Electricity Production

Electricity Production
Electricity Production

Summary

It’s all a bit more complicated than simply replacing nuclear and fossil fuels with renewable energy sources. Rather, the further expansion of renewable energies means a complete transformation of the entire system. The existing legislative framework and the role of the conventional power plants will change; in this new system they will have to adapt to the renewable energy sector, not vice versa.

Our economy and society are fundamentally dependent on energy – and electricity is the crème-de-la-crème of our current energy sources. Without electricity, the likes of communication technologies, many household appliances, lighting, most engines, and even most industrial production would be unthinkable. Even in the heat and transportation sectors, it may in the future make sense to replace oil and gas with renewable electricity. Electricity thus plays a critical role in the ongoing restructuring of Germany’s energy supply.

In order to hit Energiewende and climate-protection targets, a shift of power generation to renewable energy sources is elementary. In the meantime however, over a transition period, renewables (above all wind and solar) as well as existing conventional power (coal, gas, oil, and nuclear power until 2022) are going coexist. Renewable energies currently take precedence over conventional power in Germany’s power supply; this is not only stipulated in German law, it is because with their low operating costs, they undercut fossil fuels on the marketplace. 

That’s why conventional power plants are taking on a new role in Germany: They’re being used during the transition as back-up capacity. They jump in for renewables when the sun isn’t shining and the wind isn’t blowing and they balance the fluctuating residual load.

In Germany’s previous power system, conventional power plants did more than just fed electricity into the grid for purposes of end-user consumption. Indeed, conventional power plants also provided ancillary services for maintaining the power grid. For example, they supplied reactive (or idle) power, balancing energy, and so-called spinning reserves.

Renewable energy can also contribute to these ancillary tasks. In fact, today this is already the case, in part, through various schemes such as grid connection procedures, and special ordinance for wind power plants. In the future, renewable energy will shoulder the brunt of the power production in Germany, and thus also the aforementioned system services, either through renewable energy production itself or by other means, such as condensers. Also, the requirements for the production of electricity from renewable energy sources will have to change. The existing remuneration scheme for renewable energy, the Renewable Energy Sources Act (EEG) sets incentives in order to maximize the yield of clean energy generation. Following the successful and rapid expansion of renewable energies since 2000, the framework should now be further developed so that the costs of the whole energy system are minimized. This also means that compensatory measures (such as back-up power plants, load management, and storage) remain affordable.

Core results

  1. Total electricity generation increased by five per cent in 2016, or by about 300 TWh.

    At 65 per cent, coal provides the largest share of total generated electricity. Renewables account for 25 per cent. Consumption increased by 283 TWh, comparable to the entire consumption of Spain.

  2. However, there is a clear trend towards renewable energy.

    Since 2010, the share of renewables in the power mix has increased by 8 percentage points, while coal has decreased by 11 percentage points.

  3. Curtailment of renewable energy is high, averaging 17 per cent.

    Some provinces, like Gansu and Xinjiang, plan to slow down wind capacity expansion in the coming years. Furthermore, the government is encouraging expansion of the transmission grid.

  4. Use of conventional power plants is decreasing.

    Full load hours for coal plants decreased from more than 5,000 hours in 2013 to 4,165 hours in 2016, and energy-related emissions have stagnated at 2013 levels. However, the government is reviewing its plans for new coal plants, and another 200 GW of coal-fired power plants are under construction and are expected to go online by 2020.

  1. Existing thermal power plants can provide much more flexibility than often assumed, as experience in Germany and Denmark shows.

    Coal-fired power plants are in most cases less flexible compared to gas-fired generation units. But as Germany and Denmark demonstrate, aging hard coal fired power plants (and even some lignite-fired power plants) are already today providing large operational flexibility. They are adjusting their output on a 15-minute basis (intraday market) and even on a 5-minute basis (balancing market) to variation in renewable generation and demand.

  2. Numerous technical possibilities exist to increase the flexibility of existing coal power plants. Improving the technical flexibility usually does not impair the efficiency of a plant, but it puts more strain on components, reducing their lifetime.

    Targeted retrofit measures have been implemented in practice on existing power plants, leading to higher ramp rates, lower minimum loads and shorter start-up times. Operating a plant flexibly increases operation and maintenance costs — however, these increases are small compared to the fuel savings associated with higher shares of renewable generation in the system.

  3. Flexible coal is not clean, but making existing coal plants more flexible enables the integration of more wind and solar power in the system. However, when gas is competing with coal, carbon pricing remains necessary to achieve a net reduction in CO2.

    In some power systems, especially when gas is competing against coal, the flexible operation of coal power plants can lead to increased CO2 emissions. In those systems, an effective climate policy (e.g. carbon pricing) remains a key precondition for achieving a net reduction in CO2 emissions.

  4. In order to fully tap the flexibility potential of coal and gas power plants, it is crucial to adapt power markets.

    Proper price signals give incentives for the flexible operation of thermal power plants. Thus, the introduction of short-term electricity markets and the adjustment of balancing power arrangements are important measures for remunerating flexibility.

  1. Dem Umbau der Braunkohlenwirtschaft kommt bei der Energiewende eine Schlüsselrolle zu.

    Denn Braunkohle ist der klimaschädlichste Energieträger, 46 Prozent der CO₂-Emissionen des Stromsektors gehen auf die Braunkohle zurück – das ist mehr als der CO₂-Ausstoß des gesamten Straßenverkehrs. Die Klimaschutzziele Deutschlands lassen sich ohne eine deutliche Reduktion der Braunkohlenutzung nicht erreichen.

  2. Die Braunkohlenindustrie war in der Vergangenheit ein bedeutender Wirtschaftsfaktor, hat heute aber nur noch regionalwirtschaftliche Relevanz.

    Während die Braunkohlenindustrie im 20. Jahrhundert für die Energieversorgung in West- und Ostdeutschland zentral war, spielt sie für die deutsche Volkswirtschaft heute eine untergeordnete Rolle. Für die drei Förderreviere im Rheinland, in Mitteldeutschland und in der Lausitz ist sie jedoch von hoher regionalwirtschaftlicher Bedeutung, die über die Zahl der insgesamt rund 19.000 aktiv Beschäftigten hinausgeht.

  3. Braunkohlekraftwerke stehen derzeit unter starkem ökonomischen Druck.

    Aufgrund der niedrigen Börsenstrompreise können neuere Braunkohlekraftwerke zwar die Betriebskosten des Kraftwerks und der angeschlossenen Tagebaue decken, jedoch nicht mehr die Kapitalkosten der Investition. Für ältere Braunkohlekraftwerksblöcke lohnen sich größere Erhaltungs- oder Erweiterungsinvestitionen in den liefernden Tagebauen nicht mehr. Sobald bei diesen Tagebauen fixe Betriebskosten in größerem Umfang reduziert werden können, ist eine Stilllegung wirtschaftlicher als der Weiterbetrieb.

  4. Der Braunkohlenbergbau ist durch ein hohes Maß an langfristig angelegter Regulierung und Planungsprozesse gekennzeichnet.

    Ökologische und energiewirtschaftliche Anpassungen müssen deshalb frühzeitig und über einen Prozess vorausschauender Strukturveränderungen gestaltet werden.

  1. Die Eigenstromversorgung durch Solar-Speicher-Systeme in Ein- und Zweifamilienhäusern, Landwirtschaft und Lebensmittelhandel bleibt überschaubar. Sie wird bis 2035 insgesamt maximal gut 44 Terawattstunden pro Jahr erreichen.

    Darin enthalten ist ein erheblicher Anteil an Strom für zusätzliche Wärmeanwendungen, sodass die Eigenversorgung jährlich maximal 24 Terawattstunden des heutigen Strombezugs aus dem Netz ersetzt. Das entspricht rund fünf Prozent des heutigenNettostromverbrauchs. Würde dies kurzfristig realisiert, würde dies die EEG-Umlage um etwa 0,5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen.

  2. Das wirtschaftliche Potenzial der Solarversorgung durch Mieterstrommodelle im Wohnbereich und im Gewerbebereich ist derzeit nicht sicher abschätzbar.

    Bislang ist dieser Bereich nur ein kleiner Nischenmarkt, auch wegen der oft komplizierten Eigentümer-Nutzer-Konstellation. Dieser Markt wird wesentlich durch die politische Gestaltung der Rahmenbedingungen, insbesondere bei den Abgaben und Umlagen bestimmt.

  3. Die Politik sollte zügig einen stabilen Rechtsrahmen für Eigenversorgung und Mieterstrommodelle schaffen, der auch die damit verbundenen Umverteilungseffekte angemessen adressiert.

    In den vergangenen Jahren wurde die Eigenstromversorgung politisch sowohl gefördert als auch behindert – teilweise sogar gleichzeitig. Damit dauerhafte Geschäftsmodelle ermöglicht werden, die weder zulasten der anderen Stromverbraucher gehen noch in Zukunft rückwirkend entwertet werden, ist ein langfristig stabiler Ordnungsrahmen erforderlich.

  1. Dezentralität entwickelt sich dauerhaft zu einem neuen Strukturmerkmal der Stromwirtschaft.

    Denn zentrale Technologien der Energiewende (Windkraft, Solarenergie, Stromspeicher, Elektromobilität, Wärmepumpen) bringen eine wesentlich verteiltere Struktur mit sich, die nicht mit immer mehr Netzausbau beantwortet werden kann. Zudem gibt es sowohl ökonomische als auch starke politische und soziale Treiber in Richtung Eigenversorgung und regionale Lösungen.

  2. Dezentralität ist kein Wert an sich, sondern muss sich netztopologisch, ökonomisch oder aufgrund von sozialen beziehungsweise politischen Präferenzen begründen lassen.

    Der Mehrwert dezentraler Lösungen ist oft nicht monetärer Natur (zum Beispiel größere Akzeptanz, breitere Teilhabe) und muss als solcher politisch bewertet werden. Ökonomisch liegt der Wert in der Regel in vermiedenem Netzausbau, für den bisher jedoch ein monetäres Maß fehlt, oder in dem Befriedigen einer Regionalitätspräferenz der Verbraucher, für die jedoch der Marktrahmen fehlt.

  3. Wir brauchen einen Ordnungsrahmen für Dezentralität bei Entgelten, Abgaben und Umlagen.

    Das bisherige System der dezentralitätsbedingten Ausnahmen bei Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen ist hochgradig willkürlich und chaotisch. Es sollte überführt werden in eine klare Struktur, bei der die Höhe der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen differenziert wird nach drei Ebenen: (1) Erzeugung und Verbrauch ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, (2) Erzeugung und Verbrauch innerhalb einer Stromregion sowie (3) überregionaler Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch.

From study Energiewende und Dezentralität
  1. Die Eigenstromversorgung durch Solar-Speicher-Systeme in Ein- und Zweifamilienhäusern, Landwirtschaft und Lebensmittelhandel bleibt überschaubar. Sie wird bis 2035 insgesamt maximal gut 44 Terawattstunden pro Jahr erreichen.

    Darin enthalten ist ein erheblicher Anteil an Strom für zusätzliche Wärmeanwendungen, sodass die Eigenversorgung jährlich maximal 24 Terawattstunden des heutigen Strombezugs aus dem Netz ersetzt. Das entspricht rund fünf Prozent des heutigenNettostromverbrauchs. Würde dies kurzfristig realisiert, würde dies die EEG-Umlage um etwa 0,5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen.

  2. Das wirtschaftliche Potenzial der Solarversorgung durch Mieterstrommodelle im Wohnbereich und im Gewerbebereich ist derzeit nicht sicher abschätzbar.

    Bislang ist dieser Bereich nur ein kleiner Nischenmarkt, auch wegen der oft komplizierten Eigentümer-Nutzer-Konstellation. Dieser Markt wird wesentlich durch die politische Gestaltung der Rahmenbedingungen, insbesondere bei den Abgaben und Umlagen bestimmt.

  3. Die Politik sollte zügig einen stabilen Rechtsrahmen für Eigenversorgung und Mieterstrommodelle schaffen, der auch die damit verbundenen Umverteilungseffekte angemessen adressiert.

    In den vergangenen Jahren wurde die Eigenstromversorgung politisch sowohl gefördert als auch behindert – teilweise sogar gleichzeitig. Damit dauerhafte Geschäftsmodelle ermöglicht werden, die weder zulasten der anderen Stromverbraucher gehen noch in Zukunft rückwirkend entwertet werden, ist ein langfristig stabiler Ordnungsrahmen erforderlich.

  1. Dezentralität entwickelt sich dauerhaft zu einem neuen Strukturmerkmal der Stromwirtschaft.

    Denn zentrale Technologien der Energiewende (Windkraft, Solarenergie, Stromspeicher, Elektromobilität, Wärmepumpen) bringen eine wesentlich verteiltere Struktur mit sich, die nicht mit immer mehr Netzausbau beantwortet werden kann. Zudem gibt es sowohl ökonomische als auch starke politische und soziale Treiber in Richtung Eigenversorgung und regionale Lösungen.

  2. Dezentralität ist kein Wert an sich, sondern muss sich netztopologisch, ökonomisch oder aufgrund von sozialen beziehungsweise politischen Präferenzen begründen lassen.

    Der Mehrwert dezentraler Lösungen ist oft nicht monetärer Natur (zum Beispiel größere Akzeptanz, breitere Teilhabe) und muss als solcher politisch bewertet werden. Ökonomisch liegt der Wert in der Regel in vermiedenem Netzausbau, für den bisher jedoch ein monetäres Maß fehlt, oder in dem Befriedigen einer Regionalitätspräferenz der Verbraucher, für die jedoch der Marktrahmen fehlt.

  3. Wir brauchen einen Ordnungsrahmen für Dezentralität bei Entgelten, Abgaben und Umlagen.

    Das bisherige System der dezentralitätsbedingten Ausnahmen bei Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen ist hochgradig willkürlich und chaotisch. Es sollte überführt werden in eine klare Struktur, bei der die Höhe der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen differenziert wird nach drei Ebenen: (1) Erzeugung und Verbrauch ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, (2) Erzeugung und Verbrauch innerhalb einer Stromregion sowie (3) überregionaler Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch.

From study Energiewende und Dezentralität
  1. Wind and solar PV drive power system development.

    As part of Europe’s renewable energy expansion plans, the PLEF countries will strive to draw 32 to 34 percent of their electricity from wind and solar by 2030. The weather dependency of these technologies impacts power systems, making increased system flexibility crucial.

  2. Regional European power system integration mitigates flexibility needs from increasing shares of wind and solar.

    Different weather patterns across Europe will decorrelate single power generation peaks, yielding geographical smoothing effects. Wind and solar output is generally much less volatile at an aggregated level and extremely high and low values disappear. For example, in France the maximum hourly ramp resulting from wind fluctuation in 2030 is 21 percent of installed wind capacity, while the Europe-wide maximum is only at 10 percent of installed capacity.

  3. Cross-border exchange minimises surplus renewables generation.

    When no trading options exist, hours with high domestic wind and solar generation require that generation from renewables be stored or curtailed in part. With market integration, decorrelated production peaks across countries enable exports to regions where the load is not covered. By contrast, a hypothetical national autarchy case has storage or curtailment requirements that are ten times as high.

  4. Conventional power plants need to be flexible partners of wind and solar output.

    A more flexible power system is required for the transition to a low-carbon system. Challenging situations are manifold, comprising the ability to react over shorter and longer periods. To handle these challenges, the structure of the conventional power plant park and the way power plants operate will need to change. Renewables, conventional generation, grids, the demand side and storage technologies must all become more responsive to provide flexibility.

  1. The European power system will be based on wind power, solar PV and flexibility.

    The existing climate targets for 2030 imply a renewables share of some 50 percent in the electricity mix, with wind and PV contributing some 30 percent. The reason is simple: they are by far the cheapest zero-carbon power technologies. Thus, continuous investments in these technologies are required for a cost-efficient transition; so are continuous efforts to make the power system more flexible at the supply and demand side.

  2. Making the Energy-Only Market more flexible and repairing the EU Emissions Trading Scheme are prerequisites for a successful power market design.

    A more flexible energy-only market and a stable carbon price will however not be enough to manage the required transition to a power system with high shares of wind and solar PV. Additional instruments are needed.

  3. A pragmatic market design approach consists of five elements: Energy-only market, emissions trading, smart retirement measures, stable revenues for renewables, and measures to safeguard system adequacy.

    Together, they form the Power Market Pentagon; all of them are required for a functioning market design. Their interplay ensures that despite legacy investments in high-carbon an inflexible technologies, fundamental uncertainties about market dynamics, and CO2 prices well below the social cost of carbon, the transition to a reliable, decarbonised power system occurs cost-efficiently.

  4. The Power Market Pentagon is a holistic approach to the power system transformation. When designing the different elements, policy makers need to consider repercussions with the other dimensions of the power system.

    For example, introducing capacity remunerations without actively retiring high-carbon, inflexible power plants will restrain meeting CO2 reduction targets. Or, reforming the ETS could trigger a fuel switch from coal to gas, but cannot replace the need for revenue stabilisation for renewables.

From study The Power Market Pentagon
  1. Gas replaced coal, and hence European power sector emissions fell drastically by 4.5 %.

    European coal generation fell by 94 TWh and gas generation increased by 101 TWh, resulting in 48 Mt less CO2 emitted. Half of this happened in the UK, but also Italy, Netherlands, Germany and Greece saw switching from coal to gas. However, gas generation was far from reaching a record – it is still 168 TWh below the 2010 level, showing that more coal-gas switching is possible without new infrastructure.

  2. Renewables increased only slightly from 29.2 % to 29.6 % of the electricity mix, mainly due to bad solar and wind conditions. Radical price falls give hope for future growth.

    Solar and wind conditions were generally below average in 2016, compared to well above average in 2015. However, with new capacity installed, overall generation still saw small increases. As to prices, 2016 saw record low renewables auction results with only 49,9 Euros/MWh for wind offshore and 53,8 Euros/MWh for solar, both in Denmark.

  3. Electricity consumption rises slightly by 0.5 %, with European GDP rising by 1.7 %.

    Only two countries saw falls in electricity consumption in 2016, most had modest increases. Investment going into energy efficiency is apparently sufficient to prevent electricity consumption from rising but not enough for electricity consumption to begin structurally falling.

  4. The structural oversupply of the EU-ETS has passed the landmark of 3 billion tonnes of CO2, as 2016 added another 255 million tonnes CO2.

    The reason is that ETS emissions are structurally below the cap – mocking the concept of a “cap-and-trade” system. To play a meaningful role in EU climate policy, the EU ETS needs to be fundamentally repaired.

  5. The outlook for 2017 is for further big falls in fossil generation – but whether this is coal or gas is uncertain.

    2016 gave a glimpse of the rapid falls in emissions that are possible with decreased coal production. But a coherent European policy approach to continually increasing renewables and to a just transition in the context of a coal phase-out is needed to ensure that the CO2 reductions of 2016 are continued into the future.

  1. Wind power costs are coming down, as auction results around the world show:

     in Morocco, Peru and Mexico, average winning bids ranged between 2.7 and 3.4 EUR ct/kWh in 2015/2016. This fundamental cost reduction trend is projected to continue.

  2. The larger wind turbines are, the cheaper they produce electricity.

    The size of windmills is expected to be the major driver of future cost reductions, as costs for increasing turbine size grow at lower rates than the benefits. The limits to onshore turbine growth are most likely not of a technological nature but rather a question of local political consent.

  3. In Germany, projects at excellent wind sites can be built with only slightly higher generation costs than the most cost efficient auction-winning projects throughout the world.

    The levelized cost of electricity at those sites ranges between 3 and 4.5 ct/kWh for turbines of the latest generation. Major potentials to further improve cost efficiency are reducing land and maintenance costs, which are far higher than the international average.

From study Future Cost of Onshore Wind
  1. Wind power costs are coming down, as auction results around the world show:

     in Morocco, Peru and Mexico, average winning bids ranged between 2.7 and 3.4 EUR ct/kWh in 2015/2016. This fundamental cost reduction trend is projected to continue.

  2. The larger wind turbines are, the cheaper they produce electricity.

    The size of windmills is expected to be the major driver of future cost reductions, as costs for increasing turbine size grow at lower rates than the benefits. The limits to onshore turbine growth are most likely not of a technological nature but rather a question of local political consent.

  3. In Germany, projects at excellent wind sites can be built with only slightly higher generation costs than the most cost efficient auction-winning projects throughout the world.

    The levelized cost of electricity at those sites ranges between 3 and 4.5 ct/kWh for turbines of the latest generation. Major potentials to further improve cost efficiency are reducing land and maintenance costs, which are far higher than the international average.

From study Future Cost of Onshore Wind
  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. As of 2015, renewable energies are Europe’s dominant power source, with a 29 percent share of the power mix.

    Nuclear power comes in second with 27 percent, coal (hard coal and lignite) amount to 26 percent. Among RES, wind power increased significantly by more than 50 terawatt hours to 307 terawatt hours in total. Hydropower produced much less due to less precipitation.

  2. Three key trends in European power production have emerged in 2010-2015: gas and nuclear power are losing ground, renewables are on the rise while coal is in 2015 back on 2010 levels.

    From 2010 to 2015, gas demand fell by more than a third, while renewables increased by 35.9 percent. Nuclear power production decreased slightly (-6.3 percent) and, following a slight decrease in 2014, coal (hard coal and lignite) returned to the 2010 level in 2015.

  3. CO2 emissions in the European power sector increased in 2015 by 2 percent. They could be lower by some 100 million tonnes if the decline in fossil power production since 2010 had been coal instead of gas.

    The average price of a tonne of CO2 in 2015 was 7.60 euros, which leads to coal-fired power plants having lower marginal costs than gas-fired power plants. Coal therefore outcompetes gas throughout Europe, which has resulted, for example, in the high coal power exports in 2015 from Germany to its neighbours.

  4. Outlook: Four major developments will probably characterise 2016: more RES, less coal, less consumption and lower CO2 prices.

    Additional capacity in mainly the onshore and offshore wind energy sector will increase RES production by another 50 terawatt hours. The carbon floor price in the UK, yielding a CO2 price signal of some 30 euros per tonne, will push out coal in the UK in favour of gas. Further efficiency developments and the relatively mild winter will lower power consumption. The demand for CO2 allowances will therefore decrease, leading to lower CO2 ETS prices in 2016 than in 2015.

  1. As of 2015, renewable energies are Europe’s dominant power source, with a 29 percent share of the power mix.

    Nuclear power comes in second with 27 percent, coal (hard coal and lignite) amount to 26 percent. Among RES, wind power increased significantly by more than 50 terawatt hours to 307 terawatt hours in total. Hydropower produced much less due to less precipitation.

  2. Three key trends in European power production have emerged in 2010-2015: gas and nuclear power are losing ground, renewables are on the rise while coal is in 2015 back on 2010 levels.

    From 2010 to 2015, gas demand fell by more than a third, while renewables increased by 35.9 percent. Nuclear power production decreased slightly (-6.3 percent) and, following a slight decrease in 2014, coal (hard coal and lignite) returned to the 2010 level in 2015.

  3. CO2 emissions in the European power sector increased in 2015 by 2 percent. They could be lower by some 100 million tonnes if the decline in fossil power production since 2010 had been coal instead of gas.

    The average price of a tonne of CO2 in 2015 was 7.60 euros, which leads to coal-fired power plants having lower marginal costs than gas-fired power plants. Coal therefore outcompetes gas throughout Europe, which has resulted, for example, in the high coal power exports in 2015 from Germany to its neighbours.

  4. Outlook: Four major developments will probably characterise 2016: more RES, less coal, less consumption and lower CO2 prices.

    Additional capacity in mainly the onshore and offshore wind energy sector will increase RES production by another 50 terawatt hours. The carbon floor price in the UK, yielding a CO2 price signal of some 30 euros per tonne, will push out coal in the UK in favour of gas. Further efficiency developments and the relatively mild winter will lower power consumption. The demand for CO2 allowances will therefore decrease, leading to lower CO2 ETS prices in 2016 than in 2015.

  1. Energiewendeszenarien müssen alle Sektoren und Emissionen gemäß Kyoto-Protokoll umfassen.

    Denn der stärkste Treiber für abweichende Ergebnisse im Strombedarf sind unterschiedliche Interpretationen der Klimaschutzziele sowie unterschiedliche Abdeckungen der nichtenergetischen Emissionen. Für mehr Vergleichbarkeit sollten öffentliche Auftraggeber hier für mehr Klarheit bei zentralen Annahmen sorgen.

  2. Für robuste Ausbaupfade der Erneuerbaren Energien stellt die Annahme zur Verfügbarkeit von Biomasse eine wichtige Einflussgröße dar.

    Die Annahmen zu Biomasseimporten beeinflussen den Strombedarf erheblich; die Spannbreite liegt zwischen 0 und 200 Terawattstunden (Primärenergie) im Jahr 2050. Geht man davon aus, dass Biomasse aufgrund von Nutzungskonkurrenzen und steigender Bevölkerung weltweit ein knappes Gut sein wird, bedeutet dies einen entsprechend höheren Stromeinsatz im Verkehr.

  3. Ohne ambitionierte Effizienzsteigerungen insbesondere im Wärmesektor erhöht sich der Strombedarf deutlich.

    Die Annahme hoher Dämmstandards bei der Gebäudesanierung halbiert den Wärmebedarf der betreffenden Haushalte. Wird dieses Effizienzniveau nicht erreicht, könnte der Stromverbrauch 2050 um 100 Terawattstunden pro Jahr höher ausfallen. Aber auch bei Industrie und allgemeinem Verbrauch ist Effizienz entscheidend für die Stromverbrauchsannahmen.

  4. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien muss die wachsende Bedeutung von Strom berücksichtigen.

    Der Strombedarf wird 2050 höher liegen, als bislang vielfach angenommen, wenn das Klimaschutzziel nach Kyoto eingehalten, Biomasse für den Verkehr nur begrenzt verfügbar und die energetische Gebäudesanierung nicht vollständig realisiert wird. Ein Windkraft- und Photovoltaikausbau von 2,5 Gigawatt netto pro Jahr gemäß EEG 2014 reicht dann nicht aus.

  1. Three components are typically discussed under the term “integration costs” of wind and solar energy: grid costs, balancing costs and the cost effects on conventional power plants (so-called “utilization effect”).

    The calculation of these costs varies tremendously depending on the specific power system and methodologies applied. Moreover, opinions diverge concerning how to attribute certain costs and benefits, not only to wind and solar energy but to the system as a whole.

  2. Integration costs for grids and balancing are well defined and rather low.

    Certain costs for building electricity grids and balancing can be clearly classified without much discussion as costs that arise from the addition of new renewable energy. In the literature, these costs are often estimated at +5 to +13 EUR/MWh, even with high shares of renewables.

  3. Experts disagree on whether the “utilization effect” can (and should) be considered as integration costs, as it is difficult to quantify and new plants always modify the utilization rate of existing plants.

    When new solar and wind plants are added to a power system, they reduce the utilization of the existing power plants, and thus their revenues. Thus, in most cases, the cost for “backup” power increases. Calculations of these effects range between -6 and +13 EUR/MWh in the case of Germany at a penetration of 50 percent wind and PV, depending especially on the CO? cost.

  4. Comparing the total system costs of different scenarios would be a more appropriate approach.

    A total system cost approach can assess the cost of different wind and solar scenarios while avoiding the controversial attribution of system effects to specific technologies.

  1. Le terme de coûts d’intégration de l’éolien et du solaire PV recouvre typiquement trois composants : les coûts de réseau, les coûts d’équilibrage et le coût de l’impact des énergies renouvelables sur l’utilisation des centrales thermiques conventionnelles (appelé «effet sur l’utilisation»).

    Le calcul de ces coûts varie considérablement en fonction des systèmes électriques considérés et de la méthodologie employée. De plus, les avis divergent en ce qui concerne la manière d’attribuer certains coûts ou bénéfices, exclusivement à l’éolien et au solaire PV, ou à l’ensemble du système électrique.

  2. Les coûts de réseau et d’équilibrage sont relativement bien définis et plutôt faibles.

    Certains coûts liés au renforcement des réseaux et à l’équilibrage du système électrique peuvent être attribués sans trop de discussion à l’ajout de capacités renouvelables. Dans la littérature, ces coûts sont la plupart du temps estimés entre +5 et + 13 EUR/MWh, même à des niveaux de pénétration renouvelables élevés.

  3. Les experts ne sont pas unanimes sur la manière de considérer « l’effet sur l’utilisation des centrales conventionnelles », puisque cet effet est difficile à quantifier et que toute nouvelle capacité modifie l’utilisation des capacités existantes.

    Lorsque de nouvelles capacités photovoltaïque ou éolienne sont ajoutées au système électrique, elles réduisent l’utilisation des centrales existantes, et donc leurs revenus. Ainsi, dans la plupart des cas le coût de l’électricité résiduelle (« backup ») augmente. Le coût de cet effet sur l’utilisation des centrales conventionnelles peut varier entre -6 et +13 EUR/MWh pour le cas du système électrique allemand avec 50 % d’électricité renouvelable variable, en fonction du coût du CO?.

  4. Comparer les coûts globaux du système électrique dans le cadre de différents scenarios peut constituer une démarche plus adaptée.

    Une approche basée sur les coûts globaux du système électrique permet de comparer différents scénarios de développement des ENR, tout en évitant la question controversée de l’attribution des effets systémiques à certaines technologies spécifiques.

  1. Die KWK soll ihre Effizienzvorteile in die Energiewende einbringen – in einem fairen Wettbewerb mit anderen Technologien.

    KWK ist eine von mehreren Optionen, die zu Klimaschutz, Versorgungssicherheit und Effizienz im Stromsystem beitragen können. Sie muss sich diesem Wettbewerb stellen. Die KWK-Förderung muss deshalb in ein Energiewende-Marktdesign eingebettet werden.

  2. Die KWK-Förderung muss den Klimaschutzeffekt der KWK gezielt belohnen.

    Das Ziel der Energiewende ist der Klimaschutz. Gas-KWK-Anlagen haben einen deutlich höheren Klimaschutzeffekt als Kohle-KWK-Anlagen. Solange die CO2-Preise im Emissionshandel diesen Wert nicht spiegeln, sollte das KWK-G gezielt klimaschonende Gas-KWK unterstützen.

  3. Die KWK-Förderung muss die Flexibilität der Anlagen belohnen.

    Damit das Stromsystem Erneuerbare Energien bestmöglich integrieren kann, braucht es flexible Kraftwerke. Auch die KWK muss deshalb technisch flexibler werden. Darüber hinaus muss die KWK-Förderung Anreize für systemdienliche Betriebsentscheidungen schaffen, indem Zuschläge bei negativen Preisen ausgesetzt werden.

  4. Die Verzerrung von Betriebs- und Investitionsentscheidungen durch die indirekte KWK-Förderung sollte dringend abgebaut werden.

    Die größte KWK-Förderquelle ist nicht die KWK-G-Förderung, sondern die Vermeidung von Abgaben und Umlagen durch Selbstverbrauch. Selbst verbrauchter Strom sollte deshalb nicht auch noch KWK-Förderung erhalten. Auch die implizite Förderung aus den vermiedenen Netzentgelten ist nicht sinnvoll.

  1. Tendering procedures for renewable energy need to be carefully designed.

    The introduction of competitivebidding for a specific renewable-energy technology in a given country needs to be preceded by a thorough analysis of the conditions for successful tendering, including market structure and competition. Specific project characteristics of the various renewable-energy technologies must be considered appropriately in the auction design.

  2. Pilot tenders should be used to enable maximum learning.

    Prior to adoption of tendering schemes, multiple design options should be tested in which the prequalification criteria, auction methods, payment options, lotsizes, and locational aspects are varied. Learning and gaining experience is of utmost importance, as poor auction design can increase overall costs or endanger deployment targets.

  3. The most challenging technology for auctions is onshore wind.

    Experiences made with auctions for certain technologies (e.g. solar PV) cannot be readily applied to other types of renewable energy. Onshore wind is particularly difficult due to the complexity of project development, including extended project time frames (often over two years), the involvement of multiple permitting authorities and the need for local acceptance.

  4. Inclusion of a variety of actors is a precondition for competition and efficient auction outcomes.

    The auction should be designed to facilitate a sufficiently large number of participating actors, as this will minimise strategic behaviour and ensure a level playing field for all actors, thus enabling healthy competition. As renewable deployment often hinges critically on local acceptance, enabling the participation of smaller, decentralised actorsin auctions is important.

  1. Tendering procedures for renewable energy need to be carefully designed.

    The introduction of competitivebidding for a specific renewable-energy technology in a given country needs to be preceded by a thorough analysis of the conditions for successful tendering, including market structure and competition. Specific project characteristics of the various renewable-energy technologies must be considered appropriately in the auction design.

  2. Pilot tenders should be used to enable maximum learning.

    Prior to adoption of tendering schemes, multiple design options should be tested in which the prequalification criteria, auction methods, payment options, lotsizes, and locational aspects are varied. Learning and gaining experience is of utmost importance, as poor auction design can increase overall costs or endanger deployment targets.

  3. The most challenging technology for auctions is onshore wind.

    Experiences made with auctions for certain technologies (e.g. solar PV) cannot be readily applied to other types of renewable energy. Onshore wind is particularly difficult due to the complexity of project development, including extended project time frames (often over two years), the involvement of multiple permitting authorities and the need for local acceptance.

  4. Inclusion of a variety of actors is a precondition for competition and efficient auction outcomes.

    The auction should be designed to facilitate a sufficiently large number of participating actors, as this will minimise strategic behaviour and ensure a level playing field for all actors, thus enabling healthy competition. As renewable deployment often hinges critically on local acceptance, enabling the participation of smaller, decentralised actorsin auctions is important.

  1. Im europäischen Strommarkt bestimmt zunehmend der internationale und nicht länger der nationale Wettbewerb den Strommix.

    Im Rahmen der Strommarktintegration setzen sich europaweit die Kraftwerke durch, die die geringsten variablen Erzeugungskosten aufweisen. Das sind nach den Erneuerbaren Energien die Kernenergie und – aufgrund des niedrigen CO2-Preises – die Braun- und Steinkohle. Das vergleichsweise teure Erdgas kommt immer seltener zum Zug.

  2. Deutschland exportiert so viel Strom ins Ausland wie noch nie, insbesondere aus Kohlekraftwerken.

    Die Exportüberschüsse sind Ergebnis der hohen Auslastung deutscher Kohlekraftwerke, die aufgrund aktuell niedriger Kohle- und CO2-Preise Gaskraftwerke aus dem Markt drängen – im Inland, aber immer stärker auch im Ausland. Die deutschen Kohle-Stromexporte belasten auch die europäische Klimabilanz, da sie europaweit die emissionsärmere Erzeugung aus Erdgas verdrängen.

  3. Die steigenden Stromexporte tragen dazu bei, dass Deutschland sein Klimaschutzziel für 2020 deutlich zu verfehlen droht.

    Alle aktuellen Projektionen laufen darauf hinaus, dass Deutschlands Exportüberschuss ohne zusätzliche nationale Klimaschutzmaßnahmen mittelfristig weiter ansteigt. Ohne ein politisches Gegensteuern würde Deutschland deshalb voraussichtlich auch seine mittelfristigen Klimaschutzziele jenseits des Minus-40-Prozent-Ziels für 2020 nicht einhalten können.

  4. Die geplante Reform des EU-Emissionshandels kommt für 2020 zu spät.

    Die EU-Mitgliedsländer haben sich auf die Einführung einer Marktstabilitätsreserve ab 2019  geeinigt. Für das deutsche Klimaschutzziel für 2020 kommt das zu spät, da bis dahin kein relevanter Anstieg der CO2-Preise zu erwarten ist. Ein nationales Klimaschutzinstrument zur Flankierung des EU-Emissionshandels ist notwendig, wenn das Klimaschutzziel für 2020 erreicht werden soll.

  1. Die Emissionen aus der Stromerzeugung können bis 2020 um 40 Prozent gegenüber 1990 sinken – ohne tiefgreifende energiewirtschaftliche Folgen.

    Dazu müssen die ältesten Braun- und Steinkohlekraftwerke wenige Jahre vor ihrem technischen Lebensende aus dem Markt genommen werden. Die Großhandelspreise steigen bis 2020 um maximal 0,4 Cent je Kilowattstunde gegenüber der Referenz.

  2. Die Stilllegung alter Kohlekraftwerke hierzulande führt auch zu einer Senkung der Treibhausgasemissionen in Europa.

     Derzeit laufen Deutschlands CO?-intensive Kohlekraftwerke zunehmend für den Export und verdrängen auch jenseits der Grenzen klimafreundlichere Kraftwerke. Mit der Schließung alter deutscher Kohlekraftwerke wird diese Fehlentwicklung weitgehend korrigiert.

  3. Deutsche Kraftwerksbetreiber profitieren von der Stilllegung der ältesten Braun- und Steinkohlekraftwerke.

    Stilllegungen mindern die aktuellen Überkapazitäten und verbessern die Erlössituation der verbleibenden Kraftwerke. Deshalb profitieren per Saldo die meisten Kraftwerksbetreiber von den Stilllegungen – insbesondere die der großen Flotten mit Kraftwerken hoher Auslastung.

  4. Der Strukturwandel in der Kohlewirtschaft muss aktiv gestaltet werden.

     Erforderlich ist ein nationaler Kohlekonsens, der Planungssicherheit für die Wirtschaft schafft und sozialpartnerschaftliche Vereinbarungen für Beschäftigte umfasst. Nur so kann es gelingen, den Industriestandort Deutschland zukunftsfest zu machen – und zugleich fit für den Weltmarkt für Energiewendetechnologien.

  1. Without a fast-acting reform, emissions trading as a tool for European climate policy is dead.

    Currently, EU emissions trading has a structural surplus of 2.5 billion certificates, which will grow to 3.8 billion by 2020 and without reform will reach 3.4 billion by 2030. Without structural reform, the CO2 price will remain permanently under 5 euros per tonne.

  2. Of crucial importance will be the design of the market stability reserve (MSR), on which the EU will decide in 2015.

    The proposed development toward a flexible market-quantity mechanism for the emissions trading system (price-quantity control as opposed to pure ex-ante quantity control) offers an opportunity to save the system.

  3. Expanding emissions trading through national instruments is necessary, latest by 2020.

    Even if an ambitious design for the MSR is chosen, it will have only limited effects on CO2 by 2020. Therefore, an additional national measure, similar to the British Carbon Support Mechanism, will be needed in order to reach Germany’s climate protection target of a 40 percent reduction in greenhouse gases by 2020 over 1990.

  4. A review mechanism is urgently needed for the MSR, which takes into consideration potential unforeseen developments.

    While the EU Commission assumed continuous growth and rising electricity usage in their calculations for the MSR, this is currently not expected. Other trends could also evolve contrary to expectations.

  1. Der europäische Emissionshandel macht eine aktive Klimaschutzpolitik im Stromsektor nicht obsolet.

    Selbst wenn man annimmt, dass der CO?-Preis bis 2040 auf 39 Euro ansteigt, liegen die Emissionen des deutschen Stromsektors im Business-as-usual-Szenario konstant um 40 bis 60 Mio. t CO? über einem mit den deutschen Klimazielen für 2030 und 2040 konsistenten CO?-Reduktionspfad. Deshalb ist ein zusätzliches nationales Klimaschutzinstrument dauerhaft unverzichtbar – auch um Planungssicherheit herzustellen.

  2. Zur Einhaltung der deutschen Klimaschutzziele für 2030 und 2040 muss die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken ab sofort deutlich und immer weiter reduziert werden.

    Im kosteneffizienten Zielpfad sinkt die Stromerzeugung von Braun- und Steinkohlekraftwerken von derzeit etwa 260 Terawattstunden auf etwa 100 Terawattstunden im Jahr 2030 und auf weniger als 40 Terawattstunden im Jahr 2040. Ein Großteil der heute betriebenen Kohlekraftwerke erreicht deshalb nicht mehr seine maximale technische Lebensdauer.

  3. Die Absenkung der Kohleverstromung ist energiewirtschaftlich gut verkraftbar, wenn sie stufenweise entlang der geringsten CO?-Vermeidungskosten erfolgt.

    Der mittlere Anstieg der Großhandelspreise beträgt dann etwa 0,3 Cent pro Kilowattstunde, die höheren Erlöse der verbleibenden Kraftwerke kompensieren Energieversorger für entgangene Gewinne aus stillgelegten Anlagen. Der Strukturwandel in den betroffenen Regionen sollte aktiv gestaltet werden.

  4. Die Reduktion der deutschen Kohleverstromung verbessert nicht nur die deutsche, sondern auch die europäische Klimabilanz.

    Denn so kommen emissionsärmere Gaskraftwerke auch jenseits der deutschen Grenzen wieder stärker zum Zug. Damit die dabei freiwerdenden CO?-Zertifikate nicht zu Mehremissionen anderswo in Europa führen, sollte die geplante Markstabilitätsreserve eine Regelung zur Stilllegung überschüssiger CO?-Zertifikate erhalten.

  1. Deutschland sieht sich gegenwärtig einem „Energiewende-Paradox“ ausgesetzt: Trotz eines zunehmenden Anteils erneuerbarer Energiequellen steigen gleichzeitig die Treibhausgasemissionen.

    Da der Rückgang derStromproduktion aus Kernenergie vollständig von einer erhöhten Erzeugung aus Erneuerbaren Energienausgeglichen wird, liegt der Grund für dieses Paradox nicht im Atomausstieg. Vielmehr wird es durch einenBrennstoffwechsel der Kraftwerke von Gas hin zu Kohle verursacht.

  2. Aufgrund der aktuellen Marktbedingungen drängen deutsche Kohlekraftwerke die Gaskraftwerke sowohl innerhalb Deutschlands als auch in den Nachbarländern aus dem Markt.

    Seit 2010 sind die Kohle-und CO2-Preise gesunken,während die Gaspreise gestiegen sind. Dementsprechend sind (neue und alte) Kohlekraftwerke in Deutschlandin der Lage, zu niedrigeren Kosten als Gaskraftwerke in Deutschland und in den benachbarten Strommärktenzu produzieren. Dies hat zu Rekordexportniveaus und steigenden CO2-Emissionen in Deutschland geführt.

  3. Um die klimapolitischen Ziele der Bundesregierung zu erreichen, muss der Anteil der Kohle im deutschen Stromsystem von aktuell 45 Prozent auf 19 Prozent im Jahr 2030 sinken.

    Ein solcher Rückgang in der Erzeugung aus Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken um 62 beziehungsweise 80 Prozent in den nächsten 15 Jahren sowie der Anstieg des Anteils von Erdgas auf 22 Prozent sind Voraussetzung für das Erreichen der Ziele der deutschen Bundesregierung für 2030.

  4. Deutschland braucht eine kohärente Transformationsstrategie für seinen Kohlesektor: einen nationalen „Kohle-Konsens“.

    Ein „Kohle-Konsens“ würde Stromproduzenten, Gewerkschaften, Regierung undUmweltgruppen zusammenbringen und Wege finden, um diese Transformation gemeinsam zu gestaltenund zu erreichen.

  1. Im europäischen Strommarkt bestimmt zunehmend der internationale und nicht länger der nationale Wettbewerb den Strommix.

    Im Rahmen der Strommarktintegration setzen sich europaweit die Kraftwerke durch, die die geringsten variablen Erzeugungskosten aufweisen. Das sind nach den Erneuerbaren Energien die Kernenergie und – aufgrund des niedrigen CO2-Preises – die Braun- und Steinkohle. Das vergleichsweise teure Erdgas kommt immer seltener zum Zug.

  2. Deutschland exportiert so viel Strom ins Ausland wie noch nie, insbesondere aus Kohlekraftwerken.

    Die Exportüberschüsse sind Ergebnis der hohen Auslastung deutscher Kohlekraftwerke, die aufgrund aktuell niedriger Kohle- und CO2-Preise Gaskraftwerke aus dem Markt drängen – im Inland, aber immer stärker auch im Ausland. Die deutschen Kohle-Stromexporte belasten auch die europäische Klimabilanz, da sie europaweit die emissionsärmere Erzeugung aus Erdgas verdrängen.

  3. Die steigenden Stromexporte tragen dazu bei, dass Deutschland sein Klimaschutzziel für 2020 deutlich zu verfehlen droht.

    Alle aktuellen Projektionen laufen darauf hinaus, dass Deutschlands Exportüberschuss ohne zusätzliche nationale Klimaschutzmaßnahmen mittelfristig weiter ansteigt. Ohne ein politisches Gegensteuern würde Deutschland deshalb voraussichtlich auch seine mittelfristigen Klimaschutzziele jenseits des Minus-40-Prozent-Ziels für 2020 nicht einhalten können.

  4. Die geplante Reform des EU-Emissionshandels kommt für 2020 zu spät.

    Die EU-Mitgliedsländer haben sich auf die Einführung einer Marktstabilitätsreserve ab 2019  geeinigt. Für das deutsche Klimaschutzziel für 2020 kommt das zu spät, da bis dahin kein relevanter Anstieg der CO2-Preise zu erwarten ist. Ein nationales Klimaschutzinstrument zur Flankierung des EU-Emissionshandels ist notwendig, wenn das Klimaschutzziel für 2020 erreicht werden soll.

  1. In welcher Form Ausschreibungen für die unterschiedlichen Technologien der Erneuerbaren Energien sinnvoll eingesetzt werden können, ist derzeit noch völlig offen.

    Die Zeit bis zur nächsten EEG-Novelle 2016 muss intensiv genutzt werden, um herauszu?nden, ob die Erfolgsvoraussetzungen für Ausschreibungen bei Photovoltaik, Onshore-Windkraft, Offshore-Windkraft sowie Biomasse jeweils erfüllt sind und wie die unterschiedlichen Marktstrukturen und Projektcharakteristika im Auktionsdesign zu berücksichtigen sind.
     

  2. Pilotausschreibungen sollten maximales Lernen ermöglichen.

    Dazu sollten mehrere Varianten erprobt werden, wie Präquali?kation, Auktionsverfahren, Vergütungsoptionen, Losgrößen und Standortaspekte. Denn ein falsches Auktionsdesign ab 2017 kann die Gesamtkosten erhöhen oder die Ausbauziele gefährden.

  3. Pilotausschreibungen sollten auch für Onshore-Windkraft durchgeführt werden.

    Die Erkenntnisse aus der derzeit für 2015 vorgesehenen Photovoltaik-Pilotausschreibung sind kaum übertragbar auf andere wichtige Erneuerbare Energien.

  4. Funktionierende Ausschreibungen setzen Anbietervielfalt voraus.

    Das Auktionsdesign muss die Teilnahme kleinerer, dezentraler Akteure ermöglichen, auch um strategisches Verhalten zu erschweren.

  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. New wind and solar can provide carbon-free power at up to 50 percent lower generation costs than new nuclear and Carbon Capture and Storage.

    This is the result of a conservative comparison of current feed-in tari­s in Germany with the agreed strike price for new nuclear in the UK (Hinkley Point C) and current cost estimates for CCS, neglecting future technology cost reductions in any of the four technologies.

  2. A reliable power system based on wind, solar and gas backup is 20 percent cheaper than a system of new nuclear power plants combined with gas.

    A meaningful comparison of the costs of di­erent energy technologies should take into account the need for backup capacities and peak load plants. Such a comparison shows that while additional costs arise for backup gas capacity in a system based on wind and solar PV, these costs are small compared to the higher power generation cost of nuclear.

  1. New wind and solar can provide carbon-free power at up to 50 percent lower generation costs than new nuclear and Carbon Capture and Storage.

    This is the result of a conservative comparison of current feed-in tari­s in Germany with the agreed strike price for new nuclear in the UK (Hinkley Point C) and current cost estimates for CCS, neglecting future technology cost reductions in any of the four technologies.

  2. A reliable power system based on wind, solar and gas backup is 20 percent cheaper than a system of new nuclear power plants combined with gas.

    A meaningful comparison of the costs of di­erent energy technologies should take into account the need for backup capacities and peak load plants. Such a comparison shows that while additional costs arise for backup gas capacity in a system based on wind and solar PV, these costs are small compared to the higher power generation cost of nuclear.

  1. Die Gestehungskosten von Solarstrom unterscheiden sich um bis zu 20 Prozent innerhalb von Deutschland.

    Bedingt durch Unterschiede in der Sonneneinstrahlung in verschiedenen Regionen erzeugt eine Photovoltaikanlage je nach Standort mehr oder weniger Strom. Die derzeitige einheitliche Vergütung der erzeugten Energie begünstigt die Konzentration der Anlagen in Süddeutschland, sie führt zu Unter beziehungsweise Überförderung.

  2. Ein geografisch verteilter Photovoltaikausbau sowie die Ausrichtung von Photovoltaikanlagen nach Osten und Westen führen zwar zu höheren Stromgestehungskosten, bieten aber durch eine gleichmäßigere Stromeinspeisung Vorteile für das Stromsystem.

    Wesentliche Vorteile sind ein höherer Marktwert des erzeugten Stroms, geringere Kosten für
    den Ausbau der Verteilnetze und niedrigere Anforderungen an die Flexibilität von regelbaren Kraftwerken und auf Verbraucherseite. Bisher werden diese Vorteile für das Stromsystem nicht gegen die höheren Stromgestehungskosten abgewogen.

  3. Eine nicht regional differenzierte Ausschreibung kann zu einer Konzentration von Photovoltaikanlagen in wenigen Regionen führen.

    Bei zukünftigen Ausschreibungen für Photovoltaikfreiflächenanlagen ist sicherzustellen, dass
    günstige Stromgestehungskosten nicht durch Ausgaben an anderer Stelle – etwa für den Netzausbau – erkauft werden.

  4. Ein kleiner Teil der Pilot-Ausschreibungen für PV-Freiflächenanlagen sollte so angelegt werden, dass der systembedingte Wert der Ost-West-ausgerichteten Anlagen im Ergebnis der Auktion zu Tage tritt.

    Erkenntnisse aus solchen Pilotausschreibungen könnten ebenfalls für die Weiterentwicklung der Vergütungssysteme für Dachanlagen genutzt werden.

  1. Die gegenwärtigen Ausnahmeregelungen im EEG müssen grundlegend reformiert werden, da sonst eine sich selbst verstärkende EEG-Umlagen-Erhöhung droht.

    Das derzeitige Modell benachteiligt kleine und mittelständische Unternehmen, führt zum Outsourcing von Beschäftigung und reizt ineffiziente Eigenstromkraftwerke an. 

  2. Eine europarechtskonforme Reform begrenzt die Ausnahmen auf Industrien, die energie- und exportintensiv sind – und führt keine unternehmensbezogene Kriterien ein.

    Privilegiert wären dann die 15 Sektoren, die derzeit unter die EU-Emissionshandels-Strompreiskompensation fallen, u.a. Chemie, Eisen, Stahl, Aluminium, Kupfer, Papier.

  3. Auch privilegierte Industrien und Eigenstromerzeuger sollten sich mit reduzierten Sätzen an der EEG-Finanzierung beteiligen.

    Denn energieintensive Industrien profitieren von den durch die Erneuerbaren Energien gesenkten
    Strompreisen, Eigenstromerzeuger von der Existenz des Gesamtsystems.

  4. Eine solche Reform der EEG-Ausnahmeregelungen gleicht Energie-, Industrie- und Verbraucherinteressen aus und senkt die EEG-Umlage um 20% von 6,24 auf 5 ct/kWh.

    Privilegierte Industrien zahlen dann einen reduzierten Umlagesatz von 10% (ca. 0,5 Cent), Eigenstromerzeuger erhalten einen Freibetrag von 3,5Cent (EEG-Beitrag ca. 1,5 Cent).


  1. Negative Strompreise sind per se nichts Schlechtes, sie belasten aber die EEG-Umlage erheblich.

    Denn auch in Stunden negativer Strompreise wird der Strom aus Erneuerbaren Energien am Spotmarkt vermarktet. Zwischen Dezember 2012 und Dezember 2013 hat dies das EEG-Konto mit knapp 90 Mio. Euro belastet.

  2. Negative Strompreise haben ihre Ursache in der mangelnden Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks.

    In Zeiten hoher Wind- und Solarstromproduktion haben Kernkraftwerke, Braunkohlekraftwerke und KWK-Anlagen ihre Erzeugung nur teilweise reduziert, sodass es – obwohl die Erneuerbaren Energien in den Spitzenstunden nie mehr als 65 % des Stroms produziert haben – zu Stromüberschüssen kam.

  3. Ohne eine deutliche Flexibilisierung von Kraftwerken und Großverbrauchern werden die Stunden mit negativen Strompreisen drastisch zunehmen.

    Wenn auch weiterhin etwa 20–25 GW konventionelle Kraftwerke rund um die Uhr Strom produzieren, wird die Zahl negativer Strompreise von 64 Stunden im Jahr 2013 auf über 1.000 Stunden bis 2022 steigen.

  4. Mit einem Flexibilitätsgesetz sollten zügig bestehende Flexibilitäts-Hemmnisse abgebaut werden.

    Derzeit verhindern verschiedene Regeln im Bereich der Systemdienstleistungen sowie im Energierecht eine größere Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks und der Stromnachfrageseite.

  1. Negative electricity prices are not necessarily a bad thing, but they do greatly burden the renewables surcharge.

    Even during hours when electricity prices are negative, electricity from renewable sources is still
    sold on the spot market. Between December 2012 and December 2013, this resulted in a burden of nearly 90 million euros on the renewables surcharge account.

  2. Negative electricity prices are a result of the lack of flexibility of the conventional generation system.

    During periods of increased wind and solar energy production, nuclear power plants, lignite power plants and combined heat and power (CHP) plants only partially reduced their output. This resulted in excess electricity, despite the fact that renewable sources never produced more than 65 per cent of the available electricity, even in peak hours.

  3. Without a significant increase in the flexibility of power plants and large consumers, the hours with negative electricity prices will increase drastically.

    If 20 to 25 GW conventional power plants continue to produce electricity around the clock, the number of hours when electricity prices are negative will grow from 64 hours in 2013 to over 1,000 hours by 2022.

  4. A flexibility law would quickly remove the current obstacles to flexibility.

    Various regulations regarding system services as well as a number of energy laws restrict the flexibility of both conventional generation systems and the electricity demand side.

  1. Power-to-Heat ist eine kostengünstige Technologie, die für die Energiewende viele Vorteile bietet.

    Power-to-Heat kann nicht nur Strom aus Erneuerbaren Energien, der sonst abgeregelt werden würde, für den Wärmesektor nutzen, sondern auch dem Strommarkt zusätzliche Flexibilität bieten – durch die Bereitstellung von Regelenergie und den Einsatz in Zeiten negativer Strompreise.

  2. Power-to-Heat kann jetzt schon am Regelleistungsmarkt fossile Must-run-Kraftwerke reduzieren.

    In Zeiten von negativen Strompreisen kann es dazu kommen, dass fossile Kraftwerke nur deshalb nicht aus dem Markt gehen, weil sie Leistung für den Regelenergiemarkt vorhalten. Power-to-Heat kann diese Dienstleistung kostengünstig bereitstellen und dadurch Kohlenstoffdioxid-Emissionen reduzieren.

  3. Windstrom, der derzeit aufgrund von Netzengpässen abgeregelt wird, sollte in Zukunft an Power-to-Heat-Anlagen verkauft werden können. Hierfür ist eine Regelungsanpassung im EEG nötig.

    Aufgrund von Netzengpässen werden heute etwa 3,5 Prozent des in Schleswig-Holstein erzeugten Windstroms abgeregelt, während zeitgleich Wärme aus fossilen Brennstoffen erzeugt wird. Das ist ineffizient.

  4. Erneuerbarer Strom, der in Zeiten von negativen Börsenpreisen abgeregelt wird, sollte künftig für Power-to-Heat genutzt werden können. Eine Reduktion der Umlagen in solchen Situationen würde dies ermöglichen.

    Wenn Power-to-Heat-Anlagen bei Strompreisen niedriger als minus 20 Euro pro Megawattstunde zum Einsatz kommen, vermeiden sie die Abregelung von EE Anlagen und entlasten die EEG-Umlage.

  1. Beim Schritt von 25 % auf 50 % Erneuerbare Energien werden systemdienliche Auslegung und Betrieb der EE-Anlagen zentral, da sonst die Gesamtsystemkosten deutlich steigen.

    Systemdienliche Auslegung und systemdienlicher Betrieb von Wind- und Solaranlagen werden jedoch von der derzeitigen EEGFinanzierungsform, der gleitenden Marktprämie, kaum angereizt.
     

  2. Der Energy-only-Marktpreis wird EE-Anlagen nie ausreichend refinanzieren, muss jedoch als zentrale Steuerungsgröße des Gesamtsystems bei den EE-Anlagenbetreibern unverzerrt ankommen.

    Die gleitende Marktprämie des geltenden EEG verzerrt aber das Preissignal des Spotmarkts, mit der Folge vermehrt auftretender negativer Börsenpreise und entsprechend steigender EEG-Umlage.
       

  3. Im EEG 2016 sollte daher die Finanzierung von EE-Anlagen auf die Zahlung von Kapazitätsprämien für systemdienliche Kapazität umgestellt werden.

    Diese Umstellung bedeutet zwar, dass EE-Anlagenbetreiber das Strompreis-Risiko übernehmen müssen, gleichzeitig reduziert es jedoch ihr Wetterrisiko. Ein Risikobandbreitenmechanismus kann zudem das Strompreis-Risiko begrenzen.

  4. Der Übergang zu Ausschreibungen für systemdienliche Kapazitäten sollte schrittweise erfolgen und durch Sonderregeln für kleine Projekte aus dem Bereich der Bürgerenergie ergänzt werden.

    Die für das EEG 2016 vorgesehenen Ausschreibungen werden nicht für alle Technologien und Anlagenklassen in kurzer Frist möglich sein. In diesen Segmenten sollte mit festgesetzten Kapazitätsprämien begonnen werden.

  1. Die Vergütung für Windenergie kann um 10 bis 20 Prozent an den besten Standorten gesenkt werden.

     Die Vergütung für Windenergieanlagen sollte ab 2015 zwischen 8,9 ct/kWh an guten Binnenlandstandorten (80 Prozent) und 5,2 ct/kWh an sehr guten Küstenstandorten (150 Prozent) liegen und dazwischen linear verlaufen.

  2. Anpassung der Höhe und Windgeschwindigkeit des Referenzstandortes: 120 m und 6,84 m/s.

    Diese Anpassung der technischen Parameter spiegelt den heutigen Durchschnitt des Zubaus von Windenergieanlagen an Land wider. Dadurch werden Unschärfen der Standortbestimmung reduziert und die Benachteiligung von Anlagen mit hohem Rotor-Generator-Verhältnis wird reduziert.

  3. Korrektur der Standortbewertung: Minderertrag durch Abregelungen und Parkwirkungsgrad berücksichtigen

    Durch kleine Korrekturen im Verfahren zur Standortbewertung kann einer möglichen Fehleinstufung zum Beispiel durch verzögerten Netzausbau vorgebeugt sowie ein Anreiz zum Bau
    von übermäßig dichten Windparks mit Parkwirkungsgraden unter 90 Prozent vermieden werden.

  4. Absicherung gegen mögliche Gefahr von Manipulation.

    Ein relevanter Anreiz zu einer Manipulation der Standortbewertung besteht nur in wenigen Fällen
    an sehr guten Standorten. Geeignete Maßnahmen mit wenig Zusatzaufwand sind daher zu ergreifen, wie zum Beispiel die Möglichkeit einer fallspezi?schen zusätzlichen Kontrolle.

  1. Policy makers have a large scope of action in designing policies for the regional distribution of onshore wind and photovoltaics.

    Regional distribution of this renewable energy has little impact on the total cost of power supply.

  2. Finding the right balance is important in expanding offshore wind power.

    To promote technology development and reduce the cost of electricity for consumers, expansion should be continued, but on a lower level than current plans foresee.

  3. Grid expansion is an important prerequisite for the Energiewende.

    Solely in terms of cost, a few years of delays for the additional transmission lines foreseen in the German Grid Development Planning act would not be critical. Further expansion of renewables does not have to wait for these new transmission lines.

  4. A strong focus on battery storage systems combined with photovoltaic is currently not desirable.

    Only if cost of such systems drop by 80 % in the next 20 years would a renewable expansion path focusing on photovoltaics + storage be an economically viable option.

  1. Policy makers have a large scope of action in designing policies for the regional distribution of onshore wind and photovoltaics.

    Regional distribution of this renewable energy has little impact on the total cost of power supply.

  2. Finding the right balance is important in expanding offshore wind power.

    To promote technology development and reduce the cost of electricity for consumers, expansion should be continued, but on a lower level than current plans foresee.

  3. Grid expansion is an important prerequisite for the Energiewende.

    Solely in terms of cost, a few years of delays for the additional transmission lines foreseen in the German Grid Development Planning act would not be critical. Further expansion of renewables does not have to wait for these new transmission lines.

  4. A strong focus on battery storage systems combined with photovoltaic is currently not desirable.

    Only if cost of such systems drop by 80 % in the next 20 years would a renewable expansion path focusing on photovoltaics + storage be an economically viable option.

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