Forscher weisen bei EEG-Ideen auf Nutzen-Abwägung hin

Berlin (energate) - Die Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) soll bis Ende dieses Jahres den parlamentarischen Prozess durchlaufen haben. Energieverbände haben viele Vorschläge gemacht, wie die Novelle ausgestaltet werden könnte. Nicht jeden Vorschlag halten Forscher, die sich wissenschaftlich mit dem Stromsystem beschäftigen, aber für sinnvoll. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) hatte etwa unter anderem gefordert, dass Anlagenbetreiber im neuen System zwischen verschiedenen Märkten wechseln können sollen. Das hält Karsten Neuhoff, Professor an der Technischen Universität Berlin und Forschungsdirektor am DIW Berlin, für keine gute Idee, erklärte er auf energate-Anfrage. Wenn Erneuerbare-Energie-Anlagen langfristig gegen geringe Strompreise abgesichert seien, könnten sie die Investitionen mit großen Anteilen von Darlehen oder Bonds kostengünstig finanzieren. Das ermögliche ein Differenzvertrag. "Aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive macht es keinen Sinn, Stromerzeugern die Option zu geben, aus den langfristigen Verträgen auszusteigen, sollten Strompreise höher sein als heute erwartet", sagte Neuhoff. Das sei natürlich attraktiv für Erzeuger; doch die Absicherung der Stromkunden gegen hohe Strompreise gehe verloren.

Deutlicher Befürworter der Wechsel-Möglichkeit ist allerdings Stefan Ulreich, Professor für Energiehandel, Risikomanagement, Energiepolitik, Wirtschaftsinformatik an der Hochschule Biberach. Ein Wechsel solle auf jeden Fall möglich sein, um die verschiedenen Marktplätze miteinander preislich zu koppeln, sagte er auf Anfrage. Andreas Luczak, Professor für Nachhaltige Energietechnologien an der Hochschule für Angewandte Wissenschaften Kiel, glaubt dahingegen nicht, dass die Möglichkeit, zwischen verschiedenen Märkten wechseln zu können, die gesamtwirtschaftlichen Kosten entscheidend beeinflusse, sagte er auf Nachfrage von energate. Entscheidend sei, dass die regulatorische Wirtschaftlichkeit am Ende in der Summe groß genug sei, um die Ausbauziele zu erreichen.

Warnung vor zu starker Komplexität

Der BEE hatte zudem eine prozentual vom Strompreis abhängige Direktvermarktungskomponente vorgeschlagen. Der Nutzen rechtfertige nicht die zusätzliche Komplexität der Regulatorik, sagte Luczak dazu. Das damit adressierte Risiko von Kostensteigerungen betreffe in erster Linie die Betriebskosten und diese seien bei Wind und PV im Vergleich zu den Investitionskosten eher untergeordnet. "Die immer weiter steigende Komplexität des EEGs führt letztlich auch zu Markteinstiegsbarrieren und höheren gesamtwirtschaftlichen Kosten", so der Professor.

Wenn Contracts for Difference (CfDs) den Ausbau der Erneuerbaren so ermöglichen sollen, dass sie zu bezahlbaren Strompreisen und auskömmlichen Renditeerwartungen führen, gleichzeitig systemdienlich erfolgen und zudem die Strommärkte stärken sollen, muss laut Ulreich auf drei Punkte geschaut werden. Zum einen sei es wichtig, Investitionen in langlebende Assets zu ermöglichen. "Wenn Investoren öffentliche Finanzhilfen beantragen, geschieht dies in der Regel dann, wenn zusätzliche Sicherheit erforderlich ist, um ihre Entscheidung voranzutreiben." Zweiseitige CfD-Programme könnten diese Sicherheit bieten, so der Professor. Er befürwortet eine Vergabe von CfD-Unterstützung durch freiwillige, wettbewerbsorientierte Verfahren mit klarer Ausschreibungsstruktur und klarem Budget. Außerdem sollten nicht preisbezogene Kriterien auf Ausschreibungen beschränkt werden, ohne den Dispatch auf den Strommärkten zu beeinträchtigen, und es sollte eine EU-weite Harmonisierung geben.

Zudem müsse man auf die Preissignale für Dispatch achten. "Auf den europäischen Strommärkten werden zunächst die günstigsten Ressourcen aktiviert, um die Nachfrage der Verbraucher zu decken. Meist handelt es sich dabei um erneuerbare und kohlenstoffarme Stromquellen, da die Kosten für ihre Aktivierung und Verteilung geringer sind als bei anderen Energietechnologien." Um diese Eigenschaft zu erhalten, müsse das Preissignal des Strommarktes bewahrt werden, so Ulreich. Dazu sollten aus seiner Sicht alle Technologien, die im Rahmen eines zweiseitigen CfD unterstützt werden, auf dem Strommarkt bieten. Außerdem solle die finanzielle Unterstützung ausgesetzt werden, wenn die Strommarktpreise negativ sind. Darüber hinaus sollten die für die finanzielle Unterstützung herangezogenen Referenzpreise neben den Spotmärkten auch Terminmärkte - Monate, Kalenderprodukte - umfassen. "Damit besteht eine gute Chance, die Verbraucherpreise auf einem angemessenen Niveau zu halten, einen fairen Wettbewerb zwischen allen Stromerzeugern zu gewährleisten und die Flexibilität des europäischen Verbundnetzes zu erhalten", sagte Ulreich.

Vorschlag für einen Erneuerbare-Energien-Pool

DIW-Forschungsdirektor Neuhoff plädierte dafür, die Differenzverträge in einem Erneuerbare-Energien-Pool zusammenzufassen und zu dem gemittelten Preis aller Verträge an Stromkunden weiterzugeben. Die Betreiber von Wind- und Solarprojekten sähen sich durch die Einführung von CfDs mit geringeren Finanzierungskosten konfrontiert, sagte er. Diese Vorteile sollten durch den Pool an die Kunden weitergegeben werden. "Bei geringen Strompreisen kommen Stromkunden für die Zahlungen auf, bei hohen Strompreisen erhalten sie diese. In Summe mit den Strompreisen, die sie ja auch zahlen müssen, erhalten sie so Strom aus erneuerbarer Energie zu einem festen Preis." Dafür seien keine Zahlungen aus dem Bundeshaushalt notwendig, das Marktdesign sei haushaltsneutral. Notwendig sei dafür allerdings eine staatliche Absicherung des Pools. Mit einem solchen Pool ermöglichten Wind- und Solarenergie verlässlich bezahlbare Strompreise, so Neuhoff.

"Fusions-CfDs"

Nach der EU-Binnenmarktstromrichtlinie muss Deutschland einen Abschöpfungsmechanismus für Mehrerlöse in die EEG-Novelle aufnehmen. Diskutiert wird aktuell eine produktionsunabhängige und eine abhängige Abschöpfung. Die Ansichten dazu sind geteilt: Während etwa der BEE eine produktionsabhängige Vergütung fordert, plädiert der Thinktank Agora Energiewende für eine produktionsunabhängige Vergütung.

Wichtig bei CfDs seien kurze Referenzperioden, etwa Viertelstunden, und Referenzpreise vor Ort, sagte der DIW-Forschungsdirektor Neuhoff. Er verwies auf sogenannte "Fusions-CfDs", die die EU-Kommission in ihren Leitlinien für die Ausgestaltung der Differenzverträge eingeführt hat. Diese basierten auf der tatsächlichen Produktion, es sei denn, die Day-Ahead-Preise seien beispielsweise negativ. Dann basierten sie auf dem Wind- oder Solarproduktionspotenzial. "Fusions-CfDs vereinfachen somit die Finanzierung, stärken den Wettbewerb in den Ausschreibungen und ermöglichen somit eine kostengünstigere Energieversorgung für Stromkunden", betont Neuhoff. Zugleich sicherten Fusions-CfDs mit kurzen Referenzperioden die gewünschten Anreize für systemfreundliche Betriebs- und Wartungsentscheidungen.

Nutzen der Netzdienlichkeit vs. Nutzen der Gewinnabschöpfung

Die in Ausschreibungen vorgegebenen Obergrenzen des Floors und des Caps müssten hoch genug sein, damit die Ausschreibungen zur Erzielung der Ziel-Ausbaumenge nicht unterzeichnet seien, also höher als die festgelegte Obergrenze für Gebote im aktuellen Ausschreibungsverfahren, antwortete sein Kollege Luczak auf die Frage, wie CfDs ausgestaltet sein sollten. Je mehr man Wert lege auf systemdienliches Anlagendesign, etwa eine Ost-West-Ausrichtung bei PV-Anlagen und eine Kombination mit Batteriespeichern, desto größer müsse die Differenz der vorgegebenen Obergrenzen von Floor und Cap sein. "Die Abwägung zwischen dem Nutzen der Netzdienlichkeit und dem Nutzen der Vergemeinschaftung der Gewinnabschöpfung muss sorgfältig geprüft werden", so Luczak.

Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) hatte Ende Januar angekündigt, bei der EEG-Novelle solle eine stärkere Systemintegration im Fokus stehen. Geplant ist ein CfD-Modell, in dem der Ausbau großer PV-Freiflächenanlagen stärker netzorientiert gelenkt werden soll. Die Erneuerbarenbranche wartet nun auf den Gesetzesentwurf. Das geleakte Netzpaket hatte die Branche allerdings zusätzlich verunsichert. Hartmut Brösamle, COO des Projektierers WPD, hatte das Papier gegenüber energate als einen möglichen "Frontalangriff auf die erneuerbaren Energien" bezeichnet. Druck bei der EEG-Novelle kam indessen auch aus der Finanzbranche. Christoph Illig, Leiter Energiewirtschaft bei der Deutschen Kreditbank, warnte vor einem Finanzierungsrisiko durch ein zu langes Zögern bei der EEG-Novelle. /kij