{"id":51018,"date":"2014-10-17T00:00:00","date_gmt":"2014-10-16T22:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/www.sonnenseite.com\/politik\/eeg-3-0-ein-reformmodell-fuer-die-finanzierung-der-erneuerbaren-energien-ab-2017-2.html"},"modified":"2014-10-17T00:00:00","modified_gmt":"2014-10-16T22:00:00","slug":"eeg-3-0-ein-reformmodell-fuer-die-finanzierung-der-erneuerbaren-energien-ab-2017-2","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.sonnenseite.com\/de\/politik\/eeg-3-0-ein-reformmodell-fuer-die-finanzierung-der-erneuerbaren-energien-ab-2017-2\/","title":{"rendered":"EEG 3.0: Ein Reformmodell f\u00fcr die Finanzierung der erneuerbaren Energien ab 2017"},"content":{"rendered":"
Erneuerbare Energien-Anlagen sollen ab 2017 f\u00fcr die Bereitstellung von Leistung eine Pr\u00e4mie erhalten anstatt wie bisher f\u00fcr die erzeugte Kilowattstunde Strom. <\/p>\n
Honoriert wird so vor allem die \u201esystemdienliche\u201c Erzeugung von erneuerbarem Strom. Mit dem neuen Modell soll einerseits ein verl\u00e4sslicher Zahlungsstrom zur Refinanzierung von Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien entstehen. Zum anderen werden systematische und st\u00e4rkere Anreize gesetzt, diese Anlagen so auszulegen und zu betreiben, dass sich ein kosteng\u00fcnstigeres Stromsystem auf Basis erneuerbarer Energien herausbildet. Diese und weitere Ideen, wie die Stromerzeugung aus Sonne, Wind und Biomasse im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ab 2017 gef\u00f6rdert werden sollen, pr\u00e4sentiert das \u00d6ko-Institut heute in einer aktuellen Studie im Auftrag von Agora Energiewende.<\/p>\n
\u201eKern des im \u00fcbern\u00e4chsten Jahr zu beschlie\u00dfenden EEG muss es sein, eine Finanzierungsstruktur der erneuerbaren Energien zu konzipieren, die als konsistentes Element eines umfassenden Strommarktdesigns der Energiewende langfristig Bestand haben kann und so die Markt- und Systemintegration der erneuerbaren Energien unterst\u00fctzt\u201c, fordert Dr. Felix Chr. Matthes, Forschungskoordinator Energie- und Klimapolitik des \u00d6ko-Instituts. \u201eGleichzeitig m\u00fcssen wir daf\u00fcr Sorge tragen, dass die Vielfalt der Erzeuger von erneuerbarem Strom erhalten bleibt. Diese hat die Basis f\u00fcr den Ausbau gelegt und sie wird auch k\u00fcnftig eine wichtige Rolle f\u00fcr den Erfolg der Energiewende spielen.\u201c<\/p>\n
EEG 3.0 \u2013 F\u00fcnf S\u00e4ulen einer Reform<\/strong><\/p>\n
Im Sinne einer\u00a0Direktvermarktung<\/strong> sollen die Betreiber von erneuerbare-Energien-Anlagen die Einnahmen aus der Vermarktung ihres Stroms direkt selbst erhalten. Dies entspricht den heutigen Regelungen.<\/p>\n
Die Marktpr\u00e4mie, die bisher auf Basis von erzeugter Strommenge (Kilowattstunde) an die Betreiber gezahlt wurde, wird durch eine\u00a0Kapazit\u00e4tspr\u00e4mie<\/strong> ersetzt, die auf Basis der systemdienlich bereitgestellten Leistung (Kilowatt) der jeweiligen Anlage gezahlt wird. Das hat zwei zentrale Vorteile:<\/p>\n
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Systemdienliche Investitionen:<\/strong> Demzufolge erhalten beispielsweise Windkraftanlagen, die eine gleichm\u00e4\u00dfigere Einspeisung erreichen, eine h\u00f6here Zahlung. Auf diese Weise kann der Investitionsbedarf in Flexibilit\u00e4tsoptionen (wie Lastmanagement, Speicher und Netze) f\u00fcr den Ausbau der erneuerbaren Energien verringert werden.<\/li>\n
Systemdienlicher Anlagenbetrieb:<\/strong> Die Kapazit\u00e4tszahlung soll so ausgestaltet werden, dass Anlagenbetreiber bei niedrigen oder negativen Strompreisen auch ihre Anlagen abregeln k\u00f6nnen (um beispielsweise Regelleistung anzubieten), ohne die Kapazit\u00e4tszahlung zu verlieren. Denn bisher f\u00fchrt die Marktpr\u00e4mie dazu, dass die erneuerbaren Energien in einigen Stunden zu negativen Preisen bis zu minus 65 Euro je Megawattstunde vermarktet werden \u2013 ein Grund f\u00fcr den Anstieg der EEG-Umlage.<\/li>\n<\/ul>\n
Diese Ver\u00e4nderungen in der Verg\u00fctung der erneuerbaren Energien \u00e4ndert ihr Risikoprofil: Einerseits erh\u00f6ht sich das Risiko f\u00fcr die Betreiber, da sie keine gleitende Marktpr\u00e4mie mehr erhalten und damit \u2013 wie alle anderen Marktteilnehmer \u2013 dem Risiko schwankender Strompreise ausgesetzt werden. Andererseits verringert sich das Risiko von geringeren Einnahmen in Jahren mit weniger Wind- und Sonnenstunden. Deshalb sollten im Sinne einer\u00a0Risikominimierung<\/strong> die Kapazit\u00e4tszahlungen auf Basis niedriger Preise an der Stromb\u00f6rse angelegt werden. Bei einem deutlichen Anstieg k\u00f6nnen zu hohe Erl\u00f6se wieder abgesch\u00f6pft werden.<\/p>\n
Zus\u00e4tzlich k\u00f6nnten\u00a0Sonderzahlungen<\/strong> an Betreiber erfolgen \u2013\u00a0 beispielsweise um die hohen Kosten f\u00fcr Innovationen im Bereich der Offshore-Windenergie zu decken. So k\u00f6nnte eine Sonderpr\u00e4mie f\u00fcr die ersten zehn Gigawatt Offshore-Windenergie ausbezahlt werden. Diese k\u00f6nnen j\u00e4hrlich abnehmend gestaltet werden, um sinkenden Kosten zu entsprechen.<\/p>\n
Hintergrund: Flexible Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien<\/strong><\/p>\n
2013 konnten mit erneuerbaren Energien rund ein Viertel des ben\u00f6tigten Strombedarfs gedeckt werden. Das Energiekonzept der Bundesregierung legt fest, dass bis Mitte dieses Jahrhundert 80 Prozent des Stroms in Deutschland aus Sonne, Wind und Wasser kommen sollen \u2013 wobei Sonne und Wind auch k\u00fcnftig eine herausgehobene Rolle spielen werden. Da sie Strom abh\u00e4ngig vom Wetter produzieren, braucht das Strommarktsystem mehr Anreize, Anlagen so auszulegen, dass mehr Strom produziert wird, wenn er gebraucht wird. Dies zeigt insbesondere der Fakt, dass bei hohen Sonnen- oder Windstunden der Strompreis an der B\u00f6rse negativ ausf\u00e4llt und die Betreiber der erneuerbaren Energien-Anlagen damit theoretisch Geld zahlen m\u00fcssen, damit der Strom an der Strom an der Stromb\u00f6rse abgenommen wird.<\/p>\n