BDEW Bundesverband
der Energie- und
Wasserwirtschaft e.V.
Reinhardtstraße 32
10117 Berlin
Energie-Info
Erneuerbare Energien und das
EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken
(2015)
Anlagen, installierte Leistung, Stromerzeugung,
EEG-Auszahlungen, Marktintegration der
Erneuerbaren Energien und regionale Verteilung
der EEG-induzierten Zahlungsströme
Berlin, 11. Mai 2015
SP; 11.05.2015
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Berlin, Mai 2015
Sehr geehrte Damen und Herren,
die Reform des EEG hat im vergangenen Jahr die Weichen
für den weiteren gesicherten Ausbau der Erneuerbaren Energien gestellt. Dies war eine wichtige Wegmarke, denn sie führt
dazu, dass zum einen die ausufernden volkswirtschaftlichen
Kosten begrenzt werden konnten, und zum anderen neue
Wege beschritten worden sind, die zukünftig die Festlegung
der Förderhöhe von Erneuerbaren Energien dem Wettbewerb
überlassen sollen. Damit ist die Zeit, in der die Politik über
Fördersätze entscheidet, vorbei.
Aber es bleiben bei der Ausgestaltung der neuen Ausschreibungsmodelle noch viele Fragen zu klären. Wir werden weiterhin dabei gemeinsam Erfahrungen sammeln und auch in
den kommenden Jahren immer wieder überprüfen müssen,
ob an der ein oder anderen Stelle noch nachjustiert werden
muss. Entscheidend ist aber dabei die Gewissheit, grundsätzlich auf dem richtigen Weg zu sein. Dabei unterstützen wir die
Bundesregierung.
Für zukünftige Diskussionen wird auch weiterhin eine genaue
Aufbereitung von allen relevanten Daten und Fakten eine absolut erforderliche Grundlage sein für die immer wieder anstehenden politischen Debatten und Entscheidungen, die es
rund um den Ausbau der Erneuerbaren Energien gibt.
Die Energiewirtschaft wird dabei den Umbau der Energieversorgung weiter aktiv mitgestalten. Die Unternehmen haben ihre geschäftlichen Aktivitäten darauf ausgerichtet. Hinzu
kommt: Kaum jemand anderes ist besser in der Lage, die damit verbundenen Herausforderungen auch zu adressieren
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und Konzepte für vernünftige Lösungen zu erarbeiten. Das
haben wir getan und das werden wir weiterhin tun. Und dieses
Heft ist ein weiterer Beitrag dazu.
Nun, da wir Ihnen bereits die fünfte Ausgabe des „BDEW
Energie-Info: Erneuerbare Energien und das EEG“ vorlegen
können, ist diese Aufbereitung von Fakten umso wichtiger.
Denn mit dem systemischen Zusammenführen der Erneuerbaren Energien mit den anderen Energiebereichen stehen wir
erst am Anfang.
Ich wünsche Ihnen alles Gute bei der Lektüre und freue mich
auch in Zukunft auf einen spannenden Diskurs mit Ihnen.
Mit freundlichen Grüßen
Hildegard Müller
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Inhalt
1
Einleitung ....................................................................................................................... 9
2
Erneuerbare Energien in Deutschland ....................................................................... 10
3
Erneuerbare Energien: Stromerzeugung und Investitionen ..................................... 14
4
Der Unterschied von installierter Leistung und Stromerzeugung ............................ 21
5
Erneuerbare Energien und EEG-Anlagen: Ähnlich, aber nicht gleich! .................... 22
6
EEG-Novelle 2014 ........................................................................................................ 23
7
Regionale Verteilung der Erneuerbaren Energien ..................................................... 25
8
Ermittlung der EEG-Umlage für das Folgejahr .......................................................... 36
9
EEG-Auszahlungen und EEG-Differenzkosten .......................................................... 42
10 Der Strompreis: Die EEG-Umlage als Preisbestandteil ............................................. 46
11 Der Merit-Order-Effekt: Wie Wind und Sonne den Strompreis beeinflussen ........... 58
12 EEG-Vergütungssätze und ihre Wirkung auf die EEG-Umlage ................................. 60
13 Marktintegration der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen: Optionen der
Direktvermarktung ....................................................................................................... 70
14 Regionale Verteilung der EEG-Anlagen und des
EEG-Vergütungsaufkommens 2013............................................................................ 75
15 Regionale Verteilung der EEG-induzierten Zahlungsströme .................................... 79
16 EEG-Vorschau: Die EEG-Mittelfristprognose bis 2019 und Bandbreite
der EEG-Umlage 2016 .................................................................................................. 91
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Tabellenverzeichnis
Tab. 1: Entwicklung der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung von 1988 bis 2013 14
Tab. 2: Anzahl und installierte Leistung der EEG-geförderten Anlagen sowie
EEG-geförderte Stromerzeugung und EEG-Auszahlungen 2013 nach Bundesländern ........ 32
Tab. 3: EEG-Auszahlungen und EEG-Differenzkosten nach Energieträgern ........................ 43
Tab. 4: Entwicklung der EEG-geförderten Strommengen nach Energieträgern seit 2000 ..... 61
Tab. 5: Entwicklung der EEG-Auszahlungen nach Energieträgern ab 2000 .......................... 62
Tab. 6: Anlagenzahl, Leistung, Strommengen und Vergütung 2013 nach Bundesländern .... 75
Abbildungsverzeichnis
Abb. 1: Erneuerbare Energien: Energie- und Strombereitstellung 2013 ................................ 11
Abb. 2: Erneuerbare Energien: Energie- und Strombereitstellung 2014 ................................ 11
Abb. 3: Erneuerbare Energien: Wärme- und Kraftstoffbereitstellung 2013 ............................ 12
Abb. 4: Erneuerbare Energien: Wärme- und Kraftstoffbereitstellung 2014 ............................ 12
Abb. 5: Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlandsstromverbrauch und
Ziele der Bundesregierung .................................................................................................... 15
Abb. 6: Brutto-Stromerzeugung nach Energieträgern 2014 ................................................... 16
Abb. 7: Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien im Detail 2013 und 2014.................... 16
Abb. 8: Monatliche Stromerzeugung aus Windenergie.......................................................... 17
Abb. 9: Monatliche Stromerzeugung aus Photovoltaik .......................................................... 17
Abb. 10: Monatliche Stromerzeugung aus Wasserkraftanlagen ............................................ 18
Abb. 11: Monatliche Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien 2014 insgesamt ............. 18
Abb. 12: Investitionen in Erneuerbare Energien 2006 bis 2013 ............................................. 19
Abb. 13: Photovoltaik: Investition und Wirkung ..................................................................... 20
Abb. 14: Photovoltaik: Lernkurveneffekt ................................................................................ 20
Abb. 15: Anteile der einzelnen Energieträger an der Leistung und an der
Stromerzeugung von EEG-Anlagen 2013 ............................................................................. 21
Abb. 16: Nutzung der Wasserkraft 2013 ............................................................................... 27
Abb. 17: Nutzung der Windenergie 2013: Anzahl, Leistung, Erzeugung ............................... 28
Abb. 18: Nutzung der Windenergie 2013:Jahresvolllaststunden ........................................... 28
Abb. 19: Nutzung der Photovoltaik 2013: Anzahl, Leistung, Erzeugung ................................ 29
Abb. 20: Nutzung der Photovoltaik 2013: Jahresvolllaststunden ........................................... 29
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Abb. 21: Nutzung der Biomasse zur Verstromung 2013: Anzahl, Leistung, Erzeugung ......... 30
Abb. 22: Nutzung der Biomasse zur Verstromung 2013: Jahresvolllaststunden .................... 30
Abb. 23: Nutzung von Klär- und Deponiegas zur Verstromung 2013 .................................... 31
Abb. 24: Schematische Darstellung des „EEG-Kontos“ mit Werten für 2015 ......................... 36
Abb. 25: Entwicklung des „EEG-Kontos“ ab 2010 ................................................................. 41
Abb. 26: Entwicklung der EEG-Differenzkosten und Wert des Stroms seit 2000 ................... 45
Abb. 27: Entwicklung und Zusammensetzung des Strompreises für Haushalte .................... 48
Abb. 28: Entwicklung und Zusammensetzung des Strompreises für einen
mittelspannungsseitig versorgten Industriebetrieb ................................................................ 48
Abb. 29: Entwicklung der gesetzlichen Umlagen und Steuern 2012 bis 2015 ....................... 49
Abb. 30: Entwicklung des Aufkommens aus den gesetzlichen Abgaben und Steuern ........... 51
Abb. 31: Verteilung der EEG-Kosten nach Verbrauchergruppen 2015 .................................. 52
Abb. 32: Entlastung der Industrie: Entlastete Betriebe und Strommengen 2015 ................... 54
Abb. 33: Bandbreite Industriestrompreis 2013/14: Großabnehmer 100 GWh/a ..................... 56
Abb. 34: Merit-Order-Effekt Windenergie: Wind und Spotpreis 2011..................................... 58
Abb. 35: Merit-Order-Effekt Photovoltaik: Spotpreis 2011 und 2014 ..................................... 60
Abb. 36: EEG-Strommengen und EEG-Auszahlungen seit 2000 .......................................... 61
Abb. 37: Zeitliche Entwicklung der durchschnittlichen Vergütung für den gesamten
Anlagenbestand nach Anlagekategorien 2000 bis 2019........................................................ 63
Abb. 38: Durchschnittliche Vergütung 2013 für jeweilige Anlagenjahrgänge 2000 bis 2013 .. 63
Abb. 39: Photovoltaik: Durchschnittliche Vergütung 2012 für verschiedene Anlagetypen ..... 66
Abb. 40: Anteile einzelner Energieträger an der EEG-Umlage 2015, an den
EEG-Auszahlungen und an der EEG-Strommenge ............................................................... 68
Abb. 41: Anteile einzelner Energieträger an der EEG-Umlage 2012 bis 2015 ....................... 68
Abb. 42: Förderung der EEG-Stromerzeugung nach Energieträgern in €/MWh .................... 69
Abb. 43: Förderung der EEG-Stromerzeugung nach Energieträgern 2012 bis
2015 in €/MWh...................................................................................................................... 69
Abb. 44: Direktvermarktung der EEG-Strommengen bis 2019 .............................................. 71
Abb. 45: Direktvermarktung: Wind onshore, Wind offshore und Photovoltaik bis 2019.......... 74
Abb. 46: Direktvermarktung: Biomasse, Wasserkraft und DKG-Gase bis 2019 ..................... 74
Abb. 47: Anteile an EEG-Stromerzeugung und EEG-Vergütung 2013 nach Bundesländern . 76
Abb. 48: EEG-Gesamt: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung .. 76
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Abb. 49: Windenergie: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung ... 77
Abb. 50: Photovoltaik: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung .... 77
Abb. 51: Biomasse: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung ........ 78
Abb. 52: Regionale EEG-Stromerzeugung 2013: Absolutwerte vs. Flächendichte ................ 78
Abb. 53: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014 ............................................................. 84
Abb. 54: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme 2014 nach Bundesländern
(absteigend sortiert) .............................................................................................................. 84
Abb. 55: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014 Windenergie ........................................ 85
Abb. 56: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme Wind 2014 nach Bundesländern
(absteigend sortiert) .............................................................................................................. 85
Abb. 57: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014 Photovoltaik ......................................... 86
Abb. 58: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme Photovoltaik 2014 nach
Bundesländern (absteigend sortiert) ..................................................................................... 86
Abb. 59: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014 Biomasse............................................. 87
Abb. 60: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme Biomasse 2014 nach Bundesländern
(absteigend sortiert) .............................................................................................................. 87
Abb. 61: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme 2013/14 nach Bundesländern
(Karte) .................................................................................................................................. 88
Abb. 62: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme 2010 bis 2013 nach Bundesländern
(Grafik) ................................................................................................................................. 88
Abb. 63: EEG-Umlage 2015: Bundeslandspezifische Berechnung........................................ 90
Abb. 64: Entwicklung der installierten Leistung der EEG-Anlagen bis 2019 .......................... 91
Abb. 65: Entwicklung EEG-Strommengen und EEG-Auszahlungen bis 2019 ....................... 92
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1
Einleitung
Der Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland schreitet weiter voran. In der Stromerzeugung hat das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zur Förderung der Erneuerbaren
Energien einen großen Anteil an dieser Entwicklung und galt daher lange in seiner Grundidee
international als vorbildlicher Fördermechanismus. Über dieses gesetzlich festgelegte und
transparente Umlageverfahren werden die Kosten zur Förderung regenerativer Energien auf
alle Stromkunden in Deutschland umgelegt. Der massive Anstieg der EEG-Umlage in den
vergangenen Jahren auf über 6 ct/kWh sorgte zu Recht für Diskussionen um die weitere
Entwicklung der Förderung der Erneuerbaren Energien. Mit der Novellierung des EEG im
Jahr 2014 wurde ein erster Schritt in die richtige Richtung getan, um die Energiewende weiter
voranzutreiben und dabei einen stärkeren Fokus auf die Kosteneffizienz dieses Großprojekts
zu legen. Einerseits geht es darum, den Ausbau der Erneuerbaren Energien weiter voranzutreiben und die Energieziele Deutschlands zu verwirklichen und andererseits die Belastungen
aus dem EEG für die Verbraucher im Rahmen zu halten. Auch die Systemstabilität ist ein
wichtiges Anliegen. Und die Bevölkerung ist bei dieser Frage gespalten: Der aktuelle BDEWEnergiemonitor zeigt, dass weiterhin 90 Prozent der Bevölkerung die Energiewende für sehr
wichtig oder wichtig halten, knapp die Hälfte der Bevölkerung ist aber derzeit auch der Ansicht, ihr Kostenbeitrag sei zu hoch und angesprochen auf die größten Probleme bei der Umsetzung der Energiewende werden die Kosten und die Finanzierung der Energiewende mit
Abstand am häufigsten genannt. Daher war die EEG-Reform im vergangenen Jahr ein wichtiger Schritt hin zu einer weiteren Integration der Erneuerbaren Energien in den Markt und
eine deutlich stärkere Berücksichtigung von ökonomischen Effizienzkriterien. Nur so wird es
möglich sein, zukünftige Kostensteigerungen für die Endverbraucher in einem verträglichen
Maß zu halten und die immer noch hohe Akzeptanz der Bevölkerung für die Energiewende zu
erhalten. Dazu gehört auch immer, die entstehenden Kosten gerecht auf die Verbraucher zu
verteilen. Für diese auch weiterhin sachlich und zielgerichtet zu führende Diskussion ist es
unerlässlich, über eine aktuelle, umfassende und fundierte Datengrundlage zu verfügen. Die
nun zum fünften Mal vorgelegte Energie-Info „Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen,
Fakten, Grafiken (2015)“ leistet dazu erneut einen Beitrag.
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2
Erneuerbare Energien in Deutschland
Auch wenn in der öffentlichen Debatte die Erneuerbaren Energien vorrangig bei der Stromerzeugung im Fokus stehen, werden auch in anderen Bereichen substanzielle Mengen an Erneuerbaren Energien eingesetzt. So wird bei der Wärmebereitstellung vor allem feste Biomasse direkt oder über Kraft-Wärme-Kopplung eingesetzt, aber auch Biogas ist eine ideale
Ergänzung zu Erdgas im Wärmemarkt.
Der Anteil der Erneuerbaren Energien am gesamten Endenergieverbrauch in Deutschland
betrug im Jahr 2013 schon 12,4 Prozent (Abb. 1), Tendenz weiter steigend. Innerhalb der
Erneuerbaren Energien ist 2014 weiterhin vor allem die Biomasse mit einem Anteil von rund
44 Prozent vorherrschend, davon 30 Prozent feste Biomasse und 13 Prozent Nutzung von
Biogas (siehe Exkurs „Biogas“). Der zweitgrößte Energieträger ist die Windenergie – ausschließlich in der Stromerzeugung eingesetzt – mit einem Anteil von 17 Prozent (Abb. 2). Die
Energie der Sonne hat einen Anteil von 13 Prozent, davon 11 Prozent in der Stromerzeugung
und 2 Prozent in solarthermischen Anwendungen. Biokraftstoffe – im Verkehrssektor eingesetzt – tragen insgesamt mit einem Anteil von knapp 10 Prozent zu den Erneuerbaren Energien bei. In den Biokraftstoffen nicht enthalten ist der in Elektrofahrzeugen verwendete Strom
aus Erneuerbaren Energien, da dieser implizit bei den anderen Energieträgern erzeugungsseitig enthalten ist.
Innerhalb der Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung war 2014 die Windenergie mit
rund 35 Prozent am stärksten vertreten, gefolgt von der Biomasse-Verstromung mit rund 26
Prozent. Biomasse kann in fester, flüssiger oder gasförmiger Form – also Biogas – verstromt
werden. Die Verstromung von Biogas bildet mit einem Anteil an der Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien von 18 Prozent den überwiegenden Teil der Stromerzeugung aus
Biomasse ab und hat damit inzwischen die Stromerzeugung aus Wasserkraft deutlich überholt. Die Photovoltaik trug 2014 mit 22 Prozent zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien bei. Dabei handelt es sich allerdings noch um vorläufige Werte, die im Laufe des Jahres
nach Vorliegen der EEG-Jahresabrechnung im Juli angepasst werden.
In der Wärmeerzeugung sind die Anteile der einzelnen Energieträger deutlich verschieden.
Insgesamt trugen die Erneuerbaren Energien 2014 mit 9,9 Prozent zum gesamten Endenergieverbrauch für Wärme bei (Abb. 3). 2014 ist weiterhin vor allem die feste Biomasse – also
bspw. die Verwendung von Holzpellets im privaten Bereich oder von Rest- und Altholz in
Heizkraftwerken – mit einem Anteil von 64 Prozent an den erneuerbaren Energieträgern vorherrschend, gefolgt von der Verwendung von Biogas mit einem Anteil von 11 Prozent (Abb.
4). Die Nutzung von Geothermie und Umweltwärme (Wärmepumpen) kommt auf einen Anteil
von 8 Prozent.
Die Herstellung von Kraftstoffen aus Erneuerbaren Energien ist mit einem Anteil von 5,4 Prozent im Jahr 2014 an der gesamten Kraftstoffbereitstellung schwach ausgeprägt und war erneut rückläufig (2012: 5,8 Prozent, 2013: 5,5 Prozent). Die Nutzung erfolgt überwiegend als
Beimischung zu Benzin- und Dieselkraftstoffen, wobei Biodiesel hier den größten Anteil aufweist, gefolgt von Bioethanol.
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Abb. 1: Erneuerbare Energien: Energie- und Strombereitstellung 2013
Erneuerbare Energien 2013:
Energie- und Strombereitstellung
EE bei der Energiebereitstellung 2013: 325,6 Mrd. kWh EE in der Strombereitstellung 2013: 152,4 Mrd. kWh
(Anteil am Endenergieverbrauch 2013: 12,4 %)
(Anteil am Bruttostromverbrauch 2013: 25,4 %)
0,3% 0,1%
0,0%0,2%
2013
3%
3%
1%
3,5%
7%
7%
0,2%
15,1%
18,0%
16%
5%
0,3%
2013
12%
2013
0,9%
87,6%
0,2%
2013
12,4%
74,6%
25,4%
7,6%
10%
33,3%
2%
0,7%
20,3%
33%
0,6%
Wasserkraft
Solarthermie
Klärgas
Biodiesel
Windenergie onshore
biogene Festbrennstoffe
Deponiegas
Pflanzenöl
Windenergie offshore
biogene flüssige Brennstoffe
biogener Anteil des Abfalls
Bioethanol
Photovoltaik
Biogas
Geothermie, Umweltwärme
Biomethan
Quellen: BMWi auf Basis AGEE-Stat, BDEW, Stand 02/2015
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 2: Erneuerbare Energien: Energie- und Strombereitstellung 2014
Erneuerbare Energien 2014:
Energie- und Strombereitstellung
EE bei der Energiebereitstellung 2014: 323,6 Mrd. kWh EE in der Strombereitstellung 2014: 160,6 Mrd. kWh
Veränderung gegenüber 2013: -0,6%
3%
0,2% 0,06%
1%
4%
0,2%
3%
2014
6%
7%
0,2%
1%
Veränderung gegenüber 2013: +5,4%
13%
18%
17%
6%
2014
0,2%
2014
0,4%
72,2%
13%
27,8%
7%
11%
0,8%
34%
2%
30%
22%
0,8%
Wasserkraft
Solarthermie
Klärgas
Biodiesel
Windenergie onshore
biogene Festbrennstoffe
Deponiegas
Bioethanol
Windenergie offshore
biogene flüssige Brennstoffe
biogener Anteil des Abfalls
Biomethan
Photovoltaik
Biogas
Geothermie, Umweltwärme
Quellen: BMWi auf Basis AGEE-Stat, BDEW, Stand 02/2015
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 3: Erneuerbare Energien: Wärme- und Kraftstoffbereitstellung 2013
Erneuerbare Energien 2013:
Wärme- und Kraftstoffbereitstellung
EE bei der Wärmebereitstellung: 141,8 Mrd. kWh
EE bei der Kraftstoffbereitstellung: 34,5 Mrd. kWh
(Anteil am Endenergieverbrauch Wärme: 9,9 %)
(Anteil am Endenergieverbrauch Verkehr: 5,5 %)
1,5%
2013
Deponiegas
7%
0,1%
1%
5%
2013
9%
8%
9%
2013
1%
90,1%
2013
26%
94,5%
9,9%
5,5 %
64%
68%
0,03%
Wasserkraft
Solarthermie
Klärgas
Biodiesel
Strom aus EE
Windenergie onshore
biogene Festbrennstoffe
Deponiegas
Pflanzenöl
Windenergie offshore
biogene flüssige Brennstoffe
biogener Anteil des Abfalls
Bioethanol
Photovoltaik
Biogas
Geothermie, Umweltwärme
Biomethan
Quellen: BMWi auf Basis AGEE-Stat, BDEW, Stand 02/2015
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 4: Erneuerbare Energien: Wärme- und Kraftstoffbereitstellung 2014
Erneuerbare Energien 2014:
Wärme- und Kraftstoffbereitstellung
EE bei der Wärmebereitstellung: 130,9 Mrd. kWh
EE bei der Kraftstoffbereitstellung: 35,4 Mrd. kWh
(Anteil am Endenergieverbrauch Wärme: 9,9 %)
(Anteil am Endenergieverbrauch Verkehr: 5,5 %)
1,6%
2014
5%
8%
Deponiegas
2014
10%
0,1%
9%
1,4%
2014
11%
90,1%
24%
9,9%
2014
94,6%
5,4 %
64%
1,7%
64%
0,2%
Wasserkraft
Solarthermie
Klärgas
Biodiesel
Strom aus EE
Windenergie onshore
biogene Festbrennstoffe
Deponiegas
Pflanzenöl
Windenergie offshore
biogene flüssige Brennstoffe
biogener Anteil des Abfalls
Bioethanol
Photovoltaik
Biogas
Geothermie, Umweltwärme
Biomethan
Quellen: BMWi auf Basis AGEE-Stat, BDEW, Stand 02/2015
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Exkurs: Bio-Erdgas in Deutschland
Mit Stand Dezember 2014 speisen ca. 150 Bio-Erdgas-Einspeiseanlagen mit einer Kapazität
von rund 100.000 Nm³/h auf Erdgasqualität aufbereitetes Bio-Erdgas ins Erdgasnetz ein. Das
entspricht mit einer jährlichen Kapazität von rund 9 TWh etwa 1% des deutschen Erdgasverbrauches. Derzeit sind noch 13 Anlagen im Bau und elf Projekte befinden sich in der Planungsphase. Von Bio-Erdgas spricht man, wenn (Roh-) Biogas nach der Aufbereitung die
gleichen Eigenschaften wie Erdgas erhält und ins Erdgasnetz eingespeist werden kann. Es
kann zu 100 Prozent oder in jedem Mischungsverhältnis mit Erdgas zur Verstromung, im
Wärmemarkt oder als Kraftstoff eingesetzt werden.
Bio-Erdgas ist erneuerbar, speicherbar und flexibel einsetzbar. Bio-Erdgas kann in der
Stromerzeugung regelbar eingesetzt werden und steht aus Vergärungsanlagen ganzjährig
zur Verfügung. Es hat eine sehr gute Ökobilanz und kann – analog zu Erdgas – in die bestehende, gut ausgebaute Erdgasinfrastruktur eingespeist, gespeichert und genutzt werden.
Der Beitrag von (Roh-)Biogas aus ca. 7.780 Anlagen mit Direktverstromung vor Ort sowie
aufbereitetem Bio-Erdgas an der Stromerzeugung stieg 2014 auf 29 TWh. Das entspricht 5,0
Prozent am Bruttostromverbrauch und ist somit nahezu so hoch wie der Anteil der Photovoltaik. In der Wärmebereitstellung lieferten Biogas und Bio-Erdgas 2014 rd. 14 TWh. Die rund
100.000 Erdgasfahrzeuge in Deutschland können bereits an jeder dritten Erdgastankstelle
Bio-Erdgas als Beimischung und an 168 der 921 Erdgastankstellen 100-prozentiges BioErdgas tanken. 2014 wurden rund 0,55 TWh Bio-Erdgas als Kraftstoff eingesetzt.
Biogas und Bio-Erdgas haben damit einen Anteil von rund 3% am deutschen Primärenergieverbrauch und 2014 über 16 Mio. Tonnen CO2 vermieden.
Bio-Erdgas:
Erneuerbar, speicherbar, flexibel einsetzbar
Anzahl der Anlagen/
eingespeiste Menge (Mio. m3)
Einpeisekapazität (Mio. m3/a)
Entwicklung der Einspeisekapazität und der eingespeisten Menge
von Bio-Erdgas ins Erdgasnetz
900
800
700
820
Das Ziel der Bundesregierung, die Einspeisung bis
2030 auf 10.000 Mio. m³/a zu erhöhen, wurde im Zuge
der EEG-Novellierung 2014 aus der GasNZV gestrichen.
665
630
580
600
520
500
449
413
400
200
179
158
93
100
0
275
269
300
2
8
5
2006
11
2007
13 10
38
2008
30
2009
Anzahl der Anlagen
44
77
2010
2011
108
2012
144
2013
150
2014
Eingespeiste Menge (Mio. m³)
Einspeisekapazität (Mio. m³/Jahr)
Quellen: Deutsche Energieagentur; Bundesnetzagentur; BDEW (eigene Berechnung)
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3
Erneuerbare Energien: Stromerzeugung und Investitionen
Nach der Einführung des Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) am 1. April 2000 als Nachfolger des Stromeinspeisungsgesetz (StromEinspG) stieg der Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlandsstromverbrauch in den vergangenen zehn Jahren um knapp 18 Prozentpunkte von gut 10 Prozent auf knapp 28 Prozent (2014) (Abb. 5). Die von der neuen
Bundesregierung im Koalitionsvertrag formulierten Ziele für die weitere Entwicklung der Erneuerbaren sind weiterhin ambitioniert, das dort vereinbarte Zwischenziel von 40 bis 45 Prozent im Jahr 2025 scheint jedoch durchaus erreichbar. Der im Koalitionsvertrag vereinbarte
Ausbaukorridor liegt mit seiner oberen Grenze deutlich oberhalb der Entwicklung des Energiekonzepts der Bundesregierung aus dem Jahr 2010, die untere Grenze des Korridors liegt
leicht unterhalb.
Tab. 1: Entwicklung der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung von 1988 bis 2013
Wasserkraft
Leistung1)
MW
Einspeisung
GWh
Windenergie
Leistung
MW
Einspeisung
GWh
Biomasse und Gase
Leistung
MW
Einspeisung2) GWh
PV
Leistung
MW p
Einspeisung2) GWh
Geothermie
Leistung
MW
Einspeisung
GWh
insgesamt
Leistung
MW
Einspeisung2) GWh
Müll
Leistung
MW
Einspeisung3) GWh
insgesamt einschl. Müll
Leistung
MW
Einspeisung2)3) GWh
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2013
4.183
16.924
4.221
14.789
4.318
16.040
4.380
17.473
4.546
16.669
4.600
16.877
4.547
21.683
4.780
23.382
4.828
19.670
5.092
19.561
3.997
20.038
4.480
17.036
4.513
20.503
5.095
22.589
12
14
48
71
182
275
632
909
1.546
2.032
2.672
4.489
5.898
9.513
11.555
15.504
14.245
20.237
20.472
30.387
22.833
40.574
28.741
50.690
31.195
50.670
34.163
51.709
n. e.
n. e.
190
222
227
295
276
570
358
804
409
1.050
510
1.405
761
4.797
1.258
5.168
3.010
13.904
4.054
21.077
4.957
26.567
6.291
35.685
6.457
37.538
n. e.
2
5
10
17
34
62
210
788
2.405
5.955
17.488
31.389
36.813
n. e.
1
2
4
6
15
32
135
398
2.054
4.418
11.683
26.380
29.712
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
0,2
0,2
0,2
0,4
3
18
8
28
12
25
30
67
4.195
16.938
4.460
15.083
4.732
16.612
5.298
18.956
6.467
19.511
7.715
22.431
11.017
32.633
17.306
43.818
21.119
45.473
30.979
65.906
36.839
86.107
55.666
105.976
73.388
133.237
82.528
141.548
518
939
561
900
550
939
499
972
551
1.000
540
1.204
522
1.373
522
1.464
522
1.547
950
2.917
1.310
3.772
1.550
3.825
1.475
3.971
1.746
4.304
4.713
17.877
5.021
15.983
5.282
17.551
5.797
19.928
7.018
20.511
8.255
23.635
11.539
34.006
17.828
45.282
21.641
47.020
31.929
68.823
38.149
89.879
57.216
109.801
74.863
137.208
84.274
145.852
1)
ab 2008 ohne die Leistung der Pumpspeicherwerke mit natürlichem Zufluss
einschließlich Selbstverbrauch
3)
nur Stromerzeugung aus erneuerbarem Anteil des Mülls (50 %)
n. e.: nicht erfasst
Quellen: BDEW-Jahresstatistik; Statistisches Bundesamt; Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber
2)
Im Jahr 2014 ist der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung weiter gewachsen und beträgt nach vorläufigen Berechnungen 26,2 Prozent (Abb. 6). Wichtig ist an
dieser Stelle: Bezogen auf den Stromverbrauch übersetzt sich das in einen Anteil von 27,8
Prozent. Für die Zielerreichung ist der Anteil am Stromverbrauch die maßgebliche Bezugsgröße. Obwohl das Winddargebot im Jahr 2014 eher unterdurchschnittlich war, haben der
weitere Ausbau der Windenergie sowie das starke erste Quartal und eine überdurchschnittliche Winderzeugung im Dezember nach vorläufigen Berechnungen für eine Stromerzeugung
von rund 56 Mrd. kWh gesorgt – so viel Strom aus Windkraftwerken wurde nie zuvor erzeugt.
Allein der Monat Dezember hat dazu mit knapp 10 Mrd. kWh Stromerzeugung beigetragen,
der bis dahin stärkste Windmonat in Deutschland (wurde im Januar 2015 mit mehr als 10
Mrd. kWh nochmals übertroffen).
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Abb. 5: Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlandsstromverbrauch und Ziele der
Bundesregierung
Beitrag und Ziele der erneuerbaren Energien
100%
Anteil des Stroms aus regenerativen Energiequellen*
IST
90%
2050:
80%
Ziele aus dem Energiekonzept der Bundesregierung 2011
80%
Ausbaukorridor gemäß Koalitionsvertrag 2013
70%
2040:
65%
2035:
60%
60%
2030:
50%
2025:
45%
50%
55%
2020:
35%
40%
2014**:
27,8%
30%
40%
20%
10%
Quelle: BDEW, Stand 02/2015
2050
2048
2046
2044
2042
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
0%
* bezogen auf den Brutto-Inlandsstromverbrauch Deutschlands
** vorläufig
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Exakte Erzeugungswerte für die EEG-Stromerzeugung werden allerdings erst mit der EEGJahresabrechnung im Juli vorliegen. Die überdurchschnittlichen monatlichen Erzeugungswerte im Vergleich zum langjährigen Mittel wurden hauptsächlich durch den Zubau der vergangenen Jahre erreicht. Zuwächse wurden auch bei der Stromerzeugung aus Photovoltaik erzielt, wobei dies 2014 vor allem an den überdurchschnittlichen Monaten Februar bis Mai lag,
während die Erzeugung in den Sommermonaten etwa auf dem Vorjahresniveau lag (Abb. 9).
Zulegen konnte zudem auch die Biomasse, die im Rahmen dieser Publikation immer feste,
flüssige und gasförmige Biomasse umfasst. Die Stromerzeugung aus Wasserkraft lag vor
allem im ersten Halbjahr unter der Vorjahreserzeugung und auf das Gesamtjahr bezogen um
knapp 11 Prozent niedriger (Abb. 10).
Die Abbildungen 8 und 9 zeigen zudem sehr gut die saisonalen Unterschiede der Erzeugung
aus Photovoltaik und Windenergie. Typischerweise trägt die Windenergie in den Herbst- und
Wintermonaten stärker zur Stromerzeugung bei, während die Photovoltaik in den Sommermonaten einen höheren Beitrag leistet. Dadurch ergibt sich für die Summe aller Erneuerbaren
Energien eine über die Monate hinweg betrachtet deutlich gleichmäßigere Stromerzeugung
als bei der Betrachtung einzelner Energieträger (Abb. 11).
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Abb. 6: Brutto-Stromerzeugung nach Energieträgern 2014
Brutto-Stromerzeugung
nach Energieträgern 2014
Brutto-Stromerzeugung 2014 in Deutschland: 614 Mrd. Kilowattstunden*
Erdgas 9,5%
Steinkohle 17,8%
Heizöl,
Pumpspeicher und
Sonstige 5,4%
Wind 9,1%
Erneuerbare
26,2%
Biomasse 7,0%
Wasser 3,3%
Photovoltaik 5,7%
Siedlungsabfälle
1,0%
Braunkohle 25,4%
Kernenergie 15,8%
Quellen: BDEW, AG Energiebilanzen Stand: 02/2015
* vorläufig
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 7: Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien im Detail 2013 und 2014
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien:
Detaillierte Unterteilung
Stromerzeugung: Anteile der einzelnen Erneuerbaren Energieträger 2013 und 2014*
2013:
152,4 Mrd. kWh
0,3% 0,07%
1%
0,2%
1%
2014*:
160,6 Mrd. kWh
3%
3%
15%
13%
18%
18%
0,2%
0,2%
2013
74,6%
8%
0,06%
25,4%**
2014*
72,2%
7%
27,8%**
34%
33%
20%
22%
0,6%
Wasserkraft
biogene Festbrennstoffe
Deponiegas
0,8%
Windenergie onshore
biogene flüssige Brennstoffe
biogener Anteil des Abfalls
Quellen: AGEE-Stat, BDEW, Stand 02/2015
Windenergie offshore
Biogas
Geothermie
Photovoltaik
Klärgas
* vorläufig **EE bezogen auf Bruttostromverbrauch
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 8: Monatliche Stromerzeugung aus Windenergie
Stromerzeugung aus Windkraftanlagen
brutto, On- und Offshore-Anlagen
12.000
Jahresproduktion:
2012: 50.670 GWh
2013: 51.708 GWh
2014*: 56.000 GWh
in Mio. Kilowattstunden
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
Jan
Feb
Mrz
Apr
Mai
2013
Jun
2014
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez
Ø
Durchschnitt 2004 - 2013
Quellen: ZSW, BDEW; Stand 01/2015
* vorläufig
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 9: Monatliche Stromerzeugung aus Photovoltaik
Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen
einschließlich Selbstverbrauch
6.000
Jahresproduktion:
2012: 26.380 GWh
2013: 31.010 GWh
2014*: 34.900 GWh
in Mio. Kilowattstunden
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Jan
Feb
Mrz
Apr
2013
Quellen: ZSW, BDEW; Stand 01/2015
Mai
2014
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez
Ø
Durchschnitt 2010 - 2013
* vorläufig
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 10: Monatliche Stromerzeugung aus Wasserkraftanlagen
Stromerzeugung aus Wasserkraftanlagen
brutto
Jahresproduktion:
2012: 22.091 GWh
2013: 22.998 GWh
2014*: 20.500 GWh
2.500
in Mio. Kilowattstunden
2.000
1.500
1.000
500
0
Jan
Feb
Mrz
Apr
2013
Mai
Jun
2014
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez*
Ø
Durchschnitt 2004-2013
Quelle: BDEW, Stand 02/2015
* vorläufig, teilweise geschätzt
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 11: Monatliche Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien 2014 insgesamt
Monatliche Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien 2014*
brutto, Veränderung zum Vorjahr in Prozent
20
in Mrd. Kilowattstunden
+5,7%
15
+7,1%
+9,9% -5,2%
+13,5% +43,4%
+3,4%
+1,9% +12,3%
-13,4%
-2,3%
-4,4%
10
5
0
Jan
Feb
Wasser
Siedlungsabfälle
Mrz
Apr
Wind onshore
Geothermie
Mai
Jun
Jul
Wind offshore
Vorjahr gesamt
Aug
Sep
Photovoltaik
Okt
Quellen: BDEW-Schnellstatistikerhebung, Stat. Bundesamt, EEX, VGB, ZSW, BDEW; Stand: 02/2015
Nov
Biomasse
Dez
* vorläufig
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Die Investitionssummen in Erneuerbare Energien haben sich von 2006 bis 2010 vor allem
aufgrund der Investitionen in Photovoltaikanlagen mehr als verdoppelt. Diese sind dann bis
2012 wieder zurück gegangen, während die Investitionen in Onshore-Windenergie und Biomasse in etwa gleich geblieben sind. Erst 2013 haben sich die Photovoltaik-Investitionen
auch aufgrund der Vergütungsdegression verringert, dafür sind die Investitionen in Windenergie angestiegen (Abb. 12). Der Rückgang der Investitionen in Photovoltaikanlagen von
2010 bis 2012 ging aber nicht mit einer verminderten Ausbaurate einher, sondern war von
einem Rückgang der Modulkosten geprägt. So wurde von 2010 bis 2012 in jedem Jahr mehr
als 7 GW Photovoltaik-Leistung installiert, während die Investitionssumme von 18,5 Mrd. €
auf 11,2 Mrd. € zurück ging (Abb. 13). Abbildung 14 zeigt den Rückgang der durchschnittlichen Modulkosten von rund 4.800 €/kW im Jahr 2006 auf knapp 1.300 €/kW im Jahr 2013. Im
selben Zeitraum wurden insgesamt 80 Mrd. € in Photovoltaikanlagen investiert, während sich
der Anteil der Photovoltaik an der Stromerzeugung in Deutschland um 5 Prozentpunkte auf
5,2 Prozent erhöht hat.
Abb. 12: Investitionen in Erneuerbare Energien 2006 bis 2013
Investitionen in Erneuerbare Energien
25
23,4
20,3
18,6
Investitionen in Mrd. €
20
16,5
15
10
13,0
12,5
9,4
9,9
2006
2007
5
0
2008
2009
Photovoltaik
2010
Biomasse
2011
Wind
2012
Wasserkraft
2013
Gesamt
Quelle: AGEE Stat
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 13: Photovoltaik: Investition und Wirkung
Photovoltaik – Investition und Wirkung
20.000
10%
18,5 Mrd.€
18.000
9%
16.000
8%
14,7 Mrd.€
13,6 Mrd.€
14.000
7%
11,2 Mrd.€
12.000
5,2%
10.000
5%
8,0 Mrd.€
8.000
6.000
6%
7.378
7.485
4%
5,3 Mrd.€
7.604
4.446
4,0 Mrd.€
4,2 Mrd.€
4.000
3%
2%
2.000
1.950
1.271
843
3.304
0
1%
0%
2006
2007
2008
Investitionen in Mrd. €
2009
2010
Zubau in MW
2011
2012
2013
Anteil am Netto-Stromverbrauch
Quelle: AGEE Stat, BDEW (eigene Berechnung)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 14: Photovoltaik: Lernkurveneffekt
Photovoltaik - Lernkurveneffekte
4.795
20.000
4.206
18.000
4.500
4.103
14,7 Mrd.€
16.000
13,6 Mrd.€
3.054
14.000
12.000
4.000
3.500
11,2 Mrd.€
3.000
2.506
10.000
2.500
1.999
8,0 Mrd.€
8.000
6.000
5.000
18,5 Mrd.€
1.467
5,3 Mrd.€
2.000
1.271
4,0 Mrd.€
4.000
4,2 Mrd.€
2.000
1.500
1.000
500
0
0
2006
2007
2008
2009
Investitionen in Mrd. €
2010
2011
2012
2013
€/kW
Quelle: AGEE Stat, BDEW (eigene Berechnung)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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4
Der Unterschied von installierter Leistung und Stromerzeugung
Neben Faktoren wie Verfügbarkeiten oder Kosten sind in der Diskussion um die Entwicklung
der Erneuerbaren Energien für die Stromerzeugung sowohl die Anlagenzahl und installierte
Leistung als auch die Stromerzeugung die maßgeblichen Kenngrößen. Allerdings werden die
Begriffe elektrische Leistung und Stromerzeugung (elektrische Arbeit) gerne miteinander
vermischt. Dabei ist aber zu unterscheiden, dass die installierte Leistung nur das mögliche
Potenzial einer Anlage beschreibt (in Analogie zum Auto, die PS-Zahl des Motors). Dahingegen beschreibt die Stromerzeugung (elektrische Arbeit) den Output der Anlage, der für die
Stromversorgung eingespeist wird (in Analogie zum Auto, die gefahrenen Kilometer).
Eine hohe installierte Leistung bedeutet daher noch nicht zwangsläufig eine hohe Stromerzeugung. Eine kleine Anlage, die dauerhaft nahe ihrer maximalen Leistung (installierte Leistung) betrieben wird, kann innerhalb eines Jahres mehr Strom erzeugen als eine große Anlage, die nur phasenweise ihre maximale Leistung erreicht oder vorübergehend gar keinen
Strom erzeugt.
Abb. 15: Anteile der einzelnen Energieträger an der Leistung und an der Stromerzeugung von
EEG-Anlagen 2013
Regenerativ-Anlagen:
Anteile an Leistung und Erzeugung
Anteile an der installierten Leistung und an der Stromerzeugung 2013
21,0%
Photovoltaik
43,9%
Geothermie
0,02%
35,9%
0,03%
0,6%
Wind onshore
Quelle: BDEW
41,8%
Wind offshore
0,6%
Wasserkraft
5,5%
Biomasse (fest, flüssig, gasf.)
7,6%
DKG-Gase
0,4%
Anteil an der
installierten Leistung
15,9%
26,1%
0,4%
Anteil an der
Stromerzeugung
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Bei der Nutzung regenerativer Energien sind vor allem die Verfügbarkeit des Energieträgers,
also die Witterungsbedingungen oder die Verfügbarkeit von Brennstoffen für den Betrieb und
die erzeugte Strommenge entscheidend. Photovoltaikanlagen erreichen nur bei intensiver
Sonneneinstrahlung ihre maximale Leistung. Auch Windenergieanlagen laufen nur in wenigen Stunden im Jahr mit ihrer maximalen Leistung. Abbildung 15 zeigt für RegenerativAnlagen den Anteil der einzelnen Energieträger an der installierten Leistung und deren Anteil
an der Stromerzeugung. Zwar haben Wasserkraft und Biomasse nur 13 Prozent Anteil an der
installierten Leistung, erzeugen aufgrund ihrer hohen Verfügbarkeit und Auslastung aber
mehr als 40 Prozent des Stroms aus Erneuerbaren Energien. Bei der Windkraft dreht sich
das Verhältnis leicht um und der Anteil an der Leistung ist etwas größer als an der Stromerzeugung. Hier könnten das Repowering von Onshore-Anlagen sowie der Ausbau der Offshore-Windenergie mit höheren Auslastungsgraden dafür sorgen, dass sich das Verhältnis von
Leistung zu Stromerzeugung verbessert. Die Photovoltaik macht zwar knapp 44 Prozent der
installierten Leistung der EEG-Anlagen aus, steuert aber nur 21 Prozent zur Erzeugung aus
Erneuerbaren Energien bei.
5
Erneuerbare Energien und EEG-Anlagen: Ähnlich, aber nicht gleich!
Im Bereich der Erneuerbaren Energien ist zu unterscheiden zwischen Anlagen zur Stromerzeugung auf Basis Erneuerbarer Energien und Anlagen, die durch das EEG gefördert werden
können. Ziel des EEG ist es, regenerative Stromerzeugungsanlagen zu fördern, die sonst
aufgrund ihrer Kostenstruktur nicht im Markt bestehen könnten. Daher sind im EEG teilweise
Größenbegrenzungen der Anlagen für die Förderfähigkeit enthalten, um keine Anlagen zu
fördern, die schon marktfähig sind. Insbesondere bei der Wasserkraft, aber auch bei der
Biomasse werden daher Anlagen ab einer bestimmten Größe nicht mehr gefördert. Aus ökologischen Gesichtspunkten heraus werden zudem Anlagen zur Stromerzeugung aus Grubengas durch das EEG gefördert, obwohl es sich nicht um einen regenerativen Brennstoff handelt. Hier wird dem Umstand Rechnung getragen, dass es sinnvoller ist, aus Bergbaugruben
entweichendes fossiles Methangas durch Verstromung energetisch zu nutzen und in CO2
umzuwandeln, als das weitaus klimaschädlichere Methangas entweichen zu lassen oder ohne energetische Nutzung abzufackeln. Ganz generell ist die Verstromung und damit energetische Nutzung von Kuppelgasen – also Gase, die bei anderen Prozessen als Nebenprodukt
anfallen – in der Regel allein deshalb vorteilhaft, da dadurch Stromerzeugung substituiert
wird, für die sonst explizit andere Energieträger bereitgestellt werden müssten.
Insgesamt geht der Begriff „Erneuerbare Energien“ über die im EEG geförderten Anlagen
hinaus und umfasst alle regenerativen Energieträger, also auch große Wasserkraftwerke, die
Stromerzeugung aus dem natürlichen Wasserzufluss ins Oberbecken eines Pumpspeicherkraftwerks, den biogenen Anteil bei der Verstromung von Siedlungsabfällen (in Deutschland
gelten 50 Prozent der Stromerzeugung aus Müllverbrennungsanlagen (MVA) als regenerativ)
oder die Mitverbrennung von Biomasse in konventionellen Großkraftwerken.
SP; 11.05.2015
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6
EEG-Novelle 2014
Nach intensiven Debatten um die weitere Ausrichtung der Erneuerbaren Energien wurde das
Erneuerbare-Energien-Gesetz im Jahr 2014 zügig novelliert und trat am 1. August 2014 in
Kraft. Damit trat zeitgleich das EEG 2012 sowie dessen Vorgängerfassungen außer Kraft, sie
gelten aber insoweit weiter, wie die Übergangsregelungen des EEG 2014 es zulassen. So
gibt es für die Fördergrundlagen von Bestandsanlagen durch das EEG 2014 vergleichsweise
wenige Änderungen. Auch die Europäische Kommission hat das EEG 2014 nach einer beihilferechtlichen Prüfung im Juli 2014 genehmigt.
Die wichtigsten Rahmenbedingungen, Änderungen und Neuregelungen sind im Folgenden
kurz erläutert. Eine umfangreiche Anwendungshilfe, die die Änderungen für Bestandsanlagen, die neuen Fördergrundsätze im Rahmen der Direktvermarktung, die Änderungen bei der
EEG-Umlagepflicht sowie die zahlreichen Übergangsregelungen detailliert beschreibt, wurde
vom BDEW für seine Mitgliedsunternehmen erstellt.
Ausschreibungsverfahren ab 2017
Am 23. Juli 2014 hat die Europäische Kommission das EEG 2014 nach einer beihilferechtlichen Prüfung genehmigt. Die Kommission hat die Vereinbarkeit des Gesetzes mit dem Beihilferecht auf der Grundlage der neuen "Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020" geprüft. Allerdings werden die Regelungen zur Förderung Erneuerbarer
Energien zunächst nur bis zum 31. Dezember 2016 genehmigt, da nach den neuen Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien ab 2017 Ausschreibungen zur Regel werden sollen. Diese Anforderung bildet das EEG 2014, das Ausschreibungen vorerst nur für PV-Freiflächenanlagen vorsieht, noch nicht hinreichend ab. Mit Blick auf weitergehenden Ausschreibungen
ab 2017 enthält das EEG 2014 lediglich eine Zielformulierung (§ 2 Abs. 5). Soweit kleine Anlagen unter 100 kW weiterhin in den Genuss der Einspeisetarife kommen, wurde die Genehmigung hingegen für 10 Jahre erteilt. Diese Anlagen sind somit für 10 Jahre vor Rechtsänderungen aufgrund beihilferechtlicher Vorgaben geschützt.
Verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen
Das EEG 2014 führt für alle ab dem 1. August 2014 neu in Betrieb genommene Anlagen
oberhalb einer Leistung von 500 kW eine verpflichtende Direktvermarktung ein. Diese Anlagen können nur noch in Ausnahmefällen und dann zu reduzierten Vergütungssätzen die klassische Einspeisevergütung in Anspruch nehmen. Für alle ab dem 1. Januar 2016 in Betrieb
genommene Anlagen sinkt dieser Schwellenwert dann auf 100 kW. Zu beachten ist auch,
dass mit Wirkung ab dem 1. August 2014 ein neues Direktvermarktungssystem dasjenige des
EEG 2012 ablöst. Dies gilt nicht nur mit Rücksicht auf die Integration der bisherigen "Managementprämie" in die Marktprämie, sondern auch hinsichtlich der Vorgaben beim Wechsel
der Vermarktungsform, der Wechselfristen, der Rechtsfolgen bei Wechselfehlern und den
Anforderungen an die Fernsteuerbarkeit der Anlagen.
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Wesentliche Förderänderungen für neue Wind- und Biomasseanlagen
Während die Fördervoraussetzungen für Solarstromanlagen weitgehend vom EEG 2012
übernommen wurden, tritt bei neuen Onshore-Windenergieanlagen eine leichte, aber gleichmäßige Absenkung der Vergütungssätze ein. Gleichzeitig entfällt der Bonus für die Ersetzung
von Bestands-Windenergieanlagen ("Repowering-Bonus"). Außerdem wird die Förderung von
Biomasseanlagen für Neuanlagen auf Rest- oder Abfallstoffe beschränkt, wenn nicht eine der
Übergangsregelungen greift. Insbesondere die Boni für die Verwendung von "nachwachsenden Rohstoffen" werden durch das EEG 2014 für Neuanlagen nicht mehr gewährt. Bei Wasserkraftanlagen sind auch in den Übergangsregelungen Möglichkeiten für die Ertüchtigung
von Bestands-Wasserkraftanlagen vorgesehen.
Förderung von Bestandsanlagen
Das EEG 2014 ändert die Fördergrundlagen für Bestandsanlagen grundsätzlich nicht. Allerdings wird der "Landschaftspflege-Bonus" für Bestands-Biogasanlagen mit Wirkung ab dem
1. August 2014 auf bestimmte Einsatzstoffe beschränkt, um speziell "LandschaftspflegeMais" auszuschließen. Außerdem wird die Förderlaufzeit insbesondere von Biogasanlagen,
bei denen ein Generator hinzugebaut wird, auf diejenige des Bestandsgenerators fixiert. Für
Anlagen mit Zubaugeneratoren wird außerdem eine Einspeisevergütung nur noch für denjenigen Strom gewährt, der der bisherigen Höchstbemessungsleistung der Anlage entspricht.
Übergangsregelungen ab dem 1. August 2014
Das EEG 2014 enthält in seinen Paragraphen 100 ff zahlreiche Übergangsregelungen. Diese
gelten nicht nur für Bestandsanlagen, sondern auch für genehmigte, aber noch nicht in Betrieb genommene Anlagen zur Vermeidung von Härtefällen hinsichtlich des Stichtages des
1. August 2014, z. B. bei bestimmten Anlagen, die einer Genehmigung nach dem öffentlichen
Recht bedürfen. Außerdem sind Regelungen zum Schutz von Bestands-Biomethan-anlagen
und von Bestands-Biogas-Aufbereitungsanlagen eingeführt worden.
EEG-Umlagepflicht in der Eigenversorgung
Das EEG 2012 sah nur für wenige Fälle eine EEG-Umlagepflicht vor, in denen in einer Eigenerzeugungsanlage Strom zum eigenen Verbrauch erzeugt wurde. Paragraph 61 EEG
2014 regelt nun für die Eigenversorgung aus Neuanlagen teilweise eine vollständige, teilweise eine verringerte EEG-Umlagepflicht und teilweise eine gänzliche Befreiung von der Zahlungspflicht. Die EEG-Umlagepflicht hängt von verschiedenen Faktoren ab: Während die Eigenversorgung aus Bestandsanlagen von der EEG-Umlagepflicht wie nach dem EEG 2009
bzw. dem EEG 2012 ausgenommen bleibt, hängt die EEG-Umlagepflicht bei der Eigenversorgung aus Neuanlagen von der Anlage selbst ab (z. B. Ausnahmen bei Kleinanlagen bis
10 kW oder verringerte EEG-Umlage bei hocheffizienten KWK-Anlagen), teilweise aber auch
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von der Belegenheit der Eigenerzeugungsanlage und der Verbrauchsstelle des Eigenversorgers oder von dem konkreten Nutzungsverhalten des Eigenversorgers (z. B. Ausnahme bei
Inselbetrieb der Eigenerzeugungsanlage). Die EU-Kommission kommt hier zu dem Schluss,
dass die Befreiungen und Ermäßigungen für Eigenerzeuger nach dem EEG 2014 mit den
„Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020" grundsätzlich in Einklang stehen. Darüber hinaus wurde das "Grünstromprivileg" des EEG 2012 mit Wirkung zum
1. August 2014 beendet.
Bei Belieferung von Letztverbrauchern durch ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind
außerdem die Folgen einer Nichtzahlung oder einer verspäteten Zahlung der EEG-Umlage
verschärft worden. Dies dient dem (rechtzeitigen) Zahlungseingang der EEG-Umlage auf
dem „EEG-Konto“, um eine Unterdeckung zu vermeiden.
"Härtefallregelung" für stromintensive Unternehmen
Die "Besondere Ausgleichsregelung", nach der die EEG-Umlage in der Vergangenheit für
stromintensive Letztverbraucher begrenzt werden konnte, ist nun auf Letztverbraucher bestimmter, in Anhang 4 des EEG 2014 genannter Gewerbe bzw. Tätigkeitsbereiche beschränkt. Außerdem sind die konkreten Verbrauchskriterien – insbesondere die Grenze der
Stromkostenintensität – gegenüber denen im EEG 2012 verschärft worden. Diese Regelungen entsprechen einer Einigung der Bundesregierung mit der Europäischen Kommission auf
Basis der "Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020".
7
Regionale Verteilung der Erneuerbaren Energien
Um die regionale Verteilung der Anlagen zur Stromerzeugung auf Basis Erneuerbarer Energien zu begutachten, ist der Vergleich von Absolutzahlen auf Ebene der Bundesländer hilfreich, um die Beiträge einzelner Bundesländer abzubilden. Allerdings berücksichtigen Absolutzahlen nicht die zur Verfügung stehende Fläche einzelner Bundesländer. Gerade in Bezug
auf den Platzbedarf der Erneuerbaren Energien ist daher auch die Flächendichte der installierten Leistung eine wichtige Kenngröße. Das betrifft sowohl die Fläche für die Errichtung der
Anlagen selbst als auch im Bereich der Biomasse die verfügbare Fläche für den Anbau
nachwachsender Rohstoffe. In den folgenden Grafiken ist die Flächendichte farblich abgestuft
dargestellt. Die Absolutwerte für Anlagenanzahl, installierte Leistung und Stromerzeugung
sind als Balkendiagramme dargestellt. Neben der Flächendichte der Anlagen spielen aber
auch die Siedlungsdichte und die im Umkehrschluss daraus resultierende Verfügbarkeit von
Flächen zur Nutzung Erneuerbarer Energien oder topologische Gegebenheiten eine Rolle.
Die Übersichten zeigen, dass die Wasserkraft vor allem in Süddeutschland und in den Mittelgebirgen mit entsprechendem Gefälle der Wasserläufe genutzt wird, wohingegen im norddeutschen Flachland die Windenergie aufgrund des im Durchschnitt etwas besseren und stetigeren Windangebots stärker verbreitet ist. Die höhere Sonnenintensität sowie die höhere
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Anzahl der Sonnenstunden begünstigt die Nutzung der Photovoltaik im Süden Deutschlands,
aber auch die Verfügbarkeit von Dachflächen spielt eine Rolle, wie die relativ hohe Flächendichte im dicht besiedelten Nordrhein-Westfalen zeigt. Bei der Nutzung der Biomasse, die die
Verstromung von fester Biomasse (Restholz, Altholz etc.), flüssiger Biomasse – also die Verstromung von aus Biomasse hergestellten Brennstoffen – sowie gasförmige Biomasse (Biogasanlagen zur Stromerzeugung) umfasst, ist eine relativ gleichmäßige Verteilung über
Deutschland zu erkennen, da die Verfügbarkeit von land- und forstwirtschaftlichen Flächen
ein entscheidendes Kriterium ist. Die hohe Nutzungsintensität der Biomasse in den Stadtstaaten Hamburg und Berlin resultiert daraus, dass dort zwar die Anlagen zur Verstromung der
Biomasse stehen, die Brennstoffversorgung jedoch aus dem Umland erfolgt.
Eine weitere wichtige Kenngröße für die Nutzbarkeit einer Energiequelle ist die Anzahl der
Jahresvolllaststunden (Abb. 18, Abb. 20, Abb. 22). Diese gibt an, in wie vielen Stunden eine
Anlage ihre Jahresstromerzeugung erbracht hätte, wenn sie ständig maximale Leistung erbringen würde. Auch wenn Wind- oder Photovoltaikanlagen fast ganzjährig in Betrieb sind,
liegt die durchschnittliche Leistung je nach Sonnen- oder Windangebot die meiste Zeit deutlich unterhalb der maximal möglichen Leistung. Durch die Jahresvolllaststunden werden somit unterschiedliche Energiequellen, Anlagetypen und unterschiedliche Standorte bezüglich
ihrer Effektivität vergleichbar. So zeigen die höheren Jahresvolllaststunden der Windenergie
in Norddeutschland vor allem die bessere Windausbeute in den Küstenregionen. Bei der Photovoltaik resultieren unterschiedliche Jahresvolllaststunden aus Unterschieden der Sonnenintensität und Sonnenscheinstunden, aber auch aus dem Durchschnittsalter der installierten
Anlagen und ihrem Wirkungsgrad. Die dargestellten Jahresvolllaststunden sind Durchschnittswerte für die einzelnen Bundesländer, aber auch innerhalb der Bundesländer kann es
je nach Standort deutliche Unterschiede geben. Die Unterschiede bei den Jahresvolllaststunden der Biomasse-Anlagen sind eine Folge der regional unterschiedlichen Anteile von Biogasanlagen zur Stromerzeugung und Holzkraftwerken (Festbrennstoffe). Gebiete mit einem
hohen Anteil an Biogasanlagen weisen tendenziell höhere Jahresvolllaststunden auf, da Biogas sehr stetig und gleichmäßig zur Verfügung steht. Unterschiede in der Ausnutzung bei
Biogasanlagen können weiterhin daher rühren, ob eher Energiepflanzen oder tierische Exkremente eingesetzt werden. Bundesländer mit einem höheren Anteil an Holzkraftwerken
weisen tendenziell geringere Jahresvollaststunden auf, da hier die Brennstoffversorgung saisonal stärker schwankt oder der Brennstoffeinsatz durch Schwankungen der Brennstoffpreise
mitbestimmt wird.
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Abb. 16: Nutzung der Wasserkraft1 2013
1
Bei der Stromerzeugung aus Pumpspeicherwerken mit natürlichem Zufluss sind nur die erzeugten Strommengen
aus natürlichem Zufluss enthalten.
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Abb. 17: Nutzung der Windenergie 2013: Anzahl, Leistung, Erzeugung
Abb. 18: Nutzung der Windenergie 2013:Jahresvolllaststunden
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Abb. 19: Nutzung der Photovoltaik 2013: Anzahl, Leistung, Erzeugung
Abb. 20: Nutzung der Photovoltaik 2013: Jahresvolllaststunden
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Abb. 21: Nutzung der Biomasse zur Verstromung 2013: Anzahl, Leistung, Erzeugung
Abb. 22: Nutzung der Biomasse zur Verstromung 2013: Jahresvolllaststunden
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Abb. 23: Nutzung von Klär- und Deponiegas zur Verstromung 2013
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Im Gegensatz zu den kartografischen Abbildungen, in denen die Erneuerbaren Energien zur
Stromerzeugung insgesamt – also auch nicht über das EEG geförderte Anlagen – dargestellt
sind, zeigt die Tabelle 2 die Anlagenzahl und die installierte Leistung der förderfähigen EEGAnlagen sowie ihre Stromerzeugung für das Jahr 2013. Die Stromerzeugung ist dabei zusätzlich unterteilt in Erzeugung im Rahmen der gesetzlich garantierten Vergütung (nach §16 EEG
2012) sowie Mengen in den einzelnen Vermarktungsoptionen des EEG, also dem Marktprämienmodell (MPM), dem 2013 noch anwendbaren Grünstromprivileg (GSP) sowie der sonstigen Direktvermarktung. Ergänzend sind die EEG-Auszahlungen für die jeweiligen Kategorien
aufgeführt. Für die sonstige Direktvermarktung sind keine monetären Zahlungen dargestellt,
weil Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung nur bilateral vom Abnehmer des Stroms
Geld erhalten und nicht durch das EEG gefördert werden. Dennoch werden diese Mengen in
der EEG-Systematik erfasst, da es sich um Strom aus prinzipiell EEG-förderfähigen Anlagen
handelt.
Des Weiteren sind die Erzeugungsmengen und Vergütungen im Rahmen des vergüteten
Selbstverbrauchs aus Photovoltaikanlagen aufgeführt. Eine Vergütung für den Selbstverbrauch aus Photovoltaikanlagen kann für Anlagen beansprucht werden, die zwischen dem
01.01.2009 und dem 31.03.2012 in Betrieb genommen wurden bzw. zum 24.02.2012 bereits
ein Netzanschlussbegehren beantragt hatten. Selbstverbrauch aus jüngeren Anlagen wird
nicht vergütet, ist daher an dieser Stelle auch nicht erfasst und in den dargestellten Mengen
nicht enthalten. Selbstverbrauch aus älteren Anlagen ist zwar prinzipiell möglich, aus ökonomischen Gründen aber vernachlässigbar, da die Einspeisevergütung vor 2009 deutlich über
dem aktuellen Strompreisniveau liegt und daher die Netzeinspeisung dem Selbstverbrauch
aus wirtschaftlichen Gründen immer vorzuziehen ist. Letztlich zeigt Tabelle 2 noch die Zahlungen im Rahmen der Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen sowie die vermiedenen Netzentgelte. Eine Aufteilung der Anlagenanzahl und Anlagenleistung auf die einzelnen Vermarktungsoptionen ist nicht möglich, da die Anlagenbetreiber bislang nicht an eine Vermarktungsoption gebunden sind, sondern jeweils monatlich in eine andere Vermarktungsoption wechseln oder ins System der Festvergütung zurückkehren können. Mit der Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung für bestimmte Anlagen ab 2015 wird diese Möglichkeit zwar
eingeschränkt, bleibt aber für Kleinanlagen auch zukünftig bestehen (s. dazu Kap. 6).
Tab. 2: Anzahl und installierte Leistung der EEG-geförderten Anlagen sowie EEG-geförderte
Stromerzeugung und EEG-Auszahlungen 2013 nach Bundesländern
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Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Berlin
Bayern
366
20
15
643
1
571
4.645
6.260
597
11
23
1.184
22
1.035
10.437
13.309
33
2
69
103
5
30
3
404
5.099
2.712
8.253
10
2
7
143
35
197
0
48
56
36
140
63
21
7
209
907
1.662
2.869
1.819,6
24,9
21,2
3.445,4
1,2
639,4
4.031,5
9.983,3
2.842,6
10,8
14,9
7.181,7
49,0
1.368,9
9.081,8
20.549,8
175,3
4,9
49,6
229,8
20,4
103,5
5,2
2.429,4
7.427,3
2.270,2
12.256,0
42,0
0,5
43,5
261,1
25,5
372,6
0,5
168,2
74,6
25,1
268,4
265,0
45,4
7,1
1.096,3
1.194,8
1.372,0
3.980,5
712,0
22,4
13,5
2.284,1
1,2
236,8
3.732,8
7.002,8
1.383,7
10,7
14,9
5.018,1
49,0
454,8
8.139,5
15.070,8
10,2
0,0
45,0
55,3
17,5
31,4
1,8
1.017,1
980,1
1.573,2
3.621,1
0,0
0,5
4,1
52,5
23,3
80,5
0,0
24,8
19,0
22,2
66,0
171,7
11,5
6,7
580,5
334,4
1.270,6
2.375,5
635,4
1,1
5,0
1.161,3
0,0
355,4
199,0
2.357,2
1.227,3
0,0
0,0
2.135,3
0,0
887,2
649,7
4.899,5
165,1
4,9
1,7
171,7
2,8
44,2
0,0
1.412,3
6.347,1
677,7
8.484,1
0,0
0,0
39,4
208,6
0,1
248,1
0,2
109,4
54,0
1,1
164,6
79,9
14,0
0,3
515,8
854,8
47,0
1.511,7
461,8
1,5
2,3
0,0
0,0
47,0
0,0
512,5
210,5
0,1
0,0
28,0
0,0
20,3
0,0
258,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
27,9
3,3
0,0
42,7
0,0
74,0
35,3
0,0
0,0
0,0
0,0
35,3
0,4
34,1
1,6
0,0
36,0
8,0
10,2
0,0
0,0
5,5
0,0
23,7
10,4
0,0
0,4
0,0
0,0
0,3
0,1
11,2
21,1
0,0
0,0
0,1
0,0
6,5
0,3
28,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
57,4
0,0
57,5
6,7
0,0
0,0
0,0
0,1
6,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,2
9,6
0,1
0,0
0,0
0,0
10,9
51,5
51,5
1,8
1,8
1,9
1,9
19,1
19,1
2,5
2,5
234,9
234,9
97,2
97,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,5
2,5
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,0
57,4
57,5
0,0
0,0
0,3
0,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
4,1
0,0
0,0
0,0
0,0
3,0
7,1
91,67
1,82
1,24
568,63
0,24
44,10
1.442,66
2.150,36
206,56
0,83
1,15
1.319,36
12,13
102,19
3.090,33
4.732,56
15,09
0,30
16,21
31,60
1,99
3,84
0,14
348,19
518,54
515,28
1.387,97
0,00
0,04
6,15
18,97
7,77
32,93
0,01
14,96
5,45
7,96
28,39
19,74
1,49
0,47
168,97
89,48
453,53
733,69
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Geothermie
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Geothermie
Wind onshore
Solar
Gesamt
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wasser
Deponiegas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wasser
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
BadenWürttemberg
1.387
51
75
1.654
1
380
266.893
270.441
3.425
35
60
3.671
4
680
465.399
473.274
94
1
5.250
5.345
37
21
7
482
3.260
27.146
30.953
1
1
9
74
1.710
1.795
1
277
64
2.629
2.971
479
36
25
445
582
94.329
95.896
Energieträger Anlagen- Leistung Strommengen
Auszahlungen
davon
zahl
[MW]
EEG-fähiger
insgesamt
EEGdirektdirektsonstige
selbst
sonstige
Anlagen
[Mio. EUR]
Einspeisevermarktete
vermarktete
direktverbrauchte
selbst
gesamt
mengen
nach
Strommenge
Strommenge
vermarktete
Strommengen
verbrauchte
[GWh]
§ 16 EEG
MPM
GSP
Strommengen nach § 33 (2) Strommengen
[GWh]
[GWh]
[GWh]
[GWh]
EEG
[GWh]
Stand 31.12.2013
[GWh]
Bundesland
67,74
1,77
1,03
466,33
0,24
20,93
1.395,42
1.953,47
141,96
0,83
1,15
1.058,79
12,13
41,71
2.926,93
4.183,51
2,21
0,00
15,77
17,98
1,87
2,30
0,14
187,40
89,45
386,02
667,19
0,00
0,04
0,92
4,86
7,72
13,54
0,00
4,95
1,81
7,71
14,46
15,24
0,90
0,46
116,82
30,85
445,09
609,35
EEGVergütung
nach § 16
EEG
[Mio. EUR]
davon
7,21
7,21
0,23
0,23
0,26
0,26
2,64
2,64
0,36
0,36
31,42
31,42
13,07
13,07
für selbst
verbrauchte
Strommengen
nach § 33 (2)
EEG
[Mio. EUR]
23,93
0,04
0,21
101,80
0,00
23,17
47,24
196,39
64,60
0,00
0,00
260,32
0,00
60,49
163,40
548,81
12,83
0,30
0,44
13,58
0,12
1,53
0,00
160,68
429,09
129,26
720,68
0,00
0,00
5,23
14,10
0,04
19,38
0,01
9,89
3,65
0,25
13,80
4,51
0,60
0,01
52,15
58,62
8,45
124,34
Marktprämie
[Mio. EUR]
davon
0,00
0,00
0,13
0,13
0,00
0,00
0,11
0,11
0,04
0,25
0,04
0,25
0,50
0,50
Flexibilitätsprämie
[Mio. EUR]
9,37
0,19
0,15
24,74
0,00
3,58
19,99
58,03
19,44
0,12
0,09
49,59
0,14
5,68
32,16
107,22
1,24
0,05
0,65
1,94
0,23
1,47
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0,24
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6,36
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28,13
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[Mio. EUR]
SP; 11.05.2015
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24
14
2
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25
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70
39
83
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22
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20.370
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26
4
467
883
30.138
31.831
3
12
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2.278
1.099
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12
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3.258
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120
54
17
214
639
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8
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11
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366
647
93
12
1
269
1.059
1.414
2.849
7,6
23,8
1,9
2.089,4
3.519,5
853,6
6.495,8
194,5
31,0
8,5
7.869,2
12.196,5
2.641,6
22.941,2
318,8
107,1
12,4
901,9
3.772,8
5.007,3
3.140,3
13.260,6
164,6
20,9
0,9
749,8
29,6
3.046,5
1.422,1
5.434,5
56,7
318,3
56,3
277,1
298,0
1.006,5
313,8
32,2
0,1
1.381,8
1.559,0
1.181,5
4.468,3
7,6
4,0
1,9
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588,3
2.082,7
89,0
22,1
8,4
4.399,7
1.293,9
2.363,0
8.176,1
142,6
30,1
12,4
285,4
1.545,5
895,2
2.901,4
5.812,6
36,5
20,6
0,9
404,9
18,0
410,8
1.238,4
2.130,2
13,2
0,0
27,6
48,5
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265,4
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0,1
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348,5
731,6
2.162,6
0,0
4,2
0,0
1.274,8
2.826,7
254,1
4.359,8
82,5
6,6
0,0
3.469,5
10.463,2
144,9
14.166,7
155,2
54,3
0,0
86,4
2.227,2
3.982,7
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0,0
0,0
344,9
11,6
2.618,8
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43,5
0,0
28,7
228,6
40,3
341,1
48,3
14,8
0,0
573,3
1.174,1
426,8
2.237,3
0,0
15,6
0,0
0,0
26,7
0,0
42,2
21,3
2,3
0,0
0,0
324,6
0,0
348,2
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0,0
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0,0
0,0
0,0
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0,0
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0,0
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0,0
0,0
0,0
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0,0
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0,3
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22,4
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10,4
45,5
45,5
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147,1
115,8
115,8
10,3
10,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,8
0,8
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0,0
0,0
0,0
0,0
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17,9
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0,0
0,0
0,0
0,0
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0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,8
2,8
0,0
0,0
0,0
0,0
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0,9
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0,0
0,0
0,0
0,0
0,4
0,4
0,80
0,49
0,15
360,00
252,60
202,50
816,54
13,77
2,00
0,64
1.462,69
827,59
822,95
3.129,64
22,06
4,44
0,93
22,29
577,09
349,10
1.028,75
2.004,66
8,21
1,58
0,07
112,10
6,29
216,28
456,59
801,12
2,87
0,00
9,23
19,54
91,17
122,81
31,68
1,25
0,01
227,20
109,83
310,30
680,27
Energieträger Anlagen- Leistung Strommengen
Auszahlungen
davon
zahl
[MW]
EEG-fähiger
insgesamt
EEGdirektdirektsonstige
selbst
sonstige
Anlagen
[Mio. EUR]
Einspeisevermarktete
vermarktete
direktverbrauchte
selbst
gesamt
mengen
nach
Strommenge
Strommenge
vermarktete
Strommengen
verbrauchte
[GWh]
§ 16 EEG
MPM
GSP
Strommengen nach § 33 (2) Strommengen
[GWh]
[GWh]
[GWh]
[GWh]
EEG
[GWh]
Stand 31.12.2013
[GWh]
Mecklenburg- Wasser
Vorpommern Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
NiederWasser
sachsen
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
NordrheinWasser
Westfalen
Deponiegas
Klärgas
Grubengas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
RheinlandWasser
Pfalz
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Geothermie
Wind onshore
Solar
Gesamt
Saarland
Wasser
Grubengas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Sachsen
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Bundesland
0,80
0,31
0,15
162,27
61,15
151,25
375,94
9,26
1,71
0,64
947,94
118,65
794,23
1.872,44
14,59
2,36
0,93
19,20
320,52
81,57
1.010,38
1.449,53
3,63
1,58
0,07
77,60
3,77
37,37
422,17
546,19
1,34
0,00
5,52
4,24
82,49
93,59
28,47
0,65
0,01
162,46
31,49
220,51
443,58
EEGVergütung
nach § 16
EEG
[Mio. EUR]
davon
3,22
3,22
1,48
1,48
6,10
6,10
19,71
19,71
15,70
15,70
1,39
1,39
für selbst
verbrauchte
Strommengen
nach § 33 (2)
EEG
[Mio. EUR]
0,00
0,18
0,00
197,62
191,45
51,25
440,49
4,51
0,28
0,00
514,19
708,94
28,72
1.256,65
7,47
2,08
0,00
3,09
256,28
267,54
18,38
554,84
4,58
0,00
0,00
34,43
2,51
178,91
34,42
254,86
1,53
0,00
3,69
15,30
8,68
29,20
3,22
0,60
0,00
64,51
78,35
89,79
236,46
Marktprämie
[Mio. EUR]
davon
0,23
0,23
0,02
0,02
0,07
0,07
0,29
0,29
0,56
0,56
0,11
0,11
Flexibilitätsprämie
[Mio. EUR]
0,14
0,34
0,03
28,64
14,53
9,53
53,22
1,46
0,29
0,05
46,93
33,61
22,00
104,34
1,57
0,52
0,06
4,44
19,91
21,99
17,94
66,43
0,95
0,15
0,01
3,60
0,22
12,24
7,26
24,42
0,33
1,37
0,41
0,71
0,64
3,47
2,16
0,32
0,00
10,80
8,28
7,04
28,60
vNNe
[Mio. EUR]
SP; 11.05.2015
Seite 35 von 94
Deutschland
Nordsee
Ostsee
Thüringen
SchleswigHolstein
SachsenAnhalt
Bundesland
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Biomasse
Wind onshore
Solar
Gesamt
Wind offshore
Wind offshore
Gesamt
Wasser
Deponiegas
Klärgas
Grubengas
Biomasse
Geothermie
Wind onshore
Wind offshore
Solar
Gesamt
51
19
6
440
2.560
21.610
24.686
24
11
12
865
2.661
38.799
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193
13
2
343
740
22.086
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113
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272
90
13.589
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23.024
113
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2
406
4.102
1.561
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6
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1.408
5.543
31
5
1
234
1.088
1.027
2.386
460
48
508
1.428
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269
6.100
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33.657
508
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56,3
1,2
1.916,8
6.046,1
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2,6
2.465,1
6.683,5
1.254,1
10.423,9
119,8
10,5
0,2
1.417,5
1.496,4
754,7
3.799,1
712,3
192,5
904,8
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479,2
76,3
1.220,3
36.258,5
79,9
50.803,2
904,8
29.712,6
125.803,9
79,9
3,6
1,2
752,8
547,3
859,1
2.243,9
5,2
3,6
2,6
1.264,1
867,4
952,9
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82,9
9,9
0,2
594,9
358,5
571,0
1.617,3
0,0
0,0
0,0
3.007,4
178,8
64,7
285,4
19.551,7
68,2
7.514,1
0,0
25.258,7
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11,5
38,3
0,0
1.164,0
5.409,9
434,3
7.058,0
1,1
2,9
0,0
1.200,9
5.290,6
263,7
6.759,2
32,5
0,6
0,0
822,6
1.137,7
170,0
2.163,4
712,3
192,5
904,8
2.440,0
181,1
5,3
86,4
16.644,4
11,6
41.844,5
904,8
3.525,5
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14,4
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0,0
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0,0
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0,0
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0,0
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0,0
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848,5
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1.259,5
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0,0
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0,0
0,0
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1,8
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1,8
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1,4
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0,0
0,0
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12,7
0,7
0,0
0,2
0,0
184,6
0,0
0,9
261,1
821,1
821,1
0,0
13,3
13,3
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31,2
16,2
16,2
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0,0
0,0
0,0
0,0
1,6
1,6
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0,0
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0,0
0,0
0,0
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4,1
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0,5
0,0
106,4
111,1
9,27
1,83
0,09
282,45
413,63
315,70
1.022,97
0,46
0,40
0,20
487,07
446,16
385,94
1.320,23
11,10
0,79
0,02
199,20
109,45
198,40
518,96
99,17
23,44
122,60
420,23
20,79
5,09
22,29
6.158,38
18,65
3.523,23
122,60
9.346,04
19.637,31
Auszahlungen
Energieträger Anlagen- Leistung Strommengen
davon
insgesamt
EEG-fähiger
[MW]
zahl
sonstige
selbst
sonstige
direktdirektEEG[Mio. EUR]
Anlagen
selbst
verbrauchte
direktvermarktete vermarktete
Einspeisegesamt
mengen nach Strommenge Strommenge vermarktete Strommengen verbrauchte
[GWh]
Strommengen nach § 33 (2) Strommengen
GSP
MPM
§ 16 EEG
[GWh]
EEG
[GWh]
[GWh]
[GWh]
[GWh]
Stand 31.12.2013
[GWh]
8,31
0,30
0,09
153,10
49,31
227,03
438,14
0,42
0,28
0,20
271,92
81,32
330,23
684,37
9,09
0,76
0,02
120,43
32,80
164,41
327,50
0,00
0,00
0,00
302,73
13,80
4,87
19,20
4.059,18
16,14
687,50
0,00
8.587,35
13.690,78
EEGVergütung
nach § 16
EEG
[Mio. EUR]
davon
110,95
110,95
0,00
1,82
1,82
4,22
4,22
2,12
2,12
für selbst
verbrauchte
Strommengen
nach § 33 (2)
EEG
[Mio. EUR]
0,96
1,53
0,00
129,20
364,32
88,67
584,68
0,04
0,12
0,00
214,96
364,84
55,71
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2,02
0,03
0,00
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190,82
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23,44
122,60
117,51
6,99
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3,09
2.095,91
2,51
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122,60
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Marktprämie
[Mio. EUR]
davon
3,28
3,28
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0,64
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Flexibilitätsprämie
[Mio. EUR]
0,84
0,52
0,01
13,94
16,60
6,87
38,77
0,03
0,09
0,02
22,33
10,70
10,57
43,74
1,00
0,07
0,00
11,00
7,47
6,07
25,61
0,34
0,00
0,34
39,63
4,36
0,53
5,81
273,61
0,36
166,27
0,34
163,26
654,17
vNNe
[Mio. EUR]
8
Ermittlung der EEG-Umlage für das Folgejahr
Gemäß der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) sind die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, jeweils zum 15. Oktober eines Jahres die für alle Stromvertriebe einheitliche und verbindliche Höhe der EEG-Umlage für das Folgejahr zu ermitteln und zu veröffentlichen (http://www.netztransparenz.de). Zusätzlich erfolgt eine detaillierte Darstellung der zugrunde gelegten Prognosewerte, die im Ergebnis die Höhe der EEG-Umlage für das Folgejahr bestimmen. Zentraler Punkt dabei ist das sogenannte „EEG-Konto“, auf dem die Kosten
und Erlöse im Zusammenhang mit dem EEG zusammengeführt werden.
Für die Ermittlung der EEG-Umlage ist zu berücksichtigen, dass alle Prognosewerte mit Unsicherheiten behaftet sind. Aus der Tatsache, dass das sogenannte „EEG-Konto“ in der
rückwärtigen Betrachtung immer ausgeglichen sein muss, resultiert infolge der Prognoseabweichung eine entsprechende Korrektur im Folgejahr. Dies kann entweder in einer Nachholung oder in einer Rückzahlung im Folgejahr münden, was für die Prognose der EEG-Umlage
2015 erstmals der Fall war (Abb. 24). Die folgende Darstellung basiert auf der Prognose für
die Berechnung der EEG-Umlage 2015 vom 15. Oktober 2014.
Abb. 24: Schematische Darstellung des „EEG-Kontos“ mit Werten für 2015
Das EEG-Konto 2015: Kosten und Erlöse
Flexi-Prämie Biogas (28 Mio. €)
PV-Selbstverbrauch (124 Mio. €)
2.136
11.204
Marktprämie/
Managementprämie
(Zahlungen im Rahmen
der Direktvermarktung)
Vergütungszahlungen
(Zahlung an EEGAnlagenbetreiber
bei Beanspruchung der
gesetzlichen
Einspeisevergütung)
21.066
Deckungslücke
2015
insgesamt 21,82 Mrd. €
Liquiditätsreserve
Profilservicekosten,
Handelsanbindung,
EEG-Bonus (196 Mio. €)
(Kosten bei ÜNB)
Verteilung auf für
die EEG-Umlage
anzulegenden
Letztverbrauch 2015:
353,6 TWh
EEG-Umlage 2015:
6,170 ct/kWh
12.358
1.381
287 37
1.768
750
Kosten
Rückzahlung aus 2014
Sonstige Erlöse
Einnahmen priv. Letztverbrauch
Einnahmen aus Vermarktung an der EEX
Vermiedene Netzentgelte
Erlöse
Quelle: Amprion GmbH, EnBW Transportnetze AG, TenneT TSO GmbH, 50Hertz Transmission GmbH (http://www.netztransparens.de)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
SP; 11.05.2015
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Vergütungszahlungen: Das sind alle Zahlungen an EEG-Anlagenbetreiber gemäß den im
EEG festgeschriebenen Vergütungssätzen, die die Anlagenbetreiber von den Netzbetreibern
erstattet bekommen. Die Prognoseunsicherheit resultiert einerseits aus der Über- oder Unterschätzung des Zubaus einzelner EEG-Anlagearten und den damit von der Prognose abweichenden erzeugten und vergüteten Strommengen. Andererseits beeinflussen die Witterungsbedingungen, d. h. das Winddargebot, die Anzahl der Sonnenstunden bzw. die Sonnenintensität oder Niederschlagsmengen, die die Erzeugung aus Wasserkraftanlagen mitbestimmen,
die Höhe der Vergütungszahlungen.
Marktprämie: Anlagenbetreiber, die ihre Stromerzeugung direkt an Dritte vermarkten, haben
gemäß § 34 ff EEG 2014 Anspruch auf eine Marktprämie, die verkürzt ausgedrückt der Differenz zwischen dem Markterlös und der sonst zu zahlenden EEG-Vergütung entspricht. Der
Markterlös pro vermarkteter Kilowattstunde wird von den Übertragungsnetzbetreibern monatlich für Windenergieanlagen, Photovoltaikanlagen und steuerbaren EEG-Anlagen einheitlich
ermittelt und für die Auszahlung der Marktprämie zugrunde gelegt. Zusätzlich ist in der
Marktprämie eine Managementprämie enthalten, die dafür gewährt wird, dass der Anlagenbetreiber durch die selbsttätige Vermarktung die Vermarktungskosten des Übertragungsnetzbetreibers mindert. Gemäß neuem EEG 2014 gibt es die Managementprämie für Neuanlagen
nicht mehr als eigene Rechnungsgröße, sondern ist in die Marktprämie eingepreist und wurde zudem verringert. Die Marktprämie ist bisher so gestaltet, dass sie annähernd kostenneutral im Vergleich zu der Vermarktung der EEG-Strommengen durch die Übertragungsnetzbetreiber ist. Die dargestellten Kosten der Marktprämie in Höhe von 11.204 Mio. € (Abb. 24)
stellen somit keine Mehrkosten gegenüber der Vermarktung der EEG-Strommengen durch
die Übertragungsnetzbetreiber dar, sondern sind eine Verlagerung von Kosten aus der gesetzlichen Einspeisevergütung in die Marktprämie.
PV-Selbstverbrauch: Betreiber von Photovoltaikanlagen, die ihre Stromerzeugung nicht ins
Netz einspeisen, sondern teilweise in unmittelbarer Nähe entweder selbst verbrauchen oder
zum Verbrauch Dritte (z. B. Mieter) beliefern, erhalten gemäß § 33 Abs. 2 (EEG 2012 alt) für
den selbstverbrauchten Strom eine geminderte Vergütung, wenn sie zwischen dem 01. Januar 2009 und dem 31. März 2012 in Betrieb genommen wurden oder vor dem 24. Februar
2012 ein Netzanschlussbegehren gestellt haben. Dies ist wirtschaftlich interessant, wenn die
geminderte Vergütung zuzüglich der Kosten pro kWh für den ansonsten zu beziehenden
Strom die Einspeisevergütung der Anlage übersteigt. Photovoltaikanlagen, die nach dem
01. April 2012 in Betrieb genommen wurden, erhalten für den Selbstverbrauch keine Vergütung mehr, da die Einspeisevergütung in der Regel geringer ist als der Brutto-Endkundenpreis für den Bezug von Strom beim Stromlieferanten, wodurch der Selbstverbrauch auch
ohne geminderte Vergütung die wirtschaftlich bessere Alternative darstellt. Nicht selbst verbrauchte Mengen werden weiterhin normal eingespeist und vergütet. Für Photovoltaikanlagen, die vor dem 01. Januar 2009 in Betrieb genommen wurden, ist der Selbstverbrauch keine wirtschaftliche Option, da deren gesetzliche Einspeisevergütung über dem derzeitigen
Strompreisniveau für Endkunden liegt und daher die Einspeisung immer die ökonomisch bessere Alternative darstellt.
SP; 11.05.2015
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Flexibilitätsprämie Biogas: Die Flexibilitätsprämie gemäß § 52 ff EEG 2014 wird Anlagenbetreibern von Biogasanlagen gewährt, die die Stromerzeugung ihrer Anlage bedarfsorientiert
bereitstellen und den Strom dann direkt an Dritte im Rahmen der Marktprämie vermarkten.
Profilservicekosten, Handelsanbindung, EEG-Bonus: Diese Kosten fallen bei den Übertragungsnetzbetreibern an und werden über das „EEG-Konto“ verrechnet. Die Profilservicekosten (2015: 192 Mio. €) umfassen sämtliche Kosten, die die Übertragungsnetzbetreiber
aufwenden müssen, um den aufgenommenen EEG-Strom für den Spotmarkt handelsfähig zu
machen und schließlich zu vermarkten. Hinzu kommen Kosten für die Börsenzulassung und
die Handelsanbindung (Börsen- und Clearinggebühren, 2015: 3 Mio. €) sowie der EEGBonus (2015: 0,4 Mio. €).
Vermiedene Netzentgelte: Vermiedene Netzentgelte entstehen, da der überwiegende Teil
der EEG-Anlagen in Nieder- oder Mittelspannungsnetze einspeist und dieser Strom in der
Regel auch wieder aus diesen Netzebenen entnommen wird. Somit werden vorgelagerte
Netzebenen in der Regel entlastet und weniger beansprucht. Ob dies für alle EEGEinspeisungen noch der Fall ist, ist fraglich. Vor allem die volatil einspeisenden EEG-Anlagen
sorgen zunehmend für eine Belastung der vorgelagerten Netze und erfordern einen zusätzlichen Netzausbau in allen Spannungsebenen. Werden die vorgelagerten Netzebenen geringer beansprucht, entstehen bei den Netzbetreibern sogenannte vermiedene Netzentgelte, die
entsprechend in Abzug gebracht werden. Stark verkürzt dargestellt entrichten die Netzbetreiber als Mittler die volle Höhe der Vergütung an die Anlagenbetreiber in ihrem Netzgebiet,
erhalten diesen Betrag im Rahmen des Belastungsausgleichs aber gemindert um die vermiedenen Netzentgelte erstattet. Damit fallen zwar keine echten Erlöse auf dem sogenannten
„EEG-Konto“ an, die Entlastung der Netze findet aber entsprechend ihrer Wertigkeit Berücksichtigung und mindert dementsprechend auch die von den Verbrauchern in Form der EEGUmlage zu tragenden Kosten.
Einnahmen aus Vermarktung: Diese Einnahmen umfassen die Erlöse durch die Vermarktung der EEG-Strommengen an der Strombörse. Neben der Verpflichtung der Netzbetreiber,
die EEG-Mengen aufzunehmen, besteht ebenfalls die Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber, diese Mengen vollständig im Spotmarkt der Strombörse abzusetzen. Prognoseunsicherheiten entstehen hier, wenn die Vermarktungserlöse geringer oder höher ausfallen, weil
der durchschnittliche Erlös pro MWh an der Börse geringer oder höher ausgefallen ist, als der
in der Prognose zugrunde gelegte Preis. Gemäß Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) wird für die Prognose der Durchschnittspreis des Börsenprodukts Phelix Baseload
Year Future (§ 3 Abs. 2 AusglMechV vom 17.02.2015) für eine Vorperiode herangezogen (für
die Prognose 2015 noch der Zeitraum 01.10.2013 bis 30.09.2014, zukünftig nur noch der
Zeitraum vom 16.06. bis 15.09. des vorherigen Kalenderjahres der Umlagenprognose). Die
Vermarktung erfolgt dann stundenweise am Spotmarkt der Strombörse. Da Preisentwicklungen nur sehr schwer prognostiziert werden können, sind hier Prognoseabweichungen unvermeidlich. Im Vergleich zum Vorjahr ist die Höhe der prognostizierten Vermarktungserlöse
weiter geringer geworden. Dies hat zum einen mit dem gesunkenen Preisniveau an der
Strombörse zu tun, aber auch mit einer intensiveren Nutzung der Marktprämie. Durch eigenständige Vermarktung der Stromerzeugung durch die Anlagenbetreiber wird die durch die
SP; 11.05.2015
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Übertragungsnetzbetreiber vermarktete Strommenge und damit auch der Vermarktungserlös
geringer.
Einnahmen aus privilegiertem Letztverbrauch: Im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung gemäß §63 ff EEG 2014 können stromkostenintensive Unternehmen eine Begrenzung
der EEG-Umlage beim Bundesamt für Ausfuhrkontrolle beantragen, um die internationale
Wettbewerbsfähigkeit dieser Unternehmen nicht zu gefährden. Diese Unternehmen entrichten je nach Zuordnung eine EEG-Umlage in Höhe von 15 oder 20 Prozent der jeweils aktuell
gültigen EEG-Umlage für an einer Abnahmestelle bezogene und dort selbst verbrauchte
Strommengen, die über eine GWh hinausgehen. Dies aber nur soweit, dass die spezifische
EEG-Umlage eines stromkostenintensiven Unternehmens nicht mehr als das Doppelte des
jeweiligen Vorjahres beträgt (sogenanntes Verdoppelungskriterium). Die Übergangsregelung
des Verdoppelungskriteriums gilt bis 2018. Damit soll sichergestellt werden, dass sich die
betroffenen Unternehmen schrittweise auf die steigenden Belastungen einstellen können. Für
die erste GWh Stromverbrauch ist die volle EEG-Umlage zu entrichten (Selbstbehalt). Die
Einnahmen aus der auf 15 oder 20 Prozent begrenzten Umlage innerhalb des Verdoppelungskriteriums betragen gemäß Prognose 287 Mio. € im Jahr 2015 und sind gesondert in
den Einnahmen des „EEG-Kontos“ ausgewiesen. Das Aufkommen aus der Entrichtung der
vollen EEG-Umlage für den Selbstbehalt ist darin nicht enthalten, sondern in der Deckungslücke bzw. den Einnahmen aus der EEG-Umlage. Daher ist der Beitrag der stromkostenintensiven Unternehmen um 192 Mio. € höher, beträgt insgesamt 479 Mio. € und hat sich damit
gegenüber der alten Regelung der Besonderen Ausgleichsregelung um 198 Mio. € erhöht
(2014: 281 Mio. €). Der Beitrag der Schienenbahnen hat sich gegenüber 2014 von 5,6 Mio. €
um rund 145 Mio. € auf nunmehr 150 Mio. € erhöht. Damit tragen entlastete Unternehmen
und Schienenbahnen insgesamt 629 Mio. € zum EEG bei. Aufgrund der Übergangsregelung
zur Besonderen Ausgleichsregelung ist davon auszugehen, dass der Beitrag der privilegierten Letztverbraucher in den kommenden Jahren weiter ansteigen wird.
Sonstige Erlöse: Die sonstigen Erlöse umfassen Einnahmen aus dem Verfahren zur Zuweisung von Anschlusskapazität auf Anbindungsleitungen für Windenergieanlagen auf See
(2015: 28 Mio. €), Einnahmen aus der Übergangsregelung zum Bahnstrom gemäß
§103 Abs. 6 EEG 2014 (2015: 7 Mio. €) sowie Habenzinsen des „EEG-Kontos“ aus dem Jahr
2014 in Höhe von 2 Mio. €.
Deckungslücke: Die Deckungslücke resultiert aus dem Ausgleich des sogenannten „EEGKontos“ nach der Saldierung der Kosten und Erlöse. Die Deckungslücke wird auf den prognostizierten nicht-privilegierten Letztverbrauch zuzüglich dem Verbrauchsäquivalent für den
Stromverbrauch von Unternehmen mit geminderter EEG-Umlage außerhalb des Verdoppelungskriteriums umgelegt, wodurch sich die Höhe der EEG-Umlage berechnet. Somit wird die
Deckungslücke von den Endverbrauchern mit der Zahlung der EEG-Umlage zur Förderung
der EEG-Anlagen ausgeglichen. Abweichungen entstehen hier, wenn der Letztverbrauch
aufgrund konjunktureller oder witterungsbedingter Einflüsse vom prognostizierten Wert abweicht und in einer Ex-post-Betrachtung das Aufkommen aus der EEG-Umlage für den Ausgleich des „EEG-Kontos“ entweder nicht ausgereicht hat (führt zu einer Nachholung im Folge-
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jahr) oder eine Überdeckung erfolgt ist (führt zu einem Übertrag des Überschusses ins Folgejahr).
Nachholung aus dem Vorjahr: Eine Nachholung dient dem Übertrag eines Minus auf dem
„EEG-Konto“ aus dem Vorjahr ins Folgejahr. Zu geringe Zuflüsse innerhalb Jahres führen zu
dieser Unterdeckung und müssen im Folgejahr ausgeglichen bzw. nachverrechnet werden,
was zu einer zusätzlichen Belastung der EEG-Umlage im Folgejahr führt. Maßgeblich für die
Berücksichtigung der Unterdeckung in der EEG-Umlage ist der Kontostand zum 30.09. eines
Jahres für die Umlage im Folgejahr. Eine Nachholung entsteht, wenn der Zubau einzelner
EEG-Anlagearten unterschätzt wurde, witterungsbedingt mehr EEG-Strom als prognostiziert
erzeugt wurde, die Erlöse aus der Vermarktung am Spotmarkt geringer als erwartet ausfallen
oder der Letztverbrauch bei EEG-pflichtigen Letztverbrauchern geringer ausfällt. Mit Einführung der Ausgleichsmechanismusverordnung im Jahr 2010 sind jeweils Nachholungen im
Folgejahr fällig geworden. 2014 wies das EEG-Konto erstmalig einen positiven Kontostand
zum 30.09. auf, was zu einer Rückzahlung im Jahr 2015 führt.
Rückzahlung aus dem Vorjahr: Eine Rückzahlung erfolgt, wenn im Vorjahr ein Überschuss
im „EEG-Konto“ erzielt wurde, was 2014 erstmalig der Fall war. Dieser Überschuss wird ins
Folgejahr übertragen und in Form einer Entlastung der EEG-Umlage im Jahr 2015 an die
Verbraucher verzinst zurückerstattet. Maßgeblich für die Berücksichtigung in der EEGUmlage ist der Kontostand zum 30.09. eines Jahres für die Umlage im Folgejahr. Daher ist
2015 eine Betrag von 1.381 Mio. € auf der Erlösseite des „EEG-Kontos“ sichtbar, wenngleich
es sich dabei um keinen direkten Erlös im Kalenderjahr 2015 handelt, sondern die Berücksichtigung des positiven Kontostandes vom Vorjahr für die Ermittlung der Deckungslücke
2015. Eine Rückzahlung aus dem Vorjahr wird begünstigt, wenn der Zubau einzelner EEGAnlagearten überschätzt wurde, witterungsbedingt weniger EEG-Strom erzeugt wurde, die
Erlöse aus der Vermarktung am Spotmarkt höher als erwartet ausfallen oder der Letztverbrauch bei EEG-pflichtigen Letztverbrauchern höher ausfällt.
Liquiditätsreserve: Die bisherigen Erfahrungen mit dem Verlauf des „EEG-Kontos“ zeigen,
dass der Kontostand in den Sommermonaten bei intensiver Einspeisung der mit einer durchschnittlich hohen Einspeisevergütung versehenen Photovoltaik ins Minus gerät oder zumindest deutlich sinkt (Abb. 25). Da die Netzbetreiber die Auszahlungen an die EEGAnlagenbetreiber leisten müssen, gehen die Netzbetreiber bei einem negativen Kontostand
unter Ausnutzung von Kreditlinien zunächst in Vorleistung. Da es sich hierbei um substanzielle Beträge von teilweise über einer Milliarde Euro handelte, sind die Übertragungsnetzbetreiber ab 2012 berechtigt, gegebenenfalls eine sogenannte Liquiditätsreserve bei der Berechnung der EEG-Umlage einzubeziehen, um die Auszahlungen an die Anlagenbetreiber sicherzustellen. Diese Liquiditätsreserve dient der Reduzierung des unterjährigen Kreditbedarfs im
Rahmen des EEG und senkt damit die anfallenden Zinskosten innerhalb des EEG. Die Liquiditätsreserve stellt keine eigene Kostenposition dar, sondern sichert die Liquidität für die Auszahlungen an die EEG-Anlagenbetreiber in der erwartbaren Phase der Unterdeckung des
„EEG-Kontos“ ab.
Abbildung 25 zeigt den Verlauf des „EEG-Kontos“ in den Jahren 2010 bis Februar 2015. Üblicherweise ist der Saldo aus Einnahmen und Ausgaben in den Anfangsmonaten positiv, da
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dies in der Regel verbrauchsstarke Monate sind und dementsprechend hohe Einnahmen aus
der EEG-Umlage generiert werden bei gleichzeitig geringer Erzeugung aus Photovoltaik, die
derzeit über den gesamten Anlagenbestand betrachtet die höchsten Förderkosten (Differenzkosten, s. Kap. 9) beansprucht. Mit Beginn der Sommermonate und steigender Stromerzeugung der Photovoltaik wird der Saldo aus Einnahmen und Ausgaben negativ und das Konto
dreht ins Minus. Im Idealfall wird dann mit positivem Saldo in den Herbst und Wintermonaten
– wieder aufgrund höheren Verbrauchs und geringerer Stromerzeugung aus Photovoltaik –
das „EEG-Konto“ bis zum Jahresende ausgeglichen. Dies führt zu dem typischen wellenförmigen Verlauf, sichtbar mit in der Regel ansteigenden Kontoständen in den Wintermonaten
und stark sinkenden Kontoständen in den Sommermonaten. Aufgrund der zuvor geschilderten Prognoseunsicherheiten ist eine solche Punktlandung allerdings nur schwer zu erreichen,
was zu einem unterschiedlichen Niveau des wellenförmigen Verlaufs führt. Zudem erhöht
sich mit zunehmendem Ausbau der Erneuerbaren Energien die Amplitude, sofern der Ausbaueffekt den Effekt der Vergütungsdegression übersteigt, da die Vergütungssumme insgesamt größer wird. Der unübliche Anstieg des „EEG-Kontos“ im August 2014 ist auf einen
Einmaleffekt infolge der EEG-Novellierung 2014 zurückzuführen.
Abb. 25: Entwicklung des „EEG-Kontos“ ab 2010
Entwicklung des EEG-Kontos seit 2010
5.000
2010
2011
2012
2013
2014
4.000
Kontostand für Rückzahlung
in der EEG-Umlage 2015:
+1.381 Mio. €
in Mio. Euro
3.000
2.000
1.000
0
-1.000
-2.000
-3.000
Jan 10
Feb 10
Mrz 10
Apr 10
Mai 10
Jun 10
Jul 10
Aug 10
Sep 10
Okt 10
Nov 10
Dez 10
Jan 11
Feb 11
Mrz 11
Apr 11
Mai 11
Jun 11
Jul 11
Aug 11
Sep 11
Okt 11
Nov 11
Dez 11
Jan 12
Feb 12
Mrz 12
Apr 12
Mai 12
Jun 12
Jul 12
Aug 12
Sep 12
Okt 12
Nov 12
Dez 12
Jan 13
Feb 13
Mrz 13
Apr 13
Mai 13
Jun 13
Jul 13
Aug 13
Sep 13
Okt 13
Nov 13
Dez 13
Jan 14
Feb 14
Mrz 14
Apr 14
Mai 14
Jun 14
Jul 14
Aug 14
Sep 14
Okt 14
Nov 14
Dez 14
Jan 15
Feb 15
-4.000
Monatssaldo
EEG-Kontostand
Quelle: www.netztransparenz.de
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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9
EEG-Auszahlungen und EEG-Differenzkosten
Die Darstellung des sogenannten „EEG-Kontos“ verdeutlicht auch den Unterschied zwischen
der Betrachtung der EEG-Kosten – in der Vergangenheit wurden darunter die Vergütungszahlungen subsumiert – und einer Betrachtung der EEG-Differenzkosten oder EEGMehrkosten, welche den Förderbetrag für die Erneuerbaren Energien umfassen, da ein Teil
der Vergütungen und Marktprämienzahlungen über die Erlöse aus der Vermarktung der EEGStrommengen und die vermiedenen Netzentgelte finanziert werden. Seit der Novellierung des
EEG 2012 umfassen die EEG-Kosten neben den Ausgaben für die gesetzliche Festvergütung
auch die Auszahlungen im Rahmen des Marktprämienmodells. Daher ist inzwischen nicht
mehr von EEG-Vergütungen die Rede, sondern von EEG-Auszahlungen, die sowohl die
gesetzliche Vergütung als auch die Marktprämie, die Managementprämie und die Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen umfassen, wobei die Managementprämie ab 2015 für Neuanlagen in die Marktprämie eingepreist. Die Differenzkosten werden dann nicht nur durch die
EEG-Auszahlungen bestimmt, sondern auch durch die Wertigkeit des erzeugten Stroms bzw.
der Höhe der Vermarktungserlöse. Hohe Strompreise an der Strombörse gehen mit einer
hohen Wertigkeit des Stroms bzw. höheren Vermarktungserlösen einher und der vom Verbraucher zu leistende Restbetrag für die Förderung der EEG-Anlagen wird geringer. Umgekehrt bedeuten niedrige Vermarktungserlöse, dass die vom Verbraucher zu tragende Differenz aus Kosten und Erlösen des EEG-Systems größer wird: Dabei ist es unerheblich, ob die
EEG-Anlagen durch die gesetzliche Festvergütung oder über das Marktprämienmodell gefördert werden. Im Rahmen der gesetzlichen Festvergütung sind bei höheren Börsenpreisen die
Erlöse bei der Vermarktung durch die Übertragungsnetzbetreiber höher, im Rahmen des
Marktprämienmodells sind die ermittelten Referenzmarktwerte höher und dementsprechend
ist die ausbezahlte Marktprämie geringer. Sowohl höhere Vermarktungserlöse der Übertragungsnetzbetreiber als auch geringere Zahlungen im Rahmen des Marktprämienmodells
mindern die Deckungslücke im EEG-Konto und damit die EEG-Umlage. Niedrigere Börsenpreise führen umgekehrt zu einer höheren Deckungslücke und damit zu einer höheren EEGUmlage.
Tabelle 3 und Abbildung 26 schlüsseln diese Differenz im zeitlichen Verlauf und nach Energieträgern auf. Sehr gut sichtbar ist dieser Zusammenhang bei Betrachtung der durchschnittlichen Vergütung und der Differenzkosten für den Zeitraum 2009 bis 2015. Aufgrund des hohen Preisniveaus am Spotmarkt für Strom weist Onshore-Wind im Jahr 2009 sehr geringe
Differenzkosten von knapp 2 ct/kWh auf. Da seit 2009 die Preise am Großhandelsmarkt deutlich gesunken sind, stiegen die Differenzkosten trotz nahezu unveränderter Vergütung bis auf
über 6 ct/kWh an, d. h. während die durchschnittliche Vergütung durch die gesetzlich festgelegten Vergütungssätze und von der Vergütungsdegression bestimmt werden, werden die
Differenzkosten darüber hinaus maßgeblich vom Erlöspotenzial am Spotmarkt bestimmt.
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Tab. 3: EEG-Auszahlungen und EEG-Differenzkosten nach Energieträgern
Deponie-,
Klär-,
Wasserkraft* Grubengas1)
Biomasse
Geothermie
Wind
onshore
Wind
offshore
Summe
(o. Abzug der
vermiedenen
Photovoltaik Netzentgelte)
2000 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,21
9,62
-
9,10
51,05
8,50
Vergütungssumme in Mio.€
396
75
0
687
19
1.177
EEG-Erzeugung7) in GWh
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
10.391
Differenzkosten in ct/kWh
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
8,57
Differenzkosten in Mio. €
282
59
0
530
19
890
2001 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,26
9,51
-
9,10
51,18
8,69
(Ist)
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
442
140
0
956
39
1.577
6.088
1.472
0
10.509
76
18.146
Differenzkosten in ct/kWh
4,85
7,13
-
6,69
48,56
6,28
Differenzkosten in Mio. €
295
105
0
703
37
1.139
2002 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,25
9,50
-
9,09
50,48
8,91
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
477
232
0
1.435
82
2.226
6.579
2.442
0
15.786
162
24.970
Differenzkosten in ct/kWh
5,00
7,25
-
6,84
48,02
6,66
Differenzkosten in Mio. €
329
177
0
1.080
78
1.664
2003 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,24
9,39
-
9,06
49,15
9,16
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
428
327
0
1.696
154
2.604
5.908
3.484
0
18.713
313
28.417
Differenzkosten in ct/kWh
4,28
6,43
-
6,11
45,96
6,21
Differenzkosten in Mio. €
253
224
0
1.144
144
1.765
2004 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,32
9,71
15,00
9,02
50,85
9,38
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
7,03
338
182
509
0,03
2.301
283
3.612
4.616
2.589
5.241
0,20
25.509
557
38.511
Differenzkosten in ct/kWh
4,33
4,06
6,72
10,00
6,04
47,80
6,40
Differenzkosten in Mio. €
200
105
352
0,02
1.540
266
2.464
2005 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,35
6,98
10,79
15,00
8,96
52,95
10,23
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
364
219
795
0,03
2.441
679
4.498
4.953
3.136
7.367
0,20
27.229
1.282
43.967
Differenzkosten in ct/kWh
3,63
3,28
7,07
10,00
5,24
49,21
6,51
Differenzkosten in Mio. €
180
103
521
0,02
1.428
631
2.863
2006 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,45
7,03
12,26
12,50
8,90
53,01
11,27
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
367
196
1.337
0,05
2.734
1.177
5.810
4.924
2.789
10.902
0,40
30.710
2.220
51.545
Differenzkosten in ct/kWh
3,03
2,62
7,86
10,00
4,49
48,60
6,86
Differenzkosten in Mio. €
149
73
857
0,04
1.379
1.079
3.537
2007 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,53
7,01
13,58
15,00
8,83
51,96
11,76
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
418
193
2.162
0,06
3.508
1.597
7.879
5.547
2.751
15.924
0,40
39.713
3.075
67.010
Differenzkosten in ct/kWh
2,65
2,13
8,69
10,12
3,95
47,07
6,87
Differenzkosten in Mio. €
147
59
1.384
0,04
1.569
1.447
4.606
2008 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,60
7,06
14,24
14,67
8,78
50,20
12,67
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
379
156
2.699
3
3.561
2.219
9.016
4.982
2.208
18.947
18
40.574
4.420
71.148
Differenzkosten in ct/kWh
2,12
1,58
8,76
9,31
3,29
44,71
7,19
Differenzkosten in Mio. €
106
35
1.660
2
1.337
1.976
5.115
2009 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
7,84
7,06
16,10
19,84
8,79
14,99
47,98
14,36
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Vergütungssumme in Mio.€
EEG-Erzeugung7) in GWh
Differenzkosten in ct/kWh
Differenzkosten in Mio. €
2010 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
(Ist)
EEG-Auszahlungen2) in Mio.€
382
143
3.700
4
3.389
6
3.157
10.780
4.877
2.020
22.980
19
38.542
38
6.578
75.053
0,96
0,20
9,23
10,64
1,92
8,00
41,10
7,49
47
4
2.120
2
739
3
2.704
5.619
8,34
7,18
16,86
20,58
8,85
15,00
43,57
16,35
421
83
4.240
6
3.316
26
5.090
13.182
5.049
1.160
25.146
28
37.460
174
11.683
80.699
Differenzkosten in ct/kWh
3,95
2,79
12,48
16,20
5,24
11,39
38,28
12,18
Differenzkosten in Mio. €
200
32
3.137
4
1.965
20
4.472
9.830⁴
EEG-Erzeugung7) in GWh
SP; 11.05.2015
Summe
(abzgl.
vermiedene
Netzentgelte)
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
3.578
2.430
4.395
2.760
5.605
3.332
7.609
4.336
8.717
4.817
10.458
5.297
12.790
9.438⁴
Seite 43 von 94
Deponie-,
Klär-,
Wasserkraft* Grubengas1)
2011 durchschnittl. Vergütung in ct/kWh
(Ist)
Wind
onshore
Wind
offshore
Photovoltaik
7,36
19,15
20,69
9,18
15,00
40,16
18,34
231
36
4.476
4
4.137⁵
85
7.766
16.735
2.397
487
23.374
19
45.043
568
19.339
91.228
Differenzkosten in ct/kWh
4,73
2,45
14,24
15,78
5,19
11,01
34,22
13,67
Differenzkosten in Mio. €
113
12
3.328
3
2.338
63
6.618
12.475⁴
9,93
7,23
20,01
21,83
9,16
15,26
35,47
22,95
EEG-Auszahlungen 2) in Mio.€
2012 durchschnittl. Festvergütung 3) in ct/kWh
EEG-Auszahlungen 2) in Mio.€
347
46
5.842
6
3.625
95
9.156
19.118
4.604
718
34.245
25
48.617
722
26.127
115.058
Differenzkosten in ct/kWh
5,13
3,17
14,13
17,84
6,39
12,76
31,05
14,27
Differenzkosten in Mio. €
236
23
4.838
5
3.109
92
8.113
16.416⁴
10,07
7,16
20,76
23,66
9,15
-⁶
33,35
24,32
EEG-Erzeugung7) in GWh
2013 durchschnittl. Festvergütung 3) in ct/kWh
(Ist)
Geothermie
9,64
EEG-Erzeugung7) in GWh
(Ist)
Biomasse
Summe
(o. Abzug der
vermiedenen
Netzentgelte)
EEG-Auszahlungen 2) in Mio.€
420
48
6.158
19
3.523
123
9.457
19.748
5.447
802
36.196
80
49.359
905
29.605
122.394
Differenzkosten in ct/kWh
5,88
3,79
15,19
20,51
6,70
13,55
29,13
14,64
Differenzkosten in Mio. €
321
30
5.497
16
3.308
123
8.625
17.920⁴
9,93
8,99
20,68
24,13
9,19
-⁶
30,59
23,88
EEG-Erzeugung7) in GWh
2014 durchschnittl. Festvergütung 3) in ct/kWh
(Prog.) EEG-Auszahlungen 2) in Mio.€
394
42
5.531
31
4.281
1.132
10.537
21.949
5.458
796
34.922
130
60.585
7.398
36.595
145.884
Differenzkosten in ct/kWh
5,34
3,97
14,40
20,41
6,59
15,31
25,68
13,64
Differenzkosten in Mio. €
292
32
5.027
27
3.991
1.132
9.399
19.900⁴
10,11
7,10
20,56
24,05
9,12
-⁶
31,04
23,79
EEG-Erzeugung7) in GWh
2015 durchschnittl. Festvergütung 3) in ct/kWh
(Prog.) EEG-Auszahlungen 2) in Mio.€
436
86
6.195
36
4.639
1.717
10.605
23.713
6.092
1.679
38.358
159
66.873
11.231
36.097
160.488
Differenzkosten in ct/kWh
5,58
3,46
15,15
21,00
6,48
15,27
26,40
13,59
Differenzkosten in Mio. €
340
58
5.811
33
4.331
1.714
9.529
21.817⁴
EEG-Erzeugung7) in GWh
Summe
(abzgl.
vermiedene
Netzentgelte)
16.341
12.081⁴
18.526
15.823⁴
19.094
17.266⁴
21.255
19.206⁴
22.963
21.066⁴
1)
2000 bis 2003: Deponie-, Klär- und Grubengas bei der Wasserkraft enthalten
2)
Auszahlungen für Vergütung, PV-Eigenverbrauchsregelung, Marktprämie (ab 2012) , Managementprämie (ab 2012) und Flexibilitätsprämie (ab 2012)
3)
durchschnittliche Festvergütung im Rahmen der gesetzlich garantierten Vergütung; keine Berücksichtigung der Direktvermarktungsoptionen
4)
inkl. sonstiger Einnahmen und Kosten, ohne Berücksichtigung von Nachholungen oder Überschüssen aus dem Vorjahr
5)
Bereinigt um nachträgliche Rückzahlung SDL-Bonus für die Jahre 2009 und 2010 (28 Mio. €)
6)
komplette Vermarktung im Marktprämienmodell
7)
bis 2011 nur Stromerzeugung im Rahmen der gesetzlichen Vergütung, ab 2012 zzgl. Vermarktung im Marktprämienmodell. Grünstromprivileg und sonst. DV nicht berücksichtigt.
Quellen:
2000-2006: EEG-Erfahrungsbericht 2007 des BMU/EEG-Jahresabrechnungen
2007-2013: EEG-Jahresabrechnungen; BDEW (eigene Berechnung)
2014/15: Konzept zur Prognose und Berechnung der EEG-Umlage der Übertragungsnetzbetreiber vom 15.10.2013 und 15.10.2014
Abbildung 26 zeigt sowohl die Entwicklung der Differenzkosten – also den Förderbeitrag für
die Stromproduktion aus EEG-Anlagen im jeweiligen Kalenderjahr – als auch den zugrundgelegten Wert des Stroms für die Ermittlung der Differenzkosten. Da für die Berechnung der
Vermarktungserlöse 2014 im Rahmen des Prognosekonzepts für die EEG-Umlage 2014 der
Durchschnitt der Preise vom 01.10.2012 bis 30.09.2013 am Terminmarkt für ein Lieferprodukt
2014 für Grundlaststrom (Baseload) herangezogen wird, liegt dieser auch dementsprechend
zwischen den in der ex post Betrachtung ermittelten tatsächlichen Werten für die Jahre 2012
und 2013, ist aber aus heutiger, rückschauender Sicht unpassend für das Kalenderjahr 2014.
Für die damalige Prognose war die Wahl des Forward-Terminprodukts dennoch sachlich
schlüssig, da darin die Markterwartungen für das zukünftige Strompreisniveau abgebildet
werden, was zu diesem Zeitpunkt die bestmögliche verfügbare Preiserwartung für das Folgejahr abbildet. Der Absatz der erzeugten Strommengen erfolgt im Verlauf des Erzeugungsjahres dann allerdings im Spotmarkt. Da in den vergangenen Jahren die Preise am Spotmarkt
deutlich gesunken sind, konnten die prognostizierten Erlöse nicht erzielt werden und es ist
davon auszugehen, dass in der ex post Betrachtung für die Jahre 2014 und 2015 der durchSP; 11.05.2015
Seite 44 von 94
schnittliche Erlös je MWh niedriger und die Differenzkosten damit höher ausfallen werden.
Die Neufassung der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) vom 17. Februar
2015 trägt diesem Umstand Rechnung und hat daher den Zeitraum der angelegten Forwardpreise für die Ermittlung des Durchschnittserlöses im Folgejahr deutlich verkürzt, um die Höhe der Vermarktungserlöse gegebenenfalls besser prognostizieren zu können.
Abb. 26: Entwicklung der EEG-Differenzkosten und Wert des Stroms seit 2000
EEG-Differenzkosten** und Börsenpreis
25.000
80
70
19.900*
20.000
Differenzkosten in Mio. €
54,82
17.920
16.416
53,65
48,84
60
48,66
50
43,87
15.000
12.059
35,74
41,45
36,86
35,67
40
9.830
31,78
10.000
30
5.000
1.664 1.765
890 1.140
2.463 2.863
3.537
5.619
4.606 5.115
20
10
0
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Geothermie****
Photovoltaik
Wind onshore
Wasserkraft
2007
2008
2009
2010
Biomasse***
2011
2012
Wert des Stroms/Vermarktungserlös*****
in €/MWh
21.817*
68,76
2013 2014* 2015*
Wind offshore
Wert des Stroms****
* 2014/15 Werte der Prognose zur Ermittlung der EEG-Umlage. Die tatsächlichen Differenzkosten 2014 und 2015 werden sehr wahrscheinlich
höher ausfallen, da die Börsenpreise 2014 und vermutlich auch 2015 ex-post niedriger liegen als noch für die Prognose ermittelt
** ab 2012 inkl. Kosten für Marktprämie, Managementprämie, PV-Eigenverbrauch und Flexibilitätsprämie
*** Fest, flüssig, gasförmig inkl. Klär-, Deponie- und Grubengas
**** Geothermie nicht sichtbar (2015: 33 Mio. €)
***** Wert des Stroms zur Differenzkostenermittlung bis 2009 Phelix Baseload Year Future Durchschnitt 01.07.-30.06. der vorangegangenen Jahre, 2010 bis 2013 errechnet anhand der tatsächlichen Vermarktungserlöse, 2014/15 Phelix Baseload Year Future
Quelle: BDEW
Durchschnitt 01.10.- 30.09. der vorangegangenen Jahre
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Seit dem Jahr 2010 ist zudem über Profilfaktoren bzw. Marktwertfaktoren berücksichtigt, dass
die Stromerzeugung aus unterschiedlichen Energieträgern auch unterschiedliche Wertigkeiten hat. So erhielt EEG-Strom aus Photovoltaikanlagen zunächst eine höhere Wertigkeit mit
dem 1,2-fachen des durchschnittlichen Börsenwerts, da dieser Strom vor allem in den Mittagsstunden zu den Starklastzeiten mit in der Regel höheren Spotmarktpreisen verfügbar ist,
während Windenergie aufgrund tageszeitlich unregelmäßiger und phasenweise stark fluktuierender Einspeisung eine unterdurchschnittliche Wertigkeit erfahren hat. Da die hohen Einspeisungen aus Photovoltaik aber zunehmend das Preisniveau in den Mittagsstunden senken, wurden die Profilfaktoren bzw. Marktwertfaktoren auf der Basis der bisherigen empirischen Daten angepasst. So wurde der Marktwertfaktor anhand einer Analyse historischer
Daten für Photovoltaik auf 1,019 abgesenkt (2015), d. h. für die Umlagenprognose wird angenommen, dass Photovoltaik einen um 1,9 Prozent höheren Preis erzielt als der vorgegeben
Kalkulationspreis gemäß Ausgleichsmechanismusverordnung von 35,67 €/MWh. Der Marktwertfaktor für Onshore-Wind beträgt derzeit 0,849 Prozent, für offshore-Wind sind es 0,941,
SP; 11.05.2015
Seite 45 von 94
die der anderen EEG-Erzeugungsarten werden mit dem Kalkulationspreis bewertet (Marktwertfaktor 1,000).
10 Der Strompreis: Die EEG-Umlage als Preisbestandteil
Die EEG-Differenzkosten und die daraus resultierende EEG-Umlage haben auch direkt Einfluss auf die Strompreise, da die EEG-Umlage selbst ein Preisbestandteil ist und zusätzlich
noch der Mehrwertbesteuerung unterliegt. Vereinfacht betrachtet setzt sich der Strompreis
aus drei Teilen zusammen: Erstens den Kosten für Strombeschaffung und Vertrieb, also
überwiegend die Kosten der Stromerzeugung aus eigenen Anlagen oder der Beschaffung
von Strom am Markt (2015 bei privaten Haushalten rund 25 Prozent des Strompreises), zweitens den Netzentgelten als Gebühr für die Nutzung des Stromnetzes sowie den Kosten für
Messung und Abrechnung (2015 bei privaten Haushalten rund 23 Prozent des Strompreises)
und drittens den gesetzlich verursachten Belastungen des Strompreises in Form von Abgaben und Steuern (2015 bei privaten Haushalten 52 Prozent des Strompreises). Dazu zählen
neben der EEG-Umlage auch die Umlage zur Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung, die Umlage nach §19 StromNEV zur Minderung der Netzentgelte von stromintensiven Betrieben
oder von Verbrauchern mit atypischer Netznutzung, seit 2013 die Offshore-Haftungsumlage
zur Risikoabsicherung des Ausbaus der Offshore-Windparks und ab 2014 die Umlage für
abschaltbare Lasten, mit der Stromverbraucher vergütet werden, die im Rahmen des Lastmanagements in Spitzenlastzeiten bei Bedarf und auf Abruf des Netzbetreibers ihren Verbrauch vorübergehend reduzieren oder ganz einstellen, um die Versorgungssicherheit aufrecht zu erhalten. Hinzu kommt die Konzessionsabgabe an die örtlichen Gemeinden für die
Nutzung von öffentlichen Flächen und Wegen für den Betrieb des Stromnetzes, die Stromsteuer (umgangssprachlich als „Ökosteuer“ bekannt) sowie letztlich die Mehrwertsteuer.
Da die EEG-Differenzkosten und damit die Höhe der EEG-Umlage – wie in Kap. 9 erläutert –
durch die Differenz der erzielten Vermarktungserlöse an der Strombörse und der EEGVergütungssumme bestimmt wird, besteht indirekt auch eine Wechselwirkung zwischen dem
Preisbestandteil Strombeschaffung und der Höhe der EEG-Umlage. Ein geringes Preisniveau
an der Strombörse bedeutet höhere EEG-Differenzkosten und somit eine höhere EEGUmlage. Dieser Effekt wird aber teilweise dadurch kompensiert, dass bei einem geringen
Preisniveau mit einer zeitlichen Verzögerung auch die Beschaffungskosten der Vertriebe geringer werden. Die zeitliche Verzögerung ist dabei eine Folge der strukturierten Beschaffung
der Vertriebe. Eine risikominimale und verantwortungsvolle Beschaffungsstrategie des Vertriebs sieht vor, dass er die zu liefernden Strommengen größtenteils zeitlich gestaffelt im Voraus beschafft, um sich gegen kurz- und mittelfristige Preisschwankungen abzusichern. Somit
wird der Effekt einer höheren EEG-Umlage teilweise durch geringere Beschaffungskosten
kompensiert. Gleiches gilt natürlich auch umgekehrt bei einem hohen Preisniveau an der
Strombörse, dann in Form einer vergleichsweise niedrigeren EEG-Umlage mit dafür höheren
Beschaffungskosten.
SP; 11.05.2015
Seite 46 von 94
Allerdings darf diese Wechselwirkung nicht dahingehend interpretiert werden, dass es sich
um eine Kompensation im Maßstab 1:1 handelt. Erstens entfaltet das Preisniveau an der
Börse seine Wirkung bei der Strombeschaffung stark vereinfacht ausgedrückt auf den gesamten Stromverbrauch in Deutschland, während die Wirkung auf die EEG-Differenzkosten
nur auf die EEG-Stromerzeugung und deren Vermarktung beschränkt ist. Da die EEGStromerzeugung derzeit gut ein Viertel der gesamten Stromerzeugung ausmacht, ist die Wirkung auf die Differenzkosten und damit auf die EEG-Umlage auch entsprechend geringer als
die Wirkung auf die Strombeschaffung. Zweitens gibt es aufgrund der strukturierten Beschaffung zeitliche Verschiebungen in der Wirkung, sodass die Effekte nicht unbedingt zeitlich zusammenfallen und drittens gibt es Vertriebe, die ihre Beschaffung teilweise oder ganz über
langfristige Direktlieferverträge abdecken und somit an den Preisschwankungen der Strombörse nicht in vollem Umfang partizipieren. Letztlich erfolgt die strukturierte Beschaffung der
Vertriebe mit Hilfe einer Vielzahl unterschiedlicher Strommarktprodukte, welche sich in Bezug
auf den Zeitpunkt der Beschaffung und den Zeitraum der Lieferung unterscheiden. Für die
Prognosewerte zur Ermittlung der EEG-Umlage im Folgejahr wird hingegen nur das Jahresterminprodukt Baseload für das Folgejahr herangezogen, bei der unterjährigen Vermarktung
der EEG-Mengen schließlich ist nur der jeweilige Spotmarktpreis relevant. Eine Quantifizierung der beiden Effekte wäre äußerst komplex und ist zudem von unternehmensindividuellen
Faktoren abhängig. Von einer vollständigen Kompensation der beiden Effekte ist allerdings
nicht auszugehen.
Der Strompreis für Haushalte und Industriekunden
In Abbildung 27 ist die Entwicklung des durchschnittlichen Strompreises pro kWh für Haushalte und dessen Zusammensetzung dargestellt. Die Kosten der Strombeschaffung und des
Vertriebs sowie die Netzentgelte bilden dabei jenen Teil ab, die ursächlich der Stromversorgung zuzuordnen sind und bei den Stromversorgern bzw. Netzbetreibern als Erlöse anfallen.
Der Rückgang der Kosten für Strombeschaffung und Vertrieb um 1,4 ct/kWh gegenüber 2009
zeigt, dass die Preisrückgänge am Großhandelsmarkt für Strom auch bei den privaten Haushaltskunden ankommen, aufgrund der strukturierten Beschaffung – wie oben beschrieben –
aber geglättet und mit zeitlicher Verzögerung. Gleichzeitig wird der leichte Anstieg der Netzentgelte in den vergangenen Jahren sichtbar. Dieser ist maßgeblich bestimmt durch den für
die Energiewende notwendigen Netzausbau sowie dem rückläufigen Stromverbrauch. Da die
Kosten für den Betrieb eines Stromnetzes überwiegend aus mengenunabhängigen fixen Kosten bestehen, bedeutet ein rückläufiger Stromverbrauch, dass die Kosten auf eine geringere
Absatzmenge umgelegt werden müssen und damit die spezifischen Netzentgelte steigen. Die
darüber hinaus gehenden gesetzlichen Steuern und Abgaben sind einzeln aufgeschlüsselt.
SP; 11.05.2015
Seite 47 von 94
Abb. 27: Entwicklung und Zusammensetzung des Strompreises für Haushalte
Strompreis für Haushalte
Durchschnittlicher Strompreis für einen Haushalt in ct/kWh
28,84 29,14 28,81
Jahresverbrauch von 3.500 kWh
2,050,009 2,05
2,05
0,006
0,250
0,250
0,237
0,329
0,092
0,254
0,126
0,178
25,23 25,89
23,21 23,69
17,11 16,53
1,66
0,08
16,11
2,28
13,04
14,32
8,71
1,02
0,29 1,16
1,66
9,83
1,31
2,05
0,03
2,05
2,05
0,23
2,05
0,151
0,002 5,277
6,240
6,170
1,66
1,66
4,65
4,60
6,63
6,76
7,38
7,12
3,592
0,13 3,530
2,05
1,66
1,66
1,66
1,66
1,66
3,71
3,78
4,03
4,13
5,73
5,86
5,92
6,14
6,64
8,16
8,01
8,16
7,91
4,60
3,46
3,30
5,90
6,24
11,35
10,98
10,38
0,20
1,66
1,79
11,73
8,75
0,34
21,65
2,05
2,05
2,05
2,05
2,05
0,34 0,88
2,05
0,28 0,69
1,66
0,51 1,66
0,31
0,26
0,42 1,66
0,35 1,66
1,53
1,28
2,68
1,66
0,20
0,13
2,57
2,48
0,25
2,37
1,66 0,20 1,66
2,22
1,92
1,97
6,93
0,77
0,09
13,94
1,66
2,33
18,66
17,96
17,19
19,46
20,64
8,52
7,22
6,08
4,92
-0,051**
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Beschaffung, Netzentgelt, Vertrieb
Netzentgelt inkl. Messung, Abrechnung, Messstellenbetrieb
Konzessionsabgabe
KWK-Aufschlag
Offshore-Haftungsumlage
Stromsteuer
* ab 2010 Anwendung AusgleichMechV
Beschaffung, Vertrieb
MwSt.
EEG-Umlage*
§19 StromNEV-Umlage
Umlage f. abschaltbare Lasten
Quelle: BDEW, Stand: 02/2015
**Offshore-Haftungsumlage wegen Nachverrechnung negativ
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 28: Entwicklung und Zusammensetzung des Strompreises für einen mittelspannungsseitig versorgten Industriebetrieb
Strompreis für die Industrie (inkl. Stromsteuer)
Durchschnittlicher Strompreise für die Industrie in Cent/kWh (inkl. Stromsteuer)
Jahresverbrauch 160 bis 20.000 MWh (Mittelspannungsseitige Versorgung; Abnahme 100kW/1.600h bis 4.000kW/5.000h)
15,11 15,32 15,32
14,04 14,33
13,25
1,23
11,53 11,41
9,73
9,34
8,92
0,088,86
0,15
0,11
0,09
0,11
7,98
6,05
6,47
6,86
1,23
0,51
1,23
0,31 0,36 0,05 0,42 0,05
0,19 0,35
0,26
0,11
0,11
0,25
0,20 0,13
0,11
9,15
0,11
0,05
0,11
0,69
5,61
5,99
6,17
0,053,530
0,05
1,31
0,11
0,05
0,07
0,04
3,592
5,277
2,05
0,11
1,537
0,009
0,17
0,23
0,07
0,006
0,15
0,08
0,11
0,11
6,240
6,170
0,11
0,11
0,11
0,11
0,11
10,70
9,26
8,51
5,46
0,05
1,02
1,537
0,17
0,10
0,07
1,23
0,11 1,23
1,23
0,05
0,88
1,537
1,537
0,03
11,40
0,05
1,16
1,23
1,23
12,07
1,537
7,02
9,00
7,65
8,70
8,63
8,83
8,98
7,85
6,95
7,28
-0,01*
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Beschaffung, Netzentgelt, Vertrieb
KWK-Aufschlag
Umlage f. abschaltbare Lasten
* ab 2010 Anwendung AusgleichMechV
Konzessionsabgabe
§19 StromNEV-Umlage
Stromsteuer
EEG-Umlage*
Offshore-Haftungsumlage
**Offshore-Haftungsumlage wegen Nachverrechnung negativ Quellen: VEA, BDEW; Stand: 03/2015
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
SP; 11.05.2015
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Während die Stromsteuer und die Konzessionsabgabe in den letzten Jahren konstant geblieben sind, ist vor allem die Erhöhung der EEG-Umlage erkennbar, die im Jahr 2013 5,277
ct/kWh betrug, was einem Anteil von 18 Prozent am Strompreis entsprach. Mit dem Anstieg
2014 auf 6,24 ct/kWh ist dieser Anteil auf über 21 Prozent gestiegen. Auch 2015 hat die
EEG-Umlage trotz leichter Absenkung einen Anteil von über 21 Prozent am Strompreis, da
der Strompreis für Haushaltskunden insgesamt 2015 erstmals seit dem Jahr 2000 ebenfalls
gesunken ist. Hinzu kommt die Mehrwertsteuerbelastung der EEG-Umlage in Höhe von 1,17
ct/kWh, sodass der EEG-induzierte Anteil am Haushaltstrompreis 2015 gut ein Viertel des
Strompreises ausmacht. Bei Industriebetrieben, die die volle EEG-Umlage entrichten müssen, ist der relative Anteil aufgrund des insgesamt geringeren Preisniveaus für Industriestrom
nochmals höher. So liegt alleine der Anteil der EEG-Umlage 2015 am Strompreis für einen
mittelspannungsseitig versorgten Industriebetrieb bei 40 Prozent (Abb. 28).
Abb. 29: Entwicklung der gesetzlichen Umlagen und Steuern 2012 bis 2015
Strompreis für Haushalte 2012 bis 2015:
Staatliche Steuern, Abgaben und Umlagen
-0,20
+0,84
2014:
ct/kWh
2015:
ct/kWh 15,13 ct/kWh
2013:
14,93 ct/kWh
+2,56 14,29 ct/kWh
Umlage f. abschaltbare Lasten (ab 2014)
0,009
ct/kWh
0,006
0,250
0,250
0,092
0,237
2012:
Offshore-Haftungsumlage (ab 2013)
0,329
0,178
0,254
11,73 ct/kWh
0,126
§ 19 StromNEV-Umlage (ab 2012)
0,151
6,240
6,170
5,277
0,002
KWK-Aufschlag
3,592
EEG-Umlage
2,05
2,05
2,05
2,05
1,66
1,66
1,66
Stromsteuer
1,66
Konzessionsabgabe*
4,13
4,60
4,65
4,60
Mehrwertsteuer 19%
2012
2013
2014
2015 -0,051**
* durchschnittliche Konzessionsabgabe, variiert je nach Gemeindegröße
** Offshore-Haftungsumlage 2015 ist negativ aufgrund höherer Rückverrechnung aus dem Jahr 2013
Quelle: BDEW; Angaben in ct/kWh bei einem Verbrauch von 3.500 kWh/a; Stand: 02/2015
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Im Jahr 2015 ist die EEG-Umlage erstmals um 0,07 ct/kWh leicht gesunken. Dies liegt hauptsächlich daran, dass in der EEG-Umlage 2015 erstmals eine Rückzahlung aus dem Vorjahr
berücksichtigt ist und in der EEG-Umlage 2014 eine hohe Nachholung enthalten war. Die
Fördersumme für die im Kalenderjahr 2015 prognostizierte Stromerzeugung aus EEGAnlagen ist – wie im vorherigen Kapitel beschrieben – allerdings weiter angestiegen (Tab. 3).
SP; 11.05.2015
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Dem hingegen ist der KWK-Aufschlag erneut von 0,178 ct/kWh auf 0,254 ct/kWh angestiegen. Der deutliche Anstieg der §19 StromNEV-Umlage um 0,145 ct/kWh auf jetzt 0,237
ct/kWh ist hauptsächlich auf einen Sondereffekt zurückzuführen, da der Gesetzgeber im Jahr
2013 rückwirkend ab 2012 die Verbrauchsschwelle, bis zu der die volle §19 StromNEVUmlage entrichtet werden muss, von 100.000 kWh/a auf 1.000.000 kWh/a erhöht hat. Daher
mussten vor allem 2014 große Stromverbraucher für die Jahre 2012 und 2013 nachträgliche
Zahlungen leisten und kleinere Stromverbraucher erhielten Rückvergütungen. Da der Aufwand für die Einziehung bzw. Rückzahlung der Beträge in keinem Verhältnis zu der Absoluthöhe der individuellen Beträge steht, wurden diese Beträge über die Höhe der §19 StromNEV-Umlage 2014 rückvergütet. Daher fällt diese für Kunden mit einem Jahresstromverbrauch unter 100.000 kWh deutlich niedriger aus, als sie ohne gesetzliche Änderung gewesen wäre. Umgekehrt hatten große Stromverbraucher 2014 eine höhere §19 StromNEVUmlage zu entrichten. Diese Rückverrechnungen waren 2014 weitestgehend abgeschlossen,
im Jahr 2015 und 2016 erfolgen nur noch geringfügige Nachverrechnungen für Prognoseabweichungen, nachdem das Jahr 2014 exakt abgerechnet wurde. Insgesamt liegt die §19StromNEV-Umlage 2015 nun etwas niedriger als mit der alten Verbrauchsschwelle von
100.000 kWh/a für die Entrichtung der vollen Umlage, d. h. die höhere Belastung der Kunden
mit einem Jahresverbrauch über 100.000 kWh macht sich im Vergleich zu 2013 bei Kleinkunden mindernd bemerkbar. Nachdem für die Offshore-Haftungsumlage seit ihrer Einführung im
Jahr 2013 jeweils der gesetzlich mögliche Maximalwert von 0,25 ct/kWh angesetzt wurde, ist
diese im Jahr 2015 mit -0,051 ct/kWh negativ. Gemäß der Abrechnung des Jahres 2013 haben die Umlageneinnahmen aus der Offshore-Haftungsumlage bei Kunden mit einem Jahresverbrauch von weniger als 1.000.000 kWh die tatsächlichen wälzbaren Kosten überstiegen, sodass diese nun mit der Umlage 2015 an die Kunden rückerstattet werden. Da die
Rückerstattung für diese Letztverbraucherkategorie höher ausfällt als die prognostizierten
Kosten für das Jahr 2015, ergibt sich eine negative Umlage. Die negative Umlage zieht allerdings keine Auszahlung an die Kunden nach sich, sondern wird von den Stromvertrieben im
Rahmen der Preiskalkulation negativ berücksichtigt bzw. mit den anderen Abgaben und Umlagen verrechnet. Die 2014 neu eingeführt Umlage für abschaltbare Lasten beträgt für das
Jahr 2015 0,006 ct/kWh. Aufgrund des insgesamt etwas niedrigeren Strompreises ist die
Mehrwertsteuerbelastung um 0,05 ct/kWh auf nunmehr 4,60 ct/kWh gesunken, insgesamt hat
sich damit die Höhe der Steuern, Abgaben und Umlagen um 0,20 ct/kWh auf 14,93 ct/kWh
reduziert (Abb. 29).
Sämtliche Stromverbraucher, neben den privaten Haushalten also auch Industriebetriebe,
Gewerbebetriebe, Handel und Dienstleistungen, Verkehrsunternehmen, die Landwirtschaft
und öffentliche Einrichtungen tragen 2015 ein Gesamtaufkommen an staatlichen Abgaben
und Steuern von gut 32 Mrd. €, davon knapp 22 Mrd. € für die EEG-Umlage (Abb. 30). Hinzu
kommt noch schätzungsweise eine Mehrwertsteuerbelastung von rund 8 Mrd. € im Jahr
2015, die private Haushalte und öffentliche Einrichtungen als nicht vorsteuerabzugsberechtigte Kundengruppen entrichten müssen. Davon sind rd. 2,2 Mrd. € allein durch die EEGUmlage verursacht.
SP; 11.05.2015
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Abb. 30: Entwicklung des Aufkommens aus den gesetzlichen Abgaben und Steuern
Gesamtbelastung durch Steuern und Abgaben
Gesamtbelastung der Strompreise in Mrd. € (ohne Mwst.*)
34,5
32,4
30,9
6,85
22,9 23,9
17,0
6,9
2,3
0,28
2,00
4,1
1,82
0,26
2,00
3,36
0,61
0,90
2,05
8,5
4,32
0,99
1,15
2,04
9,5
14,3
12,9 13,5 13,9
11,4 11,9 12,3
6,26
6,27
0,74
0,55
0,61
0,85
5,27
2,16
6,53
6,60
6,46
0,77
2,30
0,85
0,67
1,63
0,76
1,91
2,92
3,73
4,30
4,88
2,08
2,15
2,22
2,07
2,09
2,14
2,17
5,10
6,28
6,35
0,05 7,10
0,76
0,59
0,03
0,49
0,72
0,63
7,01
0,77
0,81
0,40
6,97
7,25
0,15
0,44
0,13
23,58
6,17
19,76
21,82
0,39
13,35
14,19
2,15
2,15
8,33
2,11
2,15
2,15
2,15
-0,05****
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014**2015**
Konzessionsabgabe
Offshore-Haftungsumlage****
EEG-Umlage***
abLa-Umlage
KWK-Aufschlag
Stromsteuer*****
§19 StromNEV-Umlage
* Mehrwertsteuerbelastung 2014/15 rd. 8 Mrd. Euro
** teilweise vorläufig oder Schätzung
*** bis 2009 Mehrkosten gegenüber Börsenpreis; ab 2010 Anwendung AusglMech; 2014/15 gemäß EEG-Umlagenprognose
**** Offshore-Haftungsumlage 2015 ist negativ aufgrund höherer Rückverrechnung aus dem Jahr 2013
***** 2014/15: gemäß AK „Steuerschätzung“ des BMF, Mai 2014
Quelle: BDEW, Stand: 02/20154
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Die steigende Belastung der Kosten aus dem EEG für die Verbraucher hat vor allem im Zuge
der Novellierung des EEG im Jahr 2014 die Debatte um die Verteilung der Kosten deutlich
intensiviert. Vor allem die Besondere Ausgleichsregelung, die im internationalen Wettbewerb
stehende stromkostenintensive Unternehmen entlastet, wurde intensiv diskutiert und im Zuge
der Novellierung deren Entlastung eingeschränkt. Dennoch tragen die privaten Haushalte mit
rund 8,1 Mrd. € bzw. 37 Prozent der EEG-Förderung weiterhin den größten Anteil im Jahr
2015, obwohl ihr Anteil am Stromverbrauch als zweitgrößte Verbrauchergruppe lediglich rund
ein Viertel beträgt. Die zweitgrößte Kostenbelastung trägt die Industrie mit rund 6,6 Mrd. € bei
einem Anteil am Stromverbrauch von knapp 47 Prozent. Im Vergleich zum Vorjahr ist die
Kostenbelastung der Industrie 2015 zurückgegangen. Hauptgrund dafür ist, dass der Letztverbrauch der Industrie insgesamt gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen ist und damit
auch das EEG-Aufkommen aus der EEG-Umlage sinkt. Der Beitrag der im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung („Härtefallregelung“) entlasteten stromkostenintensiven Unternehmen ist im Zuge der EEG-Novellierung hingegen um knapp 200 Mio. € auf nunmehr 479
Mio. € angestiegen. Alle Wirtschaftssektoren gemeinsam tragen 11,1 Mrd. € der EEGFörderung (Abb. 31).
SP; 11.05.2015
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Abb. 31: Verteilung der EEG-Kosten nach Verbrauchergruppen 2015
Aufkommen der EEG-Umlage 2015:
Wer trägt das EEG?
Von den Verbrauchern zu tragende Kosten für das EEG 2015: 21,8 Mrd. €
Private Haushalte: 8,1 Mrd. €
Industrie: 6,6 Mrd. €*
Industrie, GHD,
21,8 Mrd. €
Verkehr,
Landwirtschaft:
11,1 Mrd. €
Öffentliche Einrichtungen: 2,6 Mrd. €
Landwirtschaft: 0,5 Mrd. €
Gewerbe, Handel,
Dienstleistungen: 3,8 Mrd. €
Verkehr: 0,2 Mrd. €
Quelle: BDEW
*darunter entlastete stromkostenintensive Unternehmen in der Industrie: 479 Mio. € (2014: 281 Mio. €)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Die Verteilung der Gesamtkosten der Förderung Erneuerbarer Energien auf die Sektoren und
einzelne Verbrauchergruppen war eines der wichtigen Themen im Vorfeld der EEGNovellierung 2014 und führte zu Änderungen bei der Behandlung des Selbstverbrauchs aus
eigenen Stromerzeugungsanlagen sowie beim Kreis der Anspruchsberechtigten auf Entlastung bei der EEG-Umlage und der Höhe der Entlastung.
Bezüglich des Selbstverbrauchs sah das EEG 2012 nur für die wenigen Fälle eine EEGUmlagepflicht vor, in denen in einer Eigenerzeugungsanlage Strom zum eigenen Verbrauch
erzeugt wurde. Nun besteht für Neuanlagen teilweise eine vollständige, teilweise eine verringerte EEG-Umlagepflicht und teilweise eine gänzliche Befreiung von der Zahlungspflicht. Die
EEG-Umlagepflicht hängt von verschiedenen Faktoren ab: Während die Eigenversorgung
aus Bestandsanlagen von der EEG-Umlagepflicht nach dem EEG 2009 bzw. dem EEG 2012
ausgenommen bleibt, hängt die EEG-Umlagepflicht bei der Eigenversorgung aus Neuanlagen
von der Anlage selbst ab (z. B. Ausnahmen bei Kleinanlagen bis 10 kW oder verringerte
EEG-Umlage bei hocheffizienten KWK-Anlagen), teilweise aber auch von der Belegenheit der
Eigenerzeugungsanlage und der Verbrauchsstelle des Eigenversorgers oder von dem konkreten Nutzungsverhalten des Eigenversorgers (z. B. Ausnahme bei Inselbetrieb der Eigenerzeugungsanlage).
Auch stromkostenintensive Industriebetriebe müssen zukünftig stärker zur Finanzierung der
Erneuerbaren Energien beitragen. So wurde erstens der Kreis der anspruchsberechtigten
SP; 11.05.2015
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Unternehmen auf bestimmte, in Anhang 4 des EEG 2014 genannter Gewerbe bzw. Tätigkeitsbereiche beschränkt. Zweitens wurde die Bemessung der Stromkostenintensität von 14
Prozent auf 16 Prozent für das Kalenderjahr 2015 und auf 17 Prozent ab dem Kalenderjahr
2016 angehoben. Die Stromkostenintensität wird bemessen als Anteil der Stromkosten an
der Bruttowertschöpfung. Diese Regelungen entsprechen einer Einigung der Bundesregierung mit der Europäischen Kommission auf Basis der "Leitlinien für staatliche Umweltschutzund Energiebeihilfen 2014-2020“, wobei einige Details der praktischen Umsetzung bis zum
Ende der Übergangsfristen noch abschließend geklärt werden müssen. Als stromkostenintensiv geltende Unternehmen entrichten dann für die erste GWh Letztverbrauch die volle
EEG-Umlage, für den darüber hinausgehenden Letztverbrauch fällt eine Umlage in Höhe von
15 Prozent der aktuell gültigen EEG-Umlage an. Zusätzlich darf die zu zahlende EEGUmlage nicht mehr als 4 Prozent der Bruttowertschöpfung übersteigen, sofern die Stromkostenintensität des Unternehmens weniger als 20 Prozent beträgt (sogenanntes „Cap“). Bei
Unternehmen, deren Stromkostenintensität über 20 Prozent liegt, darf die zu zahlende EEGUmlage maximal 0,5 Prozent der Bruttowertschöpfung betragen (sogenanntes „Super-Cap“).
Zudem gibt es weitere Detailregelungen sowie Übergangsbestimmungen, um den Unternehmen eine schrittweise Anpassung zu ermöglichen. Insgesamt hat das Bundesamt für Ausfuhrkontrolle für das Jahr 2015 bislang 2.026 Unternehmen des produzierenden Gewerbes
einen Antrag auf Begrenzung der EEG-Umlage positiv beschieden (Stand: 17.03.2015). Damit bleibt die Zahl der begünstigten Industrieunternehmen gegenüber 2014 etwa unverändert.
Diese Zahl kann sich aber noch geringfügig erhöhen, da für eine bestimmte Anzahl an Abnahmestellen aufgrund noch fehlender Unterlagen der Begrenzungsantrag bislang nicht beschieden werden konnte. Dies bedeutet, dass gut 4 Prozent der über 45.000 Industriebetriebe in Deutschland bei der EEG-Umlage entlastet werden. Die entlastete Strommenge hat
gemäß dem Prognosekonzept zur EEG-Umlage 2015 einen Anteil von 41 Prozent am gesamten Industriestromverbrauch, die spezifische EEG-Umlage für diese Strommengen reicht
von 0,05 ct/kWh bis 1,23 ct/kWh je nach individueller Charakteristik des jeweiligen Unternehmens (Abb. 32). Auf den Gesamtverbrauch eines begünstigten Unternehmens bezogen
kann die spezifische EEG-Umlage aufgrund der vollen EEG-Umlagepflicht für die erste GWh
(Selbstbehalt) auch höher ausfallen. Insgesamt erhöhen sich die EEG-Zahlungen der im
Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung begünstigten Industriebetriebe von 281 Mio. €
(2014) auf 479 Mio. € im Jahr 2015. Das entspricht einem Anstieg um 70 Prozent bzw. 198
Mio. €.
SP; 11.05.2015
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Abb. 32: Entlastung der Industrie: Entlastete Betriebe und Strommengen 2015
Entlastung der Industrie* im EEG 2015
Anzahl der Industriebetriebe
Begünstigt durch die Besondere Ausgleichsregelung
nach § 64 EEG: rd. 4% aller Industriebetriebe
4%
Stromverbrauch der Industriebetriebe
Selbstverbrauch aus eigenen
Stromerzeugungsanlagen
(keine Umlage/1,85 ct/kWh
oder volle Umlage)**
Volle EEG-Umlage:
6,17 ct/kWh
16%
45.253
rd.
(2014)
240 TWh
43%
41%
96%
Volle EEG-Umlage:
rd. 96% aller Industriebetriebe
Geminderte
EEG-Umlage
von 0,05-1,23 ct/kWh
(stromintensive Unternehmen)
* Betriebe der Abschnitte B (Bergbau, Gewinnung von Steinen und Erden) und C (verarbeitendes Gewerbe) der WZ2008
** 2015 nahezu gesamte Menge umlagenbefreit
Quellen: BDEW (eigene Berechnung auf Basis der Angaben zur Prognose der EEG-Umlage 2014 vom 15.10.2013), BAFA, Stat. Bundesamt, prognos AG
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
16 Prozent des Industriestromverbrauchs werden durch Stromerzeugung aus eigenen
Stromerzeugungsanlagen gedeckt (Selbstverbrauch). Diese Mengen unterliegen bei Bestandsanlagen keiner Umlagepflicht, für Neuanlagen sind sowohl eine Befreiung von der
EEG-Umlage als auch eine partielle oder volle Entrichtung der EEG-Umlage möglich. Der
größte Teil des Industriestromverbrauchs – nämlich 43 Prozent – wird mit der vollen EEGUmlage belastet. In der Abbildung nicht enthalten ist der entlastete Stromverbrauch der
Schienenbahnen, da sie nicht Teil des produzierenden Gewerbes sind. Schienenbahnen unterliegen nun einer Umlagepflicht in Höhe von 20 Prozent der aktuellen EEG-Umlage für den
Fahrstromverbrauch. Gleichzeitig ist der bislang bestehende Selbstbehalt im neuen EEG
2014 nicht mehr enthalten. Im Saldo führen diese Änderungen zu einer Erhöhung der Belastung der Schienenbahnen um 65 Mio. € von 85 Mio. € im Jahr 2014 auf nunmehr 150 Mio. €
(2015).
Auch wenn die Entlastungsregelungen des EEG den stärksten Einfluss auf die Strompreishöhe eines Industriebetriebs haben können, gibt es noch zahlreiche andere Ausnahmetatbestände, die den Strompreis verringern können. Diese sind meistens nicht auf Industriebranchen beschränkt, finden aber im Bereich der Industrie die häufigste Anwendung. Ob ein Verbraucher entlastet wird, hängt von verschiedenen Kriterien ab: Während für die NetzentgeltMinderung die Charakteristik der Netznutzung entscheidend ist, ist für den KWK-Aufschlag
oder der Offshore-Haftungsumlage der Jahresverbrauch oder der Stromkostenanteil maßgeblich. Für die Befreiung von der Konzessionsabgabe ist der bezahlte Durchschnittspreis für
SP; 11.05.2015
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Strom entscheidend. Für die im Jahr 2014 neu eingeführte Umlage für abschaltbare Lasten
gibt es keine Entlastungsregelungen. Eine pauschale Beurteilung der Preisminderungen für
große oder stromintensive Verbraucher ist daher nur schwer möglich, da jeder Verbraucher
individuell betrachtet werden muss. Es ist aber möglich, die maximale Bandbreite des Strompreises von Großverbrauchern näherungsweise abzuschätzen. Abbildung 33 zeigt dies für
einen Großabnehmer mit einem Jahresverbrauch von 100 GWh. Dabei wird einmal der hypothetische Strompreis bei einer maximal möglichen Entlastung ermittelt unter der Annahme,
dass dieser Verbraucher sämtliche Kriterien für sämtliche mögliche Entlastungsregelungen
erfüllt. Dies ergibt den geringstmöglichen Abnahmepreis, den ein Verbraucher erzielen könnte, auch wenn in der Realität dieses Preisniveau nur sehr wenige Industriebetriebe mit äußerst stromkostenintensiven Produktionsprozessen und hohen Benutzungsstunden erzielen
können. Die Obergrenze ist der Preis, der fällig wird, wenn ein Betrieb keinerlei spezifische
Entlastungsregelungen beanspruchen kann, wobei die Obergrenze zudem regional unterschiedlich sein kann, da in der Darstellung ein durchschnittliches Netzentgelt angenommen
wurde, welches je nach Standort variieren kann. Zudem können die Beschaffungskosten je
nach Lieferant unterschiedlich ausfallen. Im Ergebnis ergibt sich für 2014 eine Spannbreite
von über 10 ct/kWh mit einem Minimalpreis bei etwa 4,5 ct/kWh und einem Maximalpreis von
etwa 15 ct/kWh. Gemäß Eurostat lag der Durchschnittspreis für Verbraucher von 70 bis 150
GWh Jahresverbrauch bei 10,6 ct/kWh im 1. Halbjahr 2014. Auch wenn man damit keine
Aussage über die Verteilung der Preise über die Spannbreite erhält, wird dennoch offensichtlich, dass ein Großteil der Großverbraucher Strompreise von über 10 ct/kWh entrichten muss.
Mit der Änderung der Besonderen Ausgleichsregelung wird sich an der Untergrenze zwar
nichts ändern, da es formal auch weiterhin möglich ist, eine spezifische EEG-Umlage von
0,05 ct/kWh zu erreichen. In der Praxis wird es aber zukünftig nur noch sehr selten und bei
sehr spezifischen individuellen Unternehmenscharakteristika der Fall sein. Dies lässt sich
auch aus der gestiegenen Kostenbelastung der entlasteten Industrieunternehmen ablesen.
Daher ist davon auszugehen, dass der durchschnittliche Endkundenpreis für Großverbraucher 2015 ansteigen wird. Einige Produktionsprozesse wie beispielsweise die Aluminiumverhüttung oder die Grundstoffchemie können unter Umständen zwar Stromkosten von unter
5 ct/kWh erreichen, dennoch gibt es auch andere Großverbraucher – beispielsweise große
Automobil- oder Nahrungsmittelhersteller –, die Preise im oberen Bereich der Bandbreite für
ihren Fremdstrombezug entrichten müssen. Zudem werden zwei weitere Punkte offensichtlich: Erstens sorgt ein hoher Stromverbrauch nicht zwangsläufig für umfangreiche Entlastungen beim Strompreis und zweitens werden die Unterschiede beim Strompreis in erster Linie
durch die Höhe der EEG-Umlage und in zweiter Linie durch die Netzentgeltminderungen bestimmt. Die entstehende Spreizung bei den übrigen Umlagen ist aufgrund der ohnehin schon
vergleichsweise geringeren Beträge insgesamt gering.
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Abb. 33: Bandbreite Industriestrompreis 2013/14: Großabnehmer 100 GWh/a
Bandbreite Industriestrompreis 2013/14:
Großabnehmer 100 GWh/a
Bandbreite des Strompreises für industrielle Großabnehmer bei maximal möglicher
Entlastung und ohne Möglichkeit zur Nutzung von Entlastungsregelungen bei 100 GWh/a
14,56-15,56
ct/kWh
14,09-15,09
ct/kWh
Stromsteuer
1,537
EEG
0,05
5,277
Offshore-HU
0,027
0,052
§19-StromNEVUmlage
0,025
0,050
KWK-Aufschlag
0,060
4,63-5,13 0,026
ct/kWh
Konzessionsabgabe
0,11
-
Netzentgelt
2,0-2,5
Beschaffung
und Vertrieb
4,5-5,0
4,5-5,0
2013
-
Durchschnittspreis 2013
10,18 ct/kWh
(Eurostat)
Stromsteuer
1,537
Durchschnittspreis 1. Hj. 2014
10,63 ct/kWh
(Eurostat)
EEG
0,05
6,240
abLA-Umlage
0,009
0,009
Offshore-HU
0,027
0,052
§19 StromNEV-Umlage
0,030
0,054
KWK-Aufschlag
0,025
0,055
4,14-4,64 Konzessionsabgabe
0,11
ct/kWh Netzentgelt
0,07-0,1
2,0-2,5
Beschaffung
und Vertrieb
4,0-4,5
4,0-4,5
2014
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen), Eurostat
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Eine zusätzliche Entlastung erfährt unter anderem die Industrie durch die sogenannte Selbstverbrauchsregelung nach § 61 EEG 2014, wonach selbst erzeugter und in räumlicher Nähe
selbst verbrauchter Strom nicht mit der EEG-Umlage belastet wird. Mit In-Kraft-Treten des
EEG 2014 gilt dies allerdings nur noch für Bestandsanlagen oder für Neuanlagen, die bestimmte Voraussetzungen erfüllen, z. B. für Kleinanlagen mit einer Leistung von weniger als
10 kW. Ansonsten entrichten Neuanlagen je nach Art und Konfiguration der Anlage von 30
Prozent der regulären EEG-Umlage bis zur vollen EEG-Umlage für vor Ort selbst erzeugten
und selbst verbrauchten Strom. Diese Regelung ist nicht nur auf die Industrie bezogen, sondern steht grundsätzlich allen Verbrauchern offen, so beispielsweise auch bei der Selbstverbrauchsregelung für Photovoltaikanlagen oder der Nutzung von stromerzeugenden Heizungen (Mikro-KWK). Den gesamten Selbstverbrauch aus eigenen Stromerzeugungsanlagen
beziffert die Prognos AG im Gutachten zur Prognose der Stromabgabe an Letztverbraucher,
welches für die Berechnung der EEG-Umlage 2015 maßgeblich ist, auf insgesamt 59,8 TWh,
wovon allerdings 59,3 TWh auf Bestandsanlagen entfallen und die somit keine EEG-Umlage
entrichten müssen. Weitere 0,1 TWh stammen aus Neuanlagen mit einer Leistung von weniger als 10 kW und sind damit umlagebefreit. Lediglich für 0,3 TWh des Selbstverbrauchs
muss eine anteilige EEG-Umlage entrichtet werden. Mit zunehmender Dauer ist aber davon
auszugehen, dass die umlagepflichtigen Selbstverbrauchsmengen mit der Errichtung weiterer
Neuanlagen zunehmen werden. Eine exakte sektorale Zuordnung der Selbstverbrauchsmengen ist mit den derzeitig verfügbaren Daten leider nicht möglich. Prognos geht aber davon
aus, dass der überwiegende Teil von etwa 40 TWh konventionellen Bestandsanlagen aus der
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Industrie zuzurechnen sind, die verbleibenden 20 TWh entfallen auf die gewerbliche Eigenerzeugung wie beispielsweise in Gewerbekomplexen, Hotels und Krankenhäusern, in öffentlichen Einrichtungen (z. B. Schwimmbäder), bei Verkehrsbetrieben in der Landwirtschaft und
in privaten Haushalten. Der Selbstverbrauch aus Photovoltaikanlagen wird insgesamt auf
etwa 2 TWh im Jahr 2015 geschätzt. Darüber hinaus werden häufig Blockheizkraftwerke für
die lokale Versorgung mit Strom und Wärme eingesetzt.
Aber ähnlich wie bei der differenzierten Förderung verschiedener erneuerbarer Technologien,
ist auch hier eine differenzierte Betrachtung der Selbstverbräuche aus eigene Stromerzeugungsanlagen hilfreich. Zum einen sind es höchst unterschiedliche Verbrauchergruppen –
von Industriebetrieben über kleine Gewerbebetriebe oder öffentlichen Einrichtungen bis hin
zu privaten Haushalten –, zum anderen weisen aber auch die unterschiedlichen Erzeugungsarten und eingesetzten Energieträger sehr unterschiedliche Eigenschaften auf. Ein Beispiel
um die Vielschichtigkeit des Selbstverbrauchs aufzuzeigen, ist die Stromerzeugung aus Klärgas. Klärgas ist ein Kuppelprodukt, das beim Ausfaulen des Klärschlamms in Kläranlagen
entsteht und in der Vergangenheit weitestgehend abgefackelt wurde. Seit einigen Jahrzehnten wird Klärgas in Blockheizkraftwerken verstromt, die Stromerzeugung wird direkt in den
Kläranlagen verbraucht und deckt den Strombedarf von Pumpen- und Belüftungsantrieben.
Damit ist Klärgas erstens ein Erneuerbarer Energieträger und zweitens sowieso als Kuppelprodukt vorhanden, das durch die Verstromung einer energetischen Nutzung zugeführt wird.
Eine Belastung dieser Selbstverbräuche reduziert die Wirtschaftlichkeit solcher Anlagen und
es werden Ersatz- und Neuinvestitionen verhindert, wodurch Klärgas wieder verstärkt abgefackelt würde. Zudem handelt es sich bei Kläranlagen um eine notwendige Infrastruktur, die
zudem in der Regel in öffentlicher Hand ist, d. h. Kostenbelastungen des Selbstverbrauchs
müssten aus dem Haushalt von Städten und Kommunen getragen oder über Gebührenerhöhungen finanziert werden. Das Beispiel zeigt die Notwendigkeit einer differenzierten Betrachtung: Herkunft und Art des Energieträgers, ökologische Aspekte, Verwendung des Stromverbrauchs, Nutzung in Kraft-Wärme-Kopplung, Nutzer des Stromverbrauchs, Art des Betriebs,
beteiligte Akteure und Auswirkung einer Kostenerhöhung sind vielschichtige Aspekte, die in
eine Bewertung einfließen sollten. Auch für andere Kuppelgase gilt generell, dass sie als Nebenprodukt entstehen und ihre energetische Nutzung sinnvoll ist, da sie Brennstoffverbräuche in konventionellen Kraftwerken substituieren können.
Insgesamt sollte auch nach der Novellierung des EEG die Diskussion der Entlastung der Industrie im Rahmen des EEG differenziert geführt werden, zum einen im Hinblick darauf, dass
nicht alle Betriebe und nicht sämtliche Industriestrommengen entlastet werden und zum anderen im Hinblick darauf, in welchen Branchen Entlastungsregelungen die Glaubwürdigkeit
und Akzeptanz des EEG als geeignetes Förderinstrument gefährden und in welchen Branchen sie für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit gerechtfertigt und notwendig sind.
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11 Der Merit-Order-Effekt: Wie Wind und Sonne den Strompreis
beeinflussen
Der wachsende Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung hat einen preismindernden Effekt auf die Preise am Spotmarkt im Stromgroßhandel. Dieser Effekt ist als sogenannter Merit-Order-Effekt bekannt. Gemäß der Ausgleichsmechanismusverordnung
(AusglMechV) dürfen die Übertragungsnetzbetreiber den in EEG-Anlagen erzeugten und mit
einer Einspeisevergütung vergüteten Strom „…nur am Spotmarkt einer Strombörse nach
Maßgabe der Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung vermarkten.“, d. h. es besteht ein Vermarktungsgebot. Da sämtliche in das Netz aufgenommenen EEG-Strommengen
am Spotmarkt vermarktet werden müssen, gehen die Übertragungsnetzbetreiber im Prinzip
als reine Preisnehmer ohne Preisgebot in den Markt. Damit erweitern sie das Stromangebot
und verdrängen am oberen Ende der Merit-Order – der aus den unterschiedlichen Produktionskosten der einzelnen Kraftwerke entstehenden Angebotskurve – die jeweils teuersten
Anbieter aus dem Markt. Die Angebotsausweitung durch die Einspeisung und Vermarktung
von EEG-Strommengen ohne Preisgebot führt letztlich zu einem geringeren Marktpreis als
ohne diese Angebotsmengen.
Abb. 34: Merit-Order-Effekt Windenergie: Wind und Spotpreis 2011
Merit-Order-Effekt Windenergie:
Wind und Spotpreis 2011
Quellen: Übertragungsnetzbetreiber, EPEX Spot, BDEW (eigene Berechnungen)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Im Grundsatz ändert auch die 2012 eingeführte Marktprämie zur Direktvermarktung daran
nichts, da die dargebotsabhängige Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik bei den Direktvermarktern in jedem Fall anfällt und die Vermarktung einer Abregelung der Anlagen in
der Regel vorzuziehen ist. Die Abbildungen 34 und 35 zeigen den Merit-Order-Effekt illustrativ für die Windenergie und die Photovoltaik. Abbildung 34 zeigt die stundenweise Einspeisung aus Windenergie absteigend sortiert (blaue Linie) sowie die jeweiligen stündlichen Preise (orangene Punkte) am Day-Ahead-Markt der EPEX Spot für das Jahr 2011. Die lineare
Glättung der einzelnen Preise (orange Linie) zeigt deutlich, dass bei hoher Windeinspeisung
der Spotpreis im Durchschnitt geringer wird. Die hohe Streuung der Preise zeigt aber auch,
dass der Spotpreis auch von anderen Faktoren beeinflusst wird. Auch wenn die Auswertung
auf den Ist-Daten des Jahres 2011 beruht, hat sich qualitativ daran nichts geändert, lediglich
das Preisniveau insgesamt ist seither deutlich gesunken und die Relevanz hat sich aufgrund
des weiteren Ausbaus der Windenergie erhöht.
Für die Photovoltaik lässt sich der Merit-Order-Effekt besser an den Durchschnittspreisen für
die einzelnen Tagesstunden zeigen, da die Photovoltaik über den Tag hinweg einen gleichartigeren Verlauf als die Windeinspeisungen aufweist. Die Preiskurve der stündlichen Spotmarktpreise folgt dabei in etwa dem üblichen Lastverlauf, also dem Strombedarf der Verbraucher mit niedriger Nachfrage und niedrigeren Preisen in den Nachtstunden und hoher Nachfrage mit höheren Preisen zur Mittags- und Abendspitze. Abbildung 35 zeigt die stündlichen
Durchschnittspreise für das Jahr 2011 (rote Linie) und für das Jahr 2014 (blaue Linie). Dabei
wird zuerst der generelle Preisrückgang offensichtlich, der von einer Vielzahl von Faktoren
wie der Entwicklung der Brennstoffpreise insgesamt, der mittelfristigen Nachfragenentwicklung, Verschiebungen im Erzeugungsmix, den CO2-Preisen sowie dem Merit-Order-Effekt der
anderen EEG-Anlagen verursacht wird. Dieser Niveaueffekt beträgt 2014 gegenüber 2011
gut 17 €/MWh am Spotmarkt.
Senkt man nun die Preiskurve des Jahres 2011 um den Niveaueffekt auf das Preisniveau
2014 ab, erkennt man, dass der Verlauf der durchschnittlichen Stundenpreise in den Abendund Nachtstunden nahezu unverändert ist. In den Tagstunden jedoch, wenn die Stromerzeugung aus Photovoltaik vermarktet wird, hängt die Verlaufskurve stärker durch. Im Durchschnitt war das Preisniveau am Spotmarkt zwischen 11 und 18 Uhr zusätzlich 4,30 €/MWh
niedriger als im Jahr 2011, die höchste durchschnittliche Abweichung wurde in der Stunde
von 13 bis 14 Uhr mit 6,60 €/MWh erreicht. Nur auf die Sommermonate bezogen fällt der zusätzliche Merit-Order-Effekt der Photovoltaik in den Tagesstunden nochmals stärker aus. Da
es sich zudem um eine Betrachtung der Durchschnittswerte handelt, kann die Preisabweichung in einzelnen Stunden mit spezifischen Einspeise- und Nachfragesituationen ebenfalls
deutlich höher oder auch geringer sein.
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Abb. 35: Merit-Order-Effekt Photovoltaik: Spotpreis 2011 und 2014
Merit-Order-Effekt Photovoltaik:
Spotpreis 2011 und 2014
Durchschnittlicher Spotmarktpreis* in €/MWh
100
90
80
70
Niveaueffekt (-17,10 €/MWh)
• Merit-Order-Effekt
EEG-Anlagen (ohne PV)
• gesunkene Brennstoffpreise
• gesunkene CO2-Preise
• gesunkene Stromnachfrage
Zusätzlicher PV-Effekt
(-4,30 €/MWh) in den Tagstunden
• Merit-Order-Effekt PV;
stärkeres „Durchhängen“ in den
Mittagsstunden
60
50
40
2011
30
2014
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Tagesstunde
durchschnittlicher Spotpreis 2011
durchschnittlicher Spotpreis 2014
* Durchschnittspreis der jeweiligen Stunde
Quellen: EEX, BDEW (eigene Berechnung)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
12 EEG-Vergütungssätze und ihre Wirkung auf die EEG-Umlage
Das EEG hat zu einem kontinuierlichen Anstieg der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen geführt. In den Anfangsjahren waren Wasserkraft und die Windenergie die maßgeblichen Energieträger. Zudem wurde die Stromerzeugung aus Biomasse kontinuierlich ausgebaut. Im Jahr
2005 wurde auch aus Photovoltaikanlagen erstmals mehr als eine Terawattstunde (TWh)
Strom erzeugt, im Jahr 2014 waren es schon knapp 35 TWh. Für das Jahr 2015 werden über
36 TWh erwartet. Parallel dazu ist die EEG-Vergütungssumme ebenfalls kontinuierlich angestiegen. Mit der forcierten Entwicklung bei Photovoltaikanlagen stieg die Vergütungssumme
überproportional im Vergleich zur Stromerzeugung aus anderen EEG-Anlagen, mit der deutlichen Vergütungsdegression wurde dieser Anstieg aber inzwischen gedämpft. (Abb. 36). In
der Grafik und den Tabellen sind für die Jahre 2014 und 2015 noch die Prognosewerte der
Konzepte zur Berechnung der EEG-Umlage angegeben.
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Abb. 36: EEG-Strommengen und EEG-Auszahlungen seit 2000
EEG- Strommengen* und EEG-Auszahlungen*
26.000
24.000
160.000
22.000
140.000
20.000
120.000
18.000
16.000
100.000
14.000
80.000
12.000
10.000
60.000
8.000
6.000
40.000
EEG-Auszahlungen* in Mio. €
EEG-Strommenge* in GWh
180.000
4.000
20.000
2.000
0
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Biomasse
Wasser**
DKG-Gase
Geothermie***
Wind onshore
Wind offshore
Solarenergie
* nur Mengen und Auszahlungen im Rahmen des Festvergütungssystems und Marktprämienmodells ohne Grünstromprivileg und ohne sonstige DV
** Wasser beinhaltet bis einschl. 2003 auch die Kategorie DKG-Gase
*** Geothermie nicht sichtbar (2013: Stromerzeugung 80 GWh, EEG-Vergütung 19 Mio. Euro)
Quellen: EEG-Jahresabrechnungen und Konzepte zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 und 2015
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Tab. 4: Entwicklung der EEG-geförderten Strommengen nach Energieträgern seit 2000
EEG-geförderte* Strommengen in GWh
Wasser**
DKG-Gase**
Biomasse
(fest, flüssig, gasf.)
Geothermie
Wind onshore
Wind offshore
Photovoltaik
Gesamt
2000
5.486
.
780
0
7.550
0
38
13.854
2001
6.088
.
1.472
0
10.509
0
76
18.145
2002
6.579
.
2.442
0
15.786
0
162
24.969
2003
5.908
.
3.484
0
18.713
0
313
28.418
2004
4.616
2.589
5.241
0
25.509
0
556
38.511
2005
4.953
3.136
7.366
0
27.229
0
1.282
43.966
2006
4.924
2.789
10.902
0
30.710
0
2.220
51.545
2007
5.426
3.186
15.524
15
39.536
0
3.366
67.053
2008
4.982
2.208
18.947
18
40.574
0
4.420
71.148
2009
4.877
2.020
22.980
19
38.542
38
6.578
75.054
2010
5.049
1.160
25.146
28
37.460
174
11.683
80.699
2011
2.397
487
23.374
19
45.043
568
19.339
91.228
2012
4.604
717
34.256
25
48.617
722
26.130
115.071
2013
5.447
802
36.196
80
49.359
905
29.605
122.394
2014***
5.458
796
34.922
130
60.585
7.398
36.595
145.884
2015***
6.092
1.679
38.358
159
66.873
11.231
36.097
160.489
* bis 2010 EEG-vergütet; 2011 EEG-vergütet zzgl. PV-Eigenverbrauchsregelung; ab 2012 EEG-vergütet zzgl. PV-Eigenverbrauchsregelung,
Marktprämie und Flexibilitätsprämie, ohne Grünstromprivileg oder sonstige Direktvermarktung
** Strommengen der Kategorie Wasser beinhalten bis einschl. 2003 auch Strommengen der Kategorie Gase
*** gemäß Prognosekonzepte zur EEG-Umlage 2014 und 2015 vom 15.10.2013 bzw. 15.10.2014
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Tab. 5: Entwicklung der EEG-Auszahlungen nach Energieträgern ab 2000
EEG-Auszahlungen* in Mio. €
Wasser**
DKG-Gase**
Biomasse
(fest, flüssig, gasf.)
Geothermie
Wind onshore
Wind offshore
Photovoltaik
Gesamt
2000
395,8
.
75,0
0,0
687,1
0,0
19,4
1.177,3
2001
441,6
.
140,0
0,0
956,4
0,0
38,6
1.576,6
2002
476,8
.
231,7
0,0
1.435,3
0,0
81,7
2.225,5
2003
427,5
.
326,7
0,0
1.695,9
0,0
153,7
2.603,8
2004
337,7
182,2
508,5
0,0
2.300,5
0,0
282,6
3.611,5
2005
364,1
219,8
795,2
0,0
2.440,7
0,0
679,1
4.498,9
2006
366,6
195,6
1.337,4
0,1
2.733,8
0,0
1.176,8
5.810,3
2007
392,5
230,5
1.837,2
2,2
3.506,3
0,0
1.684,6
7.653,3
2008
378,8
155,9
2.698,7
2,6
3.561,0
0,0
2.218,6
9.015,6
2009
382,4
142,6
3.700,0
3,7
3.394,5
5,6
3.156,5
10.779,8
2010
421,1
83,3
4.240,4
5,7
3.315,6
26,1
5.089,9
13.182,1
2011
231,1
35,9
4.476,2
3,9
4.164,7
85,2
7.766,1
16.763,0
2012
347,4
46,4
5.842,5
5,5
3.625,4
95,3
9.156,0
19.118,5
2013
420,2
48,2
6.158,4
18,7
3.523,2
122,6
9.346,0
19.637,3
2014***
393,5
42,2
5.531,4
31,0
4.281,4
1.132,0
10.537,0
21.948,6
2015***
435,7
85,6
6.194,7
36,4
4.639,1
1.716,9
10.604,8
23.713,2
* bis 2010 EEG-vergütet; 2011 EEG-vergütet zzgl. PV-Eigenverbrauchsregelung; ab 2012 EEG-vergütet zzgl. PV-Eigenverbrauchsregelung,
Marktprämie und Flexibilitätsprämie, ohne Grünstromprivileg oder sonstige Direktvermarktung
** Strommengen der Kategorie Wasser beinhalten bis einschl. 2003 auch Strommengen der Kategorie Gase
*** gemäß Prognosekonzepte zur EEG-Umlage 2014 und 2015 vom 15.10.2013 bzw. 15.10.2014
Die unterschiedliche Entwicklung der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen und der Vergütungssumme ist eine Folge der unterschiedlichen Vergütungssätze für einzelne Anlagekategorien. Innerhalb dieser Anlagekategorien gibt es Vergütungskategorien, die in Abhängigkeit
von Kriterien wie Inbetriebnahmejahr, Anlagengröße oder Bonus- und Sonderregelungen für
spezielle Anlagetypen den spezifischen Vergütungssatz für eine EEG-Anlage festlegen. Insgesamt gab es Ende 2014 über 4.300 mögliche Kategorien für Einspeisevergütungen, davon
über 3.460 allein im Bereich der Biomasse. Hinzu kommen zahlreiche weitere Vergütungskategorien für die Beanspruchung der Marktprämie oder der Nutzung der sonstigen Direktvermarktung, für die Erfassung der vermiedenen Netzentgelte oder für Sonderfälle, wie beispielsweise bei der Verletzung von Nachweis- oder Meldepflichten.
Vor allem die zeitliche Entwicklung der Vergütungssätze für einzelne Erzeugungstechnologien gibt Aufschluss über die spezifische Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus EEGAnlagen. Dabei sind zwei Betrachtungsweisen möglich: Erstens die Betrachtung der durchschnittlichen Vergütung über den gesamten Anlagenbestand für das jeweilige Abrechnungsjahr und zweitens die durchschnittliche Vergütung einzelner Anlagenjahrgänge für das derzeit
aktuelle Abrechnungsjahr 2013. Erstere Betrachtung ist besser dafür geeignet, die Entwicklung der EEG-Kosten über die Jahre hinweg zu beurteilen, zweitere zeigt, wie sich die Vergütungssätze für die jeweiligen Inbetriebnahmejahre verändert haben.
Abbildung 37 zeigt die Entwicklung der durchschnittlichen EEG-Vergütungssätze für die einzelnen Anlagenkategorien über den gesamten Anlagenbestand für die jeweiligen Abrechnungsjahre, also für das Jahr 2013 die durchschnittliche Vergütung über alle Anlagen, die im
Jahr 2013 Strom eingespeist haben. Die Angaben ab 2014 entstammen der EEG-Mittelfristprognose bis zum Jahr 2019. Dabei werden nur Zahlungen für Strommengen berücksichtigt,
die über die gesetzlich garantierte Festvergütung vergütet wurden.
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Abb. 37: Zeitliche Entwicklung der durchschnittlichen Vergütung für den gesamten Anlagenbestand nach Anlagekategorien 2000 bis 2019
Durchschnittliche EEG-Festvergütung*:
Gesamter EEG-Anlagenbestand
durchschnittliche EEG-Vergütung* in ct/kWh
60
ab 2014: Prognose der Übertragungsnetzbetreiber
51,1 51,2 50,5
50
49,2
50,9
53,0 53,0
52,0
50,2
48,0
43,6
40,2
40
35,5
33,4 33,0 32,8 32,3
31,8 31,3 30,9
30
23,7 24,1 24,1 24,1 24,1 24,1 24,1
20,7
19,8 20,6
21,8
16,9 19,2
14,7 16,1
15,0 15,0 12,5 15,0 14,2 15,0 15,0 15,0 20,0 20,8 20,7 20,6 20,4 20,4 20,3 20,2
12,3 13,6
15,3
9,6 9,5 9,5 9,4 9,7
10,8
9,1 9,1 9,1 9,1 9,0 9,0 8,9 8,8 8,8 8,8 8,9 9,2 9,2 9,2 9,2 9,1 9,1 9,1 9,1 9,1
9,6 9,9 10,1 9,9 10,1 10,1 10,2 10,2 10,2
7,2 7,3 7,3 7,2 7,3 7,4 7,5 7,5 7,6 7,8 8,3
7,1 7,1
7,4 7,2 7,2 9,0
7,1 7,1 7,1
7,0 7,0 7,0 7,0 7,1 7,1 7,2
20
10
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Biomasse (fest, fl., gasf.)
Wasser
DKG-Gase
Geothermie
Wind onshore
Wind offshore**
Photovoltaik***
* Durchschnittliche Vergütung im Rahmen der gesetzlich garantierten Festvergütung über den gesamten Anlagenbestand für das jeweilige Abrechnungsjahr
** Wind offshore ab 2013 ausschließlich in der Direktvermarktung
*** PV-Selbstverbrauchsregelung berücksichtigt
Quellen: 2009 bis 2013: EEG-Jahresabrechnungen; 2014: EEG-Mittelfristprognose 2014-2017 vom 15.11.2013 (>1 J. alt);
2015-2019: EEG-Mittelfristprognose vom 15.11.2014
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 38: Durchschnittliche Vergütung 2013 für jeweilige Anlagenjahrgänge 2000 bis 2013
Durchschnittliche EEG-Festvergütung*
für jeweilige Inbetriebnahmejahrgänge
durchschnittliche EEG-Vergütung* in ct/kWh
60
56,2
53,3
50,6
50,6
50,6
48,1
50
47,5
45,7
45,4
40,5
40
34,7
30
26,3
20,3
20
17,6
20,4
20,2
25,0
20,8
15,0
15,0
15,0
11,1
11,5
11,0
21,7
19,0
18,3
12,1
9,7
9,0
9,6
8,6
2011
2012
17,5
16,8
9,0
9,1
9,2
9,1
9,1
9,0
9,5
9,2
9,1
7,5
7,6
7,5
7,7
7,7
7,3
7,3
7,4
9,1
7,0
8,9
7,5
8,8
7,5
8,6
6,9
8,6
7,2
9,7
8,9
9,7
8,6
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
20,4
25,0
20,9
17,8
15,3
10
20,4
22,8
20,2
19,7
13,8
9,5
8,1
6,8
0
Biomasse (fest, fl., gasf.)
Wasser
DKG-Gase
Wind onshore
Wind offshore
Photovoltaik**
2013
Geothermie
* Durchschnittliche Vergütung im Rahmen der gesetzlich garantierten Festvergütung mit Inbetriebnahme im jeweiligen Jahr
** PV-Selbstverbrauchsregelung nicht berücksichtigt
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2012 und 2013; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
SP; 11.05.2015
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Zahlungen an Direktvermarkter im Rahmen der Marktprämie sowie Effekte des Grünstromprivilegs sind nicht berücksichtigt, da bei diesen zwar die Vergütungskategorie bekannt, statistisch aber die Zahlungsflüsse der Marktprämie erfasst werden, welche geringer ausfallen.
Daher kann der Vergütungsdurchschnitt nur für Anlagen berechnet werden, die die gesetzliche Vergütung beansprucht haben. Zwar wird die Höhe der Marktprämie indirekt von der gesetzlichen Vergütung für eine Anlage bestimmt. Eine Einbeziehung der über das Marktprämienmodell geförderten Anlagen für eine Berechnung der durchschnittlichen Vergütung würde
aber eine Parallelrechnung auf Ebene der Einzelanlagen erforderlich machen, bei der unterstellt würde, dass alle Anlagen die Festvergütung beansprucht hätten, auf dieser Basis die
EEG-Auszahlungen berechnet würden und dann eine durchschnittliche Vergütung ermittelt
würde. Eine solche Berechnung wäre sehr aufwändig und kann an dieser Stelle nicht geleistet werden. Aber auch die Betrachtung der Anlagen, die die gesetzliche Festvergütung beanspruchen, gibt hinreichend guten Aufschluss über die zeitliche Entwicklung der Vergütungssätze.
Es wird sichtbar, dass bei der Photovoltaik die deutliche Absenkung der Vergütungssätze in
den vergangenen Jahren ihre Wirkung gezeigt hat. Einerseits durch die Absenkung selbst
und andererseits, weil die seit 2010 zugebauten Mengen inzwischen einen großen Anteil der
gesamten installierten Leistung ausmachen und somit die abgesenkten Vergütungssätze der
neu installierten Anlagen auch den Durchschnitt über alle Anlagen entsprechend mindert. Ab
dem Jahr 2014 verläuft die Kurve wieder flacher, da erstens die absolute Vergütung für Photovoltaik nicht mehr so stark sinkt wie in den Jahren zuvor,zweitens die jährlichen Zubauraten
geringer ausfallen als in den Jahren 2009 bis 2013 und drittens der Anlagenbestand relativ
groß ist, d. h. neu hinzukommende Anlagen mit geringerer Vergütung wirken sich nicht mehr
so stark auf die durchschnittliche Vergütung über den gesamten Anlagenbestand aus. Bei
den anderen Anlagekategorien ist trotz der Vergütungsdegression kein Absinken der durchschnittlichen Vergütung erkennbar, in manchen Anlagekategorien steigt die durchschnittliche
Vergütung sogar minimal. Dies ist dann der Fall, wenn die Direktvermarktung überwiegend
für jene Anlagen attraktiv ist, deren Vergütungssätze eher im unteren Bereich der Spannbreite einer Anlagenkategorie liegen, d. h. Anlagen mit geringen Vergütungssätzen verlassen das
System der garantierten Einspeisevergütung eher, wodurch die durchschnittliche Vergütung
der verbleibenden EEG-geförderten Anlagen innerhalb einer Anlagenkategorie ansteigt. Bei
der Biomasse spielt dies eine Rolle, die Schwankungen sind aber vermutlich eher eine Folge
neu eingeführter Vergütungskategorien und Bonusregelungen. Für Offshore-Wind wird ab
2013 keine Wert mehr ausgewiesen, da unterstellt wird, dass diese Anlagen ausschließlich
direkt vermarktet werden und somit ein Durchschnittswert für die Festvergütung nicht ermittelt
werden kann. Über alle Anlagen betrachtet ergab sich für das Abrechnungsjahr 2013 eine
durchschnittliche Festvergütung von 24,3 ct/kWh (2012: 23,0 ct/kWh). Der Anstieg resultiert
vor allem aus einem deutlichen Rückgang der Windanlagen, die die gesetzliche Vergütung in
Anspruch nehmen und in die Direktvermarktung gewechselt haben. Da die Windenergie im
Vergleich zu andere Erzeugungsarten relativ geringe Vergütungssätze aufweist, führt dies zu
einem Anstieg der durchschnittlichen Vergütungssätze. Dies bedeutet nicht, dass dadurch die
spezifischen Kosten der EEG-Stromerzeugung auch gestiegen sind, sondern lediglich eine
Verschiebung der EEG-Kosten zwischen Vergütungsmodell und Marktprämienmodell.
SP; 11.05.2015
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In Abbildung 38 werden die Anpassungen der Vergütungssätze über die einzelnen Jahre
hinweg deutlicher sichtbar. Hier ist die durchschnittliche Vergütung aus der Abrechnung des
Jahres 2013 für einzelne Anlagenjahrgänge abgebildet, d. h. die durchschnittliche Vergütung
über jene Anlagen, die im jeweiligen Kalenderjahr in Betrieb gegangen sind und die gesetzliche Festvergütung beansprucht haben. Vor allem die Vergütungsdegression der Photovoltaik
wird hier offensichtlicher. Demnach erhalten Photovoltaikanlagen, die im Jahr 2013 in Betrieb
gegangen sind, eine durchschnittliche Vergütung von lediglich 13,8 ct/kWh, während die
durchschnittliche Vergütung über alle Photovoltaikanlagen im Abrechnungsjahr 2013 bei 33,4
ct/kWh lag. Auffällig ist ebenfalls der starke Anstieg der Vergütung des Inbetriebnahmejahrgangs 2004, nachdem in der damaligen EEG-Novellierung 2004 die Vergütungssätze für
Photovoltaikanlagen auf und an Gebäuden deutlich erhöht wurden, um den Ausbau der Photovoltaik stärker anzureizen. Ebenfalls gut in Abbildung 38 erkennbar ist die Vergütungserhöhung bei der Wasserkraft im Zuge der EEG-Novellierung 2009, bei der einerseits der Vergütungssatz für kleine Wasserkraftanlagen bis 500 kW Leistung um 3 ct/kWh auf 12,67 ct/kWh
angehoben wurde und zudem ein erhöhte Vergütung für kleine Wasserkraftanlagen, die zwar
vor 2009 in Betrieb genommen wurden, bei denen aber nach 2008 eine ökologische Modernisierung durchgeführt wurde. Dazu gehört beispielsweise die Verbesserung der biologischen
Durchgängigkeit oder die Einrichtung von Flachwasserzonen, sofern sich dadurch nachweislich der ökologische Zustand verbessert hat. Ziel war es, den weiteren Ausbau der kleinen
Wasserkraft anzureizen und zudem die ökologische Verträglichkeit der Wasserkraft zu erhöhen, was jedoch in der Praxis bislang nicht zum erwünschten Ziel geführt hat. Insgesamt aber
sind die Förderkosten der Wasserkraft mit gut 320 Mio. € im Jahr 2013 im Vergleich zu anderen Erneuerbaren Energien auf relativ niedrigem Niveau.
Abbildung 39 zeigt zusätzlich den ausdifferenzierten Verlauf der Photovoltaik-Vergütung für
einzelne Anlagetypen, konkret für kleine Dach- oder Fassadenanlagen mit einer Leistung
kleiner 30 kW, Dach- oder Fassadenanlagen mit einer Leistung größer 30 kW sowie Freiflächenanlagen. Während es bis 2003 eine einheitliche Förderung der Photovoltaik ohne Ausdifferenzierung der Anlagearten gab, erfolgte nach Auslaufen des sogenannten „100.000Dächer-Programms“ im Zuge der EEG-Novellierung 2004 eine Ausdifferenzierung in Freiflächenanlagen und Gebäudeanlagen sowie unterschiedliche Größenklassen. Während Freiflächen auf dem damaligen Niveau der Photovoltaik-Vergütung blieben, wurden die Vergütungssätze für Dach- und Fassadenanlagen deutlich erhöht. Ab 2008 wirkt zunehmend die
verstärkte Degression der Vergütungssätze für Photovoltaik und senkt die durchschnittliche
Vergütung auf 11,2 ct/kWh für Freiflächenanlagen und auf 13,7 ct/kWh bzw. 15,8 ct/kWh
Dach- oder Fassadenanlagen im Jahr 2013. In den Folgejahren 2014 und 2015 wurden die
Vergütungsätze für Photovoltaik weiter verringert, eine exakte Durchschnittsberechnung der
installierten Inbetriebnahmejahrgänge 2014 und 2015 wird aber erst nach Vorliegen der Jahresabrechnungsdaten möglich sein. Anfang 2015 betrug die gesetzliche Vergütung für Neuinstallationen bei kleinen Dachanlagen bis 10 kW Leistung 12,56 ct/kWh und bei Freiflächenanlagen 8,70 ct/kWh.
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Abb. 39: Photovoltaik: Durchschnittliche Vergütung 2012 für verschiedene Anlagetypen
Photovoltaik: Durchschnittliche EEG -Festvergütung
für Anlagetypen für jeweiliges Inbetriebnahmejahr
durchschnittliche EEG-Vergütung* in ct/kWh
70
57,4
60
54,5
50
45,7
51,7
45,7
40
51,8
54,4
49,1
49,2
46,8
43,0
46,6
43,4
40,6
37,9
30
37,4
44,3
40,3
35,5
31,9
34,5
28,2
20
28,7
23,5
26,6
21,8
21,8
18,1
10
15,8
13,7
11,2
0
2000
2001
2002
Freiflächenanlagen
2003
2004
2005
Gebäude >30 kW**
2006
2007
2008
Gebäude <30 kW**
* Durchschnittliche Vergütung im Rahmen der gesetzlich garantierten Festvergütung
** ab Inbetriebenahme 06/2012 neue Abgrenzung mit größer bzw. kleiner 40 kW
2009
2010
2011
2012
2013
Photovoltaik undifferenziert
für Anlagen mit Inbetriebnahme im jeweiligen Jahr
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2012 und 2013; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Führt man die anfallenden Förderkosten im Rahmen der gesetzlichen Einspeisevergütung
und die des Marktprämienmodells zusammen, kann daraus abgeleitet werden, welche Anteile
der EEG-Umlage 2015 in die Förderung der einzelner Anlagearten fließen. Dabei sind nun
neben den Auszahlungen der Einspeisevergütung auch die Marktprämie, die Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen sowie die Vergütung für den Selbstverbrauch aus PV-Anlagen energieträgerspezifisch berücksichtigt. Auf der Kostenseite des „EEG-Kontos“ bilden die Rückzahlung aus dem Jahr 2014 und die Liquiditätsreserve weitere Kostenpositionen, sie stellen aber
keine eigenständigen Systemkosten dar (s. dazu Kap. 8). Die Rückzahlung ist eine Folge der
Überausstattung des „EEG-Kontos“ im Jahr 2014, d. h. die Auszahlungen an Anlagenbetreiber waren geringer als die Einnahmen aus Vermarktung und der EEG-Umlage. Daher ist der
Anteil der Rückerstattung in der EEG-Umlage 2015 im ersten Schritt mit negativem Vorzeichen enthalten (Abb. 40). Die Liquiditätsreserve ist das zeitliche Gegenstück zur Nachholung
(im Fall der Unterdeckung des „EEG-Kontos“), indem vorab die höheren Auszahlungen ab
den Sommermonaten antizipiert werden und darüber die Liquidität der Netzbetreiber gewährleistet wird, um die Auszahlungen an die Anlagenbetreiber zu bedienen. Beide Kostenpositionen dienen der direkten finanziellen Förderung von EEG-Anlagen und können somit einzelnen Energieträgern verursachungsgerecht zugeordnet werden. Somit entfallen mehr als 40
Prozent oder knapp 2,7 ct der EEG-Umlage 2015 auf die Förderung der Photovoltaik, gut ein
Viertel bzw. gut 1,6 ct wird für die Stromerzeugung aus Biomasse verwandt und knapp ein
Fünftel oder knapp 1,2 ct für die Onshore-Windenergie (Abb. 40, 2. Säule). Die sonstigen
Kosten in Höhe von knapp einem Prozent umfassen jene Kosten, die bei den ÜbertragungsSP; 11.05.2015
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netzbetreibern anfallen, um die EEG-Strommengen dienstleistend am Spotmarkt zu vermarkten (Profilservicekosten, Börsenzulassung, Handelsanbindung).
Bei den erzeugten Strommengen zeigt sich ein etwas anderes Bild. Weniger als ein Viertel
der EEG-Erzeugung stammt aus Photovoltaikanlagen, knapp ein Viertel aus Biomasse und
mehr als 40 Prozent der Erzeugung aus Onshore-Windenergie (Abb. 40, 4. Säule).
Abbildung 41 zeigt die Entwicklung der Anteile an der EEG-Umlage sowie die jeweiligen
€cent-Beträge von 2012 bis 2015. Absolut sind die Kosten aller Energieträger gestiegen, was
u. a. mit dem weiteren Ausbau der EEG-Anlagen und den gesunkenen Börsenerlösen zusammenhängt. Der Anteil der Photovoltaik ist gegenüber 2012 am deutlichsten zurückgegangen, während jener der Onshore-Windenergie knapp 6 Prozentpunkte angestiegen ist. Das
bedeutet nicht, dass die Windenergie an sich teurer geworden ist, sondern dass die Differenzkosten der Onshore-Windenergie relativ stärker angestiegen sind als bei der Biomasse
oder Photovoltaik. Da die Onshore-Windenergie insgesamt niedrigere Vergütungssätze als
Biomasse oder Photovoltaik aufweist, wirkt der Börsenpreis hier stärker auf die relative Veränderung der Differenzkosten.
Da die EEG-Umlage letztlich der Deckung der Differenzkosten dient, kann auch der Förderbetrag durch die Verbraucher in € pro erzeugter Megawattstunde (MWh) differenziert nach
den einzelnen Energieträgern dargestellt werden. Die Abbildungen 42 und 43 zeigen die entsprechenden Werte unter Berücksichtigung der vermiedenen Netzentgelte, für eine Umrechnung in ct/kWh sind die Werte mit dem Faktor zehn zu teilen (100 €/MWh = 10,0 ct/kWh).
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Abb. 40: Anteile einzelner Energieträger an der EEG-Umlage 2015, an den EEGAuszahlungen und an der EEG-Strommenge
EEG 2015:
Aufteilung nach Energieträgern
Anteil an
EEG-Umlage 2015*
Anteil an
EEG-Umlage 2015
Liquiditätsreserve 2015
Sonstige Kosten**
0,604 ct/kWh
0,055 ct/kWh
9,8%
0,9%
0,055
Anteil an den
EEG-Auszahlungen
2015**
Anteil an der
EEG-Strommenge
2015
0,9%
22,5%
Photovoltaik
2,609 ct/kWh
2,686 43,5%
42,3%
45,3%
41,7%
Wind onshore
1,152 ct/kWh
18,7%
1,195 19,4%
19,3%
Wind offshore
0,485 ct/kWh
7,8%
0,513
8,3%
7,5%
7,0%
25,1%
1,612 26,1%
25,7%
23,9%
1,7%
-6,3%
0,109
2,2%
4,9%
Biomasse
(fest,flüssig, gasförmig) 1,551 ct/kWh
Wasserkraft,
DKG-Gase, Geothermie 0,104 ct/kWh
-0,390 ct/kWh
Rückzahlung 2014
6,240 ct/kWh EEG-Umlage
1,8%
EEG-Umlage
EEG-Auszahlungen*** EEG-Strommenge
22.963 Mio. €
160.895 GWh
*inkl. proportionale Zuordnung der Rückzahlung 2014 und der Liquiditätsreserve 2015
**Profilsserviceaufwand, Börsenzulassung und Handelsanbindung, EEG-Bonus 2015 für 2013
*** EEG-Auszahlungen (EEG-Festvergütung, Marktprämie, Flexibilitätsprämie Biogas, PV-Eigenverbrauch) abzgl. vermiedene Netzentgelte
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage der ÜNB vom 15.10.2014)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 41: Anteile einzelner Energieträger an der EEG-Umlage 2012 bis 2015
EEG-Umlage 2012 bis 2015:
Aufteilung nach Energieträgern
Verwendung der EEG-Umlage nach einzelnen Energiearten in ct/kWh
6,240
6,170
0,047 0,8%
0,055 0,9%
Sonstige Kosten**
3,016 48,3%
2,686 43,5%
Photovoltaik
1,195 19,4%
Wind onshore
0,343 5,5%
0,513 8,3%
Wind offshore
1,368 25,9%
1,544 24,7%
1,612 26,1%
0,070 1,3%
0,094 1,5%
0,109 1,8%
Biomasse
(fest, flüssig, gasförmig)
Wasserkraft, DKGGase, Geothermie
2013
2014
2015
5,277
0,054 1,0%
3,592
0,091 ct/kWh 2,5%
2,815 53,4%
1,196 19,2%
2,016 ct/kWh 56,1%
0,496 ct/kWh 13,8%
0,038 ct/kWh 1,1%
0,908 ct/kWh 25,3%
0,043 ct/kWh
1,2%
2012
0,865 16,4%
0,105 2,0%
*inkl. proportionale Zuordnung der jeweiligen Nachholung und Liquiditätsreserve
**Profilsserviceaufwand, Börsenzulassung und Handelsanbindung, Zinskosten, EEG-Bonus und Effekt Grünstromprivileg
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis der Konzepte zur Berechnung der EEG-Umlage der ÜNB für die Jahr 2012 bis 2015)
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Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 42: Förderung der EEG-Stromerzeugung nach Energieträgern in €/MWh
Differenzkosten: Förderung der
EEG-Stromerzeugungnach Energieträgern
Von den Verbrauchern zu tragende Förderung* pro erzeugter MWh
EEG-Strom im Jahr 2015 nach Energiearten
259 €/MWh
206 €/MWh
144 €/MWh 153 €/MWh
29 €/MWh
DKG-Gase
49 €/MWh
Wasser
131 €/MWh
61 €/MWh
Wind
onshore
Biomasse
(fest, flüssig, gasf.)
Wind
offshore
Geothermie Photovoltaik alle EEGAnlagen
* EEG-Auszahlungen abzgl. vermiedene Netzentgelte abzgl. Vermarktungserlöse (nur bei EEG-Festvergütung)
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis der Prognose zur Berechnung der EEG-Umlage 2015 der Übertragungsnetzbetreiber vom 15.10.2014)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 43: Förderung der EEG-Stromerzeugung nach Energieträgern 2012 bis 2015 in €/MWh
Differenzkosten: Förderung der
EEG-Stromerzeugung nach Energieträgern
Wind
offshore
2012
2013
2014
306 €/MWh
286 €/MWh
252 €/MWh
259 €/MWh
173 €/MWh
201 €/MWh
201 €/MWh
206 €/MWh
Biomasse
(fest, flüssig, gasf.)
138 €/MWh
141 €/MWh
132 €/MWh
131 €/MWh
60 €/MWh
64 €/MWh
62 €/MWh
61 €/MWh
Wind
onshore
127 €/MWh
135 €/MWh
153 €/MWh
153 €/MWh
Wasser
135 €/MWh
144 €/MWh
137 €/MWh
144 €/MWh
DKG-Gase
45 €/MWh
53 €/MWh
47 €/MWh
49 €/MWh
26 €/MWh
32 €/MWh
26 €/MWh
29 €/MWh
Von den Verbrauchern zu tragende Förderung* pro erzeugter MWh
EEG-Strom 2012 bis 2015 nach Energiearten
Geothermie Photovoltaik alle EEGAnlagen
2015
* EEG-Auszahlungen abzgl. vermiedene Netzentgelte abzgl. Vermarktungserlöse (nur bei EEG-Festvergütung)
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen gemäß Jahresabrechnungen 2012 und 2013 sowie Prognosen zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 und 2015)
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13 Marktintegration der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen: Optionen der
Direktvermarktung
EEG-Anlagenbetreiber können wählen, ob sie die gesetzlich garantierte Einspeisevergütung
gemäß EEG in Anspruch nehmen oder sie ihre Stromerzeugung direkt vermarkten, also direkt an einen Käufer liefern, wobei die Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung für
bestimmte Neuanlagen in der EEG-Novelle 2014 diese Wahlmöglichkeit nun einschränkt. Mit
der EEG-Novellierung 2012 standen den Anlagenbetreibern erstmals verschiedene Optionen
der Direktvermarktung zur Verfügung: Erstens das Marktprämienmodell, zweitens das Grünstromprivileg und drittens die sonstige Direktvermarktung. Damit wurde ein erster wichtiger
Schritt in Richtung Marktintegration der Erneuerbaren Energien getan. Mit der Novellierung
des EEG im Jahr 2014 wurde das Grünstromprivileg als Möglichkeit der Direktvermarktung
abgeschafft, sodass nunmehr je nach Anlagenart und Risikobereitschaft der Anlagenbetreiber
zwischen Marktprämienmodell, der sonstigen Direktvermarktung oder aber der gesetzlichen
Einspeisevergütung wählen kann. Zudem kann der Anlagenbetreiber die Option der Direktvermarktung monatsweise wählen, d. h. ein Wechsel zwischen verschiedenen Direktvermarktungsoptionen oder die Rückkehr in das risikoärmere System der garantierten Einspeisevergütung ist möglich. Die sonstige Direktvermarktung, bei der keine Förderung über das EEG
erfolgt, wird aber nur noch stark eingeschränkt genutzt. In der Prognose zur EEG-Umlage
2015 werden weniger als 0,4 Prozent der direkt vermarkteten EEG-Strommengen außerhalb
des Marktprämienmodells vermarktet, auf die gesamte EEG-Stromerzeugung bezogen sind
es weniger als 0,3 Prozent, sodass de facto nahezu ausschließlich die Optionen Einspeisevergütung oder Direktvermarktung im Marktprämienmodell genutzt werden.
Im Jahr 2013 wurde bereits mehr als die Hälfte der EEG-Stromerzeugung im Rahmen des
Marktprämienmodells direkt vermarktet. Auch wenn die Marktprämie aufgrund ihrer in etwa
kostenneutralen Ausgestaltung die Kostenbelastung der Stromverbraucher insgesamt nicht
mindert, war ihre Einführung ein wichtiger Schritt zur Marktintegration der Erneuerbaren
Energien, da die Anlagenbetreiber und Vermarkter ihr Erzeugungsportfolio direkt an den
Markt bringen und dadurch neue Geschäftsmodelle und Vermarktungsstrategien entwickeln
konnten, die die Markt- und damit auch mittelfristig die Systemintegration der Erneuerbaren
Energien weiter vorantreiben. Die Anbieter sammeln Markterfahrungen und können gleichzeitig durch marktgerechtes Verhalten eine höhere Rendite als im System der gesetzlich garantierten Einspeisevergütung erwirtschaften. Für die Anlagenbetreiber ist eine direkte Vermarktung lukrativ, wenn sie aufgrund besserer Kenntnis ihrer Anlage bzw. ihres Anlagenportfolios
oder durch geschickte Vermarktung eine höhere Rendite erzielen können als bei Inanspruchnahme der gesetzlich garantierten, aber eben auch fixierten Einspeisevergütung. Für das
Stromversorgungssystem entsteht dabei ein Vorteil, wenn planbar einsetzbare EEG-Anlagen
ihre Stromerzeugung in hochpreisigen Marktphasen und damit bedarfsgerecht – also in der
Regel dann, wenn viel Strom verbraucht wird – einspeisen. Im System der Einspeisevergütung entfalten Marktpreissignale keine Wirkung auf die Anlagenbetreiber, um ihre Erzeugung
bedarfsorientiert einzuspeisen. Neue Geschäftsmodelle entstehen vor allem dadurch, dass
die Vermarktung oftmals durch Dritte erfolgt. Es wird dadurch möglich, die Stromerzeugung
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verschiedener Anlagenbetreiber zu kontrahieren und als Portfolio am Strommarkt zu vermarkten. Darüber hinaus können Betreiber von Biogasanlagen gemäß § 52 ff EEG 2014 eine Flexibilitätsprämie geltend machen, wenn sie den von Ihnen erzeugten Strom bedarfsorientiert
bereitstellen und die gesamte Stromerzeugung dann direkt an Dritte im Rahmen der Marktprämie vermarkten. Die Höhe der Flexibilitätsprämie wird kalenderjährlich neu berechnet und
wird für eine Dauer von zehn Jahren gewährt.
Durch die Einführung neuer Instrumente zur Marktintegration der Erneuerbaren Energien
wurde eine direkte Vermarktung der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen attraktiver. Hinzu
kommt, dass mit der Novellierung des EEG im Jahr 2014 die verpflichtende Direktvermarktung für größere EEG-Anlagen eingeführt wurde. Konkret bedeutet dies, dass Anlagen, die
zwischen dem 01. August 2014 und dem 31. Dezember 2015 in Betrieb gehen und eine Leistung von mehr als 500 kW haben, ihre Stromerzeugung direkt vermarkten müssen. Für Anlagen mit einer Inbetriebnahme ab dem 01. Januar 2016 gilt eine Leistungsgrenze von 100 kW.
Gemäß EEG-Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber werden bereits im laufenden
Jahr 2015 mehr als zwei Drittel der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen direkt vermarktet,
2019 werden es rund drei Viertel der EEG-Stromerzeugung sein (Abb. 44).
Abb. 44: Direktvermarktung der EEG-Strommengen bis 2019
Stromerzeugung aus EEG-Anlagen bis 2019:
EEG-vergütete Mengen und Direktvermarktung
Stromerzeugung aus EEG-Anlagen in GWh
225.000
200.000
175.000
ab 2014: Prognose der Übertragungsnetzbetreiber
SV
DV
EEG = EEG-Festvergütung
DV = Direktvermarktung
SV = Photovoltaik-Selbstverbrauch
PhotoEEG voltaik
150.000
125.000
DV
Wind
onshore
100.000
EEG
75.000
DV
Wind
offshore
DV
Biomasse
50.000
25.000
EEG
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Biomasse (EEG)
DKG-Gase (EEG)
Wind offshore (EEG)
Photovoltaik (EEG)
Biomasse (DV)
DKG-Gase (DV)
Wind offshore (DV)
Photovoltaik (DV)
* Wasser beinhaltet bis einschl. 2003 auch die Kategorie Gase
** Geothermie nicht sichtbar (2019: Stromerzeugung 298 GWh
*** inkl. nicht vergütetem PV-Selbstverbrauch
Wasser* (EEG)
Geothermie** (EEG)
Wind onshore (EEG)
Photovoltaik (EV)***
Wasser* (DV)
Geothermie** (DV)
Wind onshore (DV)
Quellen: 2000-2013: EEG-Jahresabrechnungen
2014: EEG-Mittelfristprognose vom 15.11.2013
2015-2019: EEG-Mittelfristprognose vom 15.11.2014
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Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Substanzielle Beiträge zu den direktvermarkteten Strommengen werden zukünftig vor allem
aus der Winderzeugung (onshore und offshore) sowie dem Bereich der Biomasse erwartet.
Im Bereich der Photovoltaik wird die Direktvermarktung ebenfalls Zuwächse erfahren, vor
allem aufgrund der verpflichtenden Direktvermarktung von Anlagen größer 100 kW. Allerdings wird die Inanspruchnahme der Einspeisevergütung bei der Photovoltaik weiterhin
überwiegen, da die Mehrheit der Anlagen eine weitaus geringere Leistung aufweisen. Im Bereich der Wasserkraft und von Deponie-, Klär und Grubengas spielt die Direktvermarktung
zukünftig zwar eine große Rolle, die erzeugten Mengen insgesamt sind aber deutlich geringer
als bei Wind oder Biomasse.
Hauptsächlich genutzte Option der Direktvermarktung: Die Marktprämie
Mit Novellierung des EEG im Jahr 2012 wurde die Marktprämie als Option der Direktvermarktung eingeführt, um die geförderten Erneuerbaren Energien stärker in den Markt zu integrieren. Da die durchschnittlichen Marktpreise über das Jahr gesehen aber in der Regel niedriger
sind als die meisten Einspeisevergütungssätze, besteht für einen EEG-Anlagenbetreiber
dadurch kein Anreiz, seinen Strom selbst am Markt zu verkaufen. Damit die Wirtschaftlichkeit
von EEG-Anlagen dennoch ermöglicht wird, muss deshalb im Rahmen einer „freien“ Vermarktung durch die Anlagenbetreiber oder durch von diesen beauftragte Stromhändler dann
weiterhin eine Förderung erfolgen, wenn die Stromerzeugungskosten bestehend aus variablen und fixen Kosten über dem Marktpreisniveau liegen. Daher erhält der Anlagenbetreiber
vom Netzbetreiber dann – anstelle einer Einspeisevergütung – eine Marktprämie, wenn er
seinen erzeugten Strom selbst oder über einen beauftragten Direktvermarkter verkauft. Die
Höhe der Prämie wird rückwirkend monatlich berechnet als Differenz zwischen der EEGVergütung für seine Anlage, die er im Vergütungsmodell bekommen hätte und einem energieträgerspezifischen Referenzmarktwert des Stroms. Vereinfacht bedeutet dies: Der Anlagenbetreiber erhält einen Markterlös vom Käufer seiner Stromerzeugung sowie die Differenz zur
sonst erhaltenen EEG-Vergütung vom Netzbetreiber. Dadurch bleibt die Investitionssicherheit
des Anlagenbetreibers gewahrt, da ihm das Erlösrisiko weitgehend genommen wird. In der
Marktprämie ist zudem eine Managementprämie enthalten, da er durch die selbsttätige Vermarktung keine Kosten für die Vermarktung seines Stroms beim Übertragungsnetzbetreiber
verursacht. Ab 2015 wird die Managementprämie nicht mehr gesondert aufgeführt, sondern
ist in der Marktprämie enthalten. Damit ist das Modell der Marktprämie annähernd kostenneutral im Vergleich zum EEG-Wälzungsmechanismus der Einspeisevergütung. Im Rahmen
der Gesamtbetrachtung des EEG fallen ungefähr dieselben Kosten an, wie im System der
gesetzlich garantierten Einspeisevergütungen. Es wird aber ein Anreiz dafür geschaffen, dass
EEG-Anlagenbetreiber ihren Strom direkt vermarkten und eine schrittweise Marktintegration
der Erneuerbaren Energien erfolgt. Der Vorteil für den Anlagenbetreiber oder mehrere kooperierende Anlagenbetreiber ist, dass sie unter Umständen am Markt höhere Erlöse erzielen als
der allgemeine Marktpreis, weil sie beispielsweise ihre Erzeugung planbar einsetzen können
und in hochpreisigen Marktphasen entsprechend gewinnbringender verkaufen. Zudem können sie gegebenenfalls die Managementkosten ihrer Vermarktung geringer halten als die
erhaltene Managementprämie und darüber eine zusätzliche Rendite generieren. Die monatli-
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che Entry-Exit-Option ermöglicht dabei jederzeit die Rückkehr in das System der gesetzlich
garantierten Einspeisevergütungssätze und erlaubt den Anlagenbetreibern ein „Ausprobieren
der Direktvermarktung“.
Allerdings ist die Phase des „Ausprobierens“ für viele Direktvermarkter inzwischen abgeschlossen und es haben sich funktionierende Prozesse und Geschäftsmodelle entwickelt. Um
zudem die Erneuerbaren Energien weiter an den Markt heranzuführen, wurde mit der Novellierung des EEG im Jahr 2014 die verpflichtende Direktvermarktung für größere EEGAnlagen eingeführt, d. h. für diese Anlagen besteht die Wechseloption nicht mehr. Das gilt
zunächst für Anlagen größer 500 kW Leistung und ab 2016 für Anlagen mit mehr als 100 kW
Leistung. Zudem wurde mit der Novellierung die Fernsteuerbarkeit für die Beanspruchung der
Marktprämie obligatorisch.
Abbildungen 45 und 46 zeigen die Prognose der Übertragungsnetzbetreiber für den Anteil der
direkt vermarkteten EEG-Mengen bis 2019. Dabei zeigt sich, dass im Bereich der OnshoreWindenergie das Marktprämienmodell die vorwiegend gewählte und in der Offshore-Windenergie die ausschließliche Variante darstellen wird. Auch bei der Biomasse werden drei
Viertel der Stromerzeugung über das Marktprämienmodell vermarktet. Beides ist natürlich
auch eine Folge der verpflichtenden Direktvermarktung, da sowohl Wind- als auch Biomasseanlagen in der Regel eine Leistung von mehr als 100 kW aufweisen. Gleichzeitig wird die
Streichung des Grünstromprivilegs ab dem Jahr 2015 bei einigen Energieträgern – insbesondere bei Deponie-, Klär- und Grubengas – sowie die zukünftig nur noch geringfügige Nutzung
der sonstigen Direktvermarktung sichtbar. Im Bereich der Photovoltaik werden in naher Zukunft etwas geringere Anteile direkt über das Marktprämienmodell vermarktet, vor allem aufgrund der verpflichtenden Direktvermarktung für größere Anlagen. Kontinuierlich zunehmen
wird hier die Möglichkeit, den erzeugten Strom selbst zu verbrauchen und damit für diese
Mengen – vor allem bei Kleinstanlagen mit weniger als 10 kW Leistung – von der Zahlung der
EEG-Umlage befreit zu werden.
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Abb. 45: Direktvermarktung: Wind onshore, Wind offshore und Photovoltaik bis 2019
Marktintegration der erneuerbaren Energien:
Wind onshore, Wind offshore, Photovoltaik
100.000
90.000
30.000
50.000
Wind offshore
Wind onshore
45.000
Photovoltaik
25.000
80.000
40.000
70.000
35.000
60.000
50.000
40.000
30.000
Stromerzeugung in GWh
Stromerzeugung in GWh
Stromerzeugung in GWh
20.000
15.000
10.000
20.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
10.000
5.000
Grünstromprivileg*/sonst. DV
Grünstromprivileg*/sonst. DV
Marktprämie
EEG-vergütet
Marktprämie
EEG-vergütet
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
0
2010
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
0
2010
0
Selbstverbrauch
Grünstromprivileg/sonst. DV
Marktprämie
EEG-vergütet
Quellen: 2010 bis 2013: EEG-Jahresabrechnungen; 2014: EEG-Mittelfristprognosen der Übertragungsnetzbetreiber vom 15.11.2013;
2015-2019: EEG-Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber vom 15.11.2014
*Grünsstromprivileg nur bis 2014 möglich
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Abb. 46: Direktvermarktung: Biomasse, Wasserkraft und DKG-Gase bis 2019
Marktintegration der erneuerbaren Energien:
Biomasse, Wasserkraft, Deponie-, Klär- und Grubengas
45.000
40.000
8.000
Biomasse
2.500
Wasserkraft
DKG-Gase
(fest, flüssig, gasförmig)
7.000
2.000
35.000
6.000
25.000
20.000
15.000
5.000
Stromerzeugung in GWh
Stromerzeugung in GWh
Stromerzeugung in GWh
30.000
4.000
3.000
1.500
1.000
2.000
10.000
500
Grünstromprivileg*/sonst. DV
Marktprämie
EEG-vergütet
Grünstromprivileg*/sonst. DV
Marktprämie
EEG-vergütet
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
0
2010
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
0
2012
0
2011
1.000
2010
5.000
Grünstromprivileg*/sonst. DV
Marktprämie
EEG-vergütet
Quellen: 2010 bis 2013: EEG-Jahresabrechnungen; 2014: EEG-Mittelfristprognosen der Übertragungsnetzbetreiber vom 15.11.2013;
2015-2019: EEG-Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber vom 15.11.2014
*Grünsstromprivileg nur bis 2014 möglich
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14 Regionale Verteilung der EEG-Anlagen und des EEGVergütungsaufkommens 2013
Im Folgenden werden die regionale Verteilung der EEG-Anlagen, deren EEG-vergütete
Stromerzeugung und die daraus resultierenden Vergütungssummen abgebildet. Datenbasis
dafür bilden die Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber gemäß § 73 EEG 2014,
wonach die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet sind u. a. den Standort, die installierte
Leistung, die nach EEG geförderte Strommenge sowie die Höhe der EEG-Auszahlungen aller
mittelbar und unmittelbar an ihr Übertragungsnetz angeschlossenen EEG-Anlagen zu veröffentlichen. Die Auswertung dieser umfangreichen Datensätze liegt derzeit mit den Werten der
Jahresabrechnung 2013 vor. Bayern weist vor Niedersachen die höchste installierte Leistung
und die mit Abstand höchste Anlagenanzahl auf, allerdings liegt die Stromerzeugung in Niedersachsen aufgrund der intensiven Windnutzung mit höheren Volllaststunden im Vergleich
zur Photovoltaik weiterhin den größten Beitrag. Da es sich bei den inzwischen gut 470.000
EEG-Anlagen in Bayern überwiegend um Photovoltaikanlagen handelt, die im Durchschnitt
auch die höchste Vergütung erhalten, liegt Bayern auch bei der Vergütungssumme vorne.
Aufgrund ihrer Struktur haben die Stadtstaaten Berlin, Hamburg und Bremen mit Abstand die
wenigsten EEG-Anlagen.
Tab. 6: Anlagenzahl, Leistung, Strommengen und Vergütung 2013 nach Bundesländern
EEG-Anlagen und Stromerzeugung 2013
in absoluten Zahlen
Bundesland
Baden-Württemberg
Bayern
Berlin
Brandenburg
Bremen
Hamburg
Hessen
Mecklenburg-Vorpommern
Niedersachsen
Nordrhein-Westfalen
Rheinland-Pfalz
Saarland
Sachsen
Sachsen-Anhalt
Schleswig-Holstein
Thüringen
Offshore-Wind-Gebiete
Deutschland
EEGAnlagenzahl
EEG-Leistung
[MW]
270 441
473 274
5 345
30 953
1 795
2 971
95 896
15 122
141 036
215 824
84 762
20 557
31 831
24 686
42 372
23 377
113
6 260
13 309
103
8 253
197
140
2 869
3 716
12 147
8 394
4 211
647
2 849
6 111
5 543
2 386
508
Strommengen EEGfähiger Anlagen
[GWh]
9 983
20 550
230
12 256
373
268
3 981
6 496
22 941
13 261
5 434
1 006
4 468
9 429
10 424
3 799
905
1 480 355
77 645
125 804
EEG-Auszahlungen
[Mio. €]
2 150
4 733
32
1 388
33
28
734
817
3 130
2 005
801
123
680
1 023
1 320
519
123
19 637
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2013, veröffentlicht durch die ÜNB; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
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Abb. 47: Anteile an EEG-Stromerzeugung und EEG-Vergütung 2013 nach Bundesländern
Regionale Verteilung der EEG-Stromerzeugung
und EEG-Auszahlungen 2013
Anteil an EEGStromerzeugung
Bundesland
7,9%
11,0%
16,3%
24,1%
Berlin
0,2%
0,2%
Brandenburg
9,7%
7,1%
Bremen
0,3%
0,2%
Hamburg
0,2%
0,1%
Hessen
3,2%
3,7%
Mecklenburg-Vorp.
5,2%
4,2%
Niedersachsen
18,2%
15,9%
Nordrhein-Westfalen
Baden-Württemberg
Bayern
Stromerzeugung aus EEG-Anlagen 2013
Anteil an EEGVergütung
10,5%
10,2%
Rheinland-Pfalz
4,3%
4,1%
Saarland
0,8%
0,6%
Sachsen
3,6%
3,5%
Sachsen-Anhalt
7,5%
5,2%
Schleswig-Holstein
8,3%
6,7%
Thüringen
3,0%
2,6%
Offshore Wind-Gebiete
0,7%
0,6%
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2013, veröffentlicht durch die ÜNB; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
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Abb. 48: EEG-Gesamt: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung
EEG-Anlagen 2013
Anteile der Bundesländer
30%
Anteil installierte EEG-Leistung
EEG insgesamt
Anteil EEG-Stromerzeugung
25%
Anteil EEG-Auszahlungen
20%
15%
10%
Nord-/Ostsee
Thüringen
Schleswig-Holst.
Sachsen-Anhalt
Sachsen
Saarland
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westf.
Niedersachsen
Mecklenbg.-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Berlin
Bayern
0%
Baden-Württ.
5%
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2013, veröffentlicht durch die ÜNB; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
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Abb. 49: Windenergie: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung
EEG-Anlagen 2013 – Wind onshore
Anteile der Bundesländer
30%
Anteil installierte EEG-Leistung
Wind onshore
Anteil EEG-Stromerzeugung
25%
Anteil EEG-Auszahlungen
20%
15%
10%
Thüringen
Schleswig-Holst.
Sachsen-Anhalt
Sachsen
Saarland
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westf.
Niedersachsen
Mecklenbg.-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Berlin
Bayern
0%
Baden-Württ.
5%
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2013, veröffentlicht durch die ÜNB; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
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Abb. 50: Photovoltaik: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung
EEG-Anlagen 2013 – Photovoltaik
Anteile der Bundesländer
40%
Photovoltaik
Anteil installierte EEG-Leistung
35%
Anteil EEG-Stromerzeugung
30%
Anteil EEG-Auszahlungen
25%
20%
15%
10%
Thüringen
Schleswig-Holst.
Sachsen-Anhalt
Sachsen
Saarland
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westf.
Niedersachsen
Mecklenbg.-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Berlin
Bayern
0%
Baden-Württ.
5%
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2013, veröffentlicht durch die ÜNB; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
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Abb. 51: Biomasse: Regionale Verteilung von Leistung, Strommengen und Vergütung
EEG-Anlagen 2013 – Biomasse
Anteile der Bundesländer
25%
Biomasse
Anteil installierte EEG-Leistung
(fest, flüssig, gasförmig)
Anteil EEG-Stromerzeugung
20%
Anteil EEG-Auszahlungen
15%
10%
Thüringen
Schleswig-Holst.
Sachsen-Anhalt
Sachsen
Saarland
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westf.
Niedersachsen
Mecklenbg.-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Berlin
Bayern
0%
Baden-Württ.
5%
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2013, veröffentlicht durch die ÜNB; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
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Abb. 52: Regionale EEG-Stromerzeugung 2013: Absolutwerte vs. Flächendichte
Regionale EEG-Stromerzeugung 2013:
Absolutwerte vs. Flächendichte
Absolutwert: EEG-Stromerzeugung insgesamt
Flächendichte: EEG-Stromerzeugung pro km2
Quelle: Jahresmeldungen der Verteilnetzbetreiber für 2013, veröffentlicht durch die ÜNB; BDEW (eigene Berechnung); Stand: 31.12.2014
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Ergänzend zu den Absolutwerten der EEG-Stromerzeugung in den einzelnen Bundesländern
zeigt Abb. 52 auch die EEG-Stromerzeugung je Quadratkilometer. Aufgrund der geografischen Gegebenheiten ist es naheliegend, dass große Flächenländer mehr Platz haben, um
Windparks zu errichten oder nachwachsende Rohstoffe als Biomasse anzubauen und daher
absolut größere Mengen an EEG-Strom erzeugen können. Betrachtet man die Flächendichte
der EEG-Stromerzeugung als erzeugte Megawattstunden (MWh) pro Quadratkilometer zeigt
sich, dass hier vor allem die nördlichen Bundesländer mit einem hohen Anteil an Windenergie
und relativ großen landwirtschaftlichen Nutzflächen für den Anbau nachwachsender Rohstoffe eine tendenziell höher Erzeugungsdichte aufweisen als die südlichen Bundesländer. Für
eine Beurteilung der Beiträge der Erneuerbaren Energien und einzelner Bundesländer und
ihrer Ausbauziele sind je nach Fragestellung beide Betrachtungsweisen relevant.
15 Regionale Verteilung der EEG-induzierten Zahlungsströme
Für eine umfassendere Bewertung des EEG greift eine alleinige Betrachtung der EEG-Vergütungssummen zu kurz. Den Kosten des EEG muss auch der Nutzen der Förderung der
Erneuerbaren Energien in Deutschland gegenübergestellt werden. Eine umfassende Betrachtung aller Faktoren sollte einerseits den gestifteten Umweltnutzen (überwiegend in Form von
CO2-Einsparungen) und die Umweltkosten (Landschaftsbild, Verlust an Biodiversität durch
Monokulturen etc.) einbeziehen, andererseits aber auch die ökonomischen Wirkungen berücksichtigen. Dazu zählt die entstehende Wertschöpfung durch die Förderung der EEGAnlagen angefangen bei der Rohstoffförderung (Silizium, Eisenerze etc.), der Rohstoffaufbereitung (bspw. Umwandlung in polykristallines Silizium oder Herstellung von Spezialstählen)
über die Fertigung bis hin zur Montage, dem Betrieb sowie der Wartung und Instandhaltung
der Anlagen. Im Rahmen einer gesamten Lebenszyklus-Betrachtung wären zudem noch das
Recycling und die Entsorgung am Ende der Nutzungsdauer einer EEG-Anlage einzubeziehen. Weiter gefasst wären noch die resultierenden Arbeitsplatz-, Substitutions- und Budgeteffekte zu berücksichtigen. Sicherlich wäre auch eine sozioökonomische Betrachtung der Verteilungseffekte interessant. Und auch die systemischen Herausforderungen und damit verbundenen Kosten, die die Integration dargebotsabhängiger Stromerzeugung in ein Stromversorgungssystem bei Gewährleistung einer hohen Versorgungszuverlässigkeit verursachen,
müssten bei einer umfassenden Betrachtung berücksichtigt werden. Zusammengefasst mündet die Wertschöpfung über die gesamte Wertschöpfungskette letztendlich in der Investition
des Anlageninvestors bzw. des Anlagenbetreibers, der seine Investition über den Erhalt der
gesetzlich garantierten Vergütungszahlungen oder anderen Fördermechanismen des EEG
amortisiert. Eine allumfassende Betrachtung ist sehr komplex und kann an dieser Stelle leider
nicht geleistet werden.
Um die regionalen Verteilungseffekte trotzdem zu beschreiben, kann man der regionalen Verteilung der Nutzung der Erneuerbaren Energien und damit der Verteilung des EEG-Fördervolumens die regionale Verteilung des Aufkommens der EEG-Umlage gegenüberstellen.
SP; 11.05.2015
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Deshalb werden im Folgenden für eine Betrachtung der regionalen EEG-induzierten Zahlungsströme die an die Anlagenbetreiber ausbezahlten Vergütungszahlungen abzüglich der
Vermarktungserlöse des erzeugten Stroms und abzüglich der vermiedenen Netzentgelte
– kurzum das EEG-Fördervolumen – der Summe der von den Verbrauchern bezahlten EEGUmlage nach Bundesländern gegenübergestellt. Die Vermarktungserlöse des erzeugten
EEG-Stroms werden zur Ermittlung des regionalen Mittelzuflusses von der Vergütungssumme abgezogen, da nur der Förderanteil an der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen in die Betrachtung der regionalen Zahlungsströme einfließen soll. Zudem werden die vermiedenen
Netzentgelte in Abzug gebracht, da durch die dezentrale, kleinteilige Aufstellung vieler EEGAnlagen in der Mittel- und Niederspannungsebene teilweise Netzkosten in überlagerten
Netzebenen eingespart werden. Letztendlich wird also nur der über die EEG-Umlage geförderte Anteil an den gesamten EEG-Systemkosten für die Betrachtung der regionalen Zahlungsströme berücksichtigt (s. auch Kap. 9).
Der Mittelzufluss eines Bundeslandes bzw. des gesamten Mittelzuflusses an die dort ansässigen Anlagenbetreiber lässt sich mit den Daten aus der regionalen Verteilung der EEGVergütungssummen (s. Kap. 14) und den durchschnittlichen Erlösen aus der EEG-Vermarktung unter Berücksichtigung der spezifischen Profilfaktoren ermitteln. Für den Mittelabfluss
bzw. das Aufkommen der EEG-Umlage wurde der Stromverbrauch der einzelnen Bundesländer herangezogen und die Verteilung des privilegierten Letztverbrauchs, der bis 2014 entweder stufenweise mit 10% bzw. 1% der Höhe der EEG-Umlage oder nur mit der begrenzten
EEG-Umlage in Höhe von 0,05 ct/kWh belegt wird, abgeschätzt. Auf Basis der Verbrauchsdaten kann somit der Mittelabfluss eines Bundeslandes bzw. der Mittelabfluss in Form der von
den dort ansässigen Verbrauchern zu bezahlenden EEG-Umlage ermittelt werden. Für den
Stromverbrauch als Bemessungsgröße wurden die Werte für den EEG-pflichtigen Letztverbrauch aus der EEG-Jahresabrechnung 2013 sowie dem Prognosekonzept zur Ermittlung der
EEG-Umlage 2014 übernommen. Da darin aber keine Verteilung des Stromverbrauchs auf
die einzelnen Bundesländer angegeben ist, wurden die Anteile der einzelnen Bundesländer
am Stromverbrauch aus dem Netz der allgemeinen Versorgung auf Basis der derzeit verfügbaren Daten aus dem Jahr 2013 auf den EEG-pflichtigen Letztverbrauch 2013 und 2014
übertragen. Die Ergebnisse sind auf den folgenden Seiten für das EEG insgesamt sowie aufgeschlüsselt für die Energieträger Wind, Photovoltaik und Biomasse im Jahr 2014 dargestellt.
Auch im Jahr 2014 erhielten die Anlagenbesitzer in Bayern – wie in den vergangenen Jahren
bereits auch – insgesamt die höchsten Mittelzuflüsse durch das EEG, gefolgt von Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Baden-Württemberg (Abb. 53). Allerdings ist Bayern nicht
mehr größter Netto-Empfänger nach Bildung des Saldos von Mittelzuflüssen und Mittelabflüssen. Für die Mittelabflüsse ist der Stromverbrauch die maßgebliche Größe. Daher hat hier
Nordrhein-Westfalen aufgrund der großen Einwohnerzahl sowie der hohen Industriedichte die
mit Abstand höchsten Mittelabflüsse, gefolgt von den ebenfalls bevölkerungsreichen Bundesländern Bayern und Baden-Württemberg. Vor allem die nochmals deutliche Erhöhung der
EEG-Umlage um knapp einen €cent pro kWh im Jahr 2014 führte dazu, dass die Mittelabflüsse zunehmend den Saldo bestimmen und dieser vor allem in den bevölkerungsstarken Bundesländern zunehmend negativ wird bzw. Bayern erstmals höher Mittelabflüsse als -zuflüsse
aufweist. Zwar liegen die bevölkerungsstarken Bundesländer bei der separaten Betrachtung
SP; 11.05.2015
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der Mittelzuflüsse und -abflüsse jeweils im vorderen Bereich, d. h. diese Bundesländer profitieren vom EEG, sie finanzieren aber auch maßgeblich dessen Kosten. In der Saldenbetrachtung können die durch den Stromverbrauch bestimmten Mittelabflüsse aber nicht mehr durch
die zufließende Förderung kompensiert werden, sodass die bevölkerungsstarken Bundesländer hier eher am unteren Ende rangieren. Letztlich ist die Saldenbetrachtung aber die relevante Größe, um festzustellen, welche Bundesländer insgesamt vom EEG profitieren und
welche nicht.
So leisten die Verbraucher in Bayern – dem Bundesland mit dem zweithöchsten Stromverbrauch – mit 4,1 Mrd. € im Jahr 2014 den zweithöchsten Beitrag für die Förderung der Erneuerbaren Energien. Als größter Stromproduzent von Strom aus Photovoltaik und zweitgrößter Stromerzeuger bei der Biomasse generierte Bayern aber auch mit 4,0 Mrd. € die mit
Abstand höchsten Mittelzuflüsse und geringfügig höhere Zuflüsse als 2013. Saldiert verbleibt
aber 2014 dennoch erstmals ein Minus von 115 Mio. € (Abb. 54).
Niedersachsen als größter Windstromproduzent und mit der höchsten Erzeugung aus Biomasse erzielt Mittelzuflüsse in Höhe von 2,9 Mrd. € (2013: 2,8 Mrd. €), dem stehen als Bundesland mit dem vierthöchsten Stromverbrauch aber Abflüsse in Höhe von 2,5 Mrd. € gegenüber, dennoch verbleibt ein Saldo von 0,4 Mrd. €. Baden-Württemberg und insbesondere
Nordrhein-Westfalen können trotz guter Mittelzuflüsse an die EEG-Anlagenbetreiber die Abflüsse aufgrund des hohen Stromverbrauchs nicht kompensieren und haben daher im Saldo
einen Nettoabfluss von 1,6 Mrd. € (2013: 1,1 Mrd. €) bzw. 3,1 Mrd. € (2013: 2,9 Mrd. €) zu
verzeichnen.
Die größten Netto-Empfänger waren 2014 Brandenburg, Schleswig-Holstein, MecklenburgVorpommern und Sachsen-Anhalt: Sie erzielen zwar nur Zuflüsse auf mittlerem Niveau, aufgrund des relativ geringen Stromverbrauchs in diesen dünner besiedelten und damit verbrauchsschwächeren Bundesländern sind aber die Mittelabflüsse relativ gering, sodass sie in
der Saldenbetrachtung mit Netto-Zuflüssen zwischen knapp 500 und gut 800 Mio. € die vorderen Plätze belegen.
Zudem aufgeführt ist die Nord- und Ostsee als Gebiet, welches Zuflüsse für die OffshoreWindenergie generiert, ohne dass dem Zahlungsabflüsse gegenüberstehen. Dies erfolgt deshalb, weil die Zuflüsse für Offshore-Windenergie nicht konkreten Bundesländern zugeordnet
werden können. Auch wenn klar ist, dass infolge der Netzanbindung die physikalischen Einspeisungen ins Übertragungsnetz hauptsächlich in Niedersachsen und MecklenburgVorpommern an den küstennahen Übergabestationen erfolgen, kann die erhaltene Förderung
dennoch nicht diesen Bundesländern zugeordnet werden. Der Zufluss infolge der OffshoreNutzung betrug 2014 gemäß der unterstellten Werte mehr als eine Mrd. €. Die angenommenen Werte basieren noch auf dem Konzept zur Umlagenprognose 2014, in der eine OffshoreWinderzeugung von mehr als 7 Mrd. kWh angesetzt wurde. Aufgrund der Verzögerungen
beim Bau der Anlagen oder der Netzanbindung wurden 2014 nach vorläufigen Berechnungen
jedoch nur 1,3 Mrd. kWh offshore erzeugt, sodass dieser Wert in der ex post Ermittlung nach
Vorliegen der EEG-Jahresabrechnung 2014 deutlich niedriger ausfallen wird.
Nordrhein-Westfalen fällt bei der Betrachtung eine gewisse Sonderrolle zu. So ist NordrheinWestfalen der drittgrößte Produzent von Strom aus Solarenergie und Biomasse, der fünftSP; 11.05.2015
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größte Windstromproduzent und mit über 10 Prozent Anteil der drittgrößte Erzeuger von
EEG-Strom. Als bevölkerungsreichstes Bundesland mit einer großen Dichte an Industriebetrieben hat es aber auch mit Abstand den größten Stromverbrauch. Der Anteil NordrheinWestfalens am deutschen Stromverbrauch betrug 24 Prozent im Jahr 2013 und ist damit um
44 Prozent höher als der Stromverbrauch des zweitgrößten Verbrauchers Bayern (Anteil 16
Prozent). Mit dem Anstieg der EEG-Umlage im Jahr 2014 um knapp einen €cent/kWh auf
dann 6,24 ct/kWh, kommt dem Stromverbrauch bei der Betrachtung der Zahlungsströme eine
nochmals stärkere Bedeutung als noch im Vorjahr zu. Gegenüber 2012 ist der Mittelabfluss
Nordrhein-Westfalens daher um gut 1,8 Mrd. € auf knapp 5 Mrd. € im Jahr 2014 angewachsen. Dieser Anstieg kann dann auch mit einer guten Ausstattung an EEG-Anlagen nicht ausgeglichen werden, sodass im Saldo 3,1 Mrd. € abfließen.
Für die zeitliche Entwicklung der saldierten Netto-Zahlungsströme sind vor allem zwei Faktoren entscheidend: Erstens der Ausbau der Erneuerbaren Energien in den einzelnen Bundesländern und zweitens die Höhe der EEG-Umlage. Allerdings wirken beide Faktoren unterschiedlich stark auf die Zahlungsströme. Während der Ausbau der Erneuerbaren eher zu
moderaten Anstiegen und leichten regionalen Verschiebungen der Mittelzuflüsse führt, wirkt
die Höhe der EEG-Umlage über den Stromverbrauch deutlich stärker auf die Mittelabflüsse.
Dies wird bei einer Betrachtung der zeitlichen Entwicklung der Netto-Zahlungsströme ab 2010
(Abb. 62) sichtbar: Im Jahr 2012 ist die EEG-Umlage nur unwesentlich von 3,53 ct/kWh auf
3,59 ct/kWh gestiegen, d. h. die Mittelabflüsse sind nahezu unverändert geblieben. Gleichzeitig hat aber der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien – insbesondere der noch starke
Zubau der Photovoltaik in den Jahren Jahr 2011 und 2012 – die Vergütungssummen deutlich
ansteigen lassen, sodass zahlreiche Bundesländer ihre Netto-Zuflüsse gesteigert haben. Bis
2012 kam also hauptsächlich der Ausbaueffekt der Erneuerbaren Energien zum Tragen. In
den Jahren 2013 und 2014 wirkte dann der zweimalige deutliche Anstieg der EEG-Umlage
vor allem auf die Mittelabflüsse in jenen Bundesländern, die einen hohen Stromverbrauch
aufweisen, während in verbrauchsschwachen bzw. bevölkerungsarmen Bundesländer der
Anstieg der umlagebedingten Mittelabflüsse durch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren
Energien mit entsprechenden Zuflüssen kompensiert werden konnte.
Hinzu kommt: Insgesamt hat sich das Niveau der saldierten Zahlungsströme stärker ins Negative verschoben. Grund dafür ist der Anstieg der Nachholung und der Liquiditätsreserve in
der EEG-Umlage 2013 und 2014, die über die EEG-Umlage auf die Zahlungsabflüsse wirken.
Die Analyse der EEG-Zahlungsströme beschreibt die tatsächlichen innerhalb eines Kalenderjahres erfolgten monetären Zahlungsflüsse. Das bedeutet, einerseits werden die Vergütungszahlungen an EEG-Anlagenbetreiber bzw. der darin enthaltene Anteil der Förderkosten eines
Kalenderjahres ermittelt und andererseits die geleisteten Zahlungen der Verbraucher in Form
der EEG-Umlage. Die EEG-Umlage 2014 enthielt aber eine Nachholung in Höhe von knapp
0,9 Mrd. € (2013: 2,6 Mrd. €) für Vergütungszahlungen, die bereits im Jahr 2013 an Anlagenbetreiber geflossen sind, von den Verbrauchern aber noch nicht entrichtet wurden. Hier fallen
also zeitliche und sachliche Dimension der Zahlungsflüsse auseinander bzw. die Verbraucher
entrichteten im Kalenderjahr 2014 mehr über die EEG-Umlage als im Kalenderjahr 2014 an
Förderkosten an Anlagenbetreiber floss und die aufsummierten Mittelabflüsse übersteigen die
Summe der Mittelzuflüsse. Die Erhöhung der Liquiditätsreserve entfaltet eine ähnliche WirSP; 11.05.2015
Seite 82 von 94
kung, da sie als Vorsichtsmaßnahme eine vorauseilende Erhebung von Förderkosten darstellt und ihr ebenfalls zunächst keine Mittelzuflüsse gegenüber stehen. Die Liquiditätsreserve
wird erst in einer ex post Betrachtung auf Basis der EEG-Jahresabrechnung 2014 aus der
Saldierung rausfallen. Diese wird aber erst im Juli 2015 vorliegen. Im Ergebnis heißt das: Die
aufsummierten Netto-Zahlungsflüsse können bei Beibehaltung der zeitlichen Konsistenz der
monetären Zahlungsflüsse nicht Null ergeben. Da in der EEG-Umlage 2015 erstmals eine
Rückzahlung an die Verbraucher enthalten ist, weil das „EEG-Konto“ am 30.09.2014 einen
positiven Saldo aufwies, wird in der Betrachtung der Zahlungsströme 2015 dieser Effekt teilweise kompensiert, ein Überhang bleibt aber bestehen, da die Liquiditätsreserve höher als
die Rückzahlung ausfällt.
SP; 11.05.2015
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Abb. 53: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014
EEG 2014 gesamt:
Regionale Verteilung der EEG-Zahlungsströme
5.000
2.000 1.760
842
665
1.000
34
35
787
632
1.090 1.283
1.132
502
122
28
0
-1.000
-601
-697
-256
-477
-1.323
-2.000
-857
-597
-608
-531
-1.816
-3.000
-2.466
-3.327
-4.099
-5.000
Nord-/Ostsee
Thüringen
Schleswig-Holst.
Sachsen-Anhalt
Sachsen
Niedersachsen
Mecklenburg-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Berlin
Bayern
Baden-Württ.
Saarland
-4.993
-6.000
Rheinland-Pfalz
-4.000
0
-280
-652
Nordrhein-Westf.
in Mio. Euro
1.893
1.535
Mittelabfluss
2.901
3.000
Mittelzufluss
3.984
4.000
EEG-induzierter Mittelzufluss (EEG-Auszahlungen abzgl. Vermarktungserlöse abzgl. vermiedene Netzentgelte)
EEG-induzierter Mittelabfluss (Summe der Zahlungen EEG-Umlage)
*nach ersten Ergebnissen für 2014 wurde die Prognose für Wind offshore deutlich unterschritten
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 54: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme 2014 nach Bundesländern
(absteigend sortiert)
EEG 2014 gesamt: Salden der
EEG-Zahlungsströme nach Bundesländern
2.000
Saldo aus Mittelzufluss und Mittelabfluss 2014
in Mio. Euro
1.000
838
675
562
493
435
0
-29
-115
-221
-225
-355
-1.000
-536
-567
-623
-1.152
-1.567
-2.000
-3.000
-3.100
Nordrhein-Westf.
Baden-Württ.
Hessen
Hamburg
Berlin
Rheinland-Pfalz
Saarland
Sachsen
Bremen
Bayern
Thüringen
Niedersachsen
Sachsen-Anhalt
Mecklenburg-Vorp.
Schleswig-Holst.
Brandenburg
-4.000
Anmerkung: Die Aufsummierung der einzelnen Ländersalden ergibt nicht Null, da die Mittelzuflüsse die erfolgten EEG-Auszahlungen des Kalender-jahres 2014 umfassen und die Mittelabflüsse das Aufkommen der EEG-Umlage abbilden, welches auch die Kosten der Nachholung für bereits
geleistete Auszahlungen an EEG-Anlagenbetreiber im Jahr 2013 sowie die Liquiditätsreserve beinhaltet. Damit ergibt sich eine zeitlich exakte
Zuordnung der Zahlungsflüsse zum Kalenderjahr 2013, aber keine Saldierung auf Null.
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 55: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014 Windenergie
EEG 2014 Wind onshore:
Regionale Verteilung der EEG-Zahlungsströme
1.000
260
98
40
19
0
460
359
230
86
5
492
109
21
108
-55
-128
-94
-261
-358
-500
-169
-118
-120
-105
Thüringen
-50
Schleswig-Holst.
-137
Sachsen-Anhalt
-118
Sachsen
in Mio. Euro
0
-486
Mittelabfluss
561
500
Mittelzufluss
909
-655
-807
-1.000
-984
Saarland
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westf.
Niedersachsen
Mecklenburg-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Baden-Württ.
Bayern
Berlin
-1.500
Wind: EEG-induzierter Mittelzufluss (EEG-Auszahlungen abzgl. Vermarktungserlöse abzgl. vermiedene Netzentgelte)
Wind: EEG-induzierter Mittelabfluss (Summe der Zahlungen EEG-Umlage)
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 56: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme Wind 2014
nach Bundesländern (absteigend sortiert)
EEG 2014 Wind onshore: Salden der
EEG-Zahlungsströme nach Bundesländern
700
500
Wind: Saldo aus Mittelzufluss und Mittelabfluss 2014
424
423
372
342
in Mio. Euro
300
205
100
4
-31
-100
-31
-60
-73
-118
-123
-300
-272
-500
-615
-700
-625
-709
Bayern
Nordrhein-Westf.
Baden-Württ.
Hessen
Hamburg
Berlin
Saarland
Sachsen
Bremen
Rheinland-Pfalz
Thüringen
Mecklenburg-Vorp.
Sachsen-Anhalt
Schleswig-Holst.
Niedersachsen
Brandenburg
-900
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 57: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014 Photovoltaik
EEG 2014 Photovoltaik:
Regionale Verteilung der EEG-Zahlungsströme
3.000
2.883
437
16
8
452
247
8
338
92
376
377
225
-334
-123
-134
-312
-1.000
-229
-634
-870
-410
-286
-291
Schleswig-Holst.
-288
Sachsen-Anhalt
0
Sachsen
in Mio. Euro
1.006
833
650
-254
-1.181
Mittelabfluss
1.290
1.000
Mittelzufluss
2.000
-1.593
-2.000
-1.963
-2.392
Thüringen
Saarland
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westf.
Niedersachsen
Mecklenburg-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Baden-Württ.
Bayern
Berlin
-3.000
Photovoltaik: EEG-induzierter Mittelzufluss (EEG-Auszahlungen abzgl. Vermarktungserlöse abzgl. vermiedene Netzentgelte)
Photovoltaik: EEG-induzierter Mittelabfluss (Summe der Zahlungen EEG-Umlage)
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 58: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme Photovoltaik 2014
nach Bundesländern (absteigend sortiert)
EEG 2014 Photovoltaik: Salden der
EEG-Zahlungsströme nach Bundesländern
2.000
Photovoltaik: Saldo aus Mittelzufluss und Mittelabfluss 2014
1.500
in Mio. Euro
1.000
920
500
316
113
90
86
0
-30
-73
-114
-136
-500
-182
-272
-304
-304
-349
-433
-1.000
-1.500
-1.385
Nordrhein-Westf.
Hessen
Niedersachsen
Hamburg
Baden-Württ.
Berlin
Rheinland-Pfalz
Saarland
Bremen
Sachsen
Thüringen
Schleswig-Holst.
Sachsen-Anhalt
Mecklenburg-Vorp.
Brandenburg
Bayern
-2.000
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 59: Regionale Zahlungsströme des EEG 2014 Biomasse
EEG 2014 Biomasse (fest, flüssig, gasförmig):
Regionale Verteilung der EEG-Zahlungsströme
1.500
1.150
1.000
in Mio. Euro
373
414
335
306
17
128
16
7
169
89
248
163
8
-70
-162
-500
-119
-329
-452
-213
-149
-151
-132
Thüringen
-64
Schleswig-Holst.
-174
Sachsen-Anhalt
-150
Sachsen
0
-614
Mittelabfluss
504
500
Mittelzufluss
873
-828
-1.000
-1.021
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westf.
Niedersachsen
Mecklenburg-Vorp.
Hessen
Hamburg
Bremen
Brandenburg
Berlin
Bayern
Baden-Württ.
Saarland
-1.243
-1.500
Biomasse: EEG-induzierter Mittelzufluss (EEG-Auszahlungen abzgl. Vermarktungserlöse abzgl. vermiedene Netzentgelte)
Biomasse : EEG-induzierter Mittelabfluss (Summe der Zahlungen EEG-Umlage)
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 60: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme Biomasse 2014
nach Bundesländern (absteigend sortiert)
EEG 2014 Biomasse: Salden der
EEG-Zahlungsströme nach Bundesländern
600
536
Biomasse (fest, flüssig, gasförmig):
Saldo aus Mittelzufluss und Mittelabfluss 2014
400
265
263
200
132
99
in Mio. Euro
31
0
-45
-57
-200
-111
-132
-147
-148
-241
-324
-400
-456
-600
-800
-740
Nordrhein-Westf.
Baden-Württ.
Hessen
Rheinland-Pfalz
Bayern
Hamburg
Berlin
Saarland
Bremen
Sachsen
Thüringen
Sachsen-Anhalt
Brandenburg
Schleswig-Holst.
Mecklenburg-Vorp.
Niedersachsen
-1.000
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014 der ÜNB vom 15.10.2013)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
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Abb. 61: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme 2013/14 nach Bundesländern (Karte)
EEG 2013 und 2014:
Salden der EEG-Zahlungsströme insgesamt
2013
2014
Negativer Saldo
Positiver Saldo
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis der EEG-Jahresabrechnung 2013 und des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Abb. 62: Salden der EEG-induzierten Zahlungsströme 2010 bis 2013 nach Bundesländern
(Grafik)
EEG 2010 bis 2014 im Vergleich:
Salden der EEG-Zahlungsströme insgesamt
2.000
1.500
in Mio. Euro
1.000
500
0
-500
-1.000
-1.500
-2.000
-2.500
-3.000
EEG-Zahlungsströme Saldo 2010
EEG-Zahlungsströme Saldo 2011
EEG-Zahlungsströme Saldo 2012
EEG-Zahlungsströme Saldo 2013
EEG-Zahlungsströme Saldo 2014
Nordrhein-Westf.
Baden-Württ.
Hessen
Hamburg
Berlin
Rheinland-Pfalz
Saarland
Sachsen
Bremen
Bayern
Thüringen
Niedersachsen
Sachsen-Anhalt
Mecklenbg.-Vorp.
Schleswig-Holst.
Brandenburg
-3.500
Quelle: BDEW (eigene Berechnungen auf Basis der EEG-Jahresabrechnung en 2010 bis 2013 und des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2014)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
SP; 11.05.2015
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Die Analyse der EEG-induzierten Zahlungsströme zwischen den Bundesländern ist auch eine
Aussage über die unterschiedlichen topographischen, klimatischen und demografischen Unterschiede innerhalb Deutschlands. Das zunehmende Interesse an regionalen Betrachtungen
hat aber auch dazu geführt, dass einzelne Bundesländer eigene Strategien und Ziele im Bereich der Erneuerbaren Energien verfolgen. Genauso wie man die Zahlungsströme zwischen
den Bundesländern analysieren kann, könnte man auch umgekehrt analysieren, was wäre,
wenn man die monetären Verbindungen kappt und hypothetisch unterstellt, dass jedes Bundesland bzw. dessen Bevölkerung nur seine „eigenen“ EEG-Anlagen fördert – also ein EEG
auf Bundeslandebene umsetzen würde. Im Ergebnis hätten dann die windstarken, aber bevölkerungsschwachen Bundesländer Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, SchleswigHolstein und Sachsen-Anhalt im Jahr 2015 eine EEG-Umlage von teilweise deutlich über
10 ct/kWh, in Mecklenburg-Vorpommern aufgrund des sehr geringen Stromverbrauchs sogar
von über 20 ct/kWh (Abb. 63). In den windstarken Ländern ist der Absolutbetrag der EEGFörderung zwar nicht so hoch, da dort aber der Stromverbrauch als Bemessungsgröße für
die EEG-Umlage niedrig ist, müssen die EEG-Kosten auf weniger Stromverbrauch verteilt
werden und sind damit spezifisch je Kilowattstunde hoch. In Bayern hingegen steht relativ
hohen Förderkosten auch der zweithöchste Stromverbrauch in Deutschland gegenüber, sodass die Gesamtkosten auf viele Verbraucher verteilt werden und der spezifische Förderbetrag pro verbrauchter Kilowattstunde mit 7,9 ct/kWh zwar niedriger ausfallen würde, aber
dennoch über der gültigen bundesweiten EEG-Umlage 2015 von 6,17 ct/kWh läge. Die niedrigste EEG-Umlage würde in den Stadtstaaten anfallen, da hier aufgrund der Gegebenheiten
weniger EEG-Anlagen vorhanden sind und nur eine geringe Fördersumme auf den Stromverbrauch verteilt werden müsste.
Die alleinige Betrachtung der Umlagenhöhe greift aber bei weitem zu kurz. Betrachtet man
die Bundesländer für sich allein, ist natürlich auch die Effektivität der Förderung von Bedeutung. So wäre in Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und Schleswig-Holstein die Umlage zwar sehr hoch, diese Bundesländer würden dafür aber auch 90 bis über 130 Prozent
ihres zumindest bilanziellen Stromverbrauchs aus EEG-Anlagen decken können. Bayern erzielte hier mit ebenfalls relativ hohen Förderkosten nur einen Anteil von gut einem Drittel,
andere Bundesländer deutlich weniger. Der Anteil der Erneuerbaren Energien ist allerdings
auf den Jahresstromverbrauch berechnet, eine zeitgleiche Deckung des Stromverbrauchs
aus EEG-Anlagen ist damit natürlich noch nicht gegeben. Es ist ein großer Unterschied, ob
eine Region lediglich im Jahresdurchschnitt seinen Stromverbrauch durch selbst produzierten
Strom aus Erneuerbaren Energien decken kann, oder ob dies zu jeder Zeit, wenn von den
Verbrauchern abgefordert, sichergestellt ist. Von letzterem sind alle Bundesländer weit entfernt.
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Abb. 63: EEG-Umlage 2015: Bundeslandspezifische Berechnung
20,9
7
20
6
14,1
15
5
13,1
11,5
10
4
8,2
7,9
3
7,9
6,170
6,0
4,5
5
4,1
3,0
3,0
1,8
1,0
2
1
0,3
0,2
EEG-Umlage 2015 in ct/kWh
Deutschland
Berlin
Hamburg
Bremen
Saarland
Nordrhein-Westf.
Hessen
Rheinland-Pfalz
Baden-Württ.
Sachsen
Niedersachsen
Bayern
Thüringen
Sachsen-Anhalt
Schleswig-Holst.
Brandenburg
0
Mecklenbg.-Vorp.
0
schlechter
Voraussichtlicher EEG-Stromanteil am Stromverbrauch des jeweiligen Bundeslandes:
8
134% 88% 93% 50% 43% 34% 48% 33% 20% 23% 17% 13% 9% 10% 2% 2%
besser
EEG-Umlage 2015 in ct/kWh
25
Kosten-Nutzen-Relation in ct/kWh EEG-Umlage
pro 10% EEG-Stromanteil
EEG-Umlage 2015:
Bundeslandspezifische Berechnung
Kosten-Nutzen-Relation: ct/kWh EEG-Umlage pro 10%-EEG-Stromanteil
Quelle: BDEW (eigene Berechnung auf Basis des Konzepts zur Berechnung der EEG-Umlage 2015 vom 15.10.2014)
BDEW Bundesverband der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Die Effektivität der Förderung – alleine auf erzeugte Kilowattstunden bezogen – wird durch
die roten Punkte in Abbildung 63 illustriert. Im Bundesdurchschnitt bezahlen die Stromverbraucher für 10 Prozentpunkte EEG-Anteil am Stromverbrauch gut 2 ct/kWh EEG-Umlage. In
Mecklenburg-Vorpommern würden den Verbraucher 10 Prozentpunkte EEG-Anteil zwar nur
knapp 1,5 ct/kWh kosten, wegen des hohen Anteils an EEG-Strom am Stromverbrauch bzw.
sogar wegen des Erzeugungsüberschusses wäre die EEG-Umlage insgesamt aber entsprechend hoch. Verbraucher in Bayern müssten für 10 Prozentpunkte EEG-Anteil hingegen 2,8
ct/kWh Umlage aufbringen, da dort aufgrund des hohen Anteils an Photovoltaik und Biomasse dieselbe Förderung eine geringere Stromausbeute erzielt. Technologiespezifische Aspekte
bleiben bei dieser Betrachtung allerdings unberücksichtigt. Diese Herangehensweise soll
daher auch nicht zu der Schlussfolgerung führen, dass zukünftig jedes Bundesland sein eigenes EEG umsetzen sollte. Vielmehr soll dieses „Gedankenspiel“ verdeutlichen, dass die
unterschiedlichen demografischen, klimatischen und topologischen Bedingungen innerhalb
Deutschlands es notwendig machen, den Ausbau der Erneuerbaren Energien als gemeinsame Aufgabe zu verstehen und eine einheitliche auf Bundesebene abgestimmte Planung und
Strategie erfordert, gegebenenfalls sogar im europäischen Kontext.
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16 EEG-Vorschau: Die EEG-Mittelfristprognose bis 2019 und Bandbreite
der EEG-Umlage 2016
Im Rahmen des EEG sind die Übertragungsnetzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet, einmal
pro Jahr – immer zum 15. November eines Jahres – eine Vorschau für die Entwicklung der
EEG-Anlagen und deren Stromerzeugung sowie eine Bandbreite für die Entwicklung der
EEG-Umlage für das übernächste Jahr zu veröffentlichen.
Die wesentlichen Ergebnisse der von den Übertragungsnetzbetreibern erstellten EEG-Mittelfristprognose vom 15. November 2014 für die Jahre 2015 bis 2019 sind in den Abbildungen
64 und 65 dargestellt. Die Werte für das Jahr 2014 entstammen der EEG-Mittelfristprognose
für die Jahre 2014 bis 2018 vom 15. November 2013.
Gemäß EEG-Mittelfristprognose steigt die installierte Leistung der EEG-förderfähigen Anlagen bis 2019 auf 112.540 MW (Abb. 64). Maßgeblich getragen wird die Entwicklung vom weiteren Ausbau bzw. vom Repowering bei Onshore-Wind, aber auch durch Zuwächse bei der
Photovoltaik. Die Offshore-Windenergie hat die höchste Zuwachsrate bis 2019, startet aber
2015 auch von einem deutlich geringeren Ausgangsniveau. Im Vergleich zur Mittelfristprognose des vergangenen Jahres wurde der Ausbaupfad für Onshore-Wind wieder leicht angehoben und der Ausbaupfad der Photovoltaik deutlich gedämpft.
Abb. 64: Entwicklung der installierten Leistung der EEG-Anlagen bis 2019
Installierte Leistung der EEG-Anlagen bis 2018
120.000
112.540
ab 2014: Prognose der Übertragungsnetzbetreiber
107.679
102.736
96.986
installierte Leistung in MW
100.000
91.267
84.400
79.179
80.000
70.561
60.077
60.000
51.068
41.447
40.000
20.000
0
2009
2010
Biomasse
2011
Wasser
2012
DKG-Gase
2013
2014
Geothermie*
2015
Wind offshore
2016
2017
Wind onshore
2018
2019
Photovoltaik
*Geothermie nicht sichtbar (2018: installierte Leistung 85 MW))
Quellen: 2009 bis 2013: EEG-Anlagenregister, 2014: Prognose zur EEG-Umlage 2015, 2015-2019: EEG-Mittelfristprognosen vom 15.11.2014
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Bis 2019 steigt die Summe der EEG-Auszahlungen auf 28,5 Mrd. € gegenüber gut 13 Mrd. €
im Jahr 2010, wovon 2019 knapp 11 Mrd. € oder 38 Prozent auf die Photovoltaik entfallen
(Abb. 65). Auf die Biomasse entfallen 6,9 Mrd. € (24 Prozent), auf Onshore-Wind 6,1 Mrd. €
(21 Prozent) und auf Offshore-Wind 3,9 Mrd. € (14 Prozent). Allerdings stagniert die Entwicklung der jährlichen Auszahlungen an Photovoltaikanlagen nahezu und steigt zwischen 2015
und 2019 nur noch um 300 Mio. € von 10,6 Mrd. € auf 10,9 Mrd. €. Auch bei der Biomasse
steigen die EEG-Auszahlungen nur noch langsam an. Zuwächse bei den EEG-Auszahlungen
bis 2019 erfolgen insbesondere noch bei der Windenergie. Insgesamt liegen die EEGAuszahlungen 2019 knapp 5 Mrd. € höher als im Jahr 2015.
Abb. 65: Entwicklung EEG-Strommengen und EEG-Auszahlungen bis 2019
EEG-Strommengen* und EEG-Auszahlungen*
2000 bis 2019
30.000
28.000
26.000
220.000
24.000
200.000
22.000
180.000
20.000
160.000
18.000
140.000
16.000
120.000
14.000
100.000
12.000
80.000
10.000
8.000
60.000
6.000
40.000
4.000
20.000
2.000
0
Biomasse
EEG-Auszahlungen* in Mio. €
EEG-Strommenge* in GWh
ab 2014: Prognose der Übertragungsnetzbetreiber
0
Wasser**
DKG-Gase
Geothermie***
Wind onshore
Wind offshore
Solarenergie
* nur Mengen und Auszahlungen im Rahmen des Festvergütungssystems und Marktprämienmodells ohne Grünstromprivileg und ohne sonstige DV
** Wasser beinhaltet bis einschl. 2003 auch die Kategorie DKG-Gase
*** Geothermie nicht sichtbar (2013: 80 GWh, 19 Mio. €)
Quellen: 2000-2013: EEG-Jahresabrechnungen; 2014/15: Prognosekonzepte EEG-Umlage; 2015-2019: EEG-Mittelfristprognose vom 15.11.2013
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Parallel zur Veröffentlichung der Mittelfristprognose sind die Übertragungsnetzbetreiber dazu
verpflichtet, eine Bandbreite für die EEG-Umlage des übernächsten Jahres zu veröffentlichen. Diese beläuft sich gemäß der Veröffentlichung vom 15. November 2014 auf 5,66 bis
7,27 ct/kWh im Jahr 2016. Das Szenario für die Untergrenze der Bandbreite unterstellt Einspeisungen am unteren Rand der Bandbreite sowie einen relativ hohen Stromverbrauch der
nicht-privilegierten Letztverbraucher, auf den die EEG-Differenzkosten zur Ermittlung der
EEG-Umlage entsprechend breiter verteilt werden kann. Das obere Ende der Bandbreite unterstellt hohe EEG-Einspeisungen bei gleichzeitig geringerem Stromverbrauch im Jahr 2016.
Im Trendszenario wird für 2016 eine EEG-Umlage von 6,50 ct/kWh ermittelt. Auch wenn die
abgeschätzte Bandbreite von 1,66 ct/kWh zwischen oberem und unterem Szenario etwas
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unbefriedigend erscheinen mag, ist dieser Anstieg der Prognoseungenauigkeit zwangsläufig
mit einem Anstieg der EEG-Stromerzeugung verbunden. Je mehr volatile und damit nur ungenau prognostizierbare Stromerzeugungsanlagen einspeisen, umso größer wird damit auch
die Prognoseungenauigkeit. Wie hoch die EEG-Umlage 2016 dann tatsächlich ausfällt, wird
man erst im weiteren Verlauf des Jahres 2015 absehen können. Allein die gegenwärtige Entwicklung des „EEG-Kontos“ stimmt verhalten optimistisch.
Bisher war das EEG ein überaus erfolgreiches Instrument zur Anschubfinanzierung für Erneuerbare Energien im Bereich der Stromerzeugung. Stand dabei zunächst die reine Quantität der Erzeugung im Mittelpunkt, so wird zukünftig immer mehr die systemische Ausrichtung
der Förderung Erneuerbarer Energien wichtig, wollen sie langfristig die tragende Säule unserer Energieversorgung werden. Statt Quantität zählt dann Qualität.
Die zurückliegende Gesetzesreform mit dem EEG 2014 weist eindeutig in die richtige Richtung. Mit den Festlegungen eines Ausbaukorridors und von technologiespezifischen Ausbaupfaden wird eine synchronisierte Planung beim Umbau des Energieversorgungssystems ermöglicht. Die verpflichtende Direktvermarktung stärkt die Marktintegration der Erneuerbaren
Energien. Das Pilotprojekt mit der Auktionierung von Photovoltaik-Freiflächen-Anlagen ist der
erste Schritt in einen Umbau der Fördersystematik hin zu mehr Wettbewerb und volkswirtschaftlicher Effizienz.
Der Weg hin zu mehr Markt wird mit der nächsten EEG-Novelle im Jahr 2016 konsequent
weiterzuführen sein. Dann soll nach dem Willen der Europäischen Kommission und der Bundesregierung die gesamte Förderung auf Auktionsverfahren umgestellt werden. Das ermöglicht – bei optimaler Parametrierung – eine weiter steigende Planbarkeit und Vereinbarkeit mit
dem Systemumbau bei dann höchster Kosteneffizienz und Kostenbegrenzung.
Die Erneuerbaren Energien müssen zunehmend auch Systemverantwortung übernehmen.
Dies gilt es auch im Rahmen der anstehenden Gesetzesüberarbeitung konsequent einzufordern. Die Energiewende und der Ausbau der Erneuerbaren Energien ist jedoch nicht allein
auf den Stromsektor begrenzt. Gebraucht wird eine zunehmende Verklammerung zwischen
den verschiedenen Energiesektoren, um die Energiewende zum Erfolg zu führen. Insbesondere ist im Verkehrssektor ein Um- und Neudenken der Energiewende notwendig nach dem
Scheitern der früheren Biokraftstoffstrategie. Hier kann Politik nicht allein auf Effizienzgewinne und verändertes Nutzungsverhalten vertrauen.
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Ansprechpartner:
Andreas Kuhlmann
Geschäftsbereichsleiter Strategie und Politik
Telefon: +49 30 300199-1090
[email protected]
Fachliche Fragen:
Christian Bantle
Geschäftsbereich Strategie und Politik
Abteilung Volkswirtschaft
Telefon: +49 30 300199-1611
[email protected]
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Florentine Kiesel
Geschäftsbereich Strategie und Politik
Abteilung Volkswirtschaft
Telefon: +49 30 300199-1613
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cci Zeitung 03/2016

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Neubau eines KfW-40 EFH - Effizienzhaus

Gastkommentar von VCI-Präsident Marijn Dekkers zu einer Reform

Neubau eines KfW-40 EFH - Effizienzhaus

[Thema des Vermerks] - BDEW

Faktenblatt: Strom von der Sonne