7-Punkte-Papier des VCI zu Energiepolitik, EEG und Strommarkt

Mögliche Instrumente zur Kostensenkung bei der Stromversorgung

Die EEG-Umlage steigt im nächsten Jahr auf 6,24 Cent pro Kilowattstunde. Über 90 Prozent der Chemieunternehmen in Deutschland müssen damit rund 10 Euro mehr pro Megawattstunde für den Strom bezahlen. Bis eine grundlegende EEG-Novelle greift, werden sich die Kosten durch einen ungebremsten Ausbau von erneuerbaren Energien weiter erhöhen. Der VCI beschreibt sieben Optionen für eine Kostenbremse.

Die Energiewende machbar machen: Der VCI schlägt einen Instrumentenmix zur Kostenreduzierung vor © VCI/Angelika Becker
Die Energiewende machbar machen: Der VCI schlägt einen Instrumentenmix zur Kostenreduzierung vor © VCI/Angelika Becker

Hintergrund

Die Erneuerbare-Energien-Umlage steigt im nächsten Jahr auf 6,24 Cent pro Kilowattstunde. Damit muss ein nicht entlastetes Unternehmen rund 10 Euro mehr pro Megawattstunde für den Strom bezahlen, was seine internationale Wettbewerbsfähigkeit noch weiter einschränkt. Bis eine grundlegende EEG-Novelle greifen wird, werden sich die Kosten durch einen weiterhin ungebremsten Ausbau von erneuerbaren Energien (EE) weiter erhöhen.

Die chemische Industrie hat nachfolgend Optionen beschrieben, die einer weiteren Kostensteigerung entgegenwirken:

1. Förderstopp für neue EE-Anlagen bis zur Novellierung des EEG

Ab sofort könnten neue EE-Anlagen keine Förderung nach EEG mehr erhalten, bis das Parlament eine Neuordnung der Förderung erneuerbarer Energien beschlossen hat. Damit findet noch der Ausbau statt, der sich wirtschaftlich am Markt rechnet und es entstehen keine weiteren Kosten, die auf die Verbraucher umgelegt werden müssen.

2. Festsetzung Maximalfördermengen

Bislang erfolgt der Ausbau unkontrolliert. Es könnten jährliche Maximal-Fördersummen oder maximal zu fördernde Ausbaumengen festgelegt werden.

Möglich ist auch eine Begrenzung der Förderung auf die Gebiete, in denen ausreichende Netzkapazitäten verfügbar sind.

Das Ziel, in Nord- und Ostsee bis 2020 Windkraft-Anlagen mit einer Kapazität von 10 Gigawatt auszubauen, ist ökonomisch zu kritisieren und ökologisch zumindest fragwürdig. Offshore ist die teuerste Technologie zur Produktion großer Mengen erneuerbaren Stroms. Neben den zusätzlichen Kosten der Förderung entsteht ein hoher Aufwand beim Netzausbau. Eine Anpassung des Ziels auf einen deutlich geringeren Wert würde die künftige Kostensteigerung absenken.

3. Absenkung der Einspeisetarife für EE-Anlagen (insbesondere Wind onshore und Photovoltaik)

Reduzierung der künftigen Förderhöhen beim EEG auf ein Minimum durch eine konsequente Anpassung der Vergütung für EE-Anlagen an deren kontinuierlich sinkende Erzeugungskosten. Beispielsweise könnten Einspeisevergütungen für Windenergieanlagen an Land durch Absenkungen an windreichen Standorten vorgenommen werden. Für alle Anlagen ist eine einmalige Pauschaldegression bei der Vergütung möglich. Auch bei der Photovoltaik liegen die Erzeugungskosten heute bereits deutlich unter den noch gültigen Vergütungssätzen.

4. Änderung des Fördersystems für erneuerbare Energien: Feste Bonuszahlungen (Marktpreis plus Bonus) und Abschaffung des Einspeisevorrangs

Einführung verpflichtender Direktvermarktung mit festen, degressiv ausgestalteten Bonuszahlungen möglichst europaweit. Dadurch sinken die Kosten der Förderung und die mit dem Ausbau erneuerbarer Energien induzierten Kosten (z.B. Netzausbau). Durch die Abschaffung des Einspeisevorrangs sollen sich EE-Anlagenbetreiber verstärkt an äußeren Faktoren wie Börsenpreis und Netzengpässen und Netzausbau orientieren und Strom nur dann anbieten, wenn er nachgefragt wird und auch abgenommen werden kann. Dies verringert Netz- und weitere Systemkosten.

5. Europäisierung des Strommarktes

Durch eine Harmonisierung der EE-Förderung, des Netzausbaus und der Integration der Strommärkte in Europa können Effizienzverbesserungen und somit Kostensenkungen erreicht werden. Insbesondere durch den Ausbau von Grenzkuppelstellen kann die Liquidität des Stromhandels erhöht und somit Synergieeffekte erreicht werden. Je größer der geographische Bezugsraum, desto geringer der Bedarf an nationalen Sonderlösungen und desto höher die Liquidität und auch die Versorgungszuverlässigkeit auf dem Strommarkt.

6. Keine kurzfristige Einführung von Kapazitätsmechanismen

Mit Prämienzahlungen für bereit gehaltene Kapazitäten konventioneller Kraftwerke außerhalb des bestehenden Strommarktes würde neben dem EEG ein weiteres, stark reguliertes Fördersystem geschaffen werden. Dies führt zu höheren Kosten für Privatverbraucher und Industrie. Zur Lösung erkannter Probleme muss die Europäisierung des Strommarktes (siehe oben) angestrebt und der bestehende Großhandelsmarkt (so genannter Energy Only Markt) weiter entwickelt werden. Auch konventionelle Stromerzeugungskapazitäten müssen sich am Markt entwickeln und behaupten. Zudem sollten die Potenziale bei der Flexibilisierung der Nachfrage genutzt (Lastmanagement) und zusätzliche Speichersysteme ausgebaut werden. Die Chemie leistet dazu durch eigene Maßnahmen zur Lastflexibilisierung (Demand Site Management) erhebliche Beiträge.

7. Beteiligung der Bestandsanlagen an der Finanzierung der Energiewende

Möglich sind z.B. Besteuerungen von künftigen Erträgen erneuerbarer Stromerzeugungsanlagen, die in die Finanzierung des Ausbaus erneuerbarer Energien geht.

Eine Druckfassung dieses Dokuments ("Langfassung") finden Sie im Downloadbreich im Kopf dieser Seite.

Für Fragen und Anregungen nehmen Sie gerne Kontakt mit uns auf.

Ansprechpartner

Dr. Jörg Rothermel

E-Mail: rothermel@vci.de