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Im Fokus der Studiendatenbank stehen Veröffentlichungen, die sich mit dem notwendigen Umbau und der Steuerung des Energiesystems für eine erfolgreiche Energiewende insgesamt beschäftigen. Mehr zu den Kriterien, nach denen das Forschungsradar Studien aufnimmt …

 

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Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus regenerativen Kraftwerken bis 2016. Prognose der Stromeinspeisung und der Vergütung im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

Herausgeber/Institute:

IE Leipzig

Datum:

November 2011

Autoren:

Matthias Reichmuth et al.

Art der Veröffentlichung:

Endbericht

Auftraggeber/Förderer:

Amprion GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, EnBW Transportnetze AG, TenneT TSO GmbH

Themenbereiche:

Energiesysteme
Politik

Schlagwörter:

Strommarkt, Strompreis

Seitenzahl:

119

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Zielsetzung und Fragestellung

Das IE Leipzig erstellt im Auftrag der deutschen Übertragungsnetzbetreiber eine Prognose zur Entwicklung der Stromeinspeisung aus Erneuerbaren Energien bis 2016 und der damit verbundenen realistischen Bandbreite der EEG-Umlage für das Jahr 2013. Im Einzelnen werden Prognosen zur installierten Leistung und zur Stromeinspeisung je Energieträger getroffen sowie die damit verbundenen Zahlungen (Festvergütungen, PV-Eigenverbrauchszahlungen sowie Marktprämien) berechnet. Zudem werden die Strommengen abgeschätzt, die nach §39 EEG 2012 (Grünstromprivileg) direkt vermarktet und nicht über das EEG vergütet werden. Allen Prognosen liegt das im Sommer 2011 verabschiedete novellierte und ab 01.01.2012 anzuwendende neue EEG zu Grunde.

Zentrale Ergebnisse

Entwicklung der installierten Leistung, der Stromerzeugung und der Vergütungen

Bei fast allen Energieträgern wird von 2011 bis 2016 ein weiterer Anstieg der installierten Leistung erwartet, insbesondere bei Photovoltaik und Windenergie. Lediglich der Bereich der Deponie-, Klär- und Grubengase entwickelt sich im Trend-Szenario leicht rückläufig. Bis 2016 wird mit einer Verdopplung der Stromerzeugung aus ...

Entwicklung der installierten Leistung, der Stromerzeugung und der Vergütungen

Bei fast allen Energieträgern wird von 2011 bis 2016 ein weiterer Anstieg der installierten Leistung erwartet, insbesondere bei Photovoltaik und Windenergie. Lediglich der Bereich der Deponie-, Klär- und Grubengase entwickelt sich im Trend-Szenario leicht rückläufig. Bis 2016 wird mit einer Verdopplung der Stromerzeugung aus ...

Entwicklung der installierten Leistung, der Stromerzeugung und der Vergütungen

Bei fast allen Energieträgern wird von 2011 bis 2016 ein weiterer Anstieg der installierten Leistung erwartet, insbesondere bei Photovoltaik und Windenergie. Lediglich der Bereich der Deponie-, Klär- und Grubengase entwickelt sich im Trend-Szenario leicht rückläufig. Bis 2016 wird mit einer Verdopplung der Stromerzeugung aus EEG-Anlagen gerechnet. Insgesamt liegt der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung im Trend-Szenario im Jahr 2016 deutlich über 30%.

Die prognostizierten Vergütungszahlungen ab 2012 sind wegen der unterschiedlichen Formen der Stromvermarktung nicht mehr direkt mit denen der Vorjahre vergleichbar. Die Direktvermarktung nach dem Grünstromprivileg geht nicht in die Wälzungssumme ein, da die Kosten direkt von den Kunden getragen werden. Die Kunden werden lediglich von der EEG-Umlage teilbefreit. Beim Vergleich der Zahlungen ist zu berücksichtigen, dass die über den festen Einspeisetarif vergüteten Strommengen über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet werden, so dass auch Erlöse erzielt werden. Bei Vergütungen für PV-Eigenverbrauch und bei Marktprämienzahlungen ist dies nicht der Fall.

Vergleich mit dem Nationalen Aktionsplan der Bundesregierung

Im Vergleich mit dem nationalen Aktionsplan der Bundesregierung wird die Entwicklung der Wasserkraft stärker eingeschätzt. Bei der Biomasse wird der Leistungszuwachs etwas verhaltener gesehen als im Aktionsplan, die Entwicklung bei der Geothermie ähnlich eingeschätzt. Während der Aktionsplan bei der Windenergie an Land mit einer stetigen Abschwächung des Zubaus rechnet, sieht die Mittelfristprognose ab 2013 wieder einen etwas höheren Zubau als 2010 bis 2012. Für die Offshore-Windenergie erwartete der Aktionsplan einen rascheren Ausbau ab 2010, ab 2013 schätzt jedoch die Mittelfristprognose eine raschere Entwicklung. Hinsichtlich der Photovoltaik prognostiziert die Mittelfristprognose einen deutlich höheren Zubau als es der Zielkorridor im Aktionsplan mit einem jährlichen Zubau von 3.500 MW vorsieht.

Zentrale Annahmen und Thesen

Direktvermarktung über Grünstromprivileg und Marktprämie

Eine Einschätzung der Direktvermarktung nach § 39 EEG (Grünstromprivileg) ist wegen der ab Januar 2012 geltenden gesetzlichen Änderungen nur mittels zahlreicher Annahmen möglich. Die Rentabilität für die Nutzung des §39 EEG sinkt wegen der begrenzten Umlagebefreiung und der Vorschrift zur Einbeziehung fluktuierender Energieträger. Für die Vermarktung über das Grünstromprivileg ergeben sich Potenziale bei der Wasserkraft, bei Klär-, Deponie- und Grubengasen, einem kleinen Teil der betriebenen Biomasse-Anlagen sowie bei ...

Direktvermarktung über Grünstromprivileg und Marktprämie

Eine Einschätzung der Direktvermarktung nach § 39 EEG (Grünstromprivileg) ist wegen der ab Januar 2012 geltenden gesetzlichen Änderungen nur mittels zahlreicher Annahmen möglich. Die Rentabilität für die Nutzung des §39 EEG sinkt wegen der begrenzten Umlagebefreiung und der Vorschrift zur Einbeziehung fluktuierender Energieträger. Für die Vermarktung über das Grünstromprivileg ergeben sich Potenziale bei der Wasserkraft, bei Klär-, Deponie- und Grubengasen, einem kleinen Teil der betriebenen Biomasse-Anlagen sowie bei ...

Direktvermarktung über Grünstromprivileg und Marktprämie

Eine Einschätzung der Direktvermarktung nach § 39 EEG (Grünstromprivileg) ist wegen der ab Januar 2012 geltenden gesetzlichen Änderungen nur mittels zahlreicher Annahmen möglich. Die Rentabilität für die Nutzung des §39 EEG sinkt wegen der begrenzten Umlagebefreiung und der Vorschrift zur Einbeziehung fluktuierender Energieträger. Für die Vermarktung über das Grünstromprivileg ergeben sich Potenziale bei der Wasserkraft, bei Klär-, Deponie- und Grubengasen, einem kleinen Teil der betriebenen Biomasse-Anlagen sowie bei Onshore-Windenergie-Anlagen, die die Endvergütung erreicht haben. Für Offshore-Windenergie, Geothermie und Photovoltaik ergibt sich kein Potenzial, da dort die Vergütungen aller Anlagen bis Ende 2016 über dem Rentabilitätsschwellenwert liegen. Die Direktvermarktung mit einer Marktprämie kann erstmals ab dem 01.01.2012 genutzt werden. Die Marktprämie wird aus Händlersicht als das lukrativere Modell gesehen. Voraussetzung für die Nutzung der Marktprämie ist allerdings die Regelbarkeit der Anlage, um diese in Zeiten höherer Strompreise bevorzugt auslasten zu können. Händler werden in der Direktvermarktung wahrscheinlich beide Instrumente nutzen. Mit dem Grünstromprivileg beliefern sie Endkunden mit Grünstrom und die übrigen Mengen vermarkten sie über die Marktprämie mit mehr Gewinn.

Entwicklung der Strombörsenpreise

Für die Strompreise wird die monatliche Zusammenfassung der stundenscharfen Preiskurve (Hourly Price Forward Curve, HPFC), auf Basis der Abrechnungspreise der EEX vom 01.08.2011 verwendet. Saisonbereinigt zeigt der Preistrend eine leichte Aufwärtsbewegung bis zum Jahresende 2016. Die unterjährigen Schwankungen mit einem Maximum im Herbst und Winter sowie zwei Minima im Frühjahr und im August beeinflussen die Preiskurve jedoch deutlich stärker.

Entwicklung der installierten Leistung von EEG-Anlagen

Bei der Wasserkraft haben die Anfang 2009 eingeführten Veränderungen des EEG Anreize für den Neubau und die Modernisierung von Anlagen geschaffen. Das Niveau des jährlichen Netto-Zubaus beträgt im Trend-Szenario in den Jahren 2012 bis 2016 zwischen 51 und 57 Megawatt (MW) pro Jahr. Bei Deponiegasanlagen wird im Trend-Szenario ein Rückgang der installierten Leistung um jährlich 10 MW angenommen. Hintergrund ist der Ausgasungsprozess, der zu einer rückläufigen Gasausbeute führt. Bis 2013/2014 wird eine Halbierung des Deponiegasaufkommens erwartet. Für Klärgas wird für die Trendprognose bis 2016 ein geringer Zubau von 3 MW pro Jahr angenommen und für Grubengas von einem gleichbleibenden Niveau der installierten Leistung ausgegangen. Bei der Stromerzeugung aus fester Biomasse bremst die angespannte Situation auf dem Brennstoffmarkt den Zubau an Leistung. Bis 2016 werden jährlich zwischen 25 und 40 MWel neu installierte Leistung erwartet. Pflanzenöl-BHKW sind aufgrund der hohen Marktpreise für das Öl derzeit nicht wirtschaftlich zu betreiben, was im Trend-Szenario zu einem Rückgang der installierten Leistung auf etwa 233 MWel bis 2016 führt. Beim Zubau von Biogasanlagen wird ab 2012 mit einem deutlich geringeren Wachstum gerechnet, bis Ende 2016 könnten insgesamt etwa 3.410 MWel installiert sein. Die Gesamtleistung der B+M166ioenergie wird im Trend-Szenario bis Ende 2012 mit 5.021 MWel und bis Ende 2016 mit 5.641 MWel eingeschätzt. Für die Geothermie werden 79 MW Leistung bis 2016 erwartet. Der Zubau der Windenergie an Land wird sich durch die Änderungen der EEG-Novelle im Jahr 2012 nicht verändern. Das Repowering wird im bisherigen Maße weiter stattfinden. Für die Jahre 2013 bis 2016 erhöht sich der Zubau leicht, da sich die neue Ausweisung von Windeignungsgebieten der Jahre 2009 und 2010 positiv auswirkt. Im Trend-Szenario ergibt sich ein Zubau von 1.200 bis 1.300 MW für die Jahre 2011 bis 2013, ab 2014 wird er jährlich 1.350 MW betragen. Das Repowering spielt dabei eine untergeordnete Rolle. Mit der 2012 in Kraft tretenden EEG-Novelle erhöhen sich die Anreize für den Ausbau der Offshore-Windenergie. Ob die Änderungen ausreichen, um das Ausbauziel von 10 GW bis 2020 zu erreichen, bleibt abzuwarten. Im Trend-Szenario wird davon ausgegangen, dass der Zubau bis 2015 ansteigt und ab diesem Zeitpunkt 1.500 MW jährlich installiert werden. Dies führt zu 6.325 MW installierter Leistung Ende 2016. Für die Photovoltaik ergibt sich im Trend-Szenario zwischen 2011 und 2013 eine Gesamtdegression der Vergütung von 32,8%. Da nicht damit zu rechnen ist, dass die Preise in der gleichen Geschwindigkeit nachgeben, sinkt die Attraktivität der Investition und damit das Volumen der neu installierten Leistung bis 2013. Ab 2014 wird der Eigenverbrauch wegen der gesunkenen Preise immer attraktiver, was zu einer stabilen bis leicht steigenden Entwicklung führt. Zusammen mit der Weiterentwicklung von Speichersystemen erscheint ein Trend zu einer überwiegend autarken Stromversorgung für Privathaushalte und Gewerbe möglich. Vor diesem Hintergrund wird in den Jahren 2014 bis 2016 wieder ein langsamer Anstieg der neu installierten Leistungen erwartet.

Vollbenutzungsstunden und Stromerzeugung der EEG-Anlagen

Für die Stromerzeugung aus Wasserkraft werden im Trend-Szenario im gewichteten Mittel aller Regelzonen für die Jahre 2011 bis 2016 4.102 Vollbenutzungsstunden erwartet. Damit ergibt sich im Jahr 2016 eine Stromerzeugung aus EEG-Anlagen in Höhe von 6,8 TWh. Für Deponie-, Klär- und Grubengas insgesamt ergeben sich für das Jahr 2016 im Mittel 2.744 Vollbenutzungsstunden bzw. ein Stromertrag von 1,6 TWh. Für die Biomasse wird im Schnitt von rund 6.300 Vollbenutzungsstunden im Jahr 2016 ausgegangen und ein Stromertrag von 35 TWh prognostiziert. Die jährlichen Volllaststunden der Geothermie werden im Trend-Szenario für das Jahr 2016 im Durchschnitt auf 6.544 geschätzt, womit sich eine Stromerzeugung von knapp 0,5 TWh ergibt. Die jährlichen Vollbenutzungsstunden der Windenergieanlagen an Land steigen aufgrund des technischen Fortschritts von neuen WEA an. Für 2012 wird im Trend-Szenario im Durchschnitt mit 1.761 und 2016 mit 1.817 Vollbenutzungsstunden gerechnet. Dies entspricht einem Stromertrag von 62,7 TWh. Auf See rechnet das Trend-Szenario mit 3.887 Volllaststunden, woraus sich 21,5 TWh Strom ergeben. Bei der Photovoltaik wird ab dem Jahr 2012 das Einspeisemanagement bei Anlagen größer 30 kW und die Einspeisebegrenzung am Netzanschlusspunkt auf 70% der maximalen Modulleistung bei kleineren Anlagen berücksichtigt. Dadurch wird im Jahresverlauf mit einer Ertragseinbuße von ca. 2% gerechnet. Auf der anderen Seite steigen die Erträge durch den technischen Fortschritt. Insgesamt werden für 2016 949 Volllaststunden angenommen, womit sich ein Stromertrag von 39,2 TWh ergibt.

Methodik

Die Studie ist methodisch an die Vorgängeruntersuchungen des IE Leipzig aus den Jahren 2009 und 2010 angelehnt. Zunächst wird die Entwicklung der installierten Leistung je Energieträger eingeschätzt, dann aus Erfahrungswerten die typischen Vollbenutzungsstunden je Energieträger abgeleitet. Daraus ergibt sich die Stromerzeugung. Ausgangswerte sind die Daten der Übertragungsnetzbetreiber zum 31.12.2010.

Grundlage der Prognose sind Vergleiche mit anderen veröffentlichten Prognosen und Szenarien sowie Befragungen von Branchenexperten. Die Bewertung dieser Ergebnisse führt zu eigenen ...

Die Studie ist methodisch an die Vorgängeruntersuchungen des IE Leipzig aus den Jahren 2009 und 2010 angelehnt. Zunächst wird die Entwicklung der installierten Leistung je Energieträger eingeschätzt, dann aus Erfahrungswerten die typischen Vollbenutzungsstunden je Energieträger abgeleitet. Daraus ergibt sich die Stromerzeugung. Ausgangswerte sind die Daten der Übertragungsnetzbetreiber zum 31.12.2010.

Grundlage der Prognose sind Vergleiche mit anderen veröffentlichten Prognosen und Szenarien sowie Befragungen von Branchenexperten. Die Bewertung dieser Ergebnisse führt zu eigenen ...

Die Studie ist methodisch an die Vorgängeruntersuchungen des IE Leipzig aus den Jahren 2009 und 2010 angelehnt. Zunächst wird die Entwicklung der installierten Leistung je Energieträger eingeschätzt, dann aus Erfahrungswerten die typischen Vollbenutzungsstunden je Energieträger abgeleitet. Daraus ergibt sich die Stromerzeugung. Ausgangswerte sind die Daten der Übertragungsnetzbetreiber zum 31.12.2010.

Grundlage der Prognose sind Vergleiche mit anderen veröffentlichten Prognosen und Szenarien sowie Befragungen von Branchenexperten. Die Bewertung dieser Ergebnisse führt zu eigenen Einschätzungen des IE Leipzig hinsichtlich des wahrscheinlich realistischsten Szenarios. Für alle Energieträger werden jeweils ein Trend-Szenario sowie ein oberes und ein unteres Szenario entwickelt. Die Szenarien berücksichtigen sowohl den noch unsicheren Zubau an neuer Kapazität als auch die Schwankungen bei den Vollbenutzungsstunden und stellen in der Kombination beider Effekte die Ober- und Untergrenze der wahrscheinlichen Entwicklung dar. Die Einschätzungen spiegeln dabei den Erkenntnisstand von Anfang September 2011.

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