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Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland update

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Strom aus Windenergieanlagen lässt sich heute im Durchschnitt um 12 Prozent günstiger erzeugen als vor vier Jahren. Das liegt an kosteneffizienter optimierter Anlagentechnologie und aktuell niedrigen Finanzierungskosten. Das Zinsniveau und die Regelung zum Aussetzen der Vergütung bei negativen Strompreisen im EEG bergen jedoch Kostenrisiken.

Sensitivitätsanalysen 8.1 BERÜCKSICHTIGUNG VON §24 EEG 2014 Der §24 EGG 2014 besagt, dass der anzulegende Wert, aus dem sich nach Abzug des Strommarktwertes die Förderhöhe für Windenergieprojekte ergibt, auf 0 ct/kWh reduziert wird, sobald der Strommarktwert an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist. Der anzulegende Wert wird für den gesamten Zeitraum des negativen Strommarktwerts gleich null gesetzt und der Anlagenbetreiber muss die Strommenge melden, die in diesem Zeitraum geliefert wurde. Bei Nichtmeldung wird der anzulegende Wert für den gesamten betreffenden Monat um 5 % reduziert. Die Regelung greift gemäß EEG 2014 für Windenergieanlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2016, die in Windparks errichtet sind, die über eine Leistung von 3 MW und mehr verfügen. [EEG 2014] Die mittleren Stromgestehungskosten beruhen auf der Annahme einer vollständigen Vermarktbarkeit des produzierten Stroms. Wird die Förderung über das EEG in Negativpreisphasen ausgesetzt, fällt eine Vergütung in diesem Zeitraum weg. Folglich wird eine Reduktion des vermarktbaren Energieertrags angenommen. Grundlage für die Berechnung der Stromgestehungskosten bei Greifen des § 24 EEG 2014 ist das Treffen einer begründeten Annahme, wie viel der jährlichen Energieproduktion in mindestens sechsstündige Negativpreisphasen fällt. Bisher waren Phasen langer negativer Preise (≥ 6h) relativ selten, jedoch wird zukünftig ein Anstieg der Häufigkeit negativer Strompreisintervalle erwartet. Verschiedene Studien beschäftigen sich mit den Auswirkungen auf die Situation der Erneuerbaren Energien und prognostizieren teilweise sehr deutliche zukünftige Ertragseinbußen. 6 [Zukunftswerkstatt EE 2015, Energy Brainpool 2014]. Allerdings ist derzeit ein konkreter politischer Wille erkennbar, die negativen Auswirkungen für Erneuerbare Energieprojekte stark einzudämmen. So ist im aktuellen Strommarktge- 6 Die Zukunftswerkstatt EE stellt dar, dass der erwartete Ausfall durch die Regelung des § 24 EEG 2014 stark von der Entwicklung der Flexibilität im System abhängt. Erwartet wird nach ersten Ergebnissen ein Verg ü- tungsausfall von 3 % des Jahresenergieertrags im Jahr 2035. Eine Differenzier ung nach Erzeugungstechnologien findet dabei nicht statt. [Zukunftswerkstatt EE 2015] Energy Brainpool bewertete die zukünftigen Auswirkungen der Sechs-Stunden-Regelung gemäß § 24 EEG 2014 für den BWE speziell in Bezug auf Windene r- gie. Es wurde eine starke Korrelation von hoher Windstromproduktion mit negativen Strompreisen festg e- stellt. Folglich fällt die Erwartung des Vergütungsausfalls aufgrund der Regelung des § 24 EEG 2014 nach Energy Brainpool deutlich höher aus. Es wird von einem Anteil nicht ver güteten Windstroms von bis zu 40 % im Jahr 2040 ausgegangen. Eine Betrachtung des Intraday-Marktes erfolgt in der Studie nicht.[Energy Brainpool 2014] Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland 35

Stromgestehungskosten [ct/kWh] Änderung der Stromgestehungskosten [%] Sensitivitätsanalysen setz vorgesehen, dass sich die Regelung zukünftig auch auf den Intraday-Markt bezieht. So wird nach Annahmen verschiedener Branchenakteure das Auftreten von Phasen mit negativen Preisen verringert, da auch wenn am Day-ahead-Markt noch mit negativeren Preisen gerechnet wurde, der Intraday-Markt- Preise positiv sein können, und somit die Negativpreisphase unterbrochen wird. Weiterhin ist im Gesetzesentwurf vorgesehen, zu prüfen, ob weitere Maßnahmen ergriffen werden müssen, um etwaige negative Auswirkungen des § 24 EEG 2014 auf die Investitionssicherheit und die Förderkosten für den Ausbau Erneuerbarer Energien zu begrenzen. [BMWi 2015b] Unter Berücksichtigung dieser bereits sehr konkreten Tendenzen zu einer Abschwächung der Regelungen des § 24 EEG 2014 ist zu erwarten, dass die Ertragseinbußen geringer ausfallen, als in bisherigen Analysen prognostiziert. In der ersten Sensitivitätsanalyse wird zum einen das deutlich moderatere Szenario mit nicht vergütetem Windstrom in Höhe von 3 % des jährlichen Energieertrags berechnet. In Abbildung 14 7 wird weiterhin dargestellt, wie stark die Kosten je vergüteter Kilowattstunde ansteigen, wenn die Annahmen zum nicht vergüteten Energieertrag von Energy Brainpool angesetzt werden. Abbildung 14: Auswirkung von potenziellen Ertragseinbußen aufgrund von § 24 EEG 2014 auf die Stromgestehungskosten (ct/kWh) und prozentuale Veränderung [eigene Berechnung] 14 12 10 8 6 4 Stromgestehungskosten Ausgangsfall Berücksichtigung von § 24 EEG 2014 als Reduktion des vergüteten Ertrags um 3 % Berücksichtigung von § 24 EEG 2014 als Reduktion des vergüteten Ertrags gemäß Energy Brainpool 60% 50% 40% 30% 20% 10% 2 0% 0 -10% Standortqualität Die Reduktion des vergüteten Energieertrags um 3 % über den gesamten Betriebszeitraum bzw. gemäß Energy Brainpool gestaffelt um 0 - 37 % ansteigend über die Betriebsjahre bewirkt 7 Die verschiedenen Sensitivitätsfälle sind im Anhang in Zahlen dargestellt . Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland 36

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