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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

Abbildung 3-6 zeigt,

Abbildung 3-6 zeigt, dass trotz steigender Erzeugungsmengen von Wind Onshore die EEG-Umlage durch Wind Onshore in 2025 gegenüber 2016 nicht zusätzlich belastet wird. Bei der EEG-Umlage (2016: 6,35 €-ct 2015 je kWh) entfällt auf Wind Onshore ein Anteil von 1,36 €-ct 2015 je kWh. Trotz steigender Stromerzeugung von Wind Onshore (+23 TWh ggü. 2015) sinkt der Anteil von Wind Onshore an der EEG-Umlage bei Erreichen eines EE-Anteils von 45 % sogar moderat. Hauptgrund ist einerseits die sinkende Durchschnittsvergütung für Wind Onshore aufgrund der kostengünstigeren Neuanlagen sowie die Umstellung auf das einstufige Referenzertragsmodell. Dem steht ein deutlicher Anstieg bei den Kosten für Wind Offshore gegenüber. Während heute rd. 0,7 €-ct 2015 je kWh auf Offshore entfallen, erhöht sich dieser Wert im Jahr 2025 auf rund 1,2 €-ct 2015 je kWh (45 %-EE-Anteil). ABBILDUNG 3-6: AUFTEILUNG DER EE-STROMERZEUGUNG (LINKE GRAFIK) UND EEG-UM- LAGE (RECHTE GRAFIK) NACH TECHNOLOGIEN Quelle: Eigene Berechnungen; 2016: ÜNB (2015) Endverbraucherbelastung (Base-Preis und EEG-Umlage) Die alleinige Betrachtung der EEG-Differenzkosten bzw. der EEG-Umlage greift bei der Abschätzung und Beurteilung der Kosten der EE-Förderung für den Endverbraucher zu kurz. Die Höhe der EEG-Umlage bzw. der EEG-Differenzkosten sind kein Indikator für die Gesamtförderkosten der EE. Vielmehr muss neben der r2b energy consulting GmbH 20

Endverbraucherbelastung im Jahr 2025: Abhängigkeit von Großhandelsstrompreisen und EEG-Umlage: Strompreisanstieg reduziert in nahezu gleicher Höhe EEG-Umlage und umgekehrt. Eine Steigerung des EE-Anteils von + 5 % führt für den nicht-privilegierten Endverbraucher zu einem Preisanstieg von rund 0,2 bis 0,3 €-ct2015 je kWh in 2025. Dieses Ergebnis ist robust gegenüber unterschiedlichen Commodity-Preisniveaus. Die zukünftige EE-Förderung sollte verstärkt auf Kosteneffizienz achten. Vergleichsweise kostengünstige Technologien sollten insbesondere zur Zielerreichung genutzt werden. Innerhalb der Erneuerbaren Energien mit noch ausreichend zur Verfügung stehendem Ausbaupotenzial ist die Windenergie an Land derzeit die kostengünstigste Erzeugungsoption. EEG-Umlage insbesondere der Strompreis zusätzlich berücksichtigt werden. 25 Der Grund dafür liegt an dem Effekt der sogenannten kommunizierenden Röhren von Strompreis und EEG-Umlage. Ein steigender Strompreis (Base) führt aufgrund des damit einhergehenden Anstiegs der Markterlöse der EE gleichzeitig zu einer Verringerung der EEG-Umlage in einer ähnlichen Größenordnung. Umgekehrt erhöht ein sinkender Strompreis die EEG-Umlage. Für den Endverbraucher ist stets die Summe aus EEG-Umlage und Base-Preis von Relevanz. In Abbildung 3-7 ist die jeweilige zusätzliche Belastung der nicht-privilegierten Endverbraucher (Summe aus Base-Preis und EEG-Umlage) durch Erhöhung des EE-Anteils von 45 % auf 50 % dargestellt. Demnach muss ein nicht-privilegierter Endverbraucher für seinen Strom bei einer Erhöhung des EE-Anteils von 45 % auf 50 % in 2025 lediglich 0,3 €-ct 2015 je kWh (Szenario mit niedrigen Commodity-Preisen) bzw. 0,23 €-ct 2015 je kWh (Szenario mit steigenden Commodity-Preisen) zusätzlich zahlen. Bei einem angenommen Haushaltsstrompreis von 29 €-ct 2015 je kWh für private Haushalte macht die Kostensteigerung rund 1 % aus. Im Rahmen der zukünftigen Förderung der Erneuerbaren Energien und der Umsetzung der Energiewende sollte verstärkt auf Kosteneffizienz geachtet werden. Da- 25 Neben der EEG-Umlage und dem Strompreis (Base) werden auch andere Bestandteile des Endverbraucherpreises durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien beeinflusst. So sind bspw. zusätzlich erforderliche Ausbau- und Verstärkungskosten des Stromnetzes mit einzubeziehen. Da im Rahmen dieser Analyse selbst für die Szenarien eines hohen Wind Onshore Zubaus die installierte Leistung in 2025 noch unterhalb der Annahmen im Rahmen des Netzentwicklungsplans liegen, würde der stärkere Ausbau nicht zu einem höheren Netzausbau gegenüber den derzeitigen Planungen führen. Daher wird für den angenommenen höheren Ausbaupfad für Wind Onshore in Szenario 3 und 4 von keinem gegenüber heutigen Planungen zusätzlichen Ausbaubedarf ausgegangen. r2b energy consulting GmbH 21

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