Die Erneuerbaren Energien, kurz EE, werden europaweit immer bedeutsamer. Neben europäischen Vorgaben erzwingt das Energiekonzept eine Reduzierung des CO2-Ausstoßes, um die Umwelt zu schonen bzw. den Temperaturanstieg zu verringern. Zudem werden Atomkraftwerke abgeschaltet und müssen ersetzt werden. Erst eine Subventionierung durch das EEG und das EEWärmeG machen Investitionen in diese Technologien möglich. Die Stromeinspeisung, vor allem durch fluktuierende Energieträger, übersteigt derweilen den Bedarf. Neben den Problemen auf dem Strommarkt liegt keine ausreichende Netzkapazität vor. Die Frage Wohin mit den Strommengen bei geringer Nachfrage? wird zunehmend gestellt. Die Strompreise sind an Tagen mit hoher EE-Einspeisung gering, sodass es sich für konventionelle Kraftwerke nicht lohnt, Strom zu produzieren. Selbst negative Preise sind an manchen Tagen möglich. Doch wer profitiert von diesen niedrigen Preisen? Bei der EEG-Novelle 2012 lag der Fokus auf dem Selbstverbrauch der PV-Anlagen. Durch die Höhe der Strompreise und die Degression der Förderung ist Selbstverbrauch die wirtschaftlich lukrativste Variante. Nun werden neue Wege der Preisfindung von EE in Form von Ausschreibungen eingeführt. Vor allem die finanziellen Probleme veranlassen die Gesetzgebung mit der Novelle 2014 zusätzlich eine marktnähere Lösung zu finden. So wird die Direktvermarktung in den Fokus gestellt, damit nahezu alle Anlagenbetreiber den erzeugten Strom am Markt verkaufen. Dem Anlagenbetreiber von steuerbaren Anlagen soll eine Stromproduktion auf Grund von gegebener Nachfrage ermöglicht werden, ohne sich preislich schlechter zu stellen, als mit der gesetzlichen Vergütung. Deshalb hat die Marktprämie weiterhin Bestand hat. Welche weiteren Änderungen gibt es im Rahmen der EEG-Novelle 2014? Wie kann erreicht werden, dass der Strom bedarfsgerecht erzeugt und ohne Netzengpässe eingespeist wird? Kann dies alleine durch das novellierte EEG 2014 erreicht werden? Diese Fragen werden in der nachstehenden Untersuchung herausgestellt. Ziel ist es die EEG-Novelle 2014 aus wirtschaftstheoretischer Sicht darzustellen. Der Schwerpunkt dabei liegt auf der verpflichtenden Direktvermarktung.

Textprobe: Kapitel 3.3 Netzausbau: Der Netzausbau ist ein sehr wichtiges Thema im Rahmen der EEG-Förderung. Netzbetreiber sind nach § 8 EEG verpflichtet, EE an ihr Netz anzuschließen bzw. dieses entsprechend auszubauen, sofern die vorhandenen Kapazitäten nicht ausreichen. Es gilt der gesamtwirtschaftlich günstigste Anschlusspunkt als Netzverknüpfungspunkt. Die Netzausbaukosten werden nicht von den anzuschließenden Anlagenbetreibern getragen, sondern dern über die Netzentgelte von der Allgemeinheit. Daher besteht kein Anreiz für die Anlagenbetreiber den Standort der EE zu optimieren, um dort Strom zu erzeugen, wo Stromknappheit herrscht. Eine gesamtwirtschaftlich ineffiziente Standortwahl erfolgt und ein übermäßiger Netzausbau entsteht . Im Extremfall kommt es dazu, dass im Norden Anlagen von Netz gehen müssen, um einen Zusammenbruch des Netzes zu vermeiden, während im Süden zusätzliche Kapazitäten benötigt werden, um die Nachfrage zu decken. Auch im Rahmen des Ausschreibungsmodells kann es zu Problemen beim Netzausbau kommen, denn Anlagen werden nur an besonders geeigneten Standorten errichtet, an denen die Rahmenbedingungen stimmen. Windenergieanlagen werden im Norden errichtet, während im Süden Deutschlands kaum Neuanlagen gebaut werden, obwohl gerade dort Bedarf besteht. Um den Netzausbau bzw. der Ausbau von Speicherkapazitäten gering zu halten, sind dezentrale Anlagen bedarfsgerecht zu errichten. Für einen kosteneffizienten Ausbau ist der Netzausbau integrativ mit der Förderstruktur zu verbinden. Durch die verbindlichen Ausbaukorridore soll die Planung des Netzausbaus erleichtert werden. Über ein mehrstufiges Verfahren wird der Netzausbaubedarf ermittelt. In einem jährlichen Entwurf der ÜNB wird der Netzentwicklungsplan erstellt, in dem Maßnahmen zur Optimierung, Verstärkung und Ausbau der Netze, die in den nächsten zehn Jahren für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb benötigt werden, enthalten sind. Die notwendigen Vorhaben werden durch die BNetzA bestätigt. Dies trägt zur Versorgungssicherheit bei. Versorgungssicherheit bedeutet, neben der Netzstabilität, also der sicheren Verfügbarkeit von elektrischer Energie an 365 Tagen im Jahr rund um die Uhr, auch eine sichere Versorgung mit Primärenergieträgern. Durch die Dezentralisierung und die hohe Fluktuation der EE ist die Netzstabilität zunehmend schwieriger. Daher steigen die Kosten für die Investition in Netze. Besonders bei den fluktuierenden Energieträgern kann die tatsächlich eingespeiste Leistung schwanken. Im Jahr 2013 waren 34 GW Windkraft installiert. Diese Anlagen erzeugten 53,4 TWh Energie, was 8,5% der Bruttostromerzeugung entspricht. Hinzu kommt an sonnenreichen Tagen eine PV-Einspeisung von etwa 24 GW. Werden nur alleine diese beiden Energieträger mit der nachgefragten Last, die eine Bandbreite von 40 bis 80 GW aufweist, verglichen, wird das Ausmaß dieser Anlagen auf das System deutlich. Zudem gibt es bei der Windkraft keine gesicherte Mindestleistung, sodass konventionelle Kraftwerke mit gesicherten und regelfähigen Leistungen vorgehalten werden müssen. Ebenso ist zu überwachen, wie die Einspeisung in Zukunft beherrschbar bleiben kann, vor allem im Hinblick auf das Einspeisemanagement. Eine Trennung von Markt und Netz ist daher nicht sinnvoll. Beide sind gegenseitig zu betrachten, auch wenn Angebot und Nachfrage auf dem Markt zusammen gebracht werden, funktioniert dies nur, wenn ausreichend stabile Netze für den physikalischen Transport der Strommengen vorhanden sind. Die Energiewende findet vor allem in den Verteilnetzen statt. Um diese These zu stützen folgen nun einige Kennzahlen. Bei den VNB sind 99,9% der rund 45 Mio. Zählpunkte angeschlossen. Die Stromleitungen haben eine Länge von 1,8 Mio. km, dies entspricht einem Anteil von 98%. In 2012 waren 98% der 75,3 GW Leistung aus EE-Anlagen an das Verteilnetz angeschlossen und 95% des eingespeisten Stroms wurden durch die VNB aufgenommen. Demnach zahlen die VNB 99% der gesetzlichen Vergütung inklusive der Prämien aus. Die VNB übernahmen 80% der Netzinvestitionen für die Erweiterung, den Ausbau, den Neubau, den Erhalt und die Erneuerung. Insgesamt wurden 3,8 Mrd. Euro in den Netzausbau investiert. Doch auch die Übertragungsnetze sind auszubauen. Bisher waren konventionelle Kraftwerke in der Regel in Lastzentren, also in West- und Süddeutschland, zu finden. Der Ausbau der EE findet jedoch in Nord- und Ostdeutschland statt, sodass die dort erzeugten Kapazitäten über Hochspannungsnetze in die Lastzentren transportiert werden müssen. Werden die Netzentgelte als Kostenkomponente des EE-Ausbaus betrachtet, wird deutlich, wie diese durch den notwendigen Ausbau gestiegen sind, wenn von den Kosten der Absatz- und Altersstruktur der Netze sowie der Größe des zu versorgenden Gebietes abgesehen wird. Vor allem in den Regionen, in denen die Netze stark ausgebaut werden müssen, wie im Norden und Osten, sind die Netzentgelte überproportional gestiegen und werden weiterhin steigen. In ländlichen Gebieten mit einer hohen Einspeisung liegen die Netzentgelte 15% über dem Bundesdurchschnitt. Bis zum Jahr 2025 werden diese um bis zu 40% in der Niederspannungsebene und bis zu 50% in der Mittelspannungsebene ansteigen, was einer Preiserhöhung von bis zu 3,5 Cent/kWh entspricht. Daher belastet nicht nur die EEG-Umlage den Letztverbraucher, sondern zusätzlich die Netzentgelte. In dem Zuge verwundert es nicht, dass immer mehr von Energiearmut in Deutschland durch den Ausbau der EE gesprochen wird. Doch der Netzausbau ist notwendig, solange das EEG in seiner derzeitigen Form besteht. Kapitel 3.4 Einführung des Anlagenregisters: Bisher waren nur PV-Anlagenbetreiber verpflichtet die Anlage gegenüber der Bundesnetzagentur zu melden. Dies war im bisherigen EEG Grundvoraussetzung zur Inanspruchnahme der gesetzlichen Förderung. Nun müssen Anlagenbetreiber alle Energieträger Daten, wie Standort, Energieträger, Leistung und Förderung dem Anlagenregister melden. Die gesetzlichen Rahmenbedingungen zum Anlagenregister sind in § 6 EEG geregelt. Das Anlagenregister dient der Förderung der Integration des EE-Stroms. Die Daten der fluktuierenden Energieträger dienen der Netzführung und der Wahrung der Systemstabilität. Der Ausbaupfad kann mit dem tatsächlichen Ausbau abgeglichen werden. Dies schafft mehr Transparenz im Ausbau der EE. Der Ausbaukorridor kann besser umgesetzt und gesteuert werden, indem die benötigten Informationen bereitgestellt und die Systemintegration erleichtert wird. Das Register ist öffentlich zugänglich. Dadurch soll die Akzeptanz der Energiewende innerhalb der Bevölkerung ausgebaut werden. Die Übermittlung der Daten übernimmt der Anlagenbetreiber. Dieser teilt neben seinen persönlichen Daten, den Standort der Anlage, den Energieträger, die installierte Leistung und den finanziellen Förderanspruch mit. Aus den Standortdaten können die Netzbetreiber Informationen zur Sicherung des Netzbetriebes und der Netzplanung zum Zweck der Systemintegration entnehmen. Ebenso wird die Prognosegenauigkeit der Vermarktung erhöht, beispielsweise an sehr windreichen Standorten. Durch die zeitnahe Erfassung der Daten kann die Leistung zur Berechnung der Absenkung der Fördersätze sowie der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie erfolgen. Die Zentralisierung und Standardisierung der Daten erhöht die effiziente Datenbereitstellung für die ÜNB. Dies führt dazu, dass die Genauigkeit Genauigkeit der Einspeiseprognosen zur Vermarktung der Mengen verbessert werden kann, was letztendlich der Allgemeinheit zu Gute kommt. Die gesamte Berichtspflicht erfolgt an einheitlicher Stelle. Kapitel 3.5 Technische Anforderungen für Anlagenbetreiber: Die Regelung zum Einspeisemanagement nach § 9 EEG ist an die Diskussion der technischen Einrichtung mehrerer Anlagen angepasst worden. Der Anlagenbetreiber erfüllt seine Pflicht, wenn mehrere Anlagen Strom aus gleichartiger EE erzeugen und am selben Netzverknüpfungspunkt angeschlossen sind, über eine gemeinsame technische Einrichtung zur Reduzierung der Ist-Einspeisung verfügen, sofern die gesamte Ist-Einspeisung ferngesteuert abgerufen werden kann. Der Anlagenbetreiber erfüllt seine Pflicht, wenn er vom Netzbetreiber die benötigten Informationen schriftlich anfragt. Bei Verstößen gegen die technischen Vorgaben nach § 24 Abs. 2 Nr. 1 EEG, reduziert sich die Förderung, nicht wie bisher auf null, sondern auf den Marktwert. Das Abschalten von EE-Anlagen ist erforderlich, um Netzengpässe zu vermeiden. Im Kalenderjahr 2012 belief sich der Umfang der Ausfallarbeit auf 385 GWh. Anlagenbetreiber, deren Anlage geregelt worden ist, haben nach § 15 EEG einen Anspruch auf Entschädigungszahlung für die entgangenen Erlöse. In 2012 sind 33,1 Mio. Euro an die Anlagenbetreiber ausgezahlt worden. Die Höhe der Zahlen zeigt, wie wichtig es ist Anlagen bedarfsgerecht zu errichten, zu betreiben und den Netzausbau voranzutreiben.

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