Daten und Tools

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Financial accounting graphs and charts analysis

Zusammenfassung

EEG-Rechner und Agorameter sind die Flaggschiffe, daneben gibt es zahlreiche kleinere Anwendungen und Datenbestände.

Um fundiert Entscheidungen über die künftige Entwicklung des Stromsystems zu fördern, hat Agora Energiewende es sich zur Aufgabe gemacht, möglichst belastbare Daten sowie energiewirtschaftliche Modelle zu entwickeln und soweit aus rechtlichen Gründen möglich, auch zur Verfügung zu stellen. Hierzu zählen solitäre Produkte wie das Agorameter und der EEG-Rechner, auch Excel-Tools und Datenbanken, die im Rahmen von Studien erstellt werden. Quellen, Daten und Berechnungsmethoden werden dabei weitmöglich transparent dargestellt.

So produzieren zum Beispiel mehr als 1,5 Millionen kleine und große Anlagen in Deutschland Strom und speisen diesen ins Netz ein. Gleichzeitig entnehmen Millionen von Stromverbraucher wieder Energie. Dieses komplexe System lässt sich nur überblicken und verstehen, wenn Daten in hochaggregierter Form zur Verfügung stehen.

Die Ziele der Energiewende wiederum werden bemessen am Anteil des Stromverbrauchs, der aus Erneuerbaren Energien gedeckt wird. Der Verlauf und Erfolg der Energiewende ist damit abgängig davon, inwieweit sich das Stromsystem den Zielen annähert – eine Frage also, die ebenfalls eng mit der Verfügbarkeit von Daten verknüpft ist.

Gleiches gilt für die Kosten der Energiewende, die unter anderem von den verwendeten Erzeugungstechnologien und den Ausbaupfaden abhängen. Im EEG-Rechner kann jedermann sie nachrechnen und dazu sehr leicht seine eigenen Szenarien entwickeln.

Zusätzlich machen wir bei vielen unserer Studien die dafür entwickelten Modelle und zugrunde liegenden Daten öffentlich – etwa zu den Kosten von Erzeugungstechnologien.

Kernergebnisse

  1. Die Anfangsinvestitionen des EEG tragen ab 2023 ihre Früchte: Von da an sinkt die EEG-Umlage trotz steigender Anteile Erneuerbarer Energien.

    Der wesentliche Grund ist, dass ab 2023 nach und nach die Erneuerbaren-Anlagen mit hohen Vergütungsansprüchen aus den Anfangsjahren des EEG aus der EEG-Vergütung fallen, und neue Erneuerbare Energien-Anlagen deutlich günstiger Strom produzieren.

  2. Bei einem weiterhin ehrgeizigen Erneuerbaren-Ausbau steigen die Stromkosten für die Verbraucher bis 2023 noch um 1-2 ct/kWh an, sinken dann aber kontinuierlich um 2-4 ct/kWh bis 2035.

    Die Summe aus EEG-Umlage und Börsenstrompreis wird inflationsbereinigt von heute etwa 10 Cent pro Kilowattstunde auf 11 bis 12 Cent im Jahr 2023 steigen und dann bis 2035 wieder auf 8 bis 10 Cent absinken.

  3. Im Jahr 2035 wird der Strom nicht mehr kosten als heute – aber zu 60 Prozent aus Erneuerbaren Energien stammen.

    In den kommenden 20 Jahren sollen die Erneuerbaren Energien ihren Anteil am Stromverbrauch laut den gesetzlich festgelegten Zielen von heute 28 Prozent auf 55 bis 60 Prozent steigern. Die Stromkosten sind dabei 2035 auf einem ähnlichen Niveau wie heute.

  4. Zentrale Treiber für die künftige EEG-Umlage sind der Börsenstrompreis, der Stromverbrauch und die Ausnahmeregelungen für Industrie und Eigenverbraucher.

    Da Erneuerbare-Energien-Anlagen kostengünstige Erzeugungsoptionen geworden sind, sind inzwischen nicht mehr die Kosten und Mengen der Erneuerbaren, sondern andere Strommarktfaktoren wesentlich für die Höhe der EEG-Umlage.

  1. Initial EEG investments will begin to pay out in 2023: From then on, the EEG surcharge will fall despite increasing shares of renewable energy.

    The main reason is that starting in 2023, EEG funding for renewable plants from the early years with high feed-in tariffs starts to expire, and new renewable energy plants produce electricity at a considerably lower cost.

  2. If the expansion of renewables continues at its ambitious pace, electricity costs will rice by 1-2 ct/kWh until 2023, but then fall by 2-4 ct/kWh by 2035.

    The sum of the EEG surcharge and wholesale electricity price, after being adjusted for inflation, will climb from around 10 cent per kWh today to 11 to 12 cents in 2023 and then sink to 8 to 10 cents by 2035.

  3. In 2035, electricity will cost the same as today, but 60 per cent will stem from renewable sources.

    According to the current law, the share of renewables in electricity use is to rise from today’s 28 per cent to 55-60 per cent in 2035. Yet, the electricity cost in 2035 will be on the same level as today.

  4. Main factors driving the EEG surcharge in the future will be the wholesale power price, the level of power demand, exemptions for industry and the amount of self-consumption.

    Since renewable energy plants have now become affordable alternatives for energy production, these drivers – not the costs and volumes of renewables – are essential for the EEG surcharge level.

Aus Studie Projected EEG Costs up to 2035
  1. Erneuerbare Energien sind auf Rekordkurs.

    Im Jahr 2015 hat die Stromproduktion aus Windenergie um 50 Prozent zugelegt, Erneuerbare Energien erzeugten 2015 mehr Strom als jemals ein anderer Energieträger in Deutschland. Sie decken inzwischen fast ein Drittel (32,5 Prozent) des inländischen Stromverbrauchs und dominieren das Stromsystem.

  2. Der Kohlestromexport erreicht ein Allzeithoch.

    Trotz der stark gestiegenen Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien blieb die Stromproduktion aus Stein- und Braunkohle weitgehend konstant. Sie ging aber zunehmend in den Export, dieser erreichte mit physikalischen Stromflüssen von per Saldo 50 Terawattstunden ein Allzeithoch. Gemessen an den Handelsflüssen werden saldiert sogar mehr als 60 Terawattstunden netto exportiert, das sind 50 Prozent mehr als im Vorjahr oder etwa zehn Prozent der Stromproduktion.

  3. Die Dekarbonisierung des Energiesystems stagniert.

    Die CO?-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks lagen 2015 aufgrund der konstanten Kohleverstromung in etwa auf Vorjahresniveau, die gesamten energiebedingten Treibhausgasemissionen stiegen witterungsbedingt leicht an. Ohne eine konsistente Dekarbonisierungsstrategie für Strom, Wärme und Verkehr wird Deutschland seine Klimaschutzziele nicht erreichen können.

  4. Die Börsenstrompreise sind weiter in freiem Fall.

    Deutschland hatte 2015 mit 31,60 Euro pro Megawattstunde nach Skandinavien die zweitniedrigsten Börsenstrompreise in Europa, am Terminmarkt wird Strom für die nächsten Jahre schon für unter 30 Euro gehandelt. Die Haushaltsstrompreise dürften 2016 wegen gestiegener Abgaben und Umlagen dennoch leicht steigen und das Niveau von 2014 wieder erreichen.

  1. Erneuerbare Energien liegen erstmals an Platz 1 der deutschen Stromerzeugung.

    Erneuerbare Energien legten 2014 nochmals leicht zu und decken inzwischen 27,3 Prozent des inländischen Stromverbrauchs. Sie haben dauerhaft die Braunkohle von Platz 1 im Strommix verdrängt.

  2. Der Stromverbrauch ist 2014 mit etwa 4% Rückgang drastisch gesunken – während gleichzeitig die Wirtschaft um etwa 1,4% wuchs.

    Damit setzt sich der seit 2007 beobachtete fallende Verbrauchstrend weiter fort, bei gleichzeitig wachsendem Bruttoinlandsprodukt. Die Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Stromverbrauch scheint in den letzten Jahren insofern zu gelingen.

  3. Steinkohle und Erdgas sind die Verlierer im Strommix.

    Nachdem bereits die Gaskraftwerke auf das Niveau der KWK-Stromerzeugung reduziert wurden, werden als nächstes nun im Zuge der Energiewende alte Steinkohlekraftwerke verdrängt. Braunkohlekraftwerke produzieren hingegen weiterhin auf hohem Niveau.

  4. Die Treibhausgasemissionen sind 2014 deutlich gesunken.

    Sie haben aktuell das zweitniedrigste Niveau seit 1990 erreicht. Ursachen hierfür waren der milde Winter Anfang 2014 sowie die deutlich gesunkene Kohleverstromung.

  1. Erneuerbare Energien liegen 2014 erstmals auf Platz eins der deutschen Stromerzeugung.

    Erneuerbare Energien legten 2014 nochmals leicht zu und decken inzwischen 27,3 Prozent des inländischen Stromverbrauchs. Sie haben dauerhaft die Braunkohle von Platz eins im Strommix verdrängt.

  2. Der Stromverbrauch ist 2014 mit 2,5 Prozent Rückgang gesunken – während gleichzeitig die Wirtschaft um etwa 1,6 Prozent wuchs.

    Damit setzt sich der seit 2007 beobachtete fallende Verbrauchstrend weiter fort, bei gleichzeitig wachsendem Bruttoinlandsprodukt. Die Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Stromverbrauch scheint in den letzten Jahren insofern zu gelingen.
     

  3. Steinkohle und Erdgas sind die Verlierer im Strommix.

    Nachdem bereits die Gaskraftwerke auf das Niveau der KWK-Stromerzeugung reduziert wurden, werden als Nächstes nun im Zuge der Energiewende alte Steinkohlekraftwerke verdrängt. Braunkohlekraftwerke produzieren hingegen weiterhin auf hohem Niveau.

  4. Die Treibhausgasemissionen sind 2014 deutlich gesunken.

    Sie haben aktuell das zweitniedrigste Niveau seit 1990 erreicht. Ursachen hierfür waren der milde Winter Anfang 2014 sowie die deutlich gesunkene Kohleverstromung.

  1. Wholesale spot power prices are on the decline in many parts of Europe, and are lowest in Germany and Central Eastern Europe (especially in Poland and the Czech Republic). Meanwhile, prices have been rising in the US.

    Since 2011, spot prices have been decreasing in Europe, except for in the UK, Belgium and the Netherlands. While spot prices in Germany were higher than in the US during 2010-2012, in 2013 they fell below the New York ISO prices, and converged with those of other US regions. In many other European markets, the gap with US prices remains significant.

  2. Wholesale market prices can serve as a starting point for comparing the energy costs of European industries, especially energy-intensive industries. Nevertheless, this approach has inherent limitations:

    (1) Wholesale prices don’t necessarilyaccurately reflect the “energy component” of prices paid by end users, due to differences in purchasing strategies, longtermcontracts and potential price regulation; (2) Several additional components must be taken into account as well (gridtariffs, renewable levies and other taxes), from which industrial actors may receive partial or full exemptions.

  3. While numerous European companies have complained of market distortion due to regulatory favouritism for Germany’s energy-intensive industries,...

    ...caution must be exercised when attempting to directly compare industrial end-use pricesbetween countries and sectors. Against the backdrop of decreasing wholesale prices and increasing exemptionsfor energy-intensive consumers in Germany, several EU member states have argued that domestic regulations inGermany create market distortions that unduly favour German firms. Because firms in different regions and sectorsvary considerably in the extent to which they pay wholesale market prices and/or receive tax exemptions and levyreductions, comparing prices between sectors and countries is a difficult task. The heterogeneity of the situation is notfully and transparently captured by European statistics.

  1. Solar photovoltaics is already today a low-cost renewable energy technology.

    Cost of power from large scale photovoltaic installations in Germany fell from over 40 ct/kWh in 2005 to 9ct/kWh in 2014. Even lower prices have been reported in sunnier regions of the world, since a major share of cost components is traded on global markets.

  2. Solar power will soon be the cheapest form of electricity in many regions of the world.

    Even in conservative scenarios and assuming no major technological breakthroughs, an end to cost reduction is not in sight. Depending on annual sunshine, power cost of 4-6 ct/kWh are expected by 2025, reaching 2-4 ct/kWh by 2050 (conservative estimate).

  3. Financial and regulatory environments will be key to reducing cost in the future.

    Cost of hardware sourced from global markets will decrease irrespective of local conditions. However, inadequate regulatory regimes may increase cost of power by up to 50 percent through higher cost of finance. This may even overcompensate the effect of better local solar resources.

  4. Most scenarios fundamentally underestimate the role of solar power in future energy systems.

    Based on outdated cost estimates, most scenarios modeling future domestic, regional or global power systems foresee only a small contribution of solar power. The results of our analysis indicate that a fundamental review of cost-optimal power system pathways is necessary.

  1. Neue Wind- und Solarkraftwerke können Strom zu bis zu 50 Prozent niedrigeren Erzeugungskosten liefern als neue Kernkraftwerke oder Kohlekraftwerke mit Kohlendioxidabscheidung und -speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS).

    Dies ergibt sich aus einem konservativen Vergleich der aktuellen Einspeisevergütungen in Deutschland mit dem vereinbarten Abnahmepreis für ein neues Kernkraftwerk in Großbritannien (Hinkley Point C) und den aktuellen Kostenschätzungen für CCS; künftige Kostensenkungen werden bei allen vier dieser Technologien außer Acht gelassen.

  2. Ein zuverlässiges Stromversorgungssystem auf der Basis von Wind- und Sonnenenergie sowie Gas als Reserve kostet 20 Prozent weniger als ein System mit neuen Kernkraftwerken in Kombination mit Gas.

    Für einen aussagekräftigen Vergleich der Kosten verschiedener Technologien wurde auch der Bedarf an Reservekapazitäten und Spitzenlastkraftwerken mit einbezogen. Dabei zeigt sich, dass bei einem System auf der Basis von Windkraft und Photovoltaik zusätzliche Kosten für Gaskraftwerke als Reserve an. Diese sind jedoch gering im Vergleich zu den höheren Stromerzeugungskosten bei Kernkraft.

  1. Neue Wind- und Solarkraftwerke können Strom zu bis zu 50 Prozent niedrigeren Erzeugungskosten liefern als neue Kernkraftwerke oder Kohlekraftwerke mit Kohlendioxidabscheidung und -speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS).

    Dies ergibt sich aus einem konservativen Vergleich der aktuellen Einspeisevergütungen in Deutschland mit dem vereinbarten Abnahmepreis für ein neues Kernkraftwerk in Großbritannien (Hinkley Point C) und den aktuellen Kostenschätzungen für CCS; künftige Kostensenkungen werden bei allen vier dieser Technologien außer Acht gelassen.

  2. Ein zuverlässiges Stromversorgungssystem auf der Basis von Wind- und Sonnenenergie sowie Gas als Reserve kostet 20 Prozent weniger als ein System mit neuen Kernkraftwerken in Kombination mit Gas.

    Für einen aussagekräftigen Vergleich der Kosten verschiedener Technologien wurde auch der Bedarf an Reservekapazitäten und Spitzenlastkraftwerken mit einbezogen. Dabei zeigt sich, dass bei einem System auf der Basis von Windkraft und Photovoltaik zusätzliche Kosten für Gaskraftwerke als Reserve an. Diese sind jedoch gering im Vergleich zu den höheren Stromerzeugungskosten bei Kernkraft.

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