der Koalitionsvertrag (I)
• Gesetzlich festzulegender Ausbaupfad – Ausbau kann „geregelt“
werden
– 40 – 45 % der Stromerzeugung bis 2025
– 55 – 60 % der Stromerzeugung bis 2035
– d.h. 1,5 % Zuwachs pro Jahr oder 8,1 – 9 TWh/a (derzeit 3 % p.a. oder 18 TWh/a
ohne Wind off shore)
• Off shore Ausbaupfad
– 6,5 GW bis 2020
– 15 GW bis 2030 (2020 – 2030: 800 MW p.a.)
• Bekenntnis zum Einspeisevorrang
• Bekenntnis zum Bestandsschutz auch „für in der Realisierung
befindliche Investitionen“
• Qualifizierung des EEG: Keine Beihilfe im EU-rechtlichen Sinne –
Basis „Preussen Elektra“)
• Direktvermarktung als Signal an Branche und EU-Kommission
• Ausschreibung als Pilot – Signal an die EU-Kommission im Hinblick
auf einen Systemwechsel
• Abbau von Überförderung

Der Koalitionsvertrag (II)
• Beschränkung der Förderung von Wind on shore auf „gute
Standorte“ (80 – 75 % Standorte)
• Abregelung von bis zu 5 % der Jahresarbeitslast
• Ausgewogene Regelung für Eigenstromerzeugung – Erhebung einer
Mindestumlage – Erhaltung der Wirtschaftlichkeit für KWK und
Kuppelgasanlagen
• Bekenntnis zur Besonderen Ausgleichsregel – aber: Konzentration
der Besonderen Ausgleichsregel auf stromintensive Unternehmen,
die in einem intensiven internationalen Wettbewerb stehen –
Voraussetzung für Inanspruchnahme der Besonderen
Ausgleichsregel ist der Nachweis von Effizienzfortschritten in den
privilegierten Unternehmen
• Wind on shore: Weiterentwicklung des Referenzertragsmodells
• Verlängerung des Stauchungskonzepts“ bei Wind off shore – erhöht
die EEG-Umlage signifikant bis 2026
• Prüfung der Grundlastfähigkeit des Erneuerbaren Stroms
(verkappter Kapazitätsmechanismus)

Der Koalitionsvertrag (III)
• Konzentration der Biomasse „überwiegend“ auf Rest- und
Abfallstoffe
• Streichung des „Grünstromprivilegs“
• Flexibilisierungsoptionen ausbauen (Lastmanagement, lastvariable
Tarife, intelligente Zähler, Speicher usw. usw.)
• Klare Aussage zur derzeitigen Versorgungssituation – derzeit
keinerlei Engpässe
• Netzreserve im Sinne einer „Strategischen Reserve“ enthalten
• Prüfung eines technologieoffenen Kapazitätsmechanismus
• Entwicklung eines Nationalen Effizienzaktionsplans
• KfW CO 2 -Gebäudesanierungsprogramm und MAP sollen
aufgestockt bzw. verstetigt werden – steuerliche Abschreibung im
Gebäudebestand nicht mehr enthalten

Der Koalitionsvertrag (IV)
• „sachgerechte“ Umsetzung der EU-EnergieeffizienzRL
• Bedeutung des Wärmesektor erwähnt
• EEWärmeG – grundsätzlicher Novellierungsbedarf – Grundsatz der
Freiwilligkeit dominiert
• Übertragungsnetze: Betonung HGÜ, Optimierungspotentiale der
Bestandsnetze und europäischer Verbund
• Verbesserter Investitionsrahmen für Verteilnetze
• Speicher am Rande erwähnt – Bedarfsprüfung –
technologieneutraler Mix von Stromspeichern – Kurz-, Mittel- und
Langfristspeicher langfristig erforderlich – Forschungsprogramm
wird fortgeführt
• KWK Anteil an der Stromerzeugung in 2020 25 %
• Unterbelichtet: Sonstiger energierechtlicher Rahmen (EnWG,
KWKG, EnEG/EnEV, energierechtliche Verordnungen)
• Unterbelichtet: Energie- und Stromeffizienz
• Unterbelichtet: Wärmemarkt

Chancen und Herausforderungen
• Die EEG-Novelle ist ein zentrales Vorhaben zu Beginn der
Legislaturperiode
• Die Novelle ist mit hohen Erwartungen verbunden. In der
Öffentlichkeit wird eine dynamische Fortsetzung der Energiewende
bei gleichzeitiger Kostensenkung erwartet:
– EE-Branche erwartet einen weiteren dynamischen EE-Ausbau und entsprechend
hohe Ausbauziele sowie Planungssicherheit für die Investitionen
– Konventionelle Stromwirtschaft erwartet die Begrenzung des EE-Ausbaus und Zeit
für die Umstellung und Entwicklung eigener Geschäftsmodelle
– Verbraucher und Gewerkschaften erwarten niedrigere Strompreise, hohe
Beschäftigung und reale Einkommenssteigerungen
– Industrie erwartet niedrige Strompreise, Förderung der Eigenstromerzeugung und
möglichst unveränderte Besondere Ausgleichsregel
Klar ist, dass sich diese Interessen gegenseitig ausschließen!

Chancen und Herausforderungen
• Zahlreiche Erwartungen – gerade auch zur Kostendynamik –
basieren auf falschen Annahmen
Beispiele:
Ein Rückgang der Förderkosten des EE-Ausbaus i9st in den
kommenden Jahren nicht zu erwarten. Durch die fixierte
Fördergarantie über 20 Jahre ist ein ganz erheblicher Anteil der
EEG-Ausgaben der nächsten Jahre bereits festgelegt.
Eine substantielle Senkung der EEG-Umlage ist auch durch eine
Änderung der Besonderen Ausgleichsregel nicht zu erwarten.
Das Gros der privilegierten Strommenge geht auf tatsächlich auf
stromintensive und in einem internationalen Wettbewerb
stehende Industrien zurück (z.B. Elektrostahl, Primäraluminium,
Chlorchemie)

Chancen und Herausforderungen
• Die Bundesländer spiegeln die unterschiedlichen und in vielen Fällen
nicht zu vereinbarenden Erwartungen und Interessen wider. Sie
wollen einerseits von der Wertschöpfung der EE-Stromerzeugung
profitieren, andererseits die in den Ländergrenzen befindlichen
Unternehmen aber nicht belasten.
• Die Länder agieren daher nicht nach energiewirtschaftlichen
Notwendigkeiten, sondern nach länderspezifischen ökonomischen
Interessen ohne Rücksicht auf die volkswirtschaftlich notwendige
Optimierung (das Umverteilungsvolumen des EEG übersteigt
mittlerweile deutlich das Volumen des Länderfinanzausgleichs:
– Nordländer: Interesse insbesondere an Wind off shore, ohne Wind on shore aus
den Augen zu verlieren
– Bayern: Interesse an PV und Biogas
– Südländer: Interesse an der Förderung von Wind on shore im Binnenland
(„schlechte“ Standorte)
– Nordrhein-Westfahlen: Interesse an der Entlastung der stromintensiven Industrie
und an Einführung von Kapazitätsmechanismen

Chancen und Herausforderungen
• Die geschilderter Konstellation führte in der Vergangenheit dazu,
dass für alle Technologien die Vergütungen anstiegen
• Die Aufgabe besteht nun darin, die Besitzstände zu Lasten der
Stromverbraucher auf das unbedingt erforderliche Maß zu
beschränken
• Eine tragbare Entwicklung bei der EEG-Umlage könnte folgende
Komponenten haben:
– ein angemessenes und stetiges Ausbautempo bei Wind off shore
– eine stetige Entwicklung bei Wind on shore auf einem insgesamt angemessenen
Niveau
– eine im Sinne des Gesamtsystems sinnvolle Begrenzung des Biomassezubaus
– Lösung der „Flucht aus der EEG-Umlage“ sowie aus anderen Umlagesystemen

Chancen und Herausforderungen
• Überlagert wird dieser Prozess durch die EU: Die Kommission wird
am 18.12.2013 das Beihilfeverfahren gegen EEG, Grünstromprivileg
und Besondere Ausgleichregel einleiten.
• Die Kommission fordert grundlegende Änderungen am EEG, z.B.
– mehr Direktvermarktung
– Ausschreibungskonzepte
– starke Beschränkung der Besonderen Ausgleichsregel
• Das Beihilfeverfahren wird parallel zur EEG-Novelle laufen und muss
möglichst bis zur Verabschiedung der Novelle abgeschlossen
werden. Die Kommission hat die Absicht, die nationalen
Gestaltungsspielräume extrem einzuschränken.

Chancen und Herausforderungen
• Die Notwendigkeit besteht nun darin, die unterschiedlichen
Interessen zu vereinen und die Akteure zu einem
gesamtgesellschaftlichen Konsens zu führen
• Ziel muss es sein, die weitere Unterstützung der EE-Stromerzeugung
auf eine breite gesellschaftliche Basis zu stellen, d.h. insbesondere
auch Stärkung der Akzeptanz.
• Die bedeutet aber auch, dass alle Akteure Abstriche von ihren
Forderungen und Vorstellungen machen müssen:
– EE-Branche und Länder: Beschränkung der Förderung auf das unbedingt
erforderliche Maß, verpflichtende Direktvermarktung und Akzeptanz für einen
definierten Ausbaupfad
– Konventionelle Stromwirtschaft: Akzeptanz der weiteren Unterstützung der EE-
Stromerzeugung, Flexibilisierung des Kraftwerksparks, Ausbau der Netze,
Aufgabe der Fundamentalkritik
– Verbraucher: Akzeptanz der weiteren Unterstützung der EE-Stromerzeugung
– Industrie: Beschränkung der bestehenden Privilegien auf das unbedingt
erforderliche Maß, Flexibilisierung, Lastmanagement, Nachweis der
Energieeffizienz, Ausgabe der Fundamentalkritik
– EU: Erleichterung der Einbindung in den Binnenmarkt

Chancen und Herausforderungen
• Notwendig ist die Einbeziehung aller Akteure
• Der Koalitionsvertrag fordert von Bund und Ländern eine
Synchronisation der Planung für den Ausbau der einzelnen
Erneuerbaren Technologien
• Gelingt eine Einigung mit allen Akteure, so ist auf dieser Basis
– ein stetiger Ausbau der EE-Stromerzeugung möglich
– das Heranführen der Infrastruktur an den Ausbau der EE-Stromerzeugung
gewährleistet
– eine zweckmäßige Gestaltung der back up Kapazitäten und ihrer Finanzierung
möglich
– die Einbindung in den europäischen Binnenmarkt für Energie erleichtert
– die Energiewende auf dem Weg zu einem Erfolg und als blue print für andere
Staaten hilfreich

Zeitplan
• Kabinettvorlage eines Novellierungsentwurf vor Ostern 2014
• Verabschiedung im Sommer 2014
• Inkrafttreten spätestens am 1. Januar 2015
Unwägbarkeit: Intervention der Europäischen Kommission (GD
Wettbewerb) in zeitlicher und inhaltlicher Hinsicht

Zentrale Arbeitspakete - Operationalisierung
• Verpflichtende Direktvermarktung
– Wie ist die 5 MW-Grenze zu behandeln
– Definition einer „de minimis Grenze“
– Erhaltung der Akteursvielfalt
• Steuerung des Ausbaus
– Synchronisierung des Ausbaus zwischen Bund und Ländern
– Temporäre und spartenbezogene Aspekte unter Berücksichtigung der
getroffenen Festlegungen
• Ausschreibung
– Umfang und Rahmenbedingungen
• Netze und Einspeisemanagement
– Bestimmung des Netzausbaus und der Netzverstärkung
• Anpassung NEP und ONEP wegen Wind off shore und Wind on
shore erforderlich – erhebliche Kosteneffekte wahrscheinlich

Zentrale Arbeitspakete - Operationalisierung
• Sparten
– Wind on shore: Vorgabe 75 – 80 % als Definition „guter Standorte“
– Wind off shore: 6,5 GW und 15 GW als Deckel
– Biomasse: was heißt „überwiegend Abfall- und Reststoffe?
– PV: was geschieht jenseits der 52 GW?
• Besondere Ausgleichsregel unter Beachtung des europarechtlichen
Rahmens (Eröffnung des Beihilfeprüfverfahrens sehr wahrscheinlich
am 18. Dezember 2013)
– Abschichtung der Branchen, die energie- bzw. stromintensiv sind und gleichzeitig
in einem intensiven internationalen Wettbewerb stehen
– Klärung des Selbstbehalts
• Eigenerzeugung und Eigenverbrauch
– Definition der „Mindestumlage“
– Klärung der Sonderrolle KWK und Kuppelgase
– Definition einer „de minimis Grenze“
– Rahmen für die Erhebung leistungsbezogener Netzentgelte

Erkennbare Schwierigkeiten
• Massive Widerstände von Anlagenherstellern, Investoren und
Anlagenbetreibern zu erwarten (Demonstration am 30. November
2013 in Berlin als Vorgeschmack)
• Intervention der Europäischen Kommission gegen EEG,
Grünstromprivileg und insbesondere gegen die Besondere
Ausgleichsregel könnten Energiewende und Wirtschaftsstandort
Deutschland gefährden (Allgemeine GruppenfreistellungsVO sowie
umwelt- und energiepolitischer Beihilferahmen)
• Notwendigkeit zur Bereitstellung von „back up Kapazitäten“ –
mittelfristig sowohl für Versorgungssicherheit als auch Netzstabilität
erforderlich
• Flexibilisierung des gesamten Energieversorgungssystems braucht
Zeit und Akzeptanz
• Netzausbau und Netzverstärkung liegen hinter dem Zeitplan

EU-Entwicklung
• Konsultationsverfahren zur Mitteilung der Kommission „Ein
funktionierender Energiebinnenmarkt“ (November 2012)
• Leitlinien für staatliche Interventionen im Stromsektor
(5. November 2013)
• Beihilfeprüfverfahren „Befreiung von den Netzentgelten“
• Angekündigtes Beihilfeprüfverfahren „Besondere
Ausgleichsregel“ – Eröffnung voraussichtlich am 18. Dezember
2013
• Angekündigtes Beihilfeprüfverfahren „EEG“ – Eröffnung
voraussichtlich am 18. Dezember 2013
• Neuer umwelt- und energiepolitischer Beihilferahmen: Beginn der
Konsultation voraussichtlich noch im Dezember 2013
• Zieldefinition für 2030 – Klimaschutz – Erneuerbare Energien –
Energieeffizienz (Zieltrias) voraussichtlich im Frühjahr 2014

Die Vorstellungen der Kommission
sind aus deutscher Sicht extrem - EEG
• Ermittlung der Vergütung durch den Markt – keine Festlegung mehr
durch den Staat
• Technologieoffene Ausschreibung in allen Bereichen – umgehende
Umstellung von national abweichenden Konzepten
• Öffnung der Grenzen für Bieter aus anderen EU-Mitgliedstaaten
Ziel der Kommission (GD Wettbewerb): EU-weite Strukturierung der EE-
Stromerzeugung nach komparativen Kosten
Eindeutige Haltung der Kommission:
• EEG ist EU-rechtlich als Beihilfe zu qualifizieren (Nähe zum Staat –
Handlungskorsett von BAFA, BNetzA und ÜNB – parafiskalisches
Instrument)
• Besondere Ausgleichsregel ist EU-rechtlich eine Beihilfe (eindeutig
wettbewerbsverzerrende Wirkung, nicht nur zwischen den MS,
sondern auch innerhalb Deutschlands – Kriterien sind
überarbeitungsbedürftig)

Die Vorstellungen der Kommission sind
aus deutscher Sicht extrem – Besondere
Ausgleichsregel
• Privilegierung von energie- und stromintensiven Unternehmen ist
EU-rechtlich eine Beihilfe - trotz Preussen Elektra Urteil
• An eine Genehmigung werden prinzipiell die folgenden
Anforderungen gestellt:
– Selbstbehalt (bis 31.12.2017: 15 % (Basis 2014: rund 1 cent/kWh)
- ab 31.12.2018: 20 % (Basis 2014: rund 1,25 cent/kWh))
– Befristung der Privilegierung auf 6 Jahre
– Degressive Ausgestaltung des Privilegs

Lösung muss im Gesamtsystem gedacht
und umgesetzt werden
Die Konzentration der Umsetzung allein auf
das EEG wäre falsch – erforderlich ist
vielmehr ein umfassender Ansatz

Zusammenhänge im Energiesystem – Strom
Auch im Strombereich beeinflussen sich verschiedene Parameter
wechselseitig
Nachfrage Erzeugung Energiespeicher Energienetze
• Energieeffizienzpotenziale
heben
• Energiedienstleistungen
• Einführung von
Smart Metering
Ø Energieeinsparpotenziale
Ø Last-/ Demand-
Side-Managament
• Ausbau
Erneuerbarer
Energien
• Ausbau KWK
• Hocheffiziente,
konventionelle
Erzeugung
• Ausbau von
Energiespeichern
im System
• Beitrag zur
Flexibilisierung des
Energiesystems
• Energieeffiziente
Transport- und
Verteilsysteme
• Ausbau der
Stromnetze
• Intelligente Netze
(Smart Grids)
Bessere Integration der Bestandteile durch intelligente Technologien
Energieeffizienz entlang der gesamten Versorgungskette
Nutzung hocheffizienter Technologien, innovativer Strategien und Marktlösungen
48
Quelle: dena (2012)

Handlungsnotwendigkeiten
• Verbindlicher EE-Ausbaupfad in Abstimmung zwischen Bund und
Ländern schafft Verlässlichkeit und Planungssicherheit bei allen
Akteuren (EE-Anlagenherstellern, EE-Anlagenbetreibern,
Netzbetreibern, Betreibern konventioneller Kraftwerke, Anbietern von
Flexibilisierungsoptionen, Finanzsektor)
• Verbindliche Direktvermarktung integriert EE in die Systeme und
Märkte
• Stärkere Flexibilisierung auf der Angebots- wie Nachfrageseite
• Sicherung von back-up Kapazitäten
• Schaffung der technischen Voraussetzungen für den Ausbau des
europäischen Energiemarktes
• Verstärkung und Ausbau der Übertragungs- und Verteilnetze
• Roll out von smart meter – Schaffung der Voraussetzungen für smart
grids

Flexibilitätsoptionen zur Optimierung des
Energiesystems
Das BMU hat die folgenden Flexibilitätsoptionen zur Optimierung des Energiesystems identifiziert
20 % EE 35 % EE 50 % EE 65 % EE 80 % EE
Speicher Verbrauch Erzeugung Netze
Netze ausbauen für großräumigen Stromaustausch
Flexible Thermische Kraftwerke
„Must-run“-Leistung senken
Wind und PV bei Überschuss abregeln
Lastmanagement ausbauen und flexible Nachfrage
„Power-to-Heat“ und EE-Überschuss nutzen
Pumpspeicher Deutschland/Alpen/Norwegen
Quelle: BMU (b) (2012)
„Power to Gas“
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Flexibilitätsoptionen zur Optimierung des
Energiesystems
Folgende Optionen werden aktuell diskutiert
Netze
- Stromnetz optimieren
- Netzneubau
- Netz-Bewirtschaftung im EU-Verbund
Speicher
- Pumpspeicher Deutschland/ Alpen/ Skandinavien
- Nutzung von Strom zur Gasproduktion (Power-to-Gas)
- Nutzung/ Speicherung von Strom in Wärme (Power-to-
Heat)
- Andere Speicher
Erzeugung
- Ertüchtigung bestehender Kraftwerke („retrofit“)
- Neubau hochflexibler Thermischer Kraftwerke
- Netzersatzanlagen in den Markt einbinden
- Kapazitätssicherung im EU-Verbund
- Strommarktgeführte Fahrweise von EE-, KWK- und
Biomasse-Anlagen
- Regelleistung aus flexibleren Kraftwerken
- Kraftwerksunabhängige Systemdienstleistungen
- Gasproduktion aus Biomasse
- Verbesserte Auslegung von Wind- & PV-Anlagen
- Einspeisemanagement für Wind- & PV-Anlagen
Verbrauch
- Flexibilisierung der Nachfrage (Lastmanagement)
Quelle: BMU (b) (2012)
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Beispiel: Ausbau des Übertragungsnetzes in
Deutschland
Inhalte Netzentwicklungsplan 2012 (NEP)
Ausbaubedarf des Höchstspannungsnetzes
bis 2023
§ Der Ausbau des Übertragungsnetzes ist eine
Grundvoraussetzung für die Übertragung großer
Windstrommengen aus dem Norden in die
Verbrauchszentren im Süden.
§ Neu- und Ausbaubedarf nach Netzentwicklungsplan
(NEP) bis 2022:
• 2.800 km Bedarf an neuen Stromtrassen
• Zusätzlich Optimierungs- und
Verstärkungsmaßnahmen in bestehenden Trassen
über eine Gesamtlänge von rund 2.900 km.
• Geschätzte Kosten: ca. 10 Mrd. €.
Quelle: BNetzA (a) (2013)
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Beispiel: Energiespeicher
Übersicht über verschiedene Technologien zur Energiespeicherung
Technologie Anwendung Potenzial (in Deutschland)
Chemische
Speicher
Elektrische
Speicher
Thermische
Speicher
Physikalische
Speicher
Wasserstoffspeicher
(„Power-to-Gas“)
Methanisierung
(„Power-to-Gas“)
Supraleitende Spulen
Batterien (z.B. E-
Fahrzeuge)
Warmwasserspeicher
Pumpspeicherkraftwer
ke
Druckluftspeicher
5 % H ² -Anteil im Erdgasnetz möglich,
entspricht ca. 10 TWh.
Bis zu 200 TWh im Erdgasnetz
speicherbar.
Batteriespeicher für
Kurzfristspeicherung ca. 20 GWh.
Kein abschließendes Potenzial
bekannt.
Ca. 40 GWh, Zubau begrenzt
möglich.
Kein abschließendes Potenzial
bekannt.
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Quelle: dena (2013)

Schlussfolgerungen
• Zunehmend fluktuierende Stromerzeugung verlangt nach
Flexibilisierungsoptionen (Netze, Speicher, Lastmanagement,
verbesserter Informations- und Kommunikationstechnik,
europäische Vernetzung, Abregelung, systemadäquate Steuerung)
• In Abhängigkeit von der veränderten Stromerzeugung (Standorte,
Verfügbarkeit, Verhältnis Dargebot zu Bedarf) müssen die Netze
verstärkt, ausgebaut und flankiert werden
• Verhältnis „Zentralität : Dezentralität“ wird sich ändern
• Strom – Wärme – Verkehr werden interdependenter werden
• Finanzierung der back-up-Kapazitäten muss gelöst werden – Neues
Marktdesign oder Evolution der gegenwärtigen Märkte?
• Renaissance der kommunalen Energieversorgung? – auch wegen
Attraktivität von Eigenverbrauch

Probleme
• „energy only“ – Markt ist für die kommenden Herausforderungen
(noch) nicht gerüstet
• Extrem schnelle Zunahme fluktuierender Kraftwerksleistung
(Sonne, on shore Wind) mit dem Problem „steiler Rampen“ (z.T.
schlagartiges Laständerungsverhalten)
• Zunehmende Abweichungen zwischen Stromangebot und
Stromnachfrage (negative Strompreise als konsequente Reaktion
des Marktes)
• tradierter Kraftwerkspark nicht bzw. schlecht auf diese strukturellen
Änderungen vorbereitet
• Nachfrageverhalten unflexibel und derzeit (noch) schlecht steuerbar
• Überkapazitäten erschweren die notwendige Umstrukturierung in
der augenblicklichen Übergangslage
• Entwicklung zukunftsorientierter „business cases“ verlangt
Verlässlichkeit und Berechenbarkeit
• Ausbau der erneuerbaren Energien verläuft deutlich schneller als
der Ausbau der erforderlichen Infrastruktur

Besten Dank für Ihre Aufmerksamkeit !