Ergebnisse: Modell Einheitliche PV-Vergütung Berlin, 23. Februar 2012

Agenda

01

Vorwort der Firma Belectric

02

Aufgabenstellung und Vorgehensweise

03

Benchmark Trendszenario der ÜNB

04

Das aktuelle EEG

05

Der Ministervorschlag vom 23. Februar 2012

06

Konzept der Belectric zur einheitlichen Vergütung und EEG-Umlage

07

Fazit

© 2012 Prognos AG

2

Aktuelle Situation

Die Herausforderungen des heutigen EEG:

 

Das EEG belastet die Verbraucher mit einer steigenden EEG-Umlage Der Zubau an Erneuerbarer Energie in den Niederspannungsnetzen macht zusätzlichen Netzausbau, mit den verbundenen Kosten nötig

Der Vorschlag der Minister hat folgende Auswirkungen:

 

 

Durch die Verhinderung des Ausbaus von netzstabilisierenden Freiflächen Solarkraftwerken wird die Chance die Kosten für den Netzausbau zu reduzieren zu Lasten der Verbraucher vertan. Insbesondere wird die Integration von Windkraftanlagen in die bestehende Netzinfrastruktur hierdurch maßgeblich erschwert. Demgegenüber könnten netzstabilisierende Freiflächen Solarkraftwerke vor allem nachts Blindleistung zur Spannungsstabilisation des Netzes im dezentralen Raum zur Verfügung stellen und so Windkraft integrieren. Die einseitige Festlegung auf das teuerste Segment der Solarstromerzeugung diskriminiert die nicht-Immobilienbesitzer, nimmt ihnen die Möglichkeit zur Beteiligung an der Energiewende über Bürgersolarkraftwerke und erhöht EEG-Umlage auf über 5 Cent/kWh. Die Möglichkeit der beliebigen Festlegung der Vergütungssätze durch BMU und BMWi, unter Ausschluss des Parlaments erschwert Investitionsentscheidungen in den Produktionsstandort Deutschland.

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3

Vorgeschlagener Lösungsansatz

Der Lösungsansatz von Belectric:

  

Einführung einer Einheitsvergütung von 15 Cent/kWh für Solarstrom Lineare für die Investoren und Industrie berechenbare Degression von 0,5%/Monat Wirtschaftlich getriebener Eigenverbrauch bei gleichzeitiger Verbraucherkostenentlastung

Das Resultat des Vorschlags von Belectric:

    



Stabilisation der Stromnetze durch netzstabilisierende Freiflächen Solarkraftwerke und damit Vermeidung von Netzausbaukosten Halbierung der Kosten für den weiteren Solarenergie-Zubau im Vergütungszeitraum im Bezug auf den Vorschlag der Minister und damit massive Verbraucherentlastung Leichtere Einbindung auch der nicht-Immobilien besitzenden Bevölkerungsschicht in die Energiewende durch Investitionen in Bürgersolarkraftwerke auf der Freifläche Angemessene Rendite für alle Segmente bei klarer Fokussierung auf das Dachsegment Schafft Vertrauen und Planungssicherheit und erlaubt damit die Investition und Finanzierung in die industrielle Produktion von Solartechnik in Deutschland Erlaubt die Weiterentwicklung der Technologie und stärkt somit die Exportchance für die deutsche Solarindustrie © 2012 Prognos AG

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Agenda

01

Vorwort der Firma Belectric

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Aufgabenstellung und Vorgehensweise

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Das aktuelle EEG

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Der Ministervorschlag vom 23. Februar 2012

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Konzept der Belectric zur einheitlichen Vergütung und EEG-Umlage

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Aufgabenstellung und Vorgehensweise

Aufgabenstellung  Prognos wurde vom Auftraggeber Belectric mit der Frage konfrontiert, in wie weit ein einheitlicher Vergütungssatz für Photovoltaik ausgestaltet werden kann, und welche Renditechancen sich in einzelnen Anlagensegmenten (Dach und Freifläche) ergeben.  Zusätzlich sollte analysiert werden, welche Auswirkungen ein Modell mit einer einheitlichen Vergütung auf die Entwicklung der EEG-Umlage hat: – –

im Vergleich zum Fortbestand des heutigen EEG, im Vergleich zum Ministervorschlag mit einer Begrenzung der Förderung von kleinen Dachanlagen auf 85 % des jährlichen Ertrags bzw. 90 % des jährlichen Ertrags für alle anderen Anlagen.

Vorgehensweise  Ermittlung der EEG-Umlage im Trendszenario der Übertragungsnetzbetreiber und im diskutierten Modell aus dem Ministervorschlag vom 23. Februar 2012  Ermittlung einer Einheitsvergütung für das Konzept von Belectric auf der Basis des Falls eines Einfamilienhauses  Berechnung der Renditechancen für andere Anlagenkonzepte im Bereich Dach und Freifläche  Berechnung der EEG-Umlage im Modell mit einer einheitlichen Vergütung

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6

Verwendete Datenquellen für die Berechnung

Grundlage der erneuerbaren Stromerzeugung:  Studie des IE Leipzig zur Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG-Anlagen für die Kalenderjahre 2012 bis 2016, Trend-Szenario  Angefertigt für die deutschen Übertragungsnetzbetreiber Grundlage der Letztverbrauchsentwicklung:  Letztverbrauch bis 2016 Planungsprämissen für die EEG-Mittelfristprognose, Referenzszenario  Angefertigt für die deutschen Übertragungsnetzbetreiber Grundlage für die Strompreisentwicklung der privaten Haushalte, Gewerbe- und Industriekunden:  Daten für Großhandelspreis für Strom aus der Studie des IE Leipzig zur Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG-Anlagen für die Kalenderjahre 2012 bis 2016  Annahmen zu weiteren Strompreiskomponenten (Netzentgelte, KWK-Umlage, Stromsteuer, etc.) aus Modellrechnungen der Prognos AG

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Aufgabenstellung und Vorgehensweise

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Benchmark Trendszenario der ÜNB

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Das aktuelle EEG

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Fazit

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Installierte Leistung der erneuerbaren Energien im Trendszenario der Übertragungsnetzbetreiber, in GW Trendszenario der EEG-Mittelfristprognose des IE Leipzig für die ÜNB Installierte Leistung der erneuerbaren Energien in GW PV-Ausbaupfad in Anlehnung an das Trendszenario (ø rund 4.100 MW pro Jahr)

Geothermie DKG-Gase* Wasser Wind Offshore Wind Onshore Biomasse PV

94 86 79

72 65

6,3

4,8

3,3

1,9

35,5

59

33,9 32,4

51

30,8 29,3

5,6

28,0

5,5 5,4

26,6 5,0

5,2

4,9 4,5 17,4 2010

23,8

2011

28,3

31,9

35,7

2012

2013

2014

39,7

2015

44,1

2016

* DKG-Gase: Deponie-, Klär- und Grubengase © 2012 Prognos AG

9

Im Trendszenario der ÜNB liegt der jährliche PV-Zubau ab dem Jahr 2012 im Mittel bei knapp 4.100 MW Bestand und Zubau von Photovoltaikanlagen im Trendszenario der ÜNB, in MW

44.148

PV-Zubau in MW

39.748

PV-Bestand aus dem Vorjahr in MW 35.748

31.948 28.348

23.848

4.400

4.000

3.800

3.600

4.500

6.500

39.748 35.748 31.948 28.348 23.848

17.348

2011

2012

2013

2014

2015

2016 © 2012 Prognos AG

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Stromerzeugung der erneuerbaren Energien, im Trendszenario der Übertragungsnetzbetreiber in TWh Trendszenario der EEG-Mittelfristprognose des IE Leipzig für die ÜNB Stromerzeugung der erneuerbaren Energien unter dem EEG, in TWh Geothermie DKG-Gase* Wasser Wind Offshore Wind Onshore Biomasse PV

167,2

124,9 113,9

152,5

6,8

138,3

6,6

21,5

6,4

15,3

6,1

5,8

50,1

30,4

53,0

31,6

56,1

32,8

59,4

34,0

62,7

35,0

28,3

31,7

35,3

39,2

24,4 2012

2013

2014

2015

2016

* DKG-Gase: Deponie-, Klär- und Grubengase © 2012 Prognos AG

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Aufgabenstellung und Vorgehensweise

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Benchmark Trendszenario der ÜNB

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Fazit

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Nach der derzeitigen Ausgestaltung des EEG beträgt die Umlage im Trendszenario der ÜNB 2016 rund 5 Cent/kWh  Im betrachteten Szenario wird die EEG-Umlage bis zum Jahr 2016 kontinuierlich steigen und dann im Jahr 2016 rund 5 Cent/kWh erreichen.  Die Photovoltaik hat auch zukünftig einen Anteil von 50 % an der Gesamtumlage.  Für die Entwicklung der Umlage im Jahr 2016 sind verschiedene Faktoren verantwortlich: – Im Jahr 2013 wird die Umlage zunächst durch den Wegfall der negativen Kontostandes um 0,18 Cent/kWh entlastet. Zusätzlich bringt ein zu erwartender Strompreisanstieg eine Entlastung um 0,08 Cent/kWh. In den Folgejahren bleibt der Großhandelsstrompreis ausgelöst durch niedrige CO2Preise als Folge der unklaren Weiterführung der Klimapolitik nahezu konstant. – An Bedeutung gewinnt ab dem Jahr 2013 der Rückgang des nicht-privilegierten Letztverbrauchs, der sich insbesondere durch eine stärkere industrielle/gewerbliche Eigenerzeugung und einen Anstieg des privilegierten Letztverbrauchs um +9 TWh insgesamt deutlich reduziert und somit die Entlastung aus der Veränderung des Grünstromprivilegs mehr als kompensiert. – Bis zum Jahr 2016 wird die Rolle der Offshore-Windenergie für die Umlageentwicklung an Bedeutung gewinnen. 0,64 Cent/kWh der Umlagesteigerung entfallen auf die stärkere Nutzung der Windenergie auf See. Auf den reinen Photovoltaik-Zubau bis zum Jahr 2016 entfallen 0,46 Cent/kWh und auf die Reduktion des nicht-privilegierten Letztverbrauchs 0,28 Cent/kWh. – Die Reduktion des nicht-privilegierten Letztverbrauchs wird dabei nicht als einzelner Kostenbestandteil sichtbar. Er spiegelt sich in der Umlagewirkung des Anlagenbestandes zum 31.12. 2011 wieder, da die Kosten für den Bestand auf eine geringere Strommenge umgelegt werden. – Zusätzlich wirkt sich die Verschlechterung der Profilfaktoren für alle Anlagen auch auf den Bestand aus. Durch den Zubau an regenerativen fluktuierenden Erzeugungskapazitäten verschlechtert sich die Ertragssituation für Bestandsanlagen durch den stärker werdenden Merit-Order-Effekt. © 2012 Prognos AG

13

Die Vergütungssätze für PV halbieren sich durch die dynamische Degression im Trendszenario bis zum Jahr 2015

Jahr

Degression

2011

bis 30 kW

30 kW bis 100 kW

ab 100 kW

ab 1000 kW

Konversions -flächen

sonstige Flächen

28,74

27,33

25,86

21,56

22,07

21,11

1. HJ 2012

15%

24,43

23,23

21,98

18,33

18,76

17,94

2. HJ 2012

15%

20,76

19,75

18,68

15,58

15,95

15,25

1. HJ 2013

21%*

19,30

18,35

17,36

14,48

14,82

14,18

2. HJ 2013

3%

18,72

17,80

16,84

14,04

14,38

13,75

1. HJ 2014

12%

16,98

16,15

15,28

12,74

13,04

12,47

2. HJ 2014

3%

16,47

15,67

14,82

12,36

12,65

12,10

1. HJ 2015

12%

14,95

14,21

13,45

11,21

11,48

10,98

2. HJ 2015

3%

14,50

13,79

13,04

10,88

11,13

10,65

1. HJ 2016

12%

13,15

12,51

11,83

9,87

10,10

9,66

2. HJ 2016

3%

12,76

12,13

11,48

9,57

9,80

9,37

 Die Degression ab 2013 zum jeweiligen 1. HJ bezieht sich auf das 1. HJ des Vorjahres (Vorgehensweise des EEG) * Mit der Schätzung der Bundesnetzagentur mit 7.500 MW Zubau in 2011 und davon alleine 3.000 MW im Dezember, ergibt sich für die Degression zum 1. HJ 2013 eine Degression von 24%. Im Trendszenario wir im von einem geringeren Zubaus ausgegangen. Folglich beträgt die Degression lediglich 21 %. © 2012 Prognos AG

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EEG-Umlage im Trendszenario der ÜNB steigt im Jahr 2016 auf über 5 Cent/kWh Benchmark Trendszenario Entwicklung der EEG-Umlage bis 2016 in Cent/kWh Übrige Bestandteile Wind Offshore Photovoltaik Zubau*

Liquiditätsreserve/ neg. Kontostand Wind Onshore Photovoltaik Bestand bis Ende 2011

Wasser/DKG/Geothermie Biomasse 5,05 4,62

3,59 0,28

3,78 0,11 0,12 0,49

4,21 0,12 0,29 0,52

0,47 0,90

0,96

0,85

0,13

0,15

0,69

0,48 0,54

1,00

0,58

1,04

0,31

0,40

0,49

0,20

1,84

1,89

1,93

1,96

2,00

2012

2013

2014

2015

2016

0,07

* Im Jahr 2016 entfallen mit 94% rund 0,46 Cent/kWh auf den reinen PV-Zubau. Die restliche Differenz beinhaltet die weitere Senkung des nicht-priv. Letztverbrauchs. © 2012 Prognos AG

15

Aktuelle Projektrenditen unter dem EEG-Vergütungssystem sind nahezu unabhängig von der Höhe des Eigenverbrauchs

Nominale Projektrendite vor Steuern der einzelnen Anlagenklassen, unter dem aktuellen EEG

10,6% 9,1%

10,4%

9,1% 8,1%

3,5 kW Anlage

10 kW Anlage

30 kW Anlage

150 kW Anlage

1 MW Anlage

8,5%

25 MW Anlage © 2012 Prognos AG

16

Kleine Dachanlagen dominieren den PV-Bestand, Freiflächen haben lediglich einen Anteil von 12,5 % Verteilung der Größenklassen Anteil der Größenklassen an den Bestandsanlagen bis Ende 2011

Gesamt installierte Leistung: 23,8 GW*

Dach >0 kW < 30 kW

12,5% 6,9%

3,0 GW

Dach >30 kW < 100 kW

1,6 GW

45%

Dach > 100 kW < 1.000 kW

10,7 GW

15% 3,6 GW

Dach > 1.000 kW Freifläche

20%

4,8 GW

* Daten angelehnt an Anlagenregister (energymap.info). Beinhaltet nicht den starken Zubau im letzten Quartal 2011, da bislang keine offiziellen Statistiken vorhanden. © 2012 Prognos AG

17

Dachanlagen haben einen Anteil von knapp 90% an den Vergütungszahlungen Verteilung der Vergütungszahlungen Verteilung der Vergütungszahlungen der Bestandsanlagen bis Ende 2011 im Jahr 2011, in Mrd. Euro Gesamte Vergütungszahlungen 2011: 7,3 Mrd. Euro

0,8 Mrd. Euro 11 % (ø 0,32 EUR/kWh)

Dach

Freifläche

Aktuelle Vergütung: Anlagenkategorie

6,5 Mrd. Euro 89 % (ø 0,42 EUR/kWh)

Vergütung in EUR/kWh (1.1.2012)

bis 30 kW

0,2443

30 kW bis 100 kW

0,2323

ab 100 kW

0,2198

ab 1.000 kW

0,1833

Konversionsfläche

0,1876

sonst. Fläche

0,1794

© 2012 Prognos AG

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Zwischenfazit Status-quo   

   

Der Zubau der Photovoltaik trägt zukünftig deutlich weniger zur Kostensteigerung des EEG bei als in der Vergangenheit. Nur noch 0,46 Cent/kWh der Umlagesteigerung bis zum Jahr 2016 entfallen auf die Photovoltaik. Die Renditen bei Photovoltaik-Anlagen sind derzeit nahezu unabhängig von der Höhe des Eigenverbrauchs. Der Trend hin zu großen Dachanlagen, unabhängig vom Stromverbrauch in räumlicher Nähe, bleibt bestehen. Dachanlagen stellen mit einem Anteil von 87,5 % das größte Segment im Bestand der Photovoltaik-Anlagen dar. Der Anteil von Freiflächenanlagen liegt derzeit bei 12,5 %. Der Anteil der Freiflächen an der Vergütung liegt derzeit mit rund 11 % noch unter dem Anteil an der installierten Leistung.

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Agenda

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Vorwort der Firma Belectric

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Aufgabenstellung und Vorgehensweise

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Benchmark Trendszenario der ÜNB

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Das aktuelle EEG

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Der Ministervorschlag vom 23. Februar 2012

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Das EEG-Modell für die Photovoltaik entsprechend Ministervorschlag vom 23. Februar 2012         

Vergütung für Kleinanlagen nur bis 10 kWp Leistung Anlagenklasse bis 100 kWp Leistung im Segment Dach entfällt Größenbeschränkung auf Anlagen bis maximal 10 MW Vergütung von Neubauanlagen im Bereich Dach bis 10 kWp wird auf 85 % des Anlagenertrags begrenzt Vergütung von Neubauanlagen in allen anderen Segmenten bis 10 MW wird auf 90 % des Anlagenertrags begrenzt Vorziehen der Vergütungsabsenkung von 15 % vom 1. Juli 2012 auf den 1. April 2012 Zusätzliche Vergütungsabsenkung von 5 %-Punkten bei Dachanlagen kleiner 10 kWp und bis zu 15%-Punkten bei Anlagen größer 10 kWp Danach monatliche Senkung der Vergütung um 0,15 Cent/kWh in allen Segmenten Die daraus resultierenden Vergütungssätze sind in der folgenden Folie dargestellt.

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21

Die Entwicklung der Vergütungssätze im Ministervorschlag

Jahr

Degression

1.1.2012

15%

bis 30 kW

30 kW bis 100 kW

ab 100 kW

ab 1000 kW

Konversions -flächen

sonstige Flächen

24,43

23,23

21,98

18,33

18,76

17,94

Jahr

neu bis 10 kW

ab 09.03.2012 bedeutet Kürzung um Monatliche Degression in Cent/kWh ab 01.05.2012 ab 01.12.2012 ab 01.01.2013 bedeutet Kürzung um ab 01.01.2014 bedeutet Kürzung um ab 01.01.2015 bedeutet Kürzung um ab 01.01.2016 bedeutet Kürzung um

19,50 20,2%

bis 100 kW entfällt

bis 1.000 kW

16,50 29,0%

24,9%

1.000 kW bis 10 MW 13,50 26,4%

Freifläche bis 10 MW 13,50 24,7%

0,15 19,35 18,30 18,15 25,7% 16,35 9,9% 14,55 11,0% 12,75 12,4%

16,35 15,30 15,15 31,1% 13,35 11,9% 11,55 13,5% 9,75 15,6%

13,35 12,30 12,15 33,7% 10,35 14,8% 8,55 17,4% 6,75 21,1%

13,35 12,30 12,15 32,3% 10,35 14,8% 8,55 17,4% 6,75 21,1%

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Die Rendite von Freiflächenanlagen im Ministervorschlag ist am stärksten von einem Rückgang betroffen

Nominale Projektrendite vor Steuern der einzelnen Verbrauchergruppen 8,4%

7,8%

7,6%

7,3% 6,9%

6,9%

6,3%

1,9%

EFH 3,5 kW*

EFH 10 kW*

MFH 10 kW*

Kleingewerbe Großgewerbe Krankenhaus Kleinindustrie 30 kW 150 kW 150 kW* 150 kW

Freifläche 1 MW

1,7%

Freifläche 10 MW

Die Annahmen zu den Verbrauchergruppen sind auf Folie 28 erläutert. © 2012 Prognos AG

23

Effekte aus dem Ministervorschlag   



    

Die fixe absolute monatliche Degression berücksichtigt nicht den mittelfristig geringer werdenden zu erwartenden Kostenfortschritt bei der PV-Technik. Die fixe monatliche Degression von 0,15 Cent/kWh belastet durch das aktuell schon niedrigere Ausgangsniveau Freiflächen anteilig stärker als Dachanlagen unter 1.000 kWp. Freiflächen haben dadurch deutlich niedrigere Renditen bei steigenden Kosten für Pacht und Anlagenbetrieb. Die Begrenzung der Vergütung für Freiflächen auf 90 % des Ertrages bedeutet in den meisten Fällen effektiv eine drastischere Kürzung als bei Dachanlagen, weil in unmittelbarer Anlagennähe zumeist keine Verbraucher mit Strombedarf vorhanden sind. Folglich bleiben für den verbleibenden Strom nur geringe zusätzliche Erlöse aus dem Börsenverkauf. Das günstigste Segment der PV-Anlagen, die Freiflächen, werden dadurch weniger attraktiv. Der zukünftige Anlagenzubau konzentriert sich auf Dachanlagen im Segment bis 10 kWp. Bei größeren Dachanlagen werden wahrscheinlich Projekte mit höherem Eigenverbrauch realisiert. Kommerzielle Investoren werden sich verstärkt den teureren Dachsegmenten kleiner 1.000 kWp zuwenden. Es fehlen weiterhin Anreize den PV-Zubau lokal zu steuern. Gelingt mit diesem Modell keine Begrenzung des Zubauvolumens, ist durch die Konzentration des Zubaus im Dachsegment lediglich eine geringe Entlastung der EEGUmlage zu erwarten (siehe Folie 25). © 2012 Prognos AG

24

Der aktuell diskutierte Ministervorschlag bringt kaum Entlastung für die EEG-Umlage im Jahr 2016 Ausbaupfad entspricht dem Trendszenario, Vergütung nur für 85 % / 90 % Jahresertrag Entwicklung der EEG-Umlage bis 2016 in Cent/kWh Übrige Bestandteile

Liquiditätsreserve/ neg. Kontostand

Wasser/DKG/Geothermie

Wind Offshore

Wind Onshore

Biomasse

Photovoltaik Zubau

Photovoltaik Bestand bis Ende 2011

5,00 4,56

3,59 0,28

3,78 0,11 0,12 0,49

4,19

0,13

0,12 0,29

0,48

0,52

0,47

0,90

0,96

0,54

1,00

0,85

0,15 0,69 0,58

1,04

0,28

0,35

0,43

0,19

1,84

1,89

1,93

1,96

2,00

2012

2013

2014

2015

2016

0,07

© 2012 Prognos AG

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Agenda

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Aufgabenstellung und Vorgehensweise

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Benchmark Trendszenario der ÜNB

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Das aktuelle EEG

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Methodisches Vorgehen zur Berechnung der Rendite einzelner Anlagenkategorien Grundsätzliches  Ausgegangen wird von der These, dass die einheitliche Vergütung auf der Basis eines Einfamilienhauses berechnet wird. Photovoltaik-Dachanlagen auf Einfamilienhäusern stellen heute das größte Anlagensegment dar.  Der Eigenverbrauch von selbst erzeugtem Strom wird als wesentlicher Einnahmebestandteil für alle Anlagenkategorien berücksichtigt, soweit der Stromverbrauch in räumlicher Nähe zur Anlage dies zulässt. Vorgehensweise bei der Auswahl der Fälle zur Renditebetrachtung  In Abhängigkeit von der Anlagengröße werden verschiedene Systeme von PV-Anlagen und Stromverbrauchern in Kombination analysiert, um sicher zu stellen, dass PV-Systeme in sämtlichen Segmenten (Dach und Freifläche) betrachtet werden.  Für die Endkunden mit Dachanlagen wird über spezifische Dachgrößen pro Gebäude die mögliche Anlagenleistung ermittelt.  Stündliche Strombedarfsprofile für die Verbraucher in räumlicher Nähe werden aus Lastprofilanalysen bezogen, die durch Energieversorger veröffentlicht werden.  Die spezifischen Kosten für PV-Anlagen in den entsprechenden Segmenten wurde zum einen aus eingeholten Angeboten zu spezifischen Projekten und zum anderen durch Informationen des Auftraggebers verifiziert.  Auf der folgenden Folie sind die Annahmen zu den betrachteten Fällen zusammengefasst. © 2012 Prognos AG

27

Annahmen zu Anlagensegmenten und Kundengruppen für Dachanlagen mit Eigenverbrauch Anlagengröße in kW

1

2 3

*

Investment pro kWp*

Verbraucher

Stromverbrauch pro Jahr in kWh

Anteil Eigen- Jährlicher Ertrag verbrauch in kWh/kWp

3,5

1.850

Einfamilienhaus1

4.000

50%

900

10

1.850

Einfamilienhaus1

4.000

21%

900

10

1.850

Mehrfamilienhaus

20.000

73%

900

30

1.700

Kleingewerbe

20.000

38%

900

150

1.600

Großgewerbe

100.000

37%

925

150

1.600

Krankenhaus

300.000

79%

925

150

1.600

Kleinindustrie

1.000.000

100%

925

1.000

1.500

Freiflächenanlage2

–

0%

1.000

25.000

1.500

Freiflächenanlage3

–

0%

975

Der Stromverbrauch von Einfamilienhäusern wurde anhand eines gemittelten, synthetischen Lastprofils berechnet. Je nach Lebenssituation des Haushalts liegt die Rendite über/unter den ermittelten Werten. Für das Einfamilienhaus mit einer PV-Anlage 3,5 kW Leistung wurde unterstellt, dass lediglich ein Überschusszähler verbaut wird und somit auf den Einbau eines weiteren Zählers verzichtet werden kann. Dadurch können die spezifischen Installationskosten der 10 kW-Anlage erreicht werden. Freiflächen werden als Anlagen ohne Eigenverbrauch berechnet. Die Kosten für die große Freiflächenanlagen setzen sich aus 1.425 EUR/kW Systemkosten und 75 EUR/kW Konversionsflächenaufschlag zusammen. Der Ertrag pro Jahr ist im Mittel für Ostdeutschland angesetzt. Die jährlichen Betriebskosten betragen 1,1 % der Investition. Bei Freiflächen erhöht sich der Betrag auf 1,7 % aufgrund der anzulegenden Pachtkosten. © 2012 Prognos AG

28

Strompreise der Kundengruppen, in Cent/kWh

Strompreise der Verbrauchergruppen in Cent/kWh

28,7 25,0

19,8 19,0

15,7

25,9

20,2 19,4 16,1

26,8

21,0

20,1 16,7

29,6

30,3

31,0

31,9

31,3

32,0

34,4

34,5

34,5

34,8

34,9

33,4

34,0

26,6

26,9

27,1

27,0

27,1

27,2

27,2

25,4

25,7

25,9

25,8

26,0

26,1

26,1

24,9

21,5

21,7

21,9

21,8

21,9

22,0

21,0

22,0

32,7

27,7

21,7 20,8 17,3

22,7 21,7 18,2

23,4 22,4 18,8

24,0

22,9 19,3

24,6

23,5 19,7

25,4

24,2

20,4

24,8

23,7

19,9

25,3

24,2

20,4

26,0

Private Haushalte (brutto) Krankenhaus (brutto) Kleingewerbe (netto) Großgewerbe (netto) Kleinindustrie (netto) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

© 2012 Prognos AG

29

Die Projektrendite schwankt je nach Anlagengröße und Verbraucherprofil bei einer Vergütung von 15 Cent/kWh

6,2%

Niedrige Rendite bei geringem Eigenverbrauch

Nominale Projektrendite vor Steuern der einzelnen Verbrauchergruppen

7,8% 7,2% 6,5%

6,4% 6,1%

4,8% 4,3%

3,6%

EFH 3,5 kW*

EFH 10 kW*

MFH 10 kW*

Kleingewerbe Großgewerbe Krankenhaus Kleinindustrie 30 kW 150 kW 150 kW* 150 kW

Freifläche 1 MW

Freifläche 25 MW

* Der Eigenverbrauch dieser Kundengruppen ist umsatzsteuerpflichtig © 2012 Prognos AG

30

Ergebnisse der Renditeberechnung        

Einfamilienhäuser mit kleinen Dachanlagen in der Größe von 3-5 kWp erzielen bei einem Eigenverbrauch von etwa 50 % eine nominale Projektrendite von über 6 %, wenn sie eine zusätzliche Vergütung von 15 Cent/kWh für den Überschussstrom erhalten. Dachanlagen, die sich hinsichtlich der Größe nicht am Eigenverbrauch des Verbrauchers orientieren, erzielen eine deutlich niedrigere Rendite. Der Trend hin zu möglichst großen Anlagen im Dachsegment mit hohen Netzeinspeisungen wird gebremst. Hohe Eigenverbrauchswerte im Dachsegment führen zu überdurchschnittlichen Projektrenditen. Dies führt dazu, dass Anlagengrößen sich generell am gekoppelten Stromverbrauch orientieren und erhebliche Überschusseinspeisungen somit vermieden werden könnten. Je höher die Rendite des Anlagenbetreibers durch hohen Eigenverbrauch desto geringer die Belastung für die EEG-Umlage und das Netz durch vermiedene Einspeisung Freiflächenanlagen haben im Vergleich zu Dachanlagen eine geringere Rendite. Über intelligente Anlagenkonzepte, die beispielsweise zusätzliche Erträge aus der Bereitstellung von Systemdienstleistungen beziehen, können jedoch Zusatzeinnahmen generiert werden. Dies gilt im Allgemeinen für alle Großanlagen, die auf höheren Netzebenen einspeisen, auf denen technische Systemdienstleistungen (Blindleistungslieferung, Regelleistung, etc.) erbracht werden.

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31

Annahmen zur Berechnung der EEG-Umlage bis 2016      

Der Photovoltaik-Zubau orientiert sich am Trendszenario der Übertragungsnetzbetreiber bis zum Jahr 2016 mit knapp 4.100 MW Zubau pro Jahr. Der Zubau orientiert sich an der Verteilung der Anlagenrenditen. Er ist auf der folgenden Folie zusammengefasst. Freiflächenanlagen haben im Zubau einen aufgrund der niedrigeren zu erwartenden Rendite im Vergleich zu Dachanlagen einen unterdurchschnittlichen Anteil von 7 % im Vergleich zum Bestand (12,5 %) Die Stromerzeugung der Photovoltaik-Anlagen, die direkt am Standort verbraucht wird, wird von dem nicht-privilegierten Letztverbrauch abgezogen. Die sich daraus ergebende steigende EEG-Umlage wird dem Zubau an Photovoltaik zugerechnet. Die einheitliche Vergütung für PV-Anlagen sinkt ab der Mitte des Jahres 2012 um 0,5 % monatlich. Daraus ergeben sich folgende Vergütungssätze: Angaben in Cent/kWh, nominal

2012

2013

2014

2015

2016

ø Vergütungssatz 30 kW bei monatlich 0,5 % Degression

0,148 0,148

0,140 0,140

0,131 0,131

0,124 0,124

0,116 0,116

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Zukünftig werden vermehrt kleine und mittlere Dachanlagen mit hohem Eigenverbrauch zugebaut Verteilung der Größenklassen am Zubau Anteil der Größenklassen am Zubau bis 2016

Gesamte zugebaute Leistung: 20,3 GW*

7%

Dach >0 kW < 30 kW

1,3 GW

Dach >30 kW < 100 kW

23% 4,7 GW

55%

Dach > 100 kW

11,2 GW

15%

Freifläche

3,0 GW

* Kein Zubau bei Dachanlagen > 1 MW unterstellt, da Eigenverbrauch in der Größenordnung nur selten möglich. Somit ist keine ausreichende Rendite zu erzielen. © 2012 Prognos AG

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Bei einem einheitlichen Vergütungssatz von 15 Cent/kWh ab 2012 halbiert sich die PV-bedingte Umlageerhöhung Ausbaupfad entspricht dem Trendszenario, monatliche Degression 0,5% Entwicklung der EEG-Umlage bis 2016 in Cent/kWh Übrige Bestandteile

Liquiditätsreserve/ neg. Kontostand

Wasser/DKG/Geothermie

Wind Offshore

Wind Onshore

Biomasse

Photovoltaik Zubau

Photovoltaik Bestand bis Ende 2011

3,55 0,28 0,47 0,85

3,67 0,11 0,12 0,49 0,90

4,04 0,12 0,29 0,52

0,96

4,83 4,41

0,15

0,13

0,69

0,48 0,54

1,00

0,58

1,04

0,14

0,20

0,26

0,08

1,84

1,89

1,93

1,96

2,00

2012

2013

2014

2015

2016

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Agenda

01

Vorwort der Firma Belectric

02

Aufgabenstellung und Vorgehensweise

03

Benchmark Trendszenario der ÜNB

04

Das aktuelle EEG

05

Der Ministervorschlag vom 23. Februar 2012

06

Konzept der Belectric zur einheitlichen Vergütung und EEG-Umlage

07

Fazit

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35

Fazit einheitliches Vergütungsmodell der Belectric I Einheitliche Vergütungen für alle PV-Segmente führen zu:



Einer Halbierung der EEG-Umlageerhöhung bezogen auf den PV-Zubau im Trendszenario der ÜNB und somit zur Entlastung der Verbraucher. Trotz des zusätzlich sinkenden nicht-privilegierten Letztverbrauchs erfolgt eine hohe Entlastung der Umlage durch steigende Eigenverbrauchsanteile.



Einer Vereinfachung des EEG durch einheitlichen Vergütungssatz von 15 Cent/kWh.



Der Senkung der Investorenrendite auf ein im Vergleich zu anderen Investitionen ähnliches Niveau.



Einer effektiven Reduktion und Lenkung des PV-Zubaus auf ein energiewirtschaftlich sinnvolles Volumen und gleichzeitiger Vermeidung übergroßer Dachanlagen ohne Verbrauch. Die Errichtung von Gebäuden zur alleinigen Montage von Solarmodulen, sogenannten Solargebäuden, wird ebenfalls vermieden.



Verstärkter Eigenverbrauchsoptimierung bei Dachanlagen während der Anlagenplanung und Stärkung der verbrauchsnahen, dezentralen Stromerzeugung.



Geringeren Renditen bei Freiflächen als bei Dachanlagen mit Eigenverbrauch. Es besteht jedoch die Möglichkeit für Freiflächen Zusatzerlöse über Netzdienstleistungen wie die Bereitstellung von Blindleistung zur Spannungshaltung zu generieren.

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Fazit einheitliches Vergütungsmodell der Belectric II Einheitliche Vergütungen führen zudem dazu, dass alle PV-Segmente im Rahmen der gesteckten Ausbauziele wirtschaftlich attraktiv bleiben und einen energiewirtschaftlichen Beitrag leisten.



Freiflächen liefern regional notwendigen Netzservice und technische Systemdienstleistungen wie Spannungsstabilisierung durch Wechselrichter im Stromnetz und vermeiden damit regional zusätzlichen Netzausbau und die Vorhaltung weiterer thermischer Kraftwerke für diesen Service.



Freiflächen können somit zur Entlastung der Netzentgelte für die Verbraucher beitragen.



Dachanlagen lösen durch die Optimierung der Anlagengröße auf den jeweiligen Stromverbrauch eine geringere Netzbelastung im Verteilnetz aus und erzeugen verbrauchsnah Strom.



Dachanlagen bieten zudem durch ihren engen räumlichen Bezug die Chance der Integration des Wärmesektors in die Eigenverbrauchsnutzung. Sie können perspektivisch somit die Nutzung fossiler Brennstoffe verringern.

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Wir geben Orientierung. Prognos AG – Europäisches Zentrum für Wirtschaftsforschung und Strategieberatung.

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