EEG-Reformkonzept des SRU

,



Die Energieblogger führen derzeit unter dem Namen „Germany’s Next Top EEG (GNTEEG)“ eine Aktion zur Bewertung verschiedener Reformvorschläge für die Energiewende durch. Gemeinsam bringen sie Licht ins Dunkel der Reformvorschläge, indem sie die einzelnen Vorschläge vergleichbar und vor allem einordenbar machen. Als Mitglied der „Energieblogger“ sprach das CleanEnergy Project mit Herrn Prof. Dr. Christian Hey vom Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) über das SRU-Eckpunktepapier „Den Strommarkt der Zukunft Gestalten“. Kurzbeschreibung des Konzeptes: Weiterentwicklung der gleitenden Marktprämie zu obligatorischer Direktvermarktung mittels reformierter Berechnungsmethode

Erscheinungsdatum: Oktober 2013
Durchführende Organisation: Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU)
Autoren: Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU)
Ansprechpartner: Prof. Dr. Christian Hey

Der SRU lehnt die Einführung eines Quotenmodells ab. Er empfiehlt stattdessen, die gleitende Marktprämie für alle neuen Anlagen verpflichtend einzuführen. Dabei sollte die Berechnungsgrundlage der Prämie so geändert werden, dass die Anreize gestärkt werden, Anlagen auf die Erhöhung des Marktwertes anstelle der erzeugten Strommenge auszurichten. Dafür sollten die Erzeuger unter realistischen Bedingungen mindestens mit den gleichen Erlösen rechnen können wie bisher mit der festen Einspeisevergütung. Die realisierbaren Markterlöse sowie die Marktprämie sollten technologie- und standortspezifisch auf Basis geeigneter Indikatoren ermittelt werden.

Anstelle einer 20-jährigen Förderbegrenzung sollte ein Gesamtkilowattstundenkonto vorgesehen werden. Bislang konnte durch eine Auslegung der Anlage, die die Anzahl der produzierten Kilowattstunden im 20-jährigen Förderzeitraum maximiert, die absolute Fördersumme gesteigert werden. Das Kilowattstundenkontingent impliziert dagegen für alle Anlagen eine ähnliche absolute Fördersumme. Damit wird ein Gesamterlös gesichert, auch wenn nicht eingespeister Strom nicht mehr vergütet wird. Gleichwohl muss das Niveau der Marktprämie kontinuierlich der tatsächlichen Technologiekostenentwicklung folgen und auf ein energiewirtschaftlich sinnvolles und kostengünstiges Portfolio von erneuerbaren Energien ausgerichtet werden.

HeySept10Interview

Herr Prof. Dr. Hey, wie unterscheidet sich Ihr Konzept vom bisherigen EEG beziehungsweise warum meinen Sie, dass das Bestehende geändert werden muss?

Die garantierte Festvergütung nach derzeitigem EEG verzichtet auf Marktsignale für ein nachfrageorientiertes Einspeiseverhalten und schafft damit einen Anreiz, die erzeugte Strommenge zu maximieren. Mit steigenden Anteilen erneuerbarer Energien wird ein markt- und nachfrageunabhängiges Einspeiseverhalten jedoch hohe volkswirtschaftliche Kosten zur Folge haben, da die Flexibilitäts- und Kapazitätsanforderungen an die Residualerzeugung und die Komplexität der Systemstabilisierung massiv steigen.

Der SRU schlägt eine graduelle Weiterentwicklung der bestehenden gleitenden Marktprämie vor, um nicht durch einen radikalen Systemwechsel den Ausbau der erneuerbaren Energien zu gefährden. Grundsätzlich folgt der SRU daher zunächst dem Ansatz, die Prämie als Vergütung der eingespeisten Arbeit auszuzahlen. Angesichts des bereits weitgehend erfolgten Wechsels bestehender Anlagen in die Direktvermarktung und der Notwendigkeit, die Nachfrageorientierung weiter ansteigender Anteile erneuerbarer Energien im Stromsystem zu verbessern, plädiert der SRU für eine obligatorische Direktvermarktung aller neu errichteten Anlagen; lediglich für Kleinstanlagen könnten während einer Übergangszeit Ausnahmen von der verpflichtenden Direktvermarktung erwogen werden.

Fördert dieses System eher eine zentrale oder dezentrale Energieversorgung?

Der Vorschlag des SRU orientiert sich nicht an zentraler oder dezentraler Energieversorgung, sondern geht vor allem davon aus, dass zukünftig Windkraft und Photovoltaik die Leittechnologien darstellen werden, an denen sich das System orientieren muss. Durch die vorgeschlagene Ausgestaltung der gleitenden Marktprämie soll sichergestellt werden, dass ein technologie- und standortdiversifiziertes Portfolio unter Berücksichtigung gesamtsystemischer Aspekte sichergestellt wird, weil dies gesamtwirtschaftlich effizienter sein kann als ein alleiniger Fokus auf die Minimierung der reinen Stromgestehungskosten.

Wie definieren Sie die Energiewende?

Die Energiewende bedeutet die umfassende Transformation zu weitestgehend klimaneutraler Energieproduktion bei gleichzeitiger Steigerung der Energieffizienz und der Reduktion des Energieverbrauchs. Der SRU geht davon aus, dass eine klimaneutrale Stromerzeugung notwendig und möglich ist. Sie ist notwendig, weil sich die Bundesrepublik Deutschland zusammen mit den anderen Mitgliedstaaten der Europäischen Union zu dem Ziel bekannt hat, die Treibhausgasemissionen bis 2050 um mindestens 80 Prozent gegenüber 1990 zu vermindern. Dies ist der Mindestbeitrag der Industrieländer zum international vereinbarten Ziel, die globale Durchschnittstemperatur um höchstens  zwei Grad Celsius gegenüber vorindustriellen Werten ansteigen zu lassen. Dieses Ziel ist nur mit einer weitestgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Stromversorgung zu erreichen, da deutliche Emissionsreduktionen im Stromsektor einfacher und kostengünstiger durchführbar sind als in anderen Sektoren.

Dabei sieht es der SRU für erwiesen an, dass es auch technisch möglich ist, den Strombedarf bis 2050 weitestgehend aus erneuerbaren Energiequellen zu decken und gleichzeitig ein hohes Niveau an Versorgungssicherheit zu gewährleisten, was zudem zu Kosten möglich sein wird, die langfristig unter denen einer konventionellen Stromversorgung liegen werden. Dies gilt, da anzunehmen ist, dass die Preise für fossile Energieträger in den nächsten Jahrzehnten aller Voraussicht nach weiter steigen werden.

Die Energiewende ist aber nicht auf die Stromerzeugung beschränkt. Die Energienachfrage aller Verwendungsbereiche (Wärme, Verkehr und industrielle Prozesse) sollte zur Erreichung der Klimaziele verstärkt auf Elektrizität als wichtigste Energieform umgestellt werden. Damit löst sich die heutige Trennung der Verwendungsbereiche auf. Es entsteht ein zunehmend integriertes Gesamtsystem mit vielen neuen Flexibilitätsoptionen. So können zeitweilige Erzeugungsüberschüsse an Strom in andere Verwendungsbereiche (zum Beispiel Wärme oder Elektromobilität) verschoben werden.

Welches übergeordnete Ziel liegt dem Vorschlag zu Grunde?

Weitestgehend vollständige Stromversorgung aus erneuerbaren Energien bis 2050.

Welche Energieform wird von diesen Änderungen am meisten profitieren und bei welchen sollte der Ausbau verlangsamt werden?

Profitieren würden die zukünftigen Leittechnologien Windkraft und Photovoltaik. Wegen der gravierenden ökologischen Folgen sowie unerwünschter Verlagerungseffekte sollte die Beendigung der Förderung von Anbau-Biomasse unbedingt erwogen werden.

Wie bringt dieses System Kostenwahrheit in den Markt? Werden externe Kosten beachtet?

Durch eine Umstellung auf erneuerbare Energien in der Stromerzeugung werden die externen Kosten gesenkt, weil die konventionelle Stromerzeugung wesentlich höhere externe Kosten verursacht. Zudem sind eine Revitalisierung des europäischen Emissionshandels sowie gegebenenfalls nationale Maßnahmen zur Wiederherstellung eines wirksamen CO2-Preissignals dringend geboten.

Wie sieht in Ihrem Konzept das Zusammenspiel der verschiedenen Energieformen aus? Gibt es sinnvolle Lösungen und die nötigen Anreize für den Ausgleich von Stromproduktionsschwankungen und zur Stromspeicherung?

Der steigende Anteil erneuerbarer Energien stellt hohe Anforderungen an die Flexibilität der konventionellen Stromerzeugung. Diese muss sich den Schwankungen der angebotsabhängigen Erzeugung aus Wind und Sonne anpassen. Zurzeit besteht ein Überangebot an unflexibler Leistung durch Atom- und Braunkohlekraftwerke. Die Folge sind niedrige Börsenstrompreise, der Export von Stromüberschüssen ins Ausland sowie Rentabilitätsprobleme von Gaskraftwerken. Gaskraftwerke werden jedoch für die flexible Bereitstellung der Residuallast benötigt. Gegenwärtig werden daher unterschiedliche Fördermechanismen diskutiert, die die Verfügbarkeit flexibler Erzeugungskapazitäten und damit die langfristige Versorgungssicherheit trotz der Rentabilitätsprobleme am Strommarkt sichern sollen.

Der SRU ist der Auffassung, dass zunächst jene Optionen ausgeschöpft werden müssen, die diese Herausforderungen effektiv adressieren und gleichzeitig die Funktionsfähigkeit des Energiemarktes stärken.

Zu diesen Optionen gehören Anreize für mehr Nachfrageflexibilität vor allem bei industriellen Großverbrauchern. Diese haben verschiedene technische Möglichkeiten, ihren Stromverbrauch in Zeiten mit knappem Stromangebot zu senken. Eine Marktflexibilisierung, insbesondere zur Stärkung der Rolle von Kurzfristmärkten mit besserer Einbindung des Netzbetreibers, könnte den schnellen und nicht exakt prognostizierbaren Angebotsschwankungen entgegen kommen. Zur Erhöhung der Versorgungssicherheit kann schon kurzfristig der Ausbau der vorhandenen Kapazitäten der Stromleitungen zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern beitragen.

Ist auch das Thema Wärme in Ihrem Konzept enthalten? Falls nein, warum nicht?

Wärme steht nicht im Fokus des Gutachtens, weil es sich um ein Gutachten zur Zukunft des Strommarktdesign in Deutschland handelt. Allerdings wird darauf hingewiesen, dass mittel- bis längerfristig Strom eine wesentlich stärkere Rolle im Wärmesektor spielen wird.

Welche Rolle spielt die Möglichkeit von Bürgerpartizipation in dem Modell?

Bürgerpartizipation wird im Gutachten des SRU als wichtiger Aspekt gewürdigt. Der Prozess der Transformation des Strommarktes ist in besonderem Maße auf Öffentlichkeit und Beteiligung von Gesellschaft und organisierten Akteuren angewiesen: als demokratische Teilhabe, als Möglichkeit Akzeptanz zu generieren und als Chance, der Unsicherheit und Offenheit des Prozesses Handlungsoptionen gegenüberzustellen. Bislang sind verschiedene Akteursgruppen in die Entscheidungsprozesse der Energiewende eingebunden worden und ihnen ist so eine Beteiligung ermöglicht worden. Neben der Einbindung von organisierten Akteuren gab es in den letzten zwei Jahren auch vielfältige Ansätze, neue Methoden gesellschaftlicher Partizipation zu stärken. Das ist begrüßenswert und kann als Anfang eines Prozesses verstanden werden, den es nun zu vertiefen gilt.

Eine erfolgreiche Energiewende wird bestärkt durch eine breite gesellschaftliche Teilhabe. Damit kann die Akzeptanz und Identifikation mit politischen Vorhaben eine Unterstützung erfahren. Als öffentliche, argumentative Auseinandersetzung gestaltet (Deliberation), kann Beteiligung eine gesellschaftliche Leitbildentwicklung prägen und tragen, Wissen zugänglich machen und Werte der Gemeinschaft kommunizieren.

Hinsichtlich des aktuellen Reformprozesses zum Strommarktdesign ist von besonderer Bedeutung, dass sich nicht nur einflussreiche und kurzfristige Partikularinteressen durchsetzen, sondern auch solche Akteure eine Rolle spielen, die die langfristige Transformationsaufgabe im Blick haben. Hilfreich sind hierfür insbesondere auch offene und formale Beteiligungsmöglichkeiten, die gezielt auch Angebote an weniger ressourcenstarke Interessen eröffnen. Einen Energiegipfel ohne Beteiligung von Vertretern der Umwelt- und Verbraucherverbände oder der Erneuerbare-Energien-Branchen sollte es zum Beispiel nicht mehr geben.

Wie stark spielt Klimaschutz und CO2-Reduktion eine Rolle in dem Vorschlag?

Klimaschutz und CO2-Reduktion sind der zentrale Ausgangspunkt der Überlegungen des SRU. Ihm geht es vor allem um die Frage, wie der kontinuierliche Ausbau der erneuerbaren Energien sichergestellt werden kann, sodass auch die klimapolitischen Langfristziele erreichbar bleiben. Zentrale Themen hierbei sind die Effizienz und die Refinanzierung der Investitionen in Erneuerbare-Energien-Anlagen, Speicher und die ergänzende Infrastruktur, wie Netze.

Eine zentrale Rolle für die Reduktion von CO2-Emissionen spielt es, dass inflexible fossile Kraftwerke sukzessive aus dem Markt ausscheiden, damit der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien kosteneffizient gelingen kann. Durch einen hinreichend hohen CO2-Preis werden die Grenzkosten der emissionsintensiven und inflexiblen Kohlekraftwerke, das heißt insbesondere von Braunkohlekraftwerken, stärker erhöht als die der Gaskraftwerke. Damit hat der CO2-Preis einen direkten Einfluss auf die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke am Strommengenmarkt. Dies unterscheidet den CO2-Preis von Kapazitätsmechanismen, die zwar Einkommensströme generieren, aber nicht zum häufigeren Einsatz von Gaskraftwerken am Strommengenmarkt führen. Der SRU befürwortet daher die Wiederbelebung des  europäischen Emissionshandels, als primäres und vorzugswürdiges Instrument zur Wiederherstellung einer hinreichenden CO2-Bepreisung. Durch eine Verknappung des Budgets könnten steigende Zertifikatpreise erreicht werden. Als rahmensetzendes Instrument der Klimapolitik würde der Emissionshandel genau den für die Energiewende notwendigen Strukturwandel im fossilen Kraftwerkspark kostenminimierend anreizen. Alternativ muss über eine höhere nationale Bepreisung von CO2 durch die Aufhebung der bestehenden Ausnahmen im Energiesteuergesetz (sogenannte Ökosteuer) für Stromerzeugungsanlagen nachgedacht werden. Zudem sollten auch ordnungsrechtliche Instrumente nicht ausgeschlossen werden.

Vielen Dank, Herr Prof. Dr. Hey.

Die Übersichts-Check-Box

Ja

Teilweise

Nein

Differenzierung

     

Technologiespezifisches Modell (unterschiedliche Energieformen werden unterschiedlich behandelt)

 

x

 

Regional differenziertes Modell (auf regionale Gegebenheiten wird Rücksicht genommen)

x

   

Technologieneutrales Modell

   

x

Vergütung

     

Einspeisevergütung (ct/kWh)

   

x

Marktprämie (ct/kWh)

x

   

Kapazitätsprämie (in €/kW)

x

   

Quotenmodell

   

x

Investitionszuschuss

   

x

Ganzheitlichkeit

     

Anreize für Energieeffizienz werden berücksichtigt

   

x

Schließt den Wärmesektor in den Betrachtungen mit ein

   

x

Schließt den Verkehrssektor in den Betrachtungen mit ein

   

x

Beinhaltet Lösungen und Anreize für den Ausgleich von Stromproduktionsschwankungen und zur Stromspeicherung

 

x

 

Klimaschutz ist Bestandteil des Modells

x

   

Dezentralität steht im Fokus

 

x

 

Investitionssicherheit besteht auch für kleine Akteure

x

   

Jährliches Ausbauvolumen begrenzt

 

x

 

100% Erneuerbare sind das oberste Ziel

x

   

Eine Übersicht über alle von den Energiebloggern untersuchten Reformvorschläge gibt es hier:
Die gesammelten Inhalte von GNTEEG

Herr Prof. Dr. Hey, wie unterscheidet sich Ihr Konzept vom bisherigen EEG beziehungsweise warum meinen Sie, dass das Bestehende geändert werden muss?

Die garantierte Festvergütung nach derzeitigem EEG verzichtet auf Marktsignale für ein nachfrageorientiertes Einspeiseverhalten und schafft damit einen Anreiz, die erzeugte Strommenge zu maximieren. Mit steigenden Anteilen erneuerbarer Energien wird ein markt- und nachfrageunabhängiges Einspeiseverhalten jedoch hohe volkswirtschaftliche Kosten zur Folge haben, da die Flexibilitäts- und Kapazitätsanforderungen an die Residualerzeugung und die Komplexität der Systemstabilisierung massiv steigen.

Die gleitende Marktprämie nach § 33 EEG soll Anreize für eine verstärkte Marktorientierung auf freiwilliger Basis liefern. Sie dient einerseits dem Ausgleich von Mindererlösen aufgrund – im Vergleich zur fixen Einspeisevergütung – geringerer Preise am Strommarkt und andererseits der Kompensation von mit dem Markteintritt verbundenen Risiken. Hierzu zählt zum einen die grundsätzliche Ungewissheit über die Preisentwicklung am Strommarkt. Insbesondere für dargebotsabhängige erneuerbare Energien erwachsen aus der Direktvermarktung weitere Risiken durch die Pflicht, die prognostizierte (und verkaufte) Strommenge tatsächlich zu erzeugen und einzuspeisen oder Fehlmengen auf dem Markt hinzu zu kaufen.

Anlagenbetreiber, die in die Direktvermarktung wechseln, erhalten für jede abgesetzte Kilowattstunde – zusätzlich zum erlösten Marktpreis – die gleitende Marktprämie ausbezahlt. Die gleitende Marktprämie errechnet sich aus der Differenz zwischen der für die jeweilige Technologie festgelegten EEG-Vergütung und dem mit dieser Technologie erzielbaren durchschnittlichen monatlichen Börsenpreis für Strom. Je höher die durchschnittlichen Marktpreise einer Technologie werden, desto kleiner wird folglich die Marktprämie und umgekehrt. Durch die gleitende Anpassung auf Monatsbasis können Strompreisschwankungen über das Jahr ausgeglichen werden.

Das Problem einer unzureichenden Marktpreisprognose mit der Gefahr einer Unter- oder Überförderung entfällt. Die Attraktivität der Direktvermarktung liegt für den Anlagenbetreiber in der Möglichkeit, mit der Anlage einen höheren Markterlös als den durchschnittlichen technologiespezifischen Börsenpreis zu erzielen und zusammen mit der Marktprämie einen höheren Gesamterlös zu erhalten als bei der festen EEG-Vergütung. Zudem wird für jede direkt vermarktete Kilowattstunde eine fixe Managementprämie gezahlt. Diese dient einerseits dem Risikoausgleich, insbesondere mit Blick auf Prognosefehler dargebotsabhängiger Energiequellen, und andererseits der Deckung des erhöhten Verwaltungsaufwands für die Direktvermarktung. Zudem erlaubt sie den Direktvermarktern, den Anlagenbetreibern zusätzliche finanzielle Anreize zu geben, damit diese an der Direktvermarktung teilnehmen. Angesichts der sich rasch verbessernden Güte der Einspeiseprognosen und sinkender administrativer Kosten der Direktvermarktung aufgrund von Lerneffekten wurde die Höhe der Managementprämie nach unten korrigiert, um Mitnahmeeffekte zu vermeiden.

Damit sich der Wechsel in die Direktvermarktung mit gleitender Marktprämie und eine gleichzeitig verstärkte Wertorientierung für einen Anlagenbetreiber tatsächlich lohnt, muss die höhere Vergütung je Kilowattstunde – bestehend aus potenziell höheren erzielbaren Marktpreisen und Marktprämie – die Mindererträge aufgrund einer voraussichtlich geringeren eingespeisten Arbeitsmenge kompensieren; zudem müssen die Kosten möglicher Prognosefehler und des erhöhten administrativen Aufwands gedeckt werden. Die realistische Perspektive, in der Direktvermarktung höhere Gesamteinnahmen zu erzielen, ist unverzichtbar, um Investoren zu einem wertorientierten Anlagenbetrieb zu motivieren. Denn auch mit gleitender Marktprämie sind Anlagenbetreiber einem höheren wirtschaftlichen Risiko ausgesetzt, wenn sie sich wertorientiert verhalten, als bei einer mengenorientierten Konzeption der Anlage.

Zu den ohnehin bestehenden Unsicherheiten, wie notwendige Instandhaltungskosten und dem Wetter in der geplanten Anlagennutzungsdauer, kommen in der Direktvermarktung zusätzliche Unsicherheiten, vor allem hinsichtlich der Preisentwicklung zu verschiedenen Tages- und Jahreszeiten, hinzu. Die mit der größeren Unsicherheit einhergehenden höheren Risiko- und Refinanzierungskosten müssen durch die Aussicht auf höhere Gewinne kompensiert werden.

Der SRU schlägt eine graduelle Weiterentwicklung der bestehenden gleitenden Marktprämie vor, um nicht durch einen radikalen Systemwechsel den Ausbau der erneuerbaren Energien zu gefährden. Grundsätzlich folgt der SRU daher zunächst dem Ansatz, die Prämie als Vergütung der eingespeisten Arbeit auszuzahlen. Angesichts des bereits weitgehend erfolgten Wechsels bestehender Anlagen in die Direktvermarktung und der Notwendigkeit, die Nachfrageorientierung weiter ansteigender Anteile erneuerbarer Energien im Stromsystem zu verbessern, plädiert der SRU für eine obligatorische Direktvermarktung aller neu errichteten Anlagen; lediglich für Kleinstanlagen könnten während einer Übergangszeit Ausnahmen von der verpflichtenden Direktvermarktung erwogen werden.

Die Reformvorschläge des SRU betreffen zudem insbesondere die Festlegung des Förderzeitraums und die Berechnung der Höhe der gleitenden Marktprämie. Durch Einführung eines festen Kilowattstundenkontingents förderfähiger Arbeit je Leistungseinheit wird eine stärkere Marktintegration der erneuerbaren Energien angereizt. Durch eine neue Berechnungsmethode für die gleitende Marktprämie soll gewährleistet werden, dass Investoren auch zukünftig weitgehend sichere Refinanzierungsbedingungen vorfinden und die Risikoaufschläge mithin gering bleiben.

Gleichzeitig soll eine standortbedingte Unter- oder Überförderung vermieden und die Steuerung des Zubaus nach Maßgabe einer gesamtsystemischen Portfolio-Optimierung erleichtert werden. Ferner soll die Festlegung der anlagenspezifischen Fördersummen zukünftig kostenorientierter und „politikfreier“ erfolgen.

Festes spezifisches Kilowattstundenkontingent je Anlage
Eine zentrale Änderung gegenüber dem derzeitigen Fördersystem stellt die Umstellung von einer zeitlichen Befristung der Förderdauer (zwanzig Jahre) auf eine Begrenzung der geförderten Arbeit je Anlage dar. Das spezifische förderfähige Kilowattstundenkontingent einer Anlage wird mittels technologie- und standortorientierter Indikatoren berechnet. Mit der Festlegung einer maximalen Anzahl förderfähiger Kilowattstunden werden zusätzliche Anreize geschaffen, dass Anlagenorientierung und Einspeiseverhalten volkswirtschaftlich optimiert werden:

Im Rahmen der bisherigen zeitlichen Begrenzung erhalten mengenorientierte Anlagen eine höhere absolute Förderung als wertorientierte Anlagen, da sie im befristeten Förderzeitraum eine größere Arbeitsmenge erbringen. Dies gilt unabhängig davon, ob sie von der optionalen Marktprämie Gebrauch machen oder in der festen Einspeisevergütung verbleiben. Durch die Fixierung eines spezifischen Kilowattstundenkontingents erhalten wertorientierte Anlagen eine ähnliche absolute Fördersumme, wenn auch über einen längeren Zeitraum verteilt. Die Limitierung der geförderten Arbeit und nicht des Förderzeitraums stärkt daher die finanzielle Attraktivität, die Anlagen in der Investitionsphase auf Wertorientierung auszulegen.

Anlagenbetreiber haben einen Anreiz, nur dann Strom einzuspeisen, wenn die Marktpreise – und dementsprechend der volkswirtschaftliche Nutzen – des gelieferten Stroms positiv ist.

Um die oben angesprochenen Anreizwirkungen entfalten zu können, muss das spezifische Kilowattstundenkontingent eine bindende Restriktion sein. Das förderfähige spezifische Kilowattstundenkontingent sollte zusammen mit der spezifischen Vergütungshöhe je Kilowattstunde so festgelegt werden, dass die hierdurch gesicherten Gesamteinnahmen, bestehend aus Prämienzahlungen und Markterlösen, die Deckung der Investitions- und Wartungskosten gewährleisten und zugleich den langfristigen, effizienten Betrieb der Anlage anreizen. Dabei ist allerdings auch eine Überförderung besonders günstiger Standorte zu vermeiden, um die Gesamtförderkosten nicht unnötig zu erhöhen und dadurch die Akzeptanz des geförderten Ausbaus der erneuerbaren Energien zu gefährden.

Das maximale Kilowattstundenkontingent wie auch der Referenzerlös sollte technologie- und standortspezifisch bestimmt werden. Es ist auf die Auswahl geeigneter, objektiver Indikatoren und eine transparente Berechnungsmethode zu achten, um Mitnahmeeffekte zu vermeiden und Anreize zu schaffen, dass Erneuerbare-Energien-Anlagen effizient ausgelegt und betrieben werden.

Berechnung der Marktprämie mittels Referenzerlösmodell
Der SRU schlägt ferner eine veränderte Berechnungsmethode für die Höhe der gleitenden Marktprämie vor. Wie im bisherigen Modell, dient die reformierte Marktprämie des SRU-Vorschlags dazu, Mindererlöse aus der Direktvermarktung gegenüber einem für die Refinanzierung notwendigen Einnahmeniveau zu kompensieren. Ausgangsbasis der Berechnungsmethode ist, dass eine mengenorientierte Anlage, die ihren erzeugten Strom auf dem Strommengenmarkt anbietet, ähnliche Gesamteinkünfte wie im jetzigen EEG-Fördermodell mit fixer Einspeisevergütung erhält. Die Summe der über die voraussichtliche Nutzungsdauer anfallenden Markterlöse und Prämienzahlungen soll die Refinanzierung der Anlage mit großer Sicherheit gewährleisten, um hohe Risikoaufschläge seitens der Investoren zu vermeiden. Gleichzeitig soll eine Überförderung besonders günstiger Standorte sowie die Unterförderung meteorologisch eher ungünstiger, jedoch mit Blick auf das Gesamtportfolio sinnvoller Standorte vermieden werden. Letzteres ist von Relevanz, da ein technologie- und standortdiversifiziertes Portfolio unter Berücksichtigung gesamtsystemischer Aspekte – wie beispielsweise Netzausbauerfordernisse oder die Komplementarität von Einspeiseprofilen – gesamtwirtschaftlich effizienter sein kann als ein alleiniger Fokus auf die Minimierung der reinen Stromgestehungskosten.

Differenziert nach Technologie und Standort-Cluster werden mengenorientierte Referenzanlagen definiert. Für diese mengenorientierten Referenzanlagen wird im hier vorgeschlagenen Modell ein Referenzerlös je geförderter Kilowattstunde festgelegt. Dieser Referenzerlös entspricht in seiner Funktion und seiner erforderlichen Höhe den fixen Einspeisevergütungen im heutigen System, das heißt er soll die sichere Refinanzierung einer (mengenorientierten) Anlage sicherstellen. Analog zum derzeitigen System berechnet sich die gleitende Marktprämie dann als Differenz zwischen dem (technologie- und standortspezifischen) Referenzerlös und dem durchschnittlichen Markterlös je Kilowattstunde, den die entsprechende mengenorientierte Referenzanlage im jeweiligen Berechnungszeitraum am Markt erzielt hätte.

Zur Bestimmung des geeigneten Berechnungszeitraums für die Ermittlung der Marktprämie bedarf es noch weiterer Untersuchungen. Er sollte jedoch ein Jahr nicht übersteigen, um ausreichend flexibel auf Änderungen des Preisniveaus am Strommarkt reagieren zu können. Übersteigt der durchschnittliche Marktpreis des von der Referenzanlage erzeugten Stroms den Referenzerlös je Kilowattstunde, wird keine Prämie ausgezahlt; die geleistete Arbeit wird dennoch vom förderfähigen Kilowattstundenkontingent abgezogen, um eine Überförderung zu vermeiden. Wenn die im maximalen förderfähigen Kilowattstundenkontingent festgeschriebene Arbeitsmenge geleistet wurde, deren gesamte Vergütungshöhe je Kilowattstunde mindestens der Höhe des Referenzerlöses entspricht, sollten die Investitions- und Wartungskosten der Anlage weitestgehend refinanziert sein.

Im Gegensatz zum derzeitigen System, das auf reale Produktionsportfolios zur Berechnung der Marktprämie zurückgreift, handelt es sich bei der mengenorientierten Referenzanlage um eine virtuelle Erzeugungsanlage, deren eingespeiste Strommengen und Strommarkterlöse auf Basis realer Wetter- und Preisdaten stundengenau simuliert werden.

 

Leave a Reply