Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV)

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vom 07.10.2016, aktualisiert am 07.02.2017, Wolf von Fabeck:

Fünf Ansatzfehler im Wälzungsverfahren korrigieren, würde die EEG-Umlage entscheidend vermindern

Der fünfte Ansatzfehler ist bisher kaum bekannt

Die EEG-Umlage wurde zu dem Zweck eingeführt, alle Stromkunden an den Mehrkosten des Stroms aus Erneuerbaren Energien - speziell aus Solarenergie - zu beteiligen. Es gibt fünf Gründe, warum die EEG-Umlage erheblich zu hoch ist.

  • (1) Im wesentlichen werden nur die "kleinen" Stromverbraucher zur Bezahlung herangezogen.
  • (2) Am Terminmarkt und im OTC-Handel werden verbindliche Kaufverträge über Fossil- und Atomstrom abgeschlossen, obwohl nicht bekannt ist, ob der konventionell erzeugte Strom zum Lieferzeitpunkt überhaupt benötigt wird. Der EE-Strom findet dann am Spotmarkt keine Käufer mehr und muss billig verramscht werden.
  • (3) Der Strommarkt ist ein preisgesteuertes Verteilsystem. Wenn dieses Verteilsystem ökologische Funktionen übernehmen soll, müssen auch ökologischen Kosten, d.h. die volkswirtschaftlichen "externen Kosten" berücksichtigt werden. Dazu ist es notwendig, die externen Kosten durch eine Internalisierungssteuer (CO2- und Brennelemente-Steuer) einzupreisen. Das ist bisher nicht geschehen
  • (4) in § 5 EEG 2017 findet sich eine Bestimmung, wonach bei Ausschreibungen auch 5 % der EEG-Anlagen im Ausland ausgeschrieben werden müssen. In § 5 (3) heißt es dazu "Ausschreibungen nach Absatz 2 Satz 2 sind nur zulässig, wenn [...] 3. der Strom physikalisch importiert oder einen vergleichbaren Effekt auf den deutschen Strommarkt hat."   Dieser im Ausland erzeugte EU-Strom wird auch über die EEG-Umlage finanziert.
  • (5) Strom aus Großkraftwerken legt einen langen Weg vom Kraftwerk bis zum Endverbraucher zurück, von der Höchstspannungsebene bis in die Mittelspannungs- oder Niederspannungsebene. Er wird dabei wegen des höheren technischen Aufwandes immer teurer. Solar- und Windstrom, der direkt ins Versorgungsnetz eingespeist und dort verbraucht wird, benötigt dagegen keine Übertragung durch verschiedene Netzebenen, steht dem Endverbraucher deshalb mit geringerem technischen Aufwand zur Verfügung. Dieser Vorteil wird ihm am Spotmarkt aber nicht gutgeschrieben. Oder anders herum betrachtet: Der bei der Übertragung des konventionell erzeugten Stroms über die absteigenden Spannungsebenen bis zum Endverbraucher entstehende Aufwand wird dem konventionellen Strom beim Preisvergleich am Spotmarkt bisher nicht angerechnet.

Zum 5. Punkt ein vereinfachtes Beispiel. Braunkohlestrom wird mit etwa 3 Cent/kWh im Großhandel angeboten. Im Niederspannungsnetz kostet Braunkohlestrom jedoch nicht mehr 3 Cent/kWh, denn er ist dort bereits mit den Kosten für die Übertragung vom Höchstspannungsnetz bis zum Niederspannungsnetz belastet. Schätzungsweise wird er dort mit 14 Cent/kWh angeboten (Quelle).

Gegenüber diesen 14 Cent ist die gesetzliche Einspeisevergütung für eine kleine Hausdach-Solaranlage mit nur 12,3 Cent/kWh vergleichsweise billig. Für diesen Solarstrom brauchte voraussichtlich keine EEG-Umlage mehr erhoben werden.

Reformvorschlag zum 5. Punkt

Die AusglMechV sollte deshalb so reformiert werden, dass sich die Strom-Angebots- und Nachfrage-Preise, die sich in der Merit-Order am Spotmarkt gegenüberstehen, auf die gleiche Spannungsebene beziehen und zwar auf diejenige, in der die zu vergütende EE-Einspeisung erfolgt.

Nach dem derzeitigen Verfahren bieten die Übertragungsnetzbetreiber den Solarstrom an einem einzigen Spotmarkt für ganz Deutschland an.

Nach dem reformierten Verfahren müsste es für jede Region einen gesonderten Spotmarkt geben. Mit Organisation und Durchführung dieser "Spotmärkte" könnte z.B. die EPEX-Spot betraut werden.Die Verteilnetzbetreiber bieten den bei ihnen eingespeisten EE-Strom in einer Summe an dem zutreffenden regionalen Spotmarkt an. Die vielen regionalen Spotmärkte müssen miteinander kommunizieren, weil die überregionalen Großanbieter in mehreren Regionen gleichzeitig anbieten, aber die selben MWh nicht mehrmals verkaufen können. Die Abstimmung zwischen den einzelnen regionalen Spotmärkten erfolgt als Optimierungsaufgabe in einem iterativen IT-gestützten Verfahren.

Der entscheidende Unterschied liegt darin, dass jetzt das Merit-Order-Verfahren zur Preisbildung genau in der Netzebene erfolgt, in der auch die Einspeisung des EE-Stroms erfolgt.

Abhängigkeit der Spotmarktpreise von der Netzebene
regionalisierte Strombörse

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Beispiel: In der Hochspannungsebene steht dem Solarstrompreis (12,3 Cent/kWh) ein Fossilstrompreis von 3 Cent/kWh gegenüber. Daraus folgt ein Spotmarktpreis, der zur Finanzierung des Solarstroms nicht ausreicht. Wenn die Strombörse jedoch regionalisiert mit den Preisen der Verteilernetze durchgeführt wird, steht dem Solarstrompreis ein Fossilstrompreis von 14 Cent/kWh gegenüber. In diesem Fall lassen sich die Einspeisevergütungen aus dem Verkaufserlös des EE-Stromes finanzieren.

Wie wird sich das Verfahren weiter entwickeln?

Die gesetzliche Einspeisevergütung sinkt, je später eine EEG-Anlage in Betrieb genommen wird. Deshalb nimmt die durchschnittliche Einspeisevergütung für die Gesamtheit aller Solar- und Windanlagen immer weiter ab. Sie wird um so niedriger werden, je mehr moderne Wind- und Solaranlagen mit zunehmend sinkenden Einspeisevergütungen beteiligt sind. Die Stromangebote aus Atom- und Braunkohlekraftwerken werden im Verteilnetz auf ein realitätsnäheres Niveau angehoben, wenn aufwandsgerechte - entfernungsabhängige Netzkosten aufgeschlagen werden. Die Lösung des Problems wird sogar noch günstiger, wenn eine Internalisierungs-Steuer sowie entfernungsabhängige Netzgebühren eingeführt werden. Für die Betreiber großer EE-Anlagen, die über genügend Stromspeicher verfügen, könnte es dann interessant werden, in freier Unternehmerschaft am Stromhandel teilzunehmen, anstatt eine gesetzlich garantierte "kostendeckende" Einspeisevergütung für 20 Jahre (plus Restjahr) zu beanspruchen.

Wer übernimmt die Abwicklung für Betreiber, die selber keinen Stromhandel durchführen wollen?

Für die Betreiber kleinerer Solaranlagen oder von Windanlagen, die ihre Anlage "nur nebenbei" betreiben wollen, ist der organisatorische und händlerische Aufwand im Stromhandel nicht zumutbar. Diese Aufgabe sollte dann aber nicht mehr wie bisher durch private Dienstleistungsunternehmen übernommen werden, die ihrerseits gewinnorientiert arbeiten und in wirtschaftliche Schwierigkeiten geraten können, sondern standardmäßig durch den örtlich zuständigen Verteilnetzbetreiber, wie vorstehend beschrieben.



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