Regenerative Stromerzeugung

Rückkopplungsstromerzeugung

Geothermie kann zu Heizzwecken oder zur Stromerzeugung genutzt werden. Ausstoß wird durch die regenerative Stromerzeugung erzeugt. Auf dieser Seite finden Sie einige Hinweise und Prognosen bis hin zur regenerativen Vollversorgung. So werden erneuerbare Energien zur Stromerzeugung genutzt. Viele Beispiele für Sätze mit "regenerative Stromerzeugung" - Italienisch-Deutsches Wörterbuch und Suchmaschine für Millionen von italienischen Übersetzungen.

Unterstützungsmodelle für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in der EU - ein Übersicht

Die Studie konzentriert sich auf die Fragestellung, ob sich die Unterstützungssysteme in den Mitgliedsstaaten in den letzten zehn Jahren wirklich angeglichen haben und ob gewisse Vorschriften als "best practices" identifiziert werden können. Dabei werden nur Fördermaßnahmen berücksichtigt, die vom Gesetzgeber erlassen und umgesetzt wurden.

Erstmalig hat die EU mit der Direktive 2009 rechtlich verbindliche staatliche Zielvorgaben für den Ausbau der erneuerbaren Energien erarbeitet, die die Mitgliedsstaaten bis 2020 erreichen sollen. Insgesamt sollten die einzelstaatlichen Bemühungen zu einer Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch in der EU von 8,5 % im Jahr 2005 auf 20 % im Jahr 2020 induzieren.

Gemäß der Direktive müssen die Mitgliedsstaaten nicht angeben, in welchen Bereichen oder mit welchen RES-Technologien die entsprechenden einzelstaatlichen Zielvorgaben zu erreichen sind. Stattdessen war es die Pflicht der Mitgliedsstaaten, eigene Ausbaustrategien für regenerative Energie zu entwickeln und diese 2010 in sogenannten "National Action Plans for Renewable Energies" (NREAP) der Europakommission zu unterbreiten. Insbesondere wollen die Mitgliedsstaaten die erneuerbaren Energieträger im Strombereich ausbauen, wo der Prozentsatz der erneuerbaren Energieträger am Energieverbrauch von knapp 20 Prozent (2010) auf 34 Prozent (2020) steigen soll.

In einem ersten Zwischenbericht über die Durchführung der einzelstaatlichen Ausbaupläne für erneuerbare Energien, den die EUKommission alle zwei Jahre nach der Verabschiedung der Direktive unterbreitet, ergab sich ein uneinheitliches Gesamtbild des Ausbaus der erneuerbaren Energien: Obwohl das EU-weite Interimsziel für 2011/12 von 10,7% um 2 Prozentpunkte überschritten wurde, haben sieben Mitgliedsstaaten ihre eigenen einzelstaatlichen Zwischenthemen nicht erreicht[1].

Im Elektrizitätssektor, wo die einzelstaatlichen Expansionspläne am stärksten sind, haben selbst 15 Mitgliedsstaaten ihre eigenen vorläufigen Ziele nicht erfüllt. Wenn der Wachstumspfad für erneuerbare Energien 2009/2010 fortgesetzt würde, würden 11 Mitgliedsstaaten ihre einzelstaatlichen Ziele für 2020 verfehlen[3], so die EU-Kommissarin. Aus ihren Prognosen geht hervor, dass die von den Mitgliedsstaaten für den Elektrizitätssektor vorgesehenen Expansionsziele für 2020 ohne weitere Schritte um mehr als ein Viertel übertroffen werden[4].

In diesem Zusammenhang werden einige administrative, rechtliche und finanzielle Ansatzpunkte zur Optimierung des Ausbaus erneuerbarer Energien erörtert. Dazu gehören im Stromsektor vor allem die Überwindung verwaltungstechnischer Barrieren für die Planungs- und Bewilligungsverfahren von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, der Netzausbau, die Netznutzungsmodalitäten und die Verteilung der Netzkosten sowie die Weiterentwicklung von Förderprogrammen für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.

Derzeit gibt es in der EU mehr verschiedene Förderprogramme als in den Mitgliedsstaaten. Die 28 Mitgliedsstaaten haben nicht nur ihre eigenen Förderprogramme eingeführt. In einigen Ländern (z.B. Belgien) gibt es auch lokal getrennte Finanzierungsrahmen. Wirtschaftlich gesehen ist dieses "Flickwerk" von Fördermaßnahmen zu bemängeln. Verschiedene nationale Förderanlagen können beispielsweise dazu beitragen, dass Werke nicht dort entstehen, wo sie die besten Platzverhältnisse finden, sondern wo sie die besten Platzverhältnisse finden.

In der EU stieg der Prozentsatz der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Energieverbrauch von 14% im Jahr 2001 auf knapp 20% im Jahr 2010[5]. Der Regenerativsektor hat damit den Bereich der Nischenprodukte schon lange hinter sich gelassen. Die Ausgrenzung von Anbietern erneuerbarer Energien aus EU-Ländern von staatlichen Subventionen scheint immer häufiger ein verzerrender Vorteil für inländische Anbietern und damit ein Hindernis auf dem Weg zu einem gemeinsamen Energiebinnenmarkt zu sein.

Preis- und volumenorientierte Förderungsmodelle eignen sich grundsÃ?tzlich als Ausgangspunkte fÃ?r die Förderung erneuerbarer Energien. Im Falle von preissensitiven Promotionsformen kann zwischen Einspeisevergütungssystemen (EVS) und Einspeisevergütungssystemen (EPS) differenziert werden. Kennzeichnend für Elektroinstallationen ist die Tatsache, dass die Betreiber von EE-Anlagen für jede eingespeiste Kilowattstunde Elektrizität einen ex vorab festen Ertrag ausweisen. Im Falle der Unterstützung durch Einspeisevergütungen erhält der Netzbetreiber einen Aufschlag auf den am Strommarkt geltenden Stromvergleich.

Weil er nun selbst für die Kommerzialisierung des von ihm erzeugten Stromes zuständig ist, übernimmt er das Vorhersagebedürfnis. Volumenorientierte Promotionsmodelle beginnen nicht mit dem Förderpreis, sondern legen die zu fördernden Mengen oder Kapazitäten an erneuerbarem Strom fest. Das Unterstützungsniveau resultiert damit aus dem Wettstreit der Anbieter um die knappen zusätzlichen Kapazitäten.

Das Marktrisiko, dem die subventionierten RE-Anlagenbetreiber unterliegen, ist je nach Art der Subventionierung unterschiedlich hoch. In der QZS sind die Stromerzeuger oder -versorger dazu angehalten, einen gewissen und im Laufe der Zeit zunehmenden Teil ihrer Stromerzeugung/ -versorgung aus erneuerbaren Quellen zu übernehmen. RE-Anlagenbetreiber bekommen für ihre Stromerzeugung Zertifizierungen und können diese an die Quotierungsverpflichteten weiterverkaufen.

RE-Anlagenbetreiber vertreiben ihren eigenen Strombedarf und sind allen Marktpreisrisiken unterworfen. Sie beziehen ihre Einnahmen aus dem Stromverkauf auf dem Elektrizitätsmarkt und aus Zertifikaten auf dem Zertifikatemarkt. Zur Begrenzung des Preisrisikos auf dem Elektrizitäts- und Zertifikatemarkt können jedoch Minimalpreise verwendet werden. Die wichtigsten Instrumente in allen 28 Mitgliedsstaaten sind EVS, EPS, TEN und/oder QZS allein.

Sie werden gegenwärtig in 24 der 28 Mitgliedsstaaten durchgeführt. Lediglich vier Bundesländer (Belgien, Polen, Rumänien und Schweden) geben ihr Engagement gänzlich auf und verlassen sich bei der mengenorientierten Finanzierung ausschließlich auf die QZS. Dabei werden in vielen Mitgliedsstaaten mehrere der vier wichtigsten Instrumente parallel angewandt. Bei der Gewährung von preissensitiven Zuschüssen wenden sieben Nationen das Ausschreibungsmodell an, drei weitere verlassen sich zusätzlich zur QZS auf die Finanzierung durch EVS/EPS.

Der Einsatz von Vergütungsmodellen dominiert bei den preissensiblen Promotion-Ansätzen. Bei etwa der einen Systemhälfte wird die garantierte Förderperiode nach Technologie unterschieden, während in der anderen Jahreshälfte gleichartige Förderperioden geplant sind. Immer mehr preisorientierte Unterstützungssysteme enthalten Vorschriften zur Beschränkung der RES-Unterstützung. Bei sieben Anlagen gibt es technologiebezogene Erweiterungsdeckungen, bei vier weiteren werden Jahres- oder Gesamtetats für die Promotion neuer Anlagen festgelegt, bei deren Überschreiten keine weitere Promotion stattfindet.

Derzeit verlassen sich neun Mitgliedsstaaten auf die Verwendung von Beiträgen zur Finanzierung der erneuerbaren Energien. Die Kombination von EPS und EVS wird in fünf Staaten eingesetzt. Für größere Werke ist nur das EPS-Modell verfügbar[6]. Im Rahmen von vier weiteren Staaten (Dänemark, Estland, Finnland und die Niederlande) werden den Betreibern von EE-Anlagen nur Premium-Support angeboten.

Die QZS werden gegenwärtig in sieben Mitgliedsstaaten als wichtigstes Unterstützungsinstrument für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien eingesetzt. Am 31. März 2017 endet das englische Kontingentmodell; danach werden Werke, die an das Stromnetz angeschlossen sind, nach einem neuen, preissensiblen Verfahren geförder. Bei den " Aktiv " QZS wird nur das englische Model in Verbindung mit einem preissensiblen Finanzierungsinstrument eingesetzt. Hier werden bis zu 50 Kilowatt starke Werke ausschliesslich von einem Elektroantrieb befördert.

Für Netze bis 5 Megawatt können Sie zwischen EVS und QZS auswählen, während höhere Leistungen von QZS unterstützt werden. In Schweden, Polen, Rumänien und Belgien werden dagegen ausschließlich quantitative Modellierungen verwendet. In einigen Staaten sind jedoch bei einem Mangel an Zertifikaten (Rumänien) oder bei einem starken Ausbau der erneuerbaren Energien (Großbritannien) kurzfristig Quotenkürzungen möglich. Gleich zwei Staaten (Belgien und Rumänien) legen Mindesteinkaufspreise für Berechtigungen fest, während zwei andere Staaten (Polen und Schweden) keine preisgestützten Vorschriften haben.

Es gibt auch keine Übereinstimmung in der Problematik der technologiebezogenen Unterscheidung bei der Zuteilung von Zertifikaten: Während drei Länder Formate des "Banding" verwenden (Großbritannien, Belgien (Flandern) und Rumänien), geben Polen und Schweden für jede Kilowattstunde RES-Strom die gleiche Anzahl von Zertifikaten aus. Ausschreibungsverfahren, bei denen Zuschläge auf einen garantierten preisorientierten Zuschuss erhoben werden, haben sich als Standardverfahren durchgesetzt.

Der Auftrag wird nach dem "first come, first served"-Prinzip vergeben, bis das Gesamtfördervolumen erreicht ist. Ausschreibungen werden hauptsächlich zur Promotion von größeren Pflanzen durchgeführt. Der Schwerpunkt des italienischen Modells liegt auf Turbinen mit einer Mindestkapazität von 5 Megawatt, während sich das dÃ??nische Vergabeverfahren auf Offshore-Windenergie ausrichtet. Neben großen Leistungen beteiligen sich in einigen Staaten auch kleine Werke am Wettbewerb; in Litauen Werke mit einer Nennleistung >30 Kilowatt, in Frankreich Photovoltaikanlagen ab 100 Kilowatt und in den Niederlanden ab 15 Kilowatt.

Bei der Gesamtentwicklung der einzelstaatlichen Förderregelungen für erneuerbare Energien sind eine Reihe von Tendenzen zu verzeichnen, die auf eine mindestens teilweise Konvergenz der Förderregelungen hinweisen: Einspeisetarife erscheinen als das Mittel der ersten Wahl, vor allem zur Unterstützung kleinerer Installationen. In einigen Ländern, die mit QZS zusammenarbeiten, wurde EVS auch in ihre Programme zur Unterstützung kleiner Kapazität aufgenommen (Großbritannien und Italien).

Neun der 24 Mitgliedsstaaten, die mit preissensiblen Finanzierungsmodellen auskommen, nutzen heute ein EPS. Der Grund für diese Entscheidung könnte die notwendige Weiterentwicklung der Markteinführung des wachsenden Anteils der erneuerbaren Energien an der Gesamtstromversorgung sein. Immer mehr Länder nutzen wettbewerbsorientierte Angebote bei der Gewährung preisorientierter Fördermittel. Darüber hinaus hat die Haelfte der Mitgliedsstaaten generelle oder technologiebezogene Obergrenzen mit preissensitiven Finanzierungsinstrumenten festgelegt, die eine Kapazitäts- oder Haushaltsobergrenze fuer die Finanzierung vorgeben.

Die überwältigende Mehrheit der Länder, die sich nach wie vor auf dieses System verlassen (Belgien, Polen, Rumänien und Schweden), ist ausschließlich auf die Mengenkontrolle angewiesen. Der weitaus größte Teil der Mitgliedsstaaten finanzieren die Förderung von erneuerbaren Energieträgern durch Abgaben auf die Stromkonsumenten. Trotz dieser Entwicklung bleiben noch beträchtliche Schwierigkeiten, um einen Finanzierungsrahmen zu schaffen, der in der Lage ist, die gewünschten Ergebnisse zuverlässig, kostengünstig, im Einklang mit dem Binnenmarkt und der vollständigen Integration der erneuerbaren Energieträger auf dem Markt zu erwirken.

Sind in 14 EU-Ländern alle (oder ein Teil davon ) EE-Lieferanten mit Preis- und Vorhersagerisiken behaftet, heißt das auch, dass in der anderen Hälfe der EU-EE-Lieferanten ihre Installationen nach dem " produce and forget -Prinzip " weiterführen können. Selbst unter dem Gesichtspunkt der Effizienz sind die einzelstaatlichen Förderprogramme noch lange nicht aufeinander abgestimmt.

So sind beispielsweise für neue Windenergieanlagen (>1 MW) die Einspeisetarife aktuell von 6,3 ct/kWh für 12 Jahre (Bulgarien) auf über 13 ct/kWh für 20 Jahre (Italien und Zypern) durchgesetzt. Denn die Mitgliedsstaaten nützen die von der EU gewährten Möglichkeiten der Zusammenarbeit nur sehr begrenzt, um ihre eigenen Ausbauziele für erneuerbare Energien zu erreichen. Das einzige Beispiel für die Einrichtung von grenzüberschreitenden, gemeinschaftlichen Förderprogrammen ist die Einführung eines gemeinschaftlichen Kontingentsystems mit handelsüblichen Zertifikaten für erneuerbare Energien zwischen Schweden und Norwegen im Jahr 2012. Die Zusammenarbeit zwischen Staaten mit preissensiblen Förderprogrammen zur Schaffung von gemeinschaftlichen Förderprogrammen ist noch nicht erfolgt.

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