Die Reform des EEG als vordringliche Aufgabe der Energiepolitik nach der
Bundestagswahl von
Franzjosef Schafhausen Ministerialdirigent im Bundesministerium für Umwelt,
Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin
anlässlich der
Jahrestagung des Instituts für Energie- und Regulierungsrecht, Berlin
vom 2. bis 3. Dezember 2013
in Berlin
Die Energiewende ist nicht neu! Vorläufer • 1972/1973 sowie 1979: Versuche zur Umstrukturierung der deutschen Energieversorgung nach den beiden Ölpreiskrisen – Anstrengungen ließen mit der Entspannung der Situation am Weltölmarkt nach • 1979: Enquète-Kommission „Zukünftige Kernenergiepolitik“, die sich vor dem Hintergrund der Ölpreiskrisen mit der Energiezukunft politisch wie wissenschaftlich auseinandersetzt. Für die damalige Zeit kam die Kommission zu dem erstaunlichen Ergebnis, dass die Energieversorgung Deutschlands ab 2000 ohne Kernenergie technisch wie wirtschaftlich möglich sei. • 1987: Enquète-Kommission „Schutz der Erde“ – Bestandsaufnahme mit Vorschlägen zu einer neuen Energiepolitik • 1991: Enquète-Kommission „Schutz der Erdatmosphäre“
Zielsetzung: Entwurf einer sicheren, umweltverträglichen und preiswürdigen Energieversorgung für ein rohstoffarmes, dicht besiedeltes und hoch technologisiertes Industrieland.
Die Energiewende ist wesentlich mehr als lediglich ein Konzept über die künftige
Stromversorgung
Ziel der Energiewende ist auch mehr als „nur“ der Atomausstieg
Die Energiewende zielt auf die umfassende Umstrukturierung der gesamten deutschen
Energieversorgung
Das EEG ist nur ein Element der Energiewende
Konsequenterweise müssen die
Erneuerbaren Energien möglichst reibungslos integriert werden
Weitgehende Umstrukturierung der
Energieversorgung im Laufe von vier Jahrzehnten – zentral: Infrastruktur,
flankierende Maßnahmen und vor allem Flexibilität
Diskussion konzentriert sich nahezu ausschließlich auf die Stromversorgung und
die Kosten
Merke: Nur ein Teil der Kosten sind durch die Energiewende und den dynamischen
EE-Aufwuchs verursacht!
Nutzen sollte nicht vergessen werden!
Konkrete, sehr anspruchsvolle und zeitlich gestaffelte Ziele
Klima Erneuerbare Energien
Effizienz
Treibhaus-gase
(vs. 1990)
Anteil Strom
Anteil gesamt
Primär-energie
Strom Energie-produktivität
Verkehr Gebäude-sanierung
2020 - 40 % 35% 18% - 20% -10%
steigern auf
2,1%/a
- 10 %
- 40 %
Rate verdoppeln 1% -> 2% bis 2020
Minderung Wärme-
bedarfs um 20%
bis 2050 Minderung PEV um
80%
2030 - 55 % 50% 30%
2040 - 70 % 65% 45%
2050 - 80-95 % 80% 60% - 50% -25%
Probleme resultieren vor allem aus der Asymetrie zwischen Aufwuchs des erneuerbaren Stroms
und dem Nachhinken der Infrastruktur
Arbeitspferde: Wind und PV
PV-Ausbau 2013 2020 (Min) 2020 (Max) Ges. installierte Leistung
ca. 37 GW 50 – 52 GW 60 GW
Pro Jahr 2013: ca. 4 GW 2,0 GW 3,3 GW
⇒ PV-Zubau bis Oktober 2013: 2,5 GW, insgesamt 35 GW; Marktrückgang in 2013 auf 3,5 bis 3,7 GW wahrscheinlich, da Preisverfall gestoppt, Wirtschaftlichkeit sinkt, keine Vorzieheffekte, insgesamt aber noch Unsicherheiten bei der Markteinschätzung
⇒ Erreichen des 52 GW-Deckels zwischen 2018 und 2020 erwartet
⇒ Heimatmarkt wird „normales Wachstum realisieren (kostenseitig wäre Schrumpfung bei Privaten und Gewerbe sinnvoll ó Akzeptanz); Exportquote sollte erhöht werden
Zubau geförderter Photovoltaik 2011-2013
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
266 100 147 199
371
630 572 613 460 486
659
2.983
517
230
1.223
359 254
1.791
543
329
981
612
435 330 275 211 290
368 362
MW
- 15%
- 20-29%
Auslaufen Übergangsregelung für Dach- und im Sept. für Freiflächenanlagen
ab Oktober (Freiflächen) und Juli (Dach) monatliche Degression
Bis Ende 2012 – ein so nicht erwarteter, rasanter Anstieg der Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
Biomasse
Photovoltaik
Windenergie
Wasserkraft
MWel
15 Quelle: BMU (2013)
Historische Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland
Seit 1990 hat die installierte Stromerzeugungsleistung bei den Erneuerbaren Energien um ein Vielfaches zugenommen
15,6%
20,6%
33,8%
30,0% Wasserkraft
Photovoltaik
Windenergie (on-und offshore)Biomasse*
16 Quelle: BMU (2013)
Erneuerbarer Anteil in den einzelnen Sektoren
Im Jahr 2012 wurden in Deutschland durch Erneuerbare Energien 136 TWh Strom produziert
*umfasst Biogas, biogene Festbrennstoffe, Klärgas,
Deponiegas, biogener Anteil des Abfalls
Auf Geothermie entfielen im Jahr 2012 0,02 %.
136 TWh
BMU - E I 1 Erneuerbare Energien in Deutschland 2012
17
Entwicklung der Strombereitstellung und installierten Leistung von Photovoltaikanlagen in Deutschland
28.0
00
19.3
40
11.7
29
6.58
3
4.42
0313 55
6
1.28
2
2.22
0
3.07
51 2 3 6 8 11 16 26 32 42 64 76 162
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
24.000
28.000
32.000
36.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
[MW
p ]
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
24.000
28.000
32.000
36.000
[GW
h]
Energiebereitstellung [GWh]
installierte Leistung [MWp]
Quelle: BMU - E I 1 nach Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat); 1 GWh = 1 Mio. kWh; 1 MW = 1 Mio. Watt; Hintergrundbild: BMU / Bernd Müller; Stand: Februar 2013; Angaben vorläufig
2012: 32.643 MWp
Im Jahre 2012 in Deutschland installierte PV-Leistung: 32 GW
Ausbaupfad bis 2020 – Das 35% Ziel bis 2020 im Energiekonzept der Bundesregierung
wird aus heutiger Sicht deutlich übertroffen
– bei gleichbleibendem Tempo würde das Ziel bereits 2017 erreicht werden
– dies überfordert eindeutig die heutige Infrastruktur und deren Entwicklung
0 5
10 15 20 25 30 35 40
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
%
Mindestziel 2020 : 35 % EE am Bruttostromverbrauch
Entwicklung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch (in Prozent); Angaben bis 2011: AGEE-Stat, Stand Juli 2012; Angabe für 2012: Schätzung BMU
EEG costs in 2012: 5,277 ct/kWh
Strompreise für private Haushalte
Cost components for one kilowatt-hour of electricity for household consumers
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
2000 2002 2004 2006 2008 2009 2010 2011
[cen
t/kW
h]
Production, distribution, transport KWKG
EEG Concession levy
Electricity tax Sales tax
Source: BMU-KI III 1 according to Institut für neue Energien Teltow (IfnE) and Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW); Image: Deutsche Bundesbank; as at: July 2012; all figures provisional
13.9
16.118.0
23.723.221.7
19.4
25.2
Defizite des EEG • EEG hat sich im Laufe der Zeit sehr unübersichtlich und intransparent
entwickelt • Der Ausbaupfad ist unverbindlich (Leitstudie) • Mengensteuerung nur sehr begrenzt möglich • Preissteuerung interessengetrieben und nur mit größten Anstrengungen zu
ändern – immense Bedeutung von Ankündigungseffekten • Vergütungssätze nicht kostengerecht – teilweise deutliche Überförderung • Flucht aus der EEG-Umlage durch Inanspruchnahme von Besonderer
Ausgleichregel (Antragsvolumen 30.06.2013: 119 TWh), Eigenerzeugung (geschätztes Volumen 50 – 60 TWh) und Grünstromprivileg
• Börsenstrompreis dominiert die EEG-Umlage maßgeblich • Über die grenzkostenorientierte Strompreisbildung an der Börse übt der
erneuerbare Strom andererseits Druck auf den Börsenstrompreis aus („merit order –Effekt)
• „produce and forget“ muss abgelöst werden durch eine werthaltige EE-Produktion – wie bei der konventionellen Stromerzeugung muss das Preissignal des Marktes wirksam werden
Handlungsspielräume
Aktionsmöglichkeiten von vorneherein sehr begrenzt: • Bestandsschutz (mehr als 95 % der EEG-Vergütung fließt an Bestandsanlagen verbunden mit dem Einspeisevorrang sowie der prinzipiell für 20 Jahre garantierten Vergütung – pro Jahr Belastung von rund 20 Mrd. € - hinzu kommen die neuen Anlagen) – auch für „in der Realisierung befindliche Investitionen“ • Internationale Wettbewerbsfähigkeit der energie- und stromintensiven Industrie • Einigung auf die Fortführung des „Stauchungskonzept“ im Bereich „off shore Wind“ • Öffnung der Biomassenutzung („überwiegend Abfall- und Reststoffe“) • Synchronisation des Ausbaupfades zwischen Bund und Ländern ist noch zu leisten
Das EEG-Budget
• 2012: 16,0 Mrd. € Differenzkosten
• davon: 14,5 Mrd. € Bestandsanlagen – für 20 Jahre garantierte Vergütungen
• 1,5 Mrd. € Neuanlagen
• Verhältnis verschiebt sich immer weiter zu den Bestandsanlagen – heutige Neuanlagen sind morgen Bestandsanlagen
• Abflachung des Anstiegs der EEG-Umlage ohne Änderungen erst ab 2029/2030 zu erwarten
Der Koalitionsvertrag (I) • Gesetzlich festzulegender Ausbaupfad – Ausbau kann „geregelt“
werden – 40 – 45 % der Stromerzeugung bis 2025 – 55 – 60 % der Stromerzeugung bis 2035 – d.h. 1,5 % Zuwachs pro Jahr oder 8 – 9 TWh/a (derzeit 3 % p.a. oder 18 TWh/a –
ohne Wind off shore) • Off shore Ausbaupfad
– 6,5 GW bis 2020 – 15 GW bis 2030
• Bekenntnis zum Einspeisevorrang • Bekenntnis zum Bestandsschutz auch „für in der Realisierung
befindliche Investitionen • Direktvermarktung als klares Signal an Branche und EU-
Kommission • Ausschreibung als Pilot – klares Signal an die EU-Kommission im
Hinblick auf einen Systemwechsel • Abbau von Überförderung
Der Koalitionsvertrag (II)
• Beschränkung der Förderung von wind on shore auf „gute Standorte“ (80 – 75 % Standorte)
• Abregelung von bis zu 5 % der Jahresarbeitslast • Ausgewogene Regelung für Eigenstromerzeugung – Erhebung
einer Mindestumlage • Konzentration der Besonderen Ausgleichsregel auf stromintensive
Unternehmen, die in einem intensiven internationalen Wettbewerb stehen – Voraussetzung für Inanspruchnahme der Besonderen Ausgleichsregel ist der Nachweis von Effizienzfortschritten in den privilegierten Unternehmen
• Wind on shore: Weiterentwicklung des Referenzertragsmodells • Verlängerung des Stauchungskonzepts“ bei Wind off shore –
erhöht die EEG-Umlage signifikant bis 2026 • Prüfung der Grundlastfähigkeit des Erneuerbaren Stroms
(verkappter Kapazitätsmechanismus)
Der Koalitionsvertrag (III)
• Konzentration der Biomasse „überwiegend“ auf Rest- und Abfallstoffe
• Streichung des „Grünstromprivilegs“ • Flexibilisierungsoptionen ausbauen (Lastmanagement, lastvariable
Tarife, intelligente Zähler, Speicher usw. usw.) • Klare Aussage zur derzeitigen Versorgungssituation – derzeit
keinerlei Engpässe • Netzreserve im Sinne einer „Strategischen Reserve“ enthalten • Prüfung eines technologieoffenen Kapazitätsmechanismus • Entwicklung eines Nationalen Effizienzaktionsplans • KfW CO2-Gebäudesanierungsprogramm und MAP sollen
aufgestockt bzw. verstetigt werden – steuerliche Abschreibung im Gebäudebestand nicht mehr enthalten
Der Koalitionsvertrag (IV) • „sachgerechte“ Umsetzung der EU-EnergieeffizienzRL • Bedeutung des Wärmesektor erwähnt • EEWärmeG – grundsätzlicher Novellierungsbedarf – Grundsatz der
Freiwilligkeit • Übertragungsnetze: Betonung HGÜ, Optimierungspotentiale der
Bestandsnetze und europäischer Verbund • Verbesserter Investitionsrahmen für Verteilnetze • Speicher am Rande erwähnt – Bedarfsprüfung –
technologieneutraler Mix von Stromspeichern – Kurz-, Mittel- und Langfristspeicher langfristig erforderlich – Forschungsprogramm wird fortgeführt
Zeitplan
• Kabinettvorlage eines Novellierungsentwurf vor Ostern 2014 • Verabschiedung im Sommer 2014 • Inkrafttreten spätestens am 1. Januar 2015
Unwägbarkeit: Intervention der Europäischen Kommission (GD Wettbewerb)
Zentrale Arbeitspakete - Operationalisierung
• Verpflichtende Direktvermarktung – Wie ist die 5 MW-Grenze zu behandeln – Definition einer „de minimis Grenze“ – Erhaltung der Akteursvielfalt
• Steuerung des Ausbaus – Synchronisierung des Ausbaus zwischen Bund und Ländern – Temporäre und spartenbezogene Aspekte unter Berücksichtigung der
getroffenen Festlegungen
• Ausschreibung • Netze und Einspeisemanagement • Anpassung NEP und ONEP wegen Wind off shore und Wind on
shore erforderlich – erhebliche Kosteneffekte wahrscheinlich
Zentrale Arbeitspakete - Operationalisierung
• Sparten – Wind on shore: Vorgabe 75 – 80 % als Definition „guter Standorte“ – Wind off shore: 6,5 GW und 15 GW als Deckel – Biomasse: was heißt „überwiegend Abfall- und Reststoffe?
• Besondere Ausgleichsregel unter Beachtung des europarechtlichen Rahmens (Eröffnung des Beihilfeprüfverfahrens noch in diesem Jahr)
– Abschichtung der Branchen, die energie- bzw. stromintensiv sind und gleichzeitig in einem intensiven internationalen Wettbewerb stehen
– Klärung des Selbstbehalts
• Eigenerzeugung und Eigenverbrauch – Definition der „Mindestumlage“ – Klärung der Sonderrolle KWK und Kuppelgase – Definition einer „de minimis Grenze“ – Rahmen für die Erhebung leistungsbezogener Netzentgelte
Erkennbare Schwierigkeiten
• Massive Widerstände von Anlagenherstellern, Investoren und Anlagenbetreibern zu erwarten (Demonstration am 30. November 2013 in Berlin als Vorgeschmack)
• Intervention der Europäischen Kommission gegen EEG und insbesondere gegen die Besondere Ausgleichsregel könnten Energiewende und Wirtschaftsstandort Deutschland gefährden (Allgemeine GruppenfreistellungsVO sowie umwelt- und energiepolitischer Beihilferahmen)
• Notwendigkeit zur Bereitstellung von „back up Kapazitäten“ sowohl für Versorgungssicherheit als auch Netzstabilität erforderlich
• Flexibilisierung des gesamten Energieversorgungssystems braucht Zeit
• Netzausbau und Netzverstärkung liegen hinter dem Zeitplan
EU-Entwicklung
• Konsultationsverfahren zur Mitteilung der Kommission „Ein funktionierender Energiebinnenmarkt“ (November 2012)
• Leitlinien für staatliche Interventionen im Stromsektor (5. November 2013) • Beihilfeprüfverfahren „Befreiung von den Netzentgelten“ • Angekündigtes Beihilfeprüfverfahren „Besondere
Ausgleichsregel“ – Eröffnung voraussichtlich noch vor Weihnachten 2013
• Angekündigtes Beihilfeprüfverfahren „EEG“ – Eröffnung voraussichtlich noch vor Weihnachten 2013
• Neuer umwelt- und energiepolitischer Beihilferahmen: Beginn der Konsultation voraussichtlich noch im Dezember 2013
• Zieldefinition für 2030 – Klimaschutz – Erneuerbare Energien – Energieeffizienz (Zieltrias) voraussichtlich im Frühjahr 2014
Die Vorstellungen der Kommission sind aus deutscher Sicht extrem - EEG
• Ermittlung der Vergütung durch den Markt – keine Festlegung mehr durch den Staat
• Technologieoffene Ausschreibung in allen Bereichen – umgehende Umstellung von national abweichenden Konzepten
• Öffnung der Grenzen für Bieter aus anderen EU-Mitgliedstaaten Ziel der Kommission (GD Wettbewerb): EU-weite Strukturierung der
EE-Stromerzeugung nach komparativen Kosten
Die Vorstellungen der Kommission sind aus deutscher Sicht extrem – Besondere
Ausgleichsregel
• Privilegierung von energie- und stromintensiven Unternehmen ist EU-rechtlich eine Beihilfe - trotz Preussen Elektra Urteil
• An eine Genehmigung werden prinzipiell die folgenden Anforderungen gestellt: – 15 – 20 % Selbstbehalt (2014 zwischen 0,936 cent/kWh und
1,248 cent/kWh!) – Befristung der Privilegierung auf 6 Jahre – Degressive Ausgestaltung des Privilegs
Lösung muss im Gesamtsystem gedacht und umgesetzt werden
Die Konzentration der Umsetzung allein auf
das EEG wäre falsch – erforderlich ist vielmehr ein umfassender Ansatz
41
Auch im Strombereich beeinflussen sich verschiedene Parameter wechselseitig
Quelle: dena (2012)
Nachfrage Erzeugung Energiespeicher Energienetze
• Energieeffizienz-potenziale heben • Energiedienst-
leistungen • Einführung von
Smart Metering Ø Energie-
einsparpotenziale Ø Last-/ Demand-Side-Managament
• Ausbau Erneuerbarer
Energien • Ausbau KWK
• Hocheffiziente, konventionelle
Erzeugung
• Ausbau von Energiespeichern
im System • Beitrag zur
Flexibilisierung des Energiesystems
• Energieeffiziente Transport- und Verteilsysteme • Ausbau der
Stromnetze • Intelligente Netze
(Smart Grids)
Bessere Integration der Bestandteile durch intelligente Technologien
Energieeffizienz entlang der gesamten Versorgungskette
Nutzung hocheffizienter Technologien, innovativer Strategien und Marktlösungen
Zusammenhänge im Energiesystem – Strom
Handlungsnotwendigkeiten
• Verbindlicher EE-Ausbaupfad in Abstimmung zwischen Bund und Ländern schafft Verlässlichkeit und Planungssicherheit bei allen Akteuren (EE-Anlagenherstellern, EE-Anlagenbetreibern, Netzbetreibern, Betreibern konventioneller Kraftwerke, Anbietern von Flexibilisierungsoptionen, Finanzsektor)
• Verbindliche Direktvermarktung integriert EE in die Systeme und Märkte
• Stärkere Flexibilisierung auf der Angebots- wie Nachfrageseite • Sicherung von back-up Kapazitäten • Schaffung der technischen Voraussetzungen für den Ausbau des
europäischen Energiemarktes • Verstärkung und Ausbau der Übertragungs- und Verteilnetze • Roll out von smart meter – Schaffung der Voraussetzungen für smart
grids
43
Flexibilitätsoptionen zur Optimierung des Energiesystems
Quelle: BMU (b) (2012)
Das BMU hat die folgenden Flexibilitätsoptionen zur Optimierung des Energiesystems identifiziert
20 % EE 35 % EE 50 % EE 65 % EE 80 % EE
Lastmanagement ausbauen und flexible Nachfrage
Flexible Thermische Kraftwerke „Must-run“-Leistung senken
Wind und PV bei Überschuss abregeln
„Power-to-Heat“ und EE-Überschuss nutzen
Netze ausbauen für großräumigen Stromaustausch
Pumpspeicher Deutschland/Alpen/Norwegen „Power to Gas“
Speic
her V
erbr
auch
Erz
eugu
ng
Netze
44
Flexibilitätsoptionen zur Optimierung des Energiesystems
Quelle: BMU (b) (2012)
Netze - Stromnetz optimieren - Netzneubau - Netz-Bewirtschaftung im EU-Verbund
Erzeugung - Ertüchtigung bestehender Kraftwerke („retrofit“)
- Neubau hochflexibler Thermischer Kraftwerke - Netzersatzanlagen in den Markt einbinden
- Kapazitätssicherung im EU-Verbund - Strommarktgeführte Fahrweise von EE-, KWK- und
Biomasse-Anlagen - Regelleistung aus flexibleren Kraftwerken
- Kraftwerksunabhängige Systemdienstleistungen - Gasproduktion aus Biomasse
- Verbesserte Auslegung von Wind- & PV-Anlagen - Einspeisemanagement für Wind- & PV-Anlagen
Verbrauch - Flexibilisierung der Nachfrage (Lastmanagement)
Speicher - Pumpspeicher Deutschland/ Alpen/ Skandinavien
- Nutzung von Strom zur Gasproduktion (Power-to-Gas) - Nutzung/ Speicherung von Strom in Wärme (Power-to-
Heat) - Andere Speicher
Folgende Optionen werden aktuell diskutiert
45
Beispiel: Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland
Quelle: BNetzA (a) (2013)
Inhalte Netzentwicklungsplan 2012 (NEP)
§ Der Ausbau des Übertragungsnetzes ist eine
Grundvoraussetzung für die Übertragung großer
Windstrommengen aus dem Norden in die
Verbrauchszentren im Süden.
§ Neu- und Ausbaubedarf nach Netzentwicklungsplan
(NEP) bis 2022:
• 2.800 km Bedarf an neuen Stromtrassen
• Zusätzlich Optimierungs- und
Verstärkungsmaßnahmen in bestehenden Trassen
über eine Gesamtlänge von rund 2.900 km.
• Geschätzte Kosten: ca. 10 Mrd. €.
Ausbaubedarf des Höchstspannungsnetzes bis 2023
46
Beispiel: Energiespeicher
Technologie Anwendung Potenzial (in Deutschland)
Chemische Speicher
Wasserstoffspeicher („Power-to-Gas“)
5 % H²-Anteil im Erdgasnetz möglich, entspricht ca. 10 TWh.
Methanisierung („Power-to-Gas“)
Bis zu 200 TWh im Erdgasnetz speicherbar.
Elektrische Speicher Supraleitende Spulen Batterien (z.B. E-Fahrzeuge)
Batteriespeicher für Kurzfristspeicherung ca. 20 GWh.
Thermische Speicher Warmwasserspeicher Kein abschließendes Potenzial bekannt.
Physikalische Speicher Pumpspeicherkraftwerke Ca. 40 GWh, Zubau begrenzt möglich.
Druckluftspeicher Kein abschließendes Potenzial bekannt.
Übersicht über verschiedene Technologien zur Energiespeicherung
Quelle: dena (2013)
Schlussfolgerungen
• Zunehmend fluktuierende Stromerzeugung verlangt nach Flexibilisierungsoptionen (Netze, Speicher, Lastmanagement, verbesserter Informations- und Kommunikationstechnik, europäische Vernetzung, Abregelung, systemadäquate Steuerung)
• In Abhängigkeit von der veränderten Stromerzeugung (Standorte, Verfügbarkeit, Verhältnis Dargebot zu Bedarf) müssen die Netze verstärkt, ausgebaut und flankiert werden
• Verhältnis „Zentralität : Dezentralität“ wird sich ändern • Strom – Wärme – Verkehr werden interdependenter werden • Finanzierung der back-up-Kapazitäten muss gelöst werden – Neues
Marktdesign oder Evolution der gegenwärtigen Märkte? • Renaissance der kommunalen Energieversorgung? – auch wegen
Attraktivität von Eigenverbrauch
Probleme
• „energy only“ – Markt ist für die kommenden Herausforderungen (noch) nicht gerüstet
• Extrem schnelle Zunahme fluktuierender Kraftwerksleistung (Sonne, on shore Wind) mit dem Problem „steiler Rampen“ (z.T. schlagartiges Laständerungsverhalten)
• Zunehmende Abweichungen zwischen Stromangebot und Stromnachfrage (negative Strompreise als konsequente Reaktion des Marktes)
• tradierter Kraftwerkspark nicht bzw. schlecht auf diese strukturellen Änderungen vorbereitet
• Nachfrageverhalten unflexibel und derzeit (noch) schlecht steuerbar • Überkapazitäten erschweren die notwendige Umstrukturierung in
der augenblicklichen Übergangslage • Entwicklung zukunftsorientierter „business cases“ verlangt
Verlässlichkeit und Berechenbarkeit • Ausbau der erneuerbaren Energien verläuft deutlich schneller als
der Ausbau der erforderlichen Infrastruktur