Verbesserte Markt- und Systemintegration von Erneuerbaren Energien im Strombereich

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Problemstellung
1.2 Ziel der Arbeit
1.3 Aufbau der Arbeit

2 Erneuerbare Energien im Energiesystem
2.1 Grundlagen der Erneuerbaren Energien
2.2 Das Förderinstrument EEG
2.2.1 EEG 2004
2.2.2 EEG-Novelle 2009

3 Voraussetzungen und Ziele der Integration Erneuerbarer Energien
3.1 Voraussetzungen für die Integration der Erneuerbaren Energien
3.2 Ziele der System- und Marktintegration

4 Systemintegration
4.1 Technische Maßnahmen zur Systemintegration
4.1.1 Netzeinbindung
4.1.1.1 Netzoptimierung und -erweiterung
4.1.1.2 Einspeisemanagement
4.1.1.3 Systemdienstleistungen
4.1.2 Einsatz von Speichertechnologien
4.1.2.1 Pumpspeicherkraftwerke
4.1.2.2 Druckluftspeicherkraftwerke
4.1.2.3 Einsatz von Batteriesystemen im Rahmen der Elektromobilität
4.1.2.4 Nutzung von Speichern zur Erhöhung der garantierten Windleistung
4.1.3 Einsatz von Lastmanagement
4.1.3.1 Beeinflussung der Nachfrage
4.1.3.2 Voraussetzungen und Hemmnisse
4.1.3.3 Lastverlagerungspotenziale
4.2 Systemische Analyse
4.2.1 Analyse des Flexibilisierungs- und Systemanpassungsbedarfs
4.2.2 Bewertung von Ausgleichsoptionen aus systemtechnischer Sicht

5 Marktintegration
5.1 Ökonomische Maßnahmen zur Marktintegration
5.1.1 Modelle zur Änderung der Vermarktung
5.1.1.1 Drittvermarktung
5.1.1.2 Direktvermarktung ohne Prämie
5.1.1.3 Prämienmodell
5.1.1.4 Quotenmodell
5.1.1.5 Integrationsbonus
5.1.1.6 Vermarktung auf dem Regelenergiemarkt
5.1.2 Modelle zur Änderung der Wälzung und Profilveredelung
5.1.2.1 Versorgermodell
5.1.2.2 Wälzung über ein fixes Band
5.1.2.3 Wegfall der physischen Wälzung
5.1.2.4 Ausschreibung des Profilservices
5.1.2.5 Börsenmodell
5.2 Energiewirtschaftliche Analyse
5.2.1 Bewertung und Modellwahl
5.2.2 Ausgestaltung der gewählten Modelle
5.2.3 Auswirkungen der Modellwahl auf die Strompreise
5.2.4 Entwicklung einer Merit-Order der Ausgleichsoptionen
5.2.5 Zukünftige Entwicklung der Direktvermarktung

6 Handlungsempfehlungen
6.1 Handlungsempfehlungen zur Systemintegration
6.2 Handlungsempfehlungen zur Marktintegration

7 Fazit
7.1 Zusammenfassung
7.2 Ausblick

Quellenverzeichnis
Anlage 1: Leistung der Erneuerbaren Energie
Anlage 2: Stromerzeugung der Erneuerbaren Energie
Anlage 3: Auktionierungsergebnisse an den Kuppelstellen
Anlage 4: Durchschnittliche EEG-Vergütungssätze der gewählten Vergütungskategorie sowie Entwicklung der Teilnahme am Prämienmodell in Prozent

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2.1: Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Abbildung 2.2: Wälzungsmechanismus gemäß EEG 2004

Abbildung 2.3: Schematische Darstellung des Merit-Order-Effektes

Abbildung 3.1: Windenergieeinspeisung im Dezember 2008 in der E.ON-Regelzone

Abbildung 3.2 : Ziele der System- und Marktintegration

Abbildung 4.1: Entwicklung der Restnachfrage

Abbildung 4.2: Regionale Lastflüsse bei Schwachlast und Starkwind im Jahr 2015

Abbildung 5.1: Einsatz der Regelenergiearten

Abbildung 5.2: Konzeptionelle Weiterentwicklung des EEG

Abbildung 5.3: Zukünftige EE-Vermarktung

Abbildung 5.4: Korrelation von Strompreis und Windeinspeisung für Dezember 2008

Abbildung 5.5: Preisentwicklung der Jahresdurchschnittspreise am Spotmarkt

Abbildung 5.6: Merit Order der Ausgleichsoptionen

Abbildung 5.7: Beispiel der Direktvermarktung im Prämienmodell für eine WEA

Abbildung 5.8: Markterlöse und EEG-Vergütungssätzen für Neuanlagen

Abbildung 5.9: Entwicklung der EE-Mengen innerhalb und außerhalb des EEG

Abbildung 5.10: Entwicklung der Zahlungsströme in einem EEG-Konto

Abbildung 5.11: Entwicklung der EEG-Umlage

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2.1: Positive Wirkungen und Schwächen des EEG

Tabelle 2.2: Aktueller Beitrag und langfristiges Potenzial der EE in Deutschland

Tabelle 4.1: Netzausbau und -verstärkung

Tabelle 4.2: Überblick über Stromspeicher-Technologien

Tabelle 4.3: Lastmanagementpotenziale

Tabelle 4.4: Annahmen zur systemischen Analyse

Tabelle 4.5: Ermittlung zusätzlicher Speicherkapazitäten

Tabelle 5.1: Teilnahme an der Direktvermarktung nach § 17 EEG 2009

Tabelle 5.2: Bewertung der verschiedenen Modelle zur Marktintegration

Tabelle 5.3: Komponenten des Bonusmodells gemäß ISI-Vorschlag

Tabelle 6.1: Handlungsempfehlungen zur Systemintegration

Tabelle 6.2: Handlungsempfehlungen zur Marktintegration

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Die Bundesregierung vereinbarte Ende 2007 mit dem Integrierten Energie- und Klimaprogramm das Ziel, den Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf 25 bis 30% zu steigern.^[1] Der dynamische Ausbau der Erneuerbaren Energien in den letzten Jahren führte dazu, dass das Ziel für 2010 von 12,5 % bereits übertroffen wurde. Der Anteil im Jahr 2007 lag bei ca. 14,2%.^[2]

Ziel des Integrierten Energie- und Klimaprogramms der Bundesregierung ist es, den Herausforderungen des globalen Klimawandels und der weltweit steigenden Energienachfrage sowie -preisen mit geeigneten Maßnahmen zu begegnen. Im Fokus stehen dabei vor allem die Steigerung der Energieeffizienz und der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien im gesamten Energiesystem (Strom/Wärme/Verkehr).^[3] Erneuerbare Energien (EE) sind aus folgenden Gründen dazu geeignet, einen wesentlichen Beitrag zur nachhaltigen Energieversorgung zu leisten:

- Vermeidung von Kohlendioxid (CO2)-Emissionen und Beitrag zu Klimaschutzzielen
- Diversifikation der Rohstoffvielfalt und Unabhängigkeit von fossilen Rohstoffen
- Absicherung gegen Kostensteigerungen bei fossilen und nuklearen Energieträgern
- Vergleichsweise einfaches Abbauen und Recyceln
- Stärkung der regionalen Wertschöpfung und Sicherung der Arbeitsplätze.^[4]

Ein steigender Anteil an Strom aus Erneuerbaren Energie ist jedoch auch mit einigen Problemen verbunden: Das Angebot dieser Energiearten unterliegt zum Teil erheblichen Schwankungen, insbesondere bei der Nutzung von Windkraft und solarer Energie. Die sich daraus ergebene fluktuierende Stromerzeugung kann die Stabilität des Gesamtsystems beeinflussen, da eine Synchronität von Angebot und Nachfrage nicht gegeben ist.^[5] Der hohe Anteil an fluktuierender Einspeiseleistung erfordert vom Netzbetreiber das Vorhalten und die kurzfristige Bereitstellung von Regelleistung.^[6]

Zum anderen wird die Einspeisung von EE-Strom zunehmend durch Netzengpässe begrenzt. Aufgrund von Nutzungskonzentrationen einzelner EE in bestimmten Regionen kann der Verbrauch dort unter der Erzeugung liegen. Falls die Übertragungsnetze dann an ihre Grenzen stoßen und ein Transport in andere Verbrauchszentren nicht möglich ist, kann dies zur Abschaltung oder Drosselung von EE-Anlagen führen.^[7] Vor dem Hintergrund der marginalen Grenzkosten ist insbesondere die Drosselung von Windenergie- und Photovoltaikanlagen sowie Laufwasserkraftwerken volkswirtschaftlich ineffizient.

Trotz der bis dato erreichten Kostendegressionen ist Strom aus Erneuerbaren Energien derzeit noch nicht eigenständig wirtschaftlich.^[8] Daher ist es Aufgabe der Politik, geeignete Rahmenbedingungen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien zu schaffen. Das zentrale Förderinstrument in Deutschland ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG (derzeit gültig in der Fassung vom 01.01.2009). Dieses gewährleistet den Anlagenbetreibern eine feste Einspeisevergütung über einen definierten Zeitraum.^[9] Zentrale Vorteile des Förderinstruments sind die hohe Effektivität und Effizienz sowie die Investitionssicherheit für Anlagenbetreiber. Damit konnte ein erhebliches Wachstum im Bereich des Stroms aus EE in den letzten Jahren erreicht werden. Wesentlicher Schwachpunkt des Gesetzes ist seine geringe Marktnähe.^[10] Es werden keine gezielten Anreize gesetzt, EEG-Strom bedarfsgerecht zu produzieren und in das bestehende Stromsystem zu integrieren.^[11]

1.2 Ziel der Arbeit

Ziel der Masterarbeit ist es, Ansätze zur Systemoptimierung im Sinne eines höheren EE-Anteils in technischer und ökonomischer Hinsicht zu untersuchen und Handlungsmöglichkeiten für eine verbesserte System- und Marktintegration aufzuzeigen. Der Schwerpunkt der Arbeit liegt in der Analyse, wie technische Möglichkeiten zum Ausgleich der Schwankungen im Bereich der Erneuerbare Energie systemtechnisch am besten eingesetzt werden können und wie die EE sinnvoll der Marktsteuerung auf dem Energiemarkt unterworfen werden können.

Die Systemintegration und damit die technische Optimierung zielen auf einen effizienteren Umgang mit der fluktuierenden Einspeisung aus EE-Anlagen.^[12] Bei der bedarfsgerechten Einspeisung geht es um die Regelung und Steuerung von Angebot und Nachfrage. Insbesondere werden der Einsatz von Speichern, der Einsatz des Lastmanagements sowie die Netzeinbindung untersucht.

Die Notwendigkeit der verbesserten Marktintegration ergibt sich zum einen aus der mangelnden Marktnähe des derzeitigen EEG-Systems und zum anderen aus der Erfordernis, dass EEG-Akteure in Zukunft (nach Auslaufen des Förderzeitraums) ohne Förderung auf dem Markt agieren müssen. Daher sind Maßnahmen zu treffen, die eine schrittweise Überführung in eine freie Vermarktung ermöglichen.^[13] Darüber hinaus sind technische und ökonomische Maßnahmen sinnvoll zu kombinieren. So kann sich aus der Abbildung der Erzeugungsschwankungen im Markt ein Anreiz für die Investition in Speichertechnologien ergeben.

Vor diesem Hintergrund ist das Förderinstrument EEG an die steigenden Anforderungen anzupassen. Die Schwachstellen liegen neben den bereits erwähnten fehlenden marktwirtschaftlichen Anreizen in den sich kurzfristig ändernden EEG-Monatsbändern mit impliziten Beschaffungsrisiken für Versorger sowie im intransparenten Profilservice der Übertragungsnetzbetreiber. Verbesserungspotenzial liegt daher vor allem in den Bereichen Vermarktung, Wälzungsmechanismus und Profilservice (Veredelungsprozess).^[14]

1.3 Aufbau der Arbeit

Im Anschluss an diese kurze Einführung in die Thematik gibt Kapitel 2 zunächst einen Überblick über die Grundlagen der verschiedenen Erneuerbaren Energiequellen. Anschließend wird das Erneuerbare-Energien-Gesetz als zentrales Förderinstrument und Grundlage für das Wachstum in diesem Sektor in seiner jetzigen Form vorgestellt. In Kapitel 3 wird untersucht, welche Anforderungen vor dem Hintergrund eines steigenden EE-Anteils erfüllt werden müssen und welche Ziele mit einer verbesserten System- und Marktintegration anzustreben sind.

In Kapitel 4 werden zunächst Instrumente zur technischen Systemintegration untersucht. Die Maßnahmen beschäftigen sich dabei mit der Einbindung von EE-Anlagen in das Stromnetz, der Möglichkeiten zur Nutzung von Speichertechnologien sowie dem Einsatz von steuerbaren Lasten in Form eines Lastmanagements. Anschließend werden im Rahmen einer systemtechnischen Analyse die einzelnen Instrumente bewertet. Dazu wird auf Grundlage der Bestimmung der Restnachfrage ein zusätzlicher Flexibilisierungsbedarf ermittelt.

Kapitel 5 analysiert Maßnahmen zur verstärkten Marktintegration der Erneuerbaren Energien. In diesem Zusammenhang werden verschiedene Modelle zur Vermarktung sowie zur Wälzung und Veredelung untersucht. Im Rahmen der folgenden energiewirtschaftlichen Analyse werden diese Modelle anhand der in Kapitel 3 vorgestellten Kriterien bewertet und eine Modellwahl vorgenommen. Nach einem Ausblick auf die zukünftige Strompreisentwicklung wird eine Einsatzreihefolge der Integrationsmaßnahmen ermittelt sowie eine Simulation der weiteren Entwicklung der Direktvermarktung vorgenommen.

Kapitel 6 fasst die erforderlichen Anpassungen im Energiesystem und auf dem Strommarkt zusammen und stellt eine mögliche Maßnahmenkombination zusammen. Daraus werden schließlich Handlungs­empfehlungen entwickelt. Die Arbeit schließt ab mit einem Fazit zur zukünftigen Aufgabengestaltung im Energiemarkt und gewährt insbesondere einen Ausblick auf eine europäische Koordination der Förderungen der Erneuerbaren Energien im Strombereich. Berücksichtigung fanden im Rahmen der Erarbeitung der vorliegenden Arbeit aktuelle Entwicklungen bis zum 30.04.2009.

2 Erneuerbare Energien im Energiesystem

2.1 Grundlagen der Erneuerbaren Energien

„Wie muss die Energieversorgung Deutschland in Zukunft aussehen? Ist die Versorgung sicher? Welcher Energiemix wird sich positiv auf die Entwicklung des weltweiten Klimas auswirken? Die Antwort auf die Fragen kann in einem kräftig wachsenden Beitrag der regenerativen Energieträger liegen.“^[15] Erneuerbare Energiequellen sind unter menschlichen Zeithorizonten unerschöpflich. Dabei stellt die Sonnenenergie die größte erneuerbare Energiequelle dar, deren Nutzung in direkte und indirekte Sonnenenergie unterschieden wird. Die direkte Solarstrahlung kann direkt durch technische Anlagen genutzt und in elektrische beziehungsweise thermische Energie umgewandelt werden. Wird die Sonnenwärme durch natürliche Energiewandlung in andere Energieformen wie Wind, Wasser der Flüsse oder Pflanzenwachstum umgewandelt, spricht man von indirekter Sonnenergie.^[16]

Das jährliche Energieangebot der erneuerbaren Energiequellen ist wesentlich größer als der weltweite Energiebedarf.^[17] Trotzdem ist eine vollständige Nutzung nicht problemlos möglich, da im großen Maßstab eine völlig andere Energiewirtschaft aufzubauen ist. Im Gegensatz zu der stetigen Verfügbarkeit der fossilen Energieträger bieten erneuerbare Energien oft ein stark wechselndes Energieangebot.^[18] Im Folgenden werden die einzelnen Energieformen und deren Nutzung in Deutschland kurz vorgestellt.

Wasserkraft

Hier handelt es sich historisch um eine der ältesten Energiequellen.^[19] Wegen unterschiedlicher Witterungsbedingungen schwankt der Stromertrag leicht. In 2007 wurden bei einer installierten Leistung von 4.720 MW 20,7 TWh Wasserstrom produziert.^[20] Der stabile Anteil von 3 bis 4% stammt aus Speicher- und Laufwasserkraftwerken, in den die potenzielle beziehungsweise kinetische Energie des Wassers eine Turbine antreibt.^[21]

Windenergie

Windenergie ist derzeit die wichtigste regenerative Energiequelle, sie hat in den letzten Jahren einen rasanten Zubau erfahren. Inzwischen nimmt Deutschland mit einer installierten Leistung von 22.247 MW die Spitzenposition in der weltweiten Nutzung dieser Energieform ein. Mit einer Stromproduktion von 39,5 TWh in 2007 trugen die Windenergieanlagen mit einem Anteil von 6,4% zum Bruttostrom­verbrauch bei.^[22] In Windenergieanlagen nehmen Rotoren die Bewegungsenergie des Windes auf, die schließlich in einem Generator in elektrische Energie umgewandelt wird.^[23] Die besten Windstandorte finden sich entlang der Küste sowie in den windstarken Regionen in Nord- und Ostdeutschland,^[24] sind jedoch inzwischen zum größten Teil erschlossen. Daher liegt der Schwerpunkt im zukünftigen Ausbau der Onshore-Anlagen auf dem Repowering, also auf dem Ersatz alter durch moderne WEA.^[25] Der nächste Schritt stellt der Ausbau der Windenergie auf See dar. Offshore-Windanlagen werden weit vor der Küste in Wassertiefen bis zu 60 m gebaut, dies erfordert jedoch aufwendigere Technik und ist daher kapitalintensiv. Der Vorteil der Offshore-Anlagen liegt in den höheren und gleichmäßigeren Windgeschwindigkeiten, die eine hohe Leistung sowie Verfügbarkeit versprechen.^[26] Aufgrund der erhöhten Komplexität in der Anlagentechnik und der Erschließung, der hohen Investitionskosten sowie langer Genehmigungsverfahren ist in Deutschland bis jetzt kein Offshore-Windpark produktiv.^[27] Derzeit befinden sich ca. 30 Projekte mit einer Leistung von rund 27.300 MW in der Nord- und Ostsee in Planung. In Großbritannien und Dänemark sind Offshore-Windparks bereits realisiert worden.^[28]

Solarenergie/Photovoltaik

Diese Technik nutzt die direkte Sonneneinstrahlung und wandelt sie in elektrische Energie. Photovoltaikzellen bestehen aus zwei dünnen Halbleiterschichten aus Silizium, in dessen Grenzbereich ein elektrisches Feld aufgebaut wird. Durch das einfallende Sonnenlicht bewegen sich frei bewegliche Elektronen durch den Stromkreis. Dabei kann ca. 15 % des Sonnenlichtes in elektrische Energie umgewandelt werden.^[29] Aufgrund der hohen Strom­gestehungs­kosten ist der Anteil von 0,6 % am Bruttostromverbrauch in 2007 marginal, so dass Photovoltaik noch nicht in energiewirtschaftlichen Dimensionen an der Stromerzeugung beteiligt ist. Allerdings werden technische Innovationen und wachsende Märkte dazu führen, dass dieser Strom immer kostengünstiger wird. Bereits jetzt ist ein dynamisches Wachstum deutlich zu erkennen. In 2007 lag der Stromertrag bei 3,5 TWh, die installierte Leistung betrug 3.811 MW, dies bedeutet einen Anstieg um 60% gegenüber 2006.^[30]

Biomasse

„Unter Biomasse versteht man Stoffe organischer Herkunft, in der Natur lebende und wachsende Materie sowie Abfallstoffe aus lebenden und toten Lebewesen.“^[31] Alle Biomassearten zusammen haben in 2007 23,8 TWh Strom erzeugt, der Anteil lag bei 3,8% vom Bruttostromverbrauch.^[32] Biomasse kann unterschiedlich energetisch genutzt werden. Nutzungs­möglich­keiten bestehen in der Herstellung von Wärme und Strom sowie in der Herstellung von Treibstoffen für den Verkehr. Neben der Verbrennung gibt es verschiedene Umwandlungsprozesse, in denen Biomasse verflüssigt, vergast oder zu Alkohol vergoren wird.^[33] Der größte Vorteil der Biomasse liegt darin, dass ihre Energie gespeichert und damit bedarfsorientiert genutzt werden kann.^[34]

Geothermie

Erdwärme ist derzeit die am geringsten eingesetzte regenerative Energiequelle. Die Tiefengeothermie nutzt entweder durch Bohrungen erschlossene heiße Thermalwässer in bis zu fünf Kilometern Tiefe oder heiße Gesteinsschichten zur Erwärmung von injektiertem Wasser (Hot-Dry-Rock-Verfahren).^[35] Vorteil der Stromproduktion aus Erdwärme liegt in der stetigen Verfügbarkeit, daher könnte ein Beitrag zur Grundlastversorgung geleistet werden, allerdings steckt die Technik noch in der Entwicklung und Erprobung.^[36] In Abbildung 2.1 sind die Entwicklung der einzelnen Erneuerbaren Energiequellen seit 1990 und damit der gesamte Aufwärtstrend der EE dargestellt. Geothermie ist aufgrund des sehr geringen Anteils hier nicht dargestellt und wird auch in den weiteren Ausführungen dieser Arbeit nicht explizit betrachtet.^[37] Die Entwicklung zeigt, dass Deutschland auf einem guten Weg ist seine Ausbauziele zu erreichen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.1: Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Quelle: BMU (2008b), S. 16.

2.2 Das Förderinstrument EEG

2.2.1 EEG 2004

Die Förderung der Erneuerbaren Energie stellt ein zentrales Element in der deutschen Energie- und Klimapolitik dar.^[38] Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist derzeit gültig in der Form vom 01.01.2009 (EEG 2009) und löste damit das EEG vom 01.08.2004 (EEG 2004)^[39] ab. Aufgrund der Relevanz für die inhaltliche Darstellung der vorliegenden Arbeit werden zunächst die Grundzüge des EEG 2004 erläutert, bevor auf die wesentlichen Änderungen im EEG 2009 eingegangen wird. Nach Angaben des Bundesumweltministeriums hat sich das EEG als wirkungsvolles und effizientes Instrument zum Ausbau der Erneuerbaren Energien im Strombereich erwiesen.^[40] Das Gesetz verfolgt ein Bündel von Zielen, dazu gehören die Steigerung des Anteils Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung sowie die Förderung der Weiterentwicklung von Technologien zur Nutzung von EE. Weiterhin soll ein Beitrag zur Vermeidung von Konflikten um fossile Brennstoffe und zum Schutz von Natur und Umwelt geleistet werden.^[41] Zu den Kernelementen der Förderung nach EEG gehören die vorrangige Anschluss-, Abnahme- und Vergütungspflicht. Der jeweilige Netzbetreiber ist verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien (EE-Anlagen) vorrangig anzuschließen und den dort produzierten Strom abzunehmen und zu übertragen. Dabei tragen Anlagenbetreiber die Kosten für den Anschluss und Netzbetreiber die Kosten für den Netzaus- und -umbau.^[42]

Die EE-Anlagenbetreiber erhalten für die gesamte erzeugte Strommenge eine garantierte Einspeisevergütung, dessen Höhe durch die Stromgestehungs­kosten bestimmt ist und je nach Technologie und Anlagengröße variiert.^[43] So lagen die Vergütungssätze für 2008 zwischen 3,66 Cent/kWh und 51,75 Cent/kWh. Grundsätzlich wird die garantierte Einspeisevergütung konstant für 20 Kalenderjahre^[44] gezahlt und richtet sich nach dem Jahr der Inbetriebnahme. Ausnahmen bilden Windenergieanlagen (WEA), da hier je nach Referenzertrag^[45] eine erhöhte Anfangsvergütung gewährt wird.^[46]

Ein weiteres wesentliches Element der EEG-Förderung ist der bundesweite Ausgleichsmechanismus. Aufgrund des unterschiedlichen Ausbaus der EE in den verschiedenen Regionen würde es zu einer unterschiedlichen Belastung der Verbraucher kommen. Um dies auszuschließen, findet ein bundesweiter Ausgleich zwischen den ÜNB bezüglich der nach EEG abgenommen Strommengen und Vergütungen statt, dessen Systematik in Abbildung 2.2 dargestellt ist.^[47]

Im ersten Schritt nehmen die aufnahme- und vergütungspflichtigen Netzbetreiber (avNB) den Strom aus den EEG-Anlagen auf, vergüten ihn entsprechend und leiten ihn an den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber (rÜNB) weiter. Dazu legt der avNB dem rÜNB bis zum 30.04. des Folgejahres eine Jahresabrechnung über die EEG-Strommengen vor. Im nächsten Schritt gleichen die vier rÜNB die EEG-Strommengen und Vergütungen unter einander aus, bis jeder die gleiche Belastung zu tragen hat. Dies muss bis 30.09. des Folgejahres abgeschlossen sein, erst dann stehen die EEG-Quote und die einheitliche EEG-Durchschnittsvergütung für das vergangene Jahr fest. Bis dahin muss mit Prognosewerten gearbeitet werden. Der letzte Schritt stellt der vertikale Ausgleich zwischen dem jeweiligen rÜNB und den Lieferanten in seiner Regelzone dar. Alle Stromlieferanten sind verpflichtet, anteilig – entsprechend ihres Stromabsatzes – den EEG-Strom aufzunehmen und diesen mit dem durchschnittlichen EEG-Preis zu vergüten.^[48]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.2: Wälzungsmechanismus gemäß EEG 2004

Quelle: VDN (2005), S. 5.

Um eine Weitergabe an die Lieferanten zu ermöglichen, wird von den rÜNB aus der fluktuierenden Einspeisung aller EE-Anlagen ein Bandprofil erstellt, welches zu einer durchschnittlichen EEG-Vergütung an die Versorger weitergeleitet wird. Dieser Profilservice im Day-ahead und Intraday-Markt unterliegt keinen detaillierten Vorschriften. Die ÜNB können Geschäfte auf dem Markt oder mit eigenen Konzerntöchtern tätigen. Darüber hinaus tragen die ÜNB die Prognoseverantwortung sowie die entsprechenden Ausgleichsenergiekosten für den EEG-Bilanzkreis. Die Kosten des Profilservice werden über die Netznutzungsentgelte auf alle Netznutzer abgewälzt.^[49]

Die Wälzung der EEG-Kosten an die Endkunden erfolgt mittels so genannter Differenz­kosten.^[50] Diese stellen den Wert des Unterschieds zwischen EEG-Kosten der EVU und dem durchschnittlichen Strombeschaffungspreis dar. Schließlich wird die EEG-Umlage aus den Differenzkosten und der EEG-Quote ermittelt.^[51]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2.1: Positive Wirkungen und Schwächen des EEG

Quelle: eigene Darstellung.

Tabelle 2.1 stellt die gesamtwirtschaftlich positiven Wirkungen des EEG den Schwächen gegenüber. Die Stromerzeugung aus EE ist ohne finanzielle Förderung heute noch nicht wettbewerbsfähig,^[52] d.h. Anlagenbetreiber könnten bisher nicht selbstständig im Markt bestehen. Dies gilt für einzelne Sparten in unterschiedlichem Maße. Dabei ist die Stromproduktion aus Wind Onshore am ehesten wettbewerbsfähig, wobei Photovoltaik im Vergleich noch am weitesten davon entfernt erscheint. Daher benötigen Anlagenbetreiber insbesondere vor dem Hintergrund eines weiteren massiven Ausbaus auch weiterhin eine finanzielle Unterstützung.^[53]

Ursprünglich wurde das EEG für den Einstieg der EE in den nationalen Strommarkt konzipiert. Die Entwicklung der nach EEG vergüteten Strommengen ist durch deutliche Wachstumsraten gekennzeichnet, die darauf hinweisen, dass EE nicht mehr in einer Nische betrieben werden können. So ist die EEG-Quote von 3,01% im Jahr 2000 auf 15,8%^[54] im Jahr 2007 angestiegen. In Tabelle 2.2 wird für das Jahr 2007 der Energie­ertrag der einzelnen EE im EEG dargestellt. Im gesamten Energieertrag sind zusätzlich Einspeisungen aus großen Wasser- und Biomasseanlagen (ab 20 MW) enthalten, die keine EEG-Vergütung erhalten, jedoch ebenfalls vorrangig abgenommen werden müssen. Krewitt geht davon aus, dass EE im nächsten Jahrzehnt die wichtigste Energiequelle in Deutschland darstellen werden.^[55] Tabelle 2.2 zeigt in diesem Zusammenhang das langfristig realisierbare Nutzungspotenzial. Insgesamt wäre demnach ein Anteil von 87% am Bruttostromverbrauch langfristig möglich. Abgesehen vom Potenzial der Geothermie, das bislang kaum genutzt werden kann, bieten Sonnen- und Windenergie die größten Potenziale.^[56]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2.2: Aktueller Beitrag und langfristiges Potenzial der EE in Deutschland

Quelle: BMU (2008b), S. 32, S. 44.

Exkurs: Auswirkungen der erneuerbaren Energien auf die Strompreise

Da die EEG-Vergütungen über den durchschnittlichen Strombezugskosten^[57] liegen, entstehen aus Sicht der Endkunden durch die Förderung des EEG zusätzliche Kosten. Diese Mehrkosten können für das Jahr 2006 unter Berücksichtigung der Gesamtvergütung von 5,8 Mrd. Euro und einem Marktwert des EEG-Strom von 2,5 Mrd Euro auf 3,3 Mrd. Euro abgeschätzt werden.^[58] Nach eigenen Berechnung ergibt sich für 2008 ein Marktwert für EEG-Mengen^[59] von 4,7 Mrd. Euro sowie gemäß Wenzel ein Vergütungsvolumen von 8,9 Mrd. Euro.^[60] Damit lagen die Mehrkosten im Jahr 2008 bei 4,2 Mrd. Euro.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.3: Schematische Darstellung des Merit-Order-Effektes

Quelle: eigene Darstellung.

Zusätzlich hat jedoch auch die EE-Stromerzeugung selbst Auswirkungen auf die Marktpreise, die bei einer ökonomischen Bewertung der Förderung durch das EEG zu berücksichtigen sind. Der Preis für Strom wird an der Börse nach dem Merit-Order-Prinzip durch das jeweils teuerste Kraftwerk bestimmt, das noch benötigt wird, um die Stromnachfrage zu befriedigen. Die Stromnachfrage wird zumindest im kurzfristigen Zeithorizont des Spotmarktes als unelastisch angenommen.^[61] Die EEG-Strommenge in Form des Monatsbandes muss vorrangig von den Stromversorgern abgenommen werden, durch diesen erzwungenen Markteintritt werden die teuersten konventionellen Kraftwerke verdrängt. Die Nachfrage nach konventionellem Strom wird reduziert und die teuersten Kraftwerke werden zur Nachfragedeckung nicht mehr benötigt, der Preis an der Börse sinkt entsprechend. Dieser Effekt, der schematisch in Abbildung 2.3 dargestellt ist, wird auch als Merit-Order- Effekt bezeichnet.^[62]

Nach einer wissenschaftlichen Untersuchung für das BMU senkte der Merit-Order-Effekt die Kosten der Strombeschaffung über den Spotmarkt um 7,8 Euro/MWh im Jahr 2006.^[63] Eine andere Analyse ermittelt für die 2006 installierte EE-Leistung von 30.000 MW beziehungsweise einer EE-Produktion in Höhe von ca. 70.000 GWh eine Senkung der Großhandelspreise zwischen 4 und 5 Euro/MWh. Wie sich zeigt, ist eine Bewertung des Merit-Order-Effektes schwierig und generell von den Modellannahmen abhängig.^[64] Zwar ist die absolute Höhe unterschiedlich, jedoch bestätigen beide Untersuchungen übereinstimmend die kurzfristig dämpfende Wirkung der EE-Einspeisung auf die Strompreise am Großhandelsmarkt – selbst wenn der EEG-Strom teurer ist als die teuersten konventionellen Spitzenlastkraftwerke. Vorraussetzung ist, dass die Merit-Order-Kurve von der Nachfrage bei steiler Steigung geschnitten wird. Zudem sind die Kostenwirkungen des EE-Ausbaus in ihrer Gesamtheit aufgrund der Komplexität nicht zu quantifizieren, da weitere Faktoren wie der zusätzliche Bedarf an Regelenergie, die nicht kosteneffiziente Auslastung konventioneller Kraftwerke sowie der zusätzliche Netzaus- und -umbau berücksichtigt werden müssen.^[65]

2.2.2 EEG-Novelle 2009

Der Gesetzgeber hat auf Grundlage der Erkenntnisse aus dem Erfahrungsbericht 2007 das bestehende EEG überarbeitet. Das neue EEG wurde am 06. Juni 2008 durch den Deutschen Bundestag beschlossen und trat am 01.01.2009 in Kraft.^[66] Im Rahmen der Überarbeitung wurde die Grundstruktur des Gesetzes beibehalten. Die im Detail weit reichende verbesserte Systematik soll insbesondere zum Ausbau des Anteils Erneuerbarer Energien an der Stromproduktion bis 2020 dienen. Zu den wesentlichen Änderungen im neuen EEG gehören:

- Verbesserte Netzintegration von Anlagen
- Pflicht der Netzbetreiber zur Netzerweiterung mit Schadensersatzregelung
- Einspeisemanagement
- Möglichkeit zur Direktvermarktung
- Möglichkeit zur Neugestaltung des Wälzungsmechanismus.^[67]

Zunächst müssen alle Anlagen ab einer Leistung von 100 kW mit einer Einrichtung zur Fernauslesung und zur Fernsteuerung ausgestattet werden.^[68] Darüber hinaus stellt das EEG 2009 erstmals technische Anforderungen für neu an das Netz angeschlossene Windenergieanlagen an Land und gewährt dafür einen Systemdienstleistungsbonus.^[69] Damit soll ein Mindeststandard für die verbesserte Netzintegration und an das Verhalten von Windenergieanlagen im Fehlerfall geschaffen werden. Ebenfalls wird ein Anreiz zur freiwilligen Nachrüstung von Altanlagen durch das neue EEG gegeben.^[70]

Netzbetreiber haben die Pflicht gemäß § 9 EEG 2009 zur Erweiterung der Netzkapazität und müssen demnach ihre Netze entsprechend dem Stand der Technik optimieren, verstärken und ausbauen. Neu in das Gesetz aufgenommen ist mit § 10 EEG 2009 eine Schadensersatzregelung, die anwendbar ist, wenn der Netzbetreiber diese Pflichten verletzt.^[71] Das Einspeisemanagement legt fest, dass Netzbetreiber bei Netzüberlastung in bestimmten Fällen und nach Ausnutzung aller Netzoptimierungsmöglichkeiten die Leistung von Anlagen regeln dürfen, ausgenommen sind Kleinanlagen unter 100 kW. Für die nicht abgenommene Energiemenge muss der Netzbetreiber eine finanzielle Kompensation zahlen.^[72]

„Die Förderung von erneuerbaren Energien leidet an der ihr eigentümlichen Grundkonzeption, außerhalb des primär marktorientierten Wettbewerbsgeschehens auf Strommärkten (Mengen- und Preisbildung) zu funktionieren.“^[73] Ein erster Schritt zum Einstieg in den Wettbewerb soll mit der Möglichkeit zur Direktvermarktung unternommen und so die Weichen für eine graduelle wirtschaftliche Integration Erneuerbarer Energien in den Energiemarkt gestellt werden.^[74] Nach § 17 EEG 2009 kann ein Anlagenbetreiber – im kalendermonatlichen Wechsel mit dem Vergütungssystem – den erzeugten EE-Strom beziehungsweise einen Anteil an Dritte veräußern. Dies muss mit einem Vorlauf von mindesten einen Monat angekündigt werden. In der Zeit der Direktvermarktung entfällt der Vergütungsanspruch nach EEG.^[75]

Außerdem bietet das neue EEG die Möglichkeit zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus. Eine Änderung im Gesetz hat nicht stattgefunden, jedoch findet sich in § 64 Abs. 3 eine Verordnungsermächtigung zur Neugestaltung des Verfahrens.^[76] Die Gesetzes-vertretende Verordnung soll regeln, dass Versorger zukünftig lediglich eine fest kalkulierte EEG-Umlage zu zahlen haben, die eigentliche Vermarktung übernehmen die ÜNB. Aufgrund dieser bloßen Vergütungswälzung werden die Weiterleitungs- und Abnahmeverpflichtungen aus § 36 Abs. 4 sowie § 37 Abs. 1 Satz 1 EEG 2009 aufgehoben werden müssen. Einmalig im deutschen Recht dürfte sein, dass eine Verordnung formelles Gesetzesrecht verdrängt, daher ist hier mit Rechtsunsicherheiten zu rechnen.^[77] Auf die angesprochenen Themen wird in späteren Kapiteln noch näher eingegangen.

3 Voraussetzungen und Ziele der Integration Erneuerbarer Energien

3.1 Voraussetzungen für die Integration der Erneuerbaren Energien

Das größte Potenzial für den politisch forcierten EE-Ausbau bietet die Windenergie. Der Ausbau geht einher mit einem steigenden Stromanteil aus einer stark fluktuierenden, schwer regel- und prognostizierbaren Energiequelle. Dieser steigende fluktuierende Anteil stellt das Gesamtsystem der Stromwirtschaft vor einige Probleme, die bereits jetzt sichtbar sind und sich in Zukunft noch verstärken werden. Die wesentliche Herausforderung für die Energiewirtschaft ist die Sicherstellung einer zukunftsfähigen, nachhaltigen und sicheren Energieversorgung vor dem Hintergrund folgender Faktoren:

- Anforderungen an die Energieeffizienz werden zu einem weiter sinkenden Energiebedarf führen.
- Der Ausstieg aus der Kernenergie macht generell eine Anpassung im deutschen Energiemix notwendig.
- Des Weiteren sind Teile des fossilen Kraftwerksparks überaltert und müssen in den nächsten Jahren altersbedingt außer Betrieb gehen.^[78] Aufgrund des Abschaltens von konventionellen Kraftwerken (fossil/atomar) entsteht ein Ersatzbedarf gemäß Untersuchungen der Deutschen Energieagentur (dena) zwischen 5 und 40 GW bis 2020.^[79]

Diese Gründe machen eine umfassende Modernisierung des gesamten Systems auch unabhängig vom weiteren EE-Ausbau notwendig. Hier besteht defacto die Chance den Umbau des fossilen Kraftwerksparks an die Anforderungen der EE anzupassen. Das derzeitige Vorsorgungssystem weist stark zentrale Strukturen auf. Nicht nur EE sondern auch die verstärkte Nutzung von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird künftig zu einem weiter steigenden Anteil verbrauchsnaher Erzeugungseinheiten führen, für die jedoch das System nicht ausgelegt ist. Daher ist eine Umstrukturierung des Versorgungssystems hin zu einem mehr von kleinen, dezentralen Elementen gekennzeichneten System erforderlich. Die Stromerzeugungsstruktur sollte daher in Zukunft durch einen Mix aus zentralen und dezentralen Anlagen geprägt sein, um die Vorteile der Dezentralität beispielsweise der EE-Anlagen mit denen des überregionalen Netzverbundes verbinden zu können.^[80]

Der sichere Betrieb des derzeitig zentralen Energieversorgungssystems ist nur aufgrund des Einsatzes moderner Informations- und Kommunikationstechnik möglich. Der Aufbau von verstärkt dezentralen Versorgungsstrukturen geht einher mit höheren Anforderungen an die Nutzung der Informations- und Kommunikationstechnologien. Wenn die Anzahl der Erzeugungsanlagen zunimmt, deren Betrieb überwacht wird, müssen die Energienetze immer stärker mit den Daten- und Informationsnetzen zusammenwachsen. Zukünftig werden die Aufgaben des Energiemanagements auf regionaler und überregionaler Ebene zunehmen, daher müssen Erzeugungsanlagen über geeignete Kommunikationsschnittstellen verfügen. Darüber hinaus sind leistungsfähige Informationssysteme und Datenbanken notwendig, die die zentralen Aufgaben zur Datenerfassung, -verarbeitung und -speicherung übernehmen.^[81]

Um die verschiedenen dezentralen Systemkomponenten aufeinander abzustimmen zu können, ist es unter anderem erforderlich die Einspeisung aus EE besser kalkulieren zu können. Daher wird ein geeignetes Prognosesystem zur Vorhersage benötigt.^[82] Die Kenntnis über die zu erwartende Einspeisung der Windenergie ist inzwischen eine der wichtigsten, zugleich aber am schwierigsten zu bestimmende Einflussgröße auf die Netzführung und den Einsatz konventioneller Kraftwerke. Bei der Prognose des Lastfahrplans wird die erzeugte Leistung aus Windenergie als negativer Verbraucher erfasst. Nicht vorhersehbare Schwankungen der Windeinspeisung zählen zu den häufigsten Ursachen für den Einsatz von Regelenergie. Derzeit erfolgt die Prognose nach dem ISET^[83] -Modell auf Grundlage von gemessenen Zeitverläufen der Leistung repräsentativer Windparks, die in die Zukunft extrapoliert und schließlich auf die Gesamteinspeisung hochgerechnet werden.^[84]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.1: Windenergieeinspeisung im Dezember 2008 in der E.ON-Regelzone

Quelle: E.ON 2008.

Die Höhe des Prognosefehlers liegt gegenwärtig je nach Betrachtungsregion für eine Vortags-Prognose zwischen 5 und 8 %.^[85] Die Abweichungen der Ist-Einspeisung von der Vortagesprognose sind beispielhaft in Abbildung 3.1 dargestellt. Für Prognosen mit einer geringeren Vorlaufzeit von wenigen Stunden verringert sich der Prognosefehler deutlich.^[86] Da die Güte der Einspeiseprognosen einen direkten Einfluss auf die Regelenergieleistung hat, ist für eine deutlich verbesserte Integration von Windenergie in das bestehende Energieversorgungssystem eine Weiterentwicklung der Prognoseverfahren und damit eine Verbesserung der Prognosegüte notwendig.^[87]

3.2 Ziele der System- und Marktintegration

Das Ziel einer verbesserten System- und Marktintegration liegt generell in der Sicherstellung des geplanten Wachstums im EE-Segment. Um die Modelle und Vorschläge zur System- und Marktintegration einer systematischen Untersuchung und qualitativen Bewertung zu unterziehen, sind definierte Kriterien notwendig, die schließlich eine Aussage über Vor- und Nachteile der einzelnen Modelle im Vergleich zur geltenden EEG-Systematik zulassen. Dazu werden die im Folgenden dargestellten Kriterien gewählt, die aus Sicht der Autorin zu den Wesentlichen gehören.

Der Ausbau der EE bringt einige besondere Anforderungen mit sich. So muss mittel- bis langfristig erreicht werden, dass trotz des fluktuierenden Wind- und Sonnenangebots die Energie bedarfsgerecht verfügbar ist, d.h. dass auch dann Strom bereit gestellt werden muss, wenn aus Wind und Sonne nur wenig Energie zur Verfügung steht. Dies erfordert zum einen eine Flexibilität, die entweder auf Seiten des Verbrauchs oder auf Seiten der Erzeugung gewährleistet sein muss. Zum anderen ist die gesicherte Leistung aus Erneuerbaren Energien zu erhöhen, um die Zuverlässigkeit des Gesamtsystemssystems zu stärken.^[88] Wesentliche Systemanforderung für einen möglichst hohen EE-Anteil ist die gleichzeitige Aufrechterhaltung der Netzsicherheit nach dem Energiewirtschaftsgesetz. Um die Netzstabilität auch beim weiteren Ausbau der EE und damit die Versorgungssicherheit sicherstellen zu können, sind netz- wie anlagenseitige Maßnahmen notwendig.^[89]

Dies sind aus systemischer Sicht die Anforderungen an die technische Integration, um schließlich einen effizienten Umgang mit einem hohen Anteil fluktuierender Einspeisung im übrigen Energiesystem zu ermöglichen. Aus energiewirtschaftlicher Sicht ist es zudem notwendig die Wertigkeit des EEG-Stroms zu maximieren, Beschaffungs­risiken zu minimieren und damit eine hohe ökonomische Effizienz des EEG auch in Zukunft zu wahren. Die Marktnähe ermöglicht eine Aussage, ob und wie der EE-Strom auf wettbewerblich organisierte Märkte gelangt. Dabei sollte die Komplexität möglichst gering gehalten werden, da eine hohe Praktikabilität einfache und klare Regeln sowie transparente Mengen- und Zahlungsflüsse erfordert.^[90]

Für das Heranführen an den Markt und die Vorbereitung auf eine eigenständige Vermarktung ist es unbedingt notwendig, dass die Anlagen­betreiber, die Möglichkeit erhalten, Erfahrungen auf dem Strommarkt zu sammeln. Dies ist so bedeutend für die Weiterentwicklung der EE, dass dies zusätzlich zur generellen Marktnähe untersucht wird. Marktwirtschaftliche Anreize zur Nutzung innovativer Optionen dienen letztlich der Verknüpfung von Markt- und Systemintegration, da mit dem Einsatz von Speichern oder Lastmanagement eine bedarfsorientiertere Einspeisung erreicht werden kann.^[91]

Für den politisch forcierten weiteren EE-Ausbau erscheint es notwendig, dass die Anlagenbetreiber zumindest kostendeckende Einnahmen aus der Vermarktung erzielen können, die auch mit einer gewissen Sicherheit über die Lebensdauer der Anlagen gewährleistet sind. Diesem Aspekt ist bei der Wahl der geeigneten Maßnahmen für die System- und Marktintegration besondere Beachtung zu schenken.^[92] Letztendlich sollten die Maßnahmen so ausgestaltet werden, dass ein Übergang von Forschungs- und Entwicklungsvorhaben zur Behauptung am Markt in größerem Umfang ermöglicht wird. Daher ergibt sich die Notwendigkeit, Rahmenbindungen für die Übergangszeit zu schaffen, wenn der Markt selbst keine ausreichenden Anreize setzt.^[93] In Abbildung 3.2 sind die Kriterien zusammengefasst.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.2 : Ziele der System- und Marktintegration

Quelle: eigene Darstellung.

4 Systemintegration

4.1 Technische Maßnahmen zur Systemintegration

„Für die Realisierung der zunehmenden Nutzung der Erneuerbaren Energien ist eine effiziente Integration von Windenergieanlagen an Land und auf See in das elektrische Verbundsystem erforderlich, da Windenergie mittelfristig das größte Potenzial hat, den Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch zu erhöhen.“^[94]

4.1.1 Netzeinbindung

Neben den starken tages- und jahreszeitlichen Schwankungen und der eingeschränkten Prognostizierbarkeit resultiert aus den natürlichen Windbedingungen eine sehr starke Konzentration der Windenergie in Nord-Deutschland – einer Region mit geringer Bevölkerungsdichte und damit niedrigem Strombedarf. Daher ergibt sich die Notwendigkeit den erzeugten Windstrom in Regionen mit höherem Bedarf zu transportieren. Mit Blick auf das Gesamtsystem ist elektrische Energie in zunehmender Höhe über wachsende Entfernungen zu übertragen.^[95]

Bereits in der Vergangenheit waren Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) gezwungen, bei Starkwind ihre Netze im Grenzbereich des zulässigen Betriebsbereichs zu fahren. Dabei werden auch ausländische Nachbarnetze massiv durch die deutsche Windenergie beeinträchtigt, da es in Überschusssituationen (große Einspeiseleistung bei Starkwind und Schwachlast) dazu kommt, dass auch Netze der Nachbarländer zum Beispiel in Polen, Tschechien und Niederlande überschwemmt werden und dort die Netzstabilität gefährdet werden kann. Insbesondere die grenzüberschreitenden Kuppelleitungen müssen dann im Grenzbereich ihrer (n-1)-Sicherheit^[96] betrieben werden.^[97]

Die notwendige Systemintegration sowie die zunehmenden dezentralen Strukturen im Versorgungssystem erfordern, wie bereits erwähnt, einen Paradigmenwechsel. Für den Anlagenbetreiber bedeutet dies, dass die rein betriebswirtschaftliche Fahrweise abgelöst werden muss und die Erzeugung sich zunehmend an den Erfordernissen des Gesamtsystems zu orientieren hat. Auf der Netzseite geht der Paradigmenwechsel einher mit einer aktiven Betrachtung der EE im Netzmanagement, da diese nicht mehr als passive, nicht steuerbare Komponenten im Netz betrachtet werden können. Dem Verteilnetzbetreiber (VNB) kommt in einem dezentralen Stromsystem eine Schlüsselrolle zu, die auch als ‚aktiver Netzbetreiber’ bezeichnet wird. Nach dem Liberalisierungs- und Unbundling-Konzept sollte der Netzbetreiber (NB) eine strikt neutrale Rolle einnehmen, die jedoch aufgrund der unvollständigen Entflechtung nur unzureichend wahrgenommen wird. Derzeit existieren noch vielfältige Negativanreize, die den NB von der Übernahme einer aktiven Rolle im Rahmen der Integration dezentraler Optionen abhalten:^[98]

- Verringerte Strommengen im Netz durch dezentrale Anlagen und damit Erlöseinbußen bei den Netznutzungsentgelten
- Zusätzliche Transaktionskosten durch das EEG für die Organisation des Umlage­mechanismus
- Erhöhter Aufwand für Betrieb und Unterhalt der Netze je höher die Anzahl der angeschlossenen dezentralen Anlagen im Netz.^[99]

Unter anderem durch den mit der Netzregulierung bewirkten Kostendruck entwickeln sich die Interessen von Netz- und Anlagenbetreiber gegensätzlich. Für eine optimal gestaltete Netzintegration besteht jedoch eine Kooperationsnotwendigkeit zwischen Netz- und Anlagenbetreiber.^[100] Um die bestehenden Negativanreize zu neutralisieren beziehungsweise positive Anreize zu schaffen, ist über eine Anreizstruktur für Netzbetreiber nachzudenken. Die Weichen dafür sind im Regulierungskonzept zu stellen.^[101]

4.1.1.1 Netzoptimierung und -erweiterung

Eine bis 2020 verstärkte Nutzung der Windenergie hat unter den Prämissen eines unveränderten Zuverlässigkeitsniveaus sowie unter Beibehaltung eines sicheren Verbundbetriebes zu erfolgen. Die Deutsche Energieagentur (dena) hat in ihrer Netz-Studie den erforderlichen Umfang für den Ausbaus der Übertragungsnetze bis 2015 ermittelt, um weiterhin die (n-1)-sichere Übertragung gewährleisten zu können.^[102]

Der Bedarf an der Verstärkung der vorhanden Stromtrassen und dem Bau neuer Höchst­spannungs­trassen ist zeitnah zu realisieren, da das Zuwachstempo der Erneuerbaren Energien entscheidend vom Ausbau der Übertragungsnetze bestimmt wird. In der dena-Studie wurde ein Erweiterungsbedarf in den deutschen Höchstspannungsnetzen zwischen 2003 und 2015 von 850 km ermittelt. Dies entspricht zwar nur 5% der vorhandenen Trassen, ist jedoch im Vergleich zu den Neubauten der vergangenen Jahre sehr ambitioniert. In Zukunft könnte zudem das ausgebaute Höchstspannungsnetz auch für zusätzliche Aktivitäten im Stromhandel genutzt werden. In Tabelle 4.1 ist der von der dena ermittelte Ausbau- und Verstärkungsbedarf für die 380 kV-Spannungsebene an Land im zeitlichen Verlauf dargestellt.^[103]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 4.1: Netzausbau und -verstärkung

Quelle: dena (2005a), S. 8.

Die dena ermittelt für diese Maßnahmen am Höchstspannungsnetz Kosten in Summe von 1,1Mrd. Euro bis 2015,^[104] die zu einer Steigerung der NNE bis 2015 um weniger als 1 Euro/MWh gegenüber dem Jahr 2003 führen. Darin noch nicht enthalten sind Investitionskosten für die Anbindung von Offshore-Windparks, die von der dena auf 11-12 Mrd. Euro bis zum Jahr 2020 abgeschätzt werden. Die Kosten für die Seekabel-Anbindung bis zum Netzanschlusspunkt an Land sind vom jeweiligen Windparkbetreiber zu tragen und werden schließlich über die EEG-Vergütung abgedeckt. Eine Umlage über die NNE erfolgt derzeit nicht^[105]

Nach Erkenntnissen des BMU sind diese Ausbaustufen nicht in der herkömmlichen Freileitungsbauweise zu realisieren. Gründe dafür sind im Widerstand bei Bürgern, Kommunen und Umweltschutzverbänden sowie in den langwierige Genehmigungs­verfahren zu suchen. Das BMU geht davon aus, dass die dena-Leitungen bis 2015 nicht tatsächlich gebaut werden. Die Verschlankung von Genehmigungsverfahren im Rahmen des Gesetzes zur Beschleunigung des Netzausbaus^[106] bietet zwar einen Ansatz, reicht allerdings nicht aus. Es sind weitere rechtliche Voraussetzungen für innovative Strategien zu schaffen:

- Netzausbau mit Hochspannungs-Gleichstromleitungen, damit wären nur noch kurze Ausbaustrecken im 380 kV-Netz notwendig.
- Der Einsatz von Erdkabeln schafft mehr Akzeptanz.
- Die von NB beklagten investitionsfeindlichen Rahmenbedingungen (mangelnde Verzinsung des Kapitals, Risiko für notwendige Prognoseentscheidungen etc.) sollten in einer Überarbeitung der Anreizregulierungsverordnung münden.^[107]

Nach 2015 wird ein forciert fortgesetzter Ausbau der Offshore-Windenergieanlagen erwartet, in denen räumlich konzentriert und verbrauchsfern Strom erzeugt wird. Dies verstärkt die Notwendigkeit zum Ausbau der Übertragungsnetze für den Transport der WEA-Leistung in entfernte Lastschwerpunkte massiv.^[108] Vor diesem Ausbau sind noch diverse technische, organisatorische und wirtschaftliche Fragestellungen zu lösen, die weitere Forschungsarbeiten erfordern. Dies wird Untersuchungsgegenstand der dena-Netzstudie Teil II sein.^[109]

Exkurs: Solarimporte aus der MENA-Zone

Verschiedene Studien^[110] gehen davon aus, dass zukünftig aufgrund der hervorragenden solaren Einstrahlungsbedingungen in Middle East/North Africa (MENA-Zone) ein nicht unerheblicher Anteil des EE-Stroms von dort importiert wird. Konzentrierende solarthermische Kraftwerke in der MENA-Zone wären in der Lage, mittelfristig in Kombination mit Energiespeichern für die Nacht eine langfristig regelbare und gesicherte Leistung aus Sonnenenergie zur Verfügung stellen und Strom zu wettbewerbsfähigen Kosten – auch unter Berücksichtigung der Transportkosten – zu liefern.^[111] Politische Ambitionen vorausgesetzt, könnten Solarstromimporte zwischen 2020 und 2050 bis zu 15% bei mittleren Importkosten von ca. 5 Cent/kWh zum europäischen Stromverbrauch beitragen.^[112] Dieses Konzept geht weit über die bisher umgesetzten Ansätze in Europa hinaus und erfordert daher institutionell und strukturell neue Rahmenbedingungen. Dies betrifft zum einen die Infrastruktur und zum andern die zwischenstaatliche Zusammenarbeit. Eine Förderung von Solarstromimporten scheint notwendig.^[113]

Der Strom kann über die großen Entfernungen zischen Nordafrika und Mitteleuropa von etwa 3.000 km nicht mit herkömmlicher Netztechnik übertragen werden, da zu hohe Verluste auftreten würden. Eine Alternative bietet die innovative Lösung einer Hochspannungs-Gleichstromübertragungsleitung (HGÜ), die die Strecke mit nur 10% Stromverlust überbrücken könnte.^[114] Zudem sind Abkommen zwischen Abnehmer- und Exportländern zu schließen, die als langfristige Abnahmeverträge zu gestalten sind. Darin kann eine maximal abzunehmende Strommenge festgelegt werden, um die Einflüsse auf den nationalen Markt besser steuern zu können. Zu bedenken wäre darüber hinaus, dass die Exportländer eigene Interessen verfolgen und somit neue Abhängigkeiten entstehen könnten.^[115] Ein solches Konzept trägt dazu bei, die zeitlichen Ausgleichseffekte zwischen den verschiedenen erneuerbaren Quellen (Wind und Wasser im Norden Europas und solare Ressourcen im Mittelmeerraum) zu erhöhen. Da ein Aufbau einer HGÜ-Infrastruktur erhebliche Investitionen bedeuten, ist diese Option im europäischen Kontext zu betrachten.^[116]

[...]

^[1] Vgl. BMWi; BMU (2007); S. 2.

^[2] Vgl. BMU (2008b), S. 3.

^[3] Vgl. BMWi; BMU (2007); S. 2

^[4] Vgl. BMU (2008b), S. 8.

^[5] Vgl. Grimm, V. (2007), S. 1.

^[6] Vgl. Handschin, E. (2007), S. 22.

^[7] Vgl. BMU (2008a), S. 12.

^[8] Ausnahme bilden hier große Wasserkraftwerke.

^[9] Vgl. BMU (2008a), S. 8.

^[10] Vgl. Sensfuß, F. et al. (2007), S. 5.

^[11] Vgl. BMU (2008a), S. 8.

^[12] Vgl. Ragwitz, M.; Sensfuß. F. (2008), S. 5.

^[13] Vgl. BMU (2008a), S. 10.

^[14] Vgl. Ragwitz, M.; Sensfuß. F. (2008), S. 1.

^[15] Kohl, H. (2007), S. 4.

^[16] Vgl. Quaschning, V. (2206), S. 34ff.

^[17] Im Jahr 2005 betrug der weltweite Primärenergieverbrauch 479 EJ (ca. 130.000 TWh) Vgl. BMU (2008b), S. 64. Das Energieangebot der Sonne ist etwa um den Faktor 10.000 größer.

^[18] Vgl. BMU (2008b), S. 11.

^[19] Vgl. Kohl, H. (2007), S. 6.

^[20] Vgl. BMU (2008b), S. 9ff.

^[21] Vgl. Wagner, H.-J. (2007), S. 211f.

^[22] Vgl. BMU (2008b), S. 9.

^[23] Vgl. Ohrem, S. et al. (2007), S. 5.

^[24] Vgl. Wagner, H.-J. (2007), S. 235.

^[25] Dabei kann auf der gleichen Fläche mit der Hälfte der WEA die dreifache Strommenge erzeugt werden. Vgl. Bundesverband WindEnergie e.V. (2007), S. 8.

^[26] Vgl. Kohl, H. (2007), S. 7f.

^[27] Vgl. Bundesverband WindEnergie e.V. (2007), S. 2.

^[28] Vgl. IWR (o.Jg.), S. 1.

^[29] Vgl. Wagner, H.-J. (2007), S. 229ff.

^[30] Vg. BMU (2008b), S. 19ff.

^[31] Quaschning, V. (2006), S. 41.

^[32] Vgl. BMU (2008b), S. 9.

^[33] Vgl. Quaschning, V. (2006), S. 42.

^[34] Vgl. BMU (2008b), S. 9.

^[35] Vgl. Kohl, H. (2007), S. 7.

^[36] Vgl. Kohl, H. (2007), S. 7.

^[37] Es ist jedoch darauf hinzuweisen, dass Geothermie ein erhebliches Potenzial zur Stromerzeugung bietet, wie Abbildung 2.2. zeigt. Jedoch sind noch Forschungs- und Entwicklungsarbeit notwendig um dieses Potenzial in großem Maße nutzen zu können.

^[38] Vgl. Sensfuß, F. et al. (2008), S. 3 sowie §1 EnWG 2004.

^[39] Angegeben ist jeweils das Datum, an dem die Gesetzesänderung in Kraft getreten ist.

^[40] Vgl. BMU (2007), S. 25.

^[41] Vgl. Krewitt, W. et al. (2008), S. 5.

^[42] Vgl. VDN (2005), S. 5ff.

^[43] Vgl. Bode, S.; Groscurth, H. (2006), S. 3.

^[44] Mit Ausnahme von Wasserkraftanlagen

^[45] Das Referenzertragsmodell gewährleistet eine standortdifferenzierte Vergütung. So werden an besten Küstenstandorten die erhöhte Anfangsvergütung nur 5 Jahre gezahlt. Bei einem Referenzertrag von 60% Anfangsvergütung kann die erhöhte Anfangsvergütung bis zu 20 Jahre gezahlt werden. Jedoch erhalten Anlagen unter 60% keine Vergütung.

^[46] Vgl. BMU (2007), S. 26f.

^[47] Vgl. Zander, W. et al. (2004), S. 18.

^[48] Vgl. VDN (2005), S. 5ff.

^[49] Vgl. Sensfuß, F. (2007), S. 3ff.

^[50] Mehrkosten, die dem Stromlieferant durch die Pflichtabnahme des EEG-Stroms entstehen.

^[51] Vgl. BMU (2007), S. 39.

^[52] Ausnahme bilden hier große Wasserkraftanlagen, die wirtschaftlich betrieben werden können und nicht durch das EEG gefördert werden.

^[53] Vgl. Ragwitz, M.; Sensfuß, F. (2008), S. 1.

^[54] Die EEG-Quote unterscheidet sich vom EE-Anteil am gesamten Bruttostromverbrauch aufgrund der Bezugsgröße des Letztverbrauchs. Dabei wird anders als bei der Berechnung des EE-Anteils in der Basis für die Berechnung der EEG-Quote der privilegierte Verbrauch der Stromkunden aus Industrie und Schienenverkehr nicht berücksichtigt.

^[55] Vgl. Krewitt, W. et al. (2008), S. 5ff.

^[56] Vgl. Wagner, H.-J. (2007), S. 52f.

^[57] Wenzel ermittelt für 2008 eine durchschnittliche EEG-Vergütung von 12 Cent/kWh und sonstige Beschaffungskosten von 5,7 Cent/kWh und damit Mehrkosten von 6,3 Cent/kWh. Vgl. Wenzel, B. (2009), S. 10.

^[58] Vgl. Sensfuß, F.; Ragwitz, M. (2007), S. 1.

^[59] Ermittelt durch Multiplikation des EEG-Lastprofils mit den stündlichen Börsenpreisen der EEX.

^[60] Vgl. Wenzel, B. (2009), S. 10.

^[61] Vgl. Bode, S.; Groscurth, H. (2006), S. 10ff.

^[62] Vgl. BMU (2008b), S. 35.

^[63] Vgl. Sensfuß, F.; Ragwitz, M. (2007), S. 1ff. .

^[64] Vgl. Bode, S.; Groscurth, H. (2006), S. 17 und 20.

^[65] Vgl. BMU (2007b), S. 41.

^[66] Vgl. Reshöft, J.; Sellmann, C. (2009), S. 139.

^[67] Vgl. Salje, P. (2008), S. 275ff.

^[68] Vgl. § 6 EEG 2009.

^[69] Vgl. § 29 Abs. 2 EEG 2009.

^[70] Vgl. § 66 Nr. 6 EEG 2009.

^[71] Vgl. Salje, P (2008), S. 277.

^[72] Vgl. § 11 EEG 2009.

^[73] Salje, P. (2008), S. 277.

^[74] Vgl. Reshöft, J.; Sellmann, C. (2009), S.144f.

^[75] Vgl. § 17 EEG 2009.

^[76] Vgl. § 64 Abs. 3 EEG 2009.

^[77] Vgl. Salje, P. (2008), S. 279.

^[78] Vgl. BMU (2008b), S. 11.

^[79] Vgl. dena (2008b), S. 6ff. Die Ermittlung des Ersatzbedarfs ist entscheidend von den gewählten Annahmen abhängig. Insbesondere die Entwicklung des Strombedarfs und des Atomausstiegs spielen eine Rolle.

^[80] Vgl. Hoppe-Kilpper, M. et al. (2001), S. 4.

^[81] Vgl. Hoppe-Kilpper, M. et al. (2001), S. 10.

^[82] Vgl. Zacharias, P. et al. (2006), S. 92.

^[83] Institut für Solare Energieversorgungstechnik

^[84] Vgl. Rohrig, K.; Christoffers, D. (2001), S. 64f.

^[85] Durchschnittliche Standardabweichung bezogen auf die installierte WEA-Leistung

^[86] Für einzelne WEA ist die Variation der eingespeisten Windleistung am größten, nimmt jedoch mit zunehmender Anlagenanzahl deutlich ab, gerade wenn diese räumlich auf ein größeres Gebiet verteilt sind. Die Variation der Windeinspeisung ist demnach abhängig von der räumlichen Verteilung der WEA und vom betrachteten Prognosehorizont. Vgl. Ohrem, S. et al. (2007), S. 194.

^[87] Vgl. Ohrem, S. et al. (2007), S. 194.

^[88] Vgl. dena (2005a), S. 9.

^[89] Vgl. BMU (2007b), S. 48.

^[90] Vgl. Sensfuß, F. et al. (2008), S. 1.

^[91] Vgl. Ragwitz, M.; Sensfuß, F. (2008), S. 1.

^[92] Vgl. Krewitt, W. et al. (2008), S. 6.

^[93] Vgl. BMU (2008a), S. 31.

^[94] o.V. (2005), S. 1.

^[95] Vgl. o.V. (2005), S. 1.

^[96] Dieser Begriff bezeicht das Niveau der Vorsorgungssicherheit in Deutschland. Das Versorgungssystem ist so ausgelegt, dass die Versorgungssicherheit bei Ausfall einer Systemkomponente – zum Beispiel eines Kraftwerks oder einer Leitung – gewährleitstet ist.

^[97] Vgl. Leprich, U.; Frey, G.; Horst, J. (2008), S. 67.

^[98] Vgl. Zacharias, P et al. (2006), S. 95.

^[99] Vgl. Leprich, U. et al. (2005), S. 10.

^[100] Vgl. Leprich, U.; Frey, G.; Horst, J. (2008), S. 6.

^[101] Vgl. Zacharias, P, et al. (2006), S. 96.

^[102] Vgl. Hoppe-Klipper, M. (2006), S. 2ff.

^[103] Vgl. dena (2005a), S. 8.

^[104] Vgl. Hoppe-Klipper, M. (2006), S. 8.

^[105] Vgl. dena (2005a), S. 14.

^[106] Das Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspannungsnetze ist Bestandteil des Integrierten Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung, ist jedoch noch nicht in Kraft getreten (Stand April 2009). Es legt die energiewirtschaftliche Notwendigkeit bestimmter Leitungsbauvorhaben, die im Gesetzesanhang definiert sind, verbindlich fest. Damit entfällt eine Notwendigkeitsprüfung durch die Planungs- und Genehmigungsbehörden. Darüber hinaus wurde der Rechtsweg für diese vordringlichen Vorhaben auf eine Instanz verkürzt. Des Weiteren wird der Einsatz von Erdkabeln im Höchstspannungs-Übertragungsnetz im Rahmen von vier Pilotprojekten ermöglicht. Vgl. Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspannungsnetze.

^[107] Vgl. BMU (2008a). S. 21f.

^[108] Vgl. o.V. (2005), S. 11.

^[109] Vgl. dena (2005a), S. 8.

^[110] Das BMU Leitszenario 2008 geht davon aus, dass ca. 121 TWh/a Strom aus Erneuerbaren Energien und davon 91 TWh/a aus solarthermischen Kraftwerken importiert wird. Bei einem Bruttostromverbrauch von 583 TWh/a entspricht einem Anteil von ca. 15% im Jahr 2050. Vgl. dazu Nitsch, J. (2008) S. 8 und 10

Das Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR), Institut für Technische Thermodynamik, Abteilung Systemanalyse und Technikbewertung hat im Auftrag des BMU eine Studie zum Trans-Mediterranen Solarstromverbundes erstellt. Vgl. dazu DLR (2006).

^[111] Vgl. Zacharias, P. et al. (2006), S. 94

^[112] Vgl. DLR (2006), S. 4

^[113] Vgl. Krewitt et al. (2008), S. 22f.

^[114] Vgl. DLR (2006), S. 4.

^[115] Vgl. Krewitt et al. (2008), S. 24.

^[116] Vgl. Zacharias, P. et al. (2006), S. 94.