Erneuerbare Energiengesetz (EEG)

Autor: Dr. Klaus Hassmann, Cluster Energietechnik (Stand: Oktober 2017) Höchste Aufmerksamkeit aller Verantwortlichen ist geboten, um die Energiewende zum Erfolg zu führen. Dazu muss der aktuelle Stand des Ausbaus der unterschiedlichen Erneuerbaren Energiequellen, fluktuierend und kontinuierlich, am längerfristigen Ausbauziel 80% Erneuerbare in 2050 (Zwischenschritte: 2025: 40-45, 2035: 55-60%) gespiegelt und die Transiente zwischen dem Ist- und dem Sollzustand in regelmäßigen, nicht zu langen, Abständen überprüft werden. Zu erwartende Abweichungen müssen korrigiert und Anreizmechanismen nachjustiert werden. Dazu dient das EEG, das diesen Iterationsprozess bis zu seiner heute gültigen Version aus dem Jahr 2017 mehrmals durchlaufen hat. Dabei spielen Umweltverträglichkeit, Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit eine wichtige Rolle. Das Gesetz ist  umfangreich; einen Überblick auf 3 Seiten unterzubringen ist einen Versuch wert.

Tab 1 zeigt die Entwicklung der Stromerzeugung in den letzten 6 Jahren sowie, was die Erneuerbaren betrifft, deren Ausbauziele bis 2035. Quelle: /1/ BMWI und AG Energiebilanzen.

Deutschland Bruttostromerzeugung, TWh

Erneuerbare, TWh

Anteil Erneuerbare am Bruttostromerzeugung, (%)

1) davon entfallen auf Wind 11,9, auf Biomasse 7, auf die PV 5,9 und auf die Wasserkraft 3,2%.

Strompreis Haushaltskunden

Der durchschnittliche Strompreis für Haushalte mit einem Jahresverbrauch von 3500 kWh hat sich von 2011 25,23 bis 2016 auf 28,69 cts/kWh erhöht; in letzten Jahren bis 2016 ist der Strompreis jedoch nahezu gleich geblieben. Zur besseren Einordnung der Kostenbestandteile aus dem EEG lohnt sich ein kurzer Blick auf die Elemente, aus deren Addition sich der Kundenendpreis zusammensetzt. Dabei handelt es sich um 4 ungefähr gleichgroße Blöcke – Strombeschaffung, Netzentgelte, EEG-Umlage und Steuern – jeweils von (gemittelt) um die 23%; die restlichen 8% setzen sich aus 4 weiteren Umlagen und einer Konzessionsabgabe zusammen. Diese Zahlen wurden einer Aufstellung des bdew entnommen.

EEG Umlage

Die Vergütungspflicht von ins elektrische Netz eingespeisten Strom aus erneuerbaren Energien liegt beim Netzbetreiber. Ihm entstehen Kosten, er hat aus dem Verkauf des erneuerbaren Stroms an der Strombörse jedoch auch Erlöse; die EEG-Umlage deckt die Differenz ab.

Tab. 2 zeigt über die Zeit die Entwicklung der EEG-Umlage, des durchschnittlichen Strompreises sowie die Summe aus beiden in cts/kWh (Werte gerundet, Quelle /2/ KfW research Nr 145 vom 6.10. 2016)

EEG-Umlage cts/kWh

Durchschnittlicher Strompreis an der Börse cts/kWh

Summe EEG-Umlage plus durchschnittlicher Börsenpreis cts/kWh   

Die EEG-Umlage und den Börsenpreis für Strom gemeinsam zu betrachten ist eine der Möglichkeiten auf die zukünftige Entwicklung des Enflusses der Erneuerbaren auf den  Kundenendpreis zu schließen. Agora Energiewende und das Ökoinstitut haben dazu einige Szenarien betrachtet; sie weisen nach einem flachen Maximum in den ersten Jahren des nächsten Jahrzehnts eine fallende Tendenz dieses Summenwertes bis 2035 aus.

Mit dem EEG 2017 wird die EEG-Vergütung für Wind und PV nicht mehr von der Bundesregierung festgelegt, sondern über Ausschreibungen bestimmt. Den Marktkräften überlassen, erwartet der Bund eine deutliche Kostensenkung. Diese Erwartung scheint sich zu erfüllen, wie Beispiele aus 2017 zeigen: Für Wind an Land wurden im Mai 5,72 cts/kWh, im August 4,28, für PV-Freiflächen im Februar 6,58 cts/kWh, im Juni 5,66 erzielt. Der überwiegende Teil der Zuschläge ging an Bürgerenergie-Gesellschaften. 

Ausbaukorridore nach dem EEG 2017

• Wind Onshore: In den Jahren 2017, 2018 und 2019 werden jeweils 2.800 MW und ab 2020 2.900 MW pro Jahr ausgeschrieben.
• Wind Offshore: Bis 2030 sollen Offshore-Windparks mit einer Leistung von 15.000 MW installiert sein. In den Jahren 2021 und 2022 ist ein Zubau von 500 MW und in 2023 bis 2025 von 700 MW vorgesehen.
• Photovoltaik: Jährliche Ausschreibung von 600 MW.
• Biomasse: In den Jahren 2017, 2018 und 2019 werden jeweils 150 MW und in den Jahren 2020, 2021 und 2022 jeweils 200 MW pro Jahr ausgeschrieben.

Tab 3: Gesamterlöse der Anlagenbetreiber in Mrd €; (Werte gerundet); Summe aus Photovoltaik, Wind on- und offshore, Biomasse, Wasserkraft, sonstige. /3/ Öko-Institut (2015): Die Entwicklung der  EEG-Kosten bis 2035. Studie im Auftrag von Agora Energiewende.

Obige Tabelle zeigt über die Zeit die Höhe der Gesamteinnahmen der Anlagenbetreiber für direkt vermarktete Strommengen als Ergebnis eines Basisszenarios. Für dieselbe Zeitspanne zeigen die Rechnungen weiterer Szenarien zum Teil große Abweichungen gegen Ende des Betrachtungszeitraums; ab 2030 könnten die jährlichen Einnahmen der Anlagenbetreiber im Vergleich zu Tab 3 auch deutlich geringer ausfallen.

Bricht man die Einnahmen auf die einzelnen Erneuerbaren Technologien herunter, so haben in der Periode von 2010 bis 2015 die Anlagenbetreiber in Summe 87 Mrd € erlöst; auf die Photovoltaik entfallen 42% der Erlöse, auf den Windstrom an Land 23%, auf See 5% und auf die Biomasse 28%.

Fazit und Ausblick

Es ist schwierig aus den obigen Zahlen mittelfristige Tendenzen für den Strompreis abzuleiten. Es sei trotzdem gewagt: Die Erlöse der Anlagenbetreiber werden ihr Maximum mit moderaten Zuwächsen Anfang des nächsten Jahrzehnts erreichen und danach abnehmen. Die EEG-Umlage dürfte kurz- und mittelfristig ihr heutiges Niveau halten. Solange die Randbedingungen für die Strombörse so bleiben wie sie sind, wird sich der Strompreis in den nächsten Jahren trotz des steigenden Anteils an Wind- und Solarstrom nicht wesentlich verändern. 

Es kommen jedoch noch andere Einflüsse dazu, die kosten- und preissteigernd wirken. Dazu zählen, um einige wichtige kostentreibende Komponenten der Energiewende zu nennen:

• Die Verzögerung im Ausbau der Transportnetze; deren Betreiber werden im Auftrag des Bundes  neue, flexible, fossil, gefeuerter Kraftwerke mit hohen Wirkungsgrad bauen und betreiben müssen. Erste Ausschreibungen sind unterwegs.
• Erhebliche Unsicherheiten birgt der Kostenblock Netzausbau selbst; die Bundesnetzagentur hat Schätzkosten für die Höchstspannungstrassen genannt; ob diese Summe ausreicht, die Trassen zu bauen und in Betrieb zu nehmen, wird man sehen. Großprojekte haben nun mal die Eigenschaft, letztendlich deutlich mehr zu kosten als veranschlagt.
• Die Anpassung der Verteilnetze als wichtige Systemkomponente wird Geld kosten.
• Bei der Kraft – Wärme – Kopplung (KWK)  und bei den Stromspeichern wird man man Gas geben müssen. Dazu kommt noch die Unsicherheit, was mit den Anlagen passiert, die Anfang des nächsten Jahrzehnts ihre EEG-Förderung verlieren. 

Daraus sei ein längerfristiger Ausblick gewagt: Der Strom für den normalen Verbraucher wird teurer werden. Mit einer Reduktion des beträchtlichen Steuerblocks könnte der Bund gegensteuern.