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Analyse: Welche Kosten ergibt sich für den Verbraucher durch einen stärkeren Ausbau der Erneuerbaren

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Studie im Auftrag der MVV Energie AG Februar 2016

2 Rahmenannahmen &

2 Rahmenannahmen & Methodik In diesem Abschnitt stellen wir die Rahmenannahmen bzgl. der Entwicklung der für die Analyse wesentlichen Parameter dar. Dazu gehört insbesondere die Entwicklung der Erneuerbaren Energien, des Stromverbrauchs und der Commodity- Preise. Anschließend zeigen wir die methodische Vorgehensweise zur Bestimmung der Vergütungszahlungen, der Strompreise und der Marktwertfaktoren auf. Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland bis 2025 In Abbildung 2-1 ist die Entwicklung der installierten Leistung und der Stromerzeugung für die unterschiedlichen EE-Ausbauszenarien dargestellt. Demnach steigt die installierte Leistung in den Szenarien 1 und 3 von 97 GW in 2015 auf 132 GW in 2025 an. Somit wird im Jahr 2025 ein EE-Anteil am Bruttostromverbrauch von 45 % erreicht. Für die Entwicklung der installierten Leistung haben wir als Basis die historische Leistung für 2015 unterstellt. Bis zum Jahr 2020 orientiert sich der EE-Zubau weitestgehend an der aktuellen EEG-Mittelfristprognose 7 . Für den Zeitraum ab 2021 wird im Wesentlichen die bis dahin angenommene Entwicklung der jeweiligen Technologien fortgeschrieben. Für Wind Onshore haben wir für die Szenarien mit einem EE-Anteil von 45 % in 2025 ein gegenüber der EEG-Mittelfristprognose um 2 GW geringeren Zubau bis 2020 unterstellt. Diese Anpassung ist jedoch erforderlich, um einen Ausbaupfad für Wind Onshore bis 2025 unter Berücksichtigung der im Rahmen der anstehenden Novellierung des EEG vorgesehenen Anpassung der Ausschreibungsmengen für Wind Onshore zu generieren. 8 7 Vgl. ÜNB (2015). 8 Die Einhaltung des Ausbaukorridors zum Erreichen des 45%-Ziels soll gemäß dem Eckpunktepapier des BMWi zur anstehenden EEG-Novellierung vom 15.02.2016 über die Ausschreibungsmenge bei Wind an Land gesteuert werden. Konkret soll für die sonstigen EE-Technologien wie bspw. Wind Offshore, Photovoltaik und Biomasse auch weiterhin ein jährlicher Zielausbau vorgegeben werden. Die zusätzlich erforderliche Erzeugungsmenge zum Erreichen des 45 %-Ziels soll über den Zubau von Windenergie an Land als Residualgröße gesteuert werden. r2b energy consulting GmbH 4

Konkret berücksichtigen wir bis zum Jahr 2020 einen durchschnittlichen Nettozubau von Wind Onshore in Höhe von rund 2 GW jährlich. Um das EE-Ziel von 45 % Anteil am Bruttostromverbrauch im Jahr 2025 einzuhalten, ist unter Berücksichtigung des Onshore-Zubaus als Residualgröße nach 2020 kein weiterer Nettoausbau von Wind Onshore mehr erforderlich. Im Gegenteil muss die installierte Leistung von Wind Onshore zwischen 2020 und 2025 um knapp 3 GW sinken. Es wird zwar auch nach 2020 einen Neubaubedarf von Windenergieanlagen an Land in Höhe von rund 1,8 GW pro Jahr geben, der jedoch erforderlich ist, um die Vielzahl von Windenergieanlagen zu ersetzen, die ab 2021 ihre angenommene technische Lebensdauer von rd. 21 Jahren erreicht haben und daher stillgelegt werden. Der durchschnittliche Nettozubau zwischen 2016 und 2025 liegt in diesen Szenarien bei leicht sinkender Stromnachfrage bei knapp 0,8 GW pro Jahr. Das entspricht einem durchschnittlich jährlichen Bruttozubau von rd. 2,2 GW. 9 ABBILDUNG 2-1: INSTALLIERTE LEISTUNG UND STROMERZEUGUNG DER ERNEUERBAREN ENERGIEN NACH SZENARIO Quelle: Eigene Berechnung, für Stromerzeugung 2015 basierend auf BMWi (2016b) und AGEB (2015) 9 In allen Szenarien gehen wir davon aus, dass alle bezuschlagten Windprojekte auch tatsächlich realisiert werden (Realisierungsrate 100 Prozent). Würde man davon ausgehen, dass ein Teil der Projekte nach Bezuschlagung scheitert, müsste die o. g. Brutto-Ausschreibungsmenge ggf. von Beginn an höher ausfallen. Auf die EEG- Umlage hat die Frage nach der angemessenen Höhe der Realisierungsrate jedoch keinen Einfluss, da nur die realisierten Projekte Kosten induzieren. r2b energy consulting GmbH 5

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