BDEW: So gelingt die Finanzierung der Energiewende

Säule 1 sieht die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit Erneuerbarer Energien im Rahmen des Strommarktes vor. Der Markt und dessen Preissignale sollen die Basis für die Investitionsentscheidung darstellen. Der Umgang mit schwankenden Preisen ist zugleich Chance und Risiko sowie der zentrale Baustein für Wettbewerb und Treiber für Innovationen. Ziel der vom BDEW vorgeschlagenen Maßnahmen ist es, Hemmnisse bei der Vermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien abzubauen. Dies gelingt ohne Förderinstrumente. Drei Maßnahmen müssen dazu ergriffen werden:

• Umstellung der gleitenden auf eine „symmetrische Marktprämie“
  Die gegenwärtige gleitende Marktprämie mindert auch für eigentlich wettbewerbsfähige Erneuerbare-Energien-Anlagen die Risiken bei niedrigen Strompreisen und belässt die Chancen auf Mehrerlöse bei steigenden Strompreisen beim Investor. Investoren haben folglich keinen Anreiz für Investitionen außerhalb des EEG. Erst wenn durch die „symmetrische Marktprämie“ potentielle Mehrerlöse abgeschöpft und auf das EEG-Konto eingezahlt werden, entsteht der Anreiz, Anlagen ohne Inanspruchnahme des EEG zu errichten. Eine „symmetrische Marktprämie“ führt bei steigenden Strompreisen somit zu einer Entlastung der Verbraucher, da Anlagenbetreiber, die die Absicherung des EEG weiterhin beanspruchen, dann auf das EEG-Konto einzahlen.

• Kartellrechtliche Klarstellung zur Refinanzierung von Erneuerbare-Energien-Anlagen
  Langfristige Stromlieferverträge zwischen Energieversorgungsunternehmen sind nicht ausdrücklich verboten, jedoch mit rechtlichen Unsicherheiten behaftet. Aus Sicht des BDEW sollten langfristige Stromlieferverträge zwischen Energieversorgungsunternehmen im Wettbewerbsrecht – anders als heute – ausdrücklich gestattet werden. Dies könnte zum Beispiel eine explizite Zulassung von Verträgen mit einer Laufzeit von bis zu 20 Jahren sein. Voraussetzung ist, dass diese Verträge der finanziellen Absicherung von neu zu errichtenden Stromerzeugungsanlagen auf Basis Erneuerbarer Energien dienen. 

• Strompreiskompensation für Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen
  Momentan erhalten stromintensive Unternehmen eine Strompreiskompensation, die den Anteil der CO₂-Kosten im Strompreis ausgleichen und die internationale Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen erhalten soll. Bei Strombezug aus Erneuerbaren Energien wird diese Strompreiskompensation nicht gewährt. Für stromintensive Unternehmen ist es daher attraktiver, Strom aus fossilen Energieträgern zu beziehen als ungeförderten Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen. Aus Sicht des BDEW müssen stromintensive Unternehmen zukünftig auch dann eine vollständige CO₂-Kosten-Kompensation erhalten, wenn sie nicht-geförderten Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen beziehen. Nur dann ist zu erwarten, dass diese Unternehmen Power Purchase Agreements (PPA, Stromliefervertrag) abschließen, die sowohl den Erzeugern als auch den Abnehmern grünen Stroms einen soliden Planungshorizont verschaffen.

Säule 2 dient der Flankierung des Erneuerbare-Energien-Zubaus und stellt das Erreichen der Ausbauziele für Erneuerbare Energien sicher. Denn allein durch PPA (s. Säule 1) werden die von der Bundesregierung gesteckten Ausbauziele bis auf Weiteres wohl nicht erreicht. Diese Ansicht teilen auch die Wissenschaftler des Deutschen Instituts für Wirtschaft (DIW). Langfristige Stromverträge für Neuinvestitionen haben laut den DIW-Forschern zwei Nachteile: Erstens erschwert das Ausfallrisiko des Stromabnehmers die günstige Finanzierung der Projekte. Deshalb steigen die Kapitalkosten, was gerade bei den kapitalintensiven Erneuerbaren Energien die Gesamtkosten besonders erhöht. Zweitens erhöhen sich beim Stromabnehmer die Finanzierungskosten, da PPA von Ratingagenturen als Verbindlichkeiten bewertet werden – und damit die Bonität beeinträchtigen.

Für die Absicherung der Zielerreichung schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:

• Im Rahmen eines engen Monitorings wird ein Szenariorahmen erarbeitet und in regel-mäßigen Abständen überprüft, ob die Ausbauvolumina ausreichen, um die politisch definierten Ziele zu erreichen.

• Wenn der Ausbau marktgetrieben nicht ausreichend erfolgt, kommt es zur Ausschreibung der erforderlichen Kapazitäten, die notwendig sind, um die Ausbauziele zu erreichen. Es bedarf also weiterhin eines Ausschreibungssystems.

• Gleichzeitig werden durch die Einführung der symmetrischen Marktprämie (siehe oben) im Rahmen der Direktvermarktung zum einen die Investitionssicherheit für die Akteure gestärkt und zum anderen die Kosteneffizienz des Ausbaus Erneuerbarer Energien gesteigert.

Säule 3 soll dazu beitragen, Prosumer-Lösungen effizient voranzubringen und auf sinnvolle Weise in das Energieversorgungssystem zu integrieren, um so die Potenziale einer aktiven Teilhabe der industriellen, gewerblichen und privaten Letztverbraucher bei der Umsetzung der Energiewende zu erschließen.

Der BDEW sieht große Potenziale bei Prosumern und kleineren, dezentralen Erzeugungsanlagen, die durch die gegenwärtige Eigenverbrauchsprivilegierung allerdings nicht gehoben werden. Mit dem nunmehr vorgeschlagenen Rechtsrahmen für Prosumer adressiert der BDEW mehrere Ziele, die mit den gegenwärtigen Regelungen nicht erreicht werden können:

• Die Förderung sollte angemessen sein und Überrenditen ausschließen.

• Die Höhe der Förderung sollte transparent sein, um als Grundlage für politische Entscheidungen herangezogen werden zu können – etwa im Hinblick auf den gewünschten Umfang bzw. das zur Verfügung stehende Budget.

• Die Förderung sollte robust gegenüber Änderungen am regulatorischen Rahmen sein und den Akteuren, die sie in Anspruch nehmen, Investitionssicherheit geben.

• Die Förderung sollte eine Markt- und Systemintegration der Flexibilitäten von Prosumern ermöglichen. Das heißt, dass Marktpreissignale an dieser Stelle wirken können, damit die unter der Bevorteilung errichteten Assets eine systemdienliche Wirkung entfalten können.

• Die Ausgestaltung der Förderung sollte den unterschiedlichen Kundenbedürfnissen Rechnung tragen, das heißt so ausgestaltet sein, dass die gewünschten Akteure sie auch annehmen.

Um die symmetrische Marktprämie zu verstehen, ist es zunächst erforderlich, die gleitende Marktprämie zu kennen. Die gleitende Marktprämie gleicht die Differenz zwischen einem anzulegenden Wert (Gebotswert in der Auktion, oft als EEG-Förderhöhe bezeichnet) und dem durchschnittlichen monatlichen Marktwert des Stroms aus.

Beispiel: Wenn der durchschnittliche monatliche Marktwert einer Kilowattstunde Strom aus einer Anlage 3 ct/kWh wert ist und der anzulegende Wert 5 ct/kWh beträgt, erhält der Anlagenbetreiber 2 ct/kWh Marktprämie. Wenn der monatliche durchschnittliche Marktwert über den anzulegenden Wert (in unserem Beispiel 5 ct/kWh) steigt, dann sinkt die Marktprämie auf „Null“. Auch wenn der Marktwert über den anzulegenden Wert steigt, bleibt die Marktprämie bei 0 ct/kWh. Der Anlagenbetreiber kann die Mehrerlöse aus dem Markt für sich behalten. Die Marktprämie sichert also das Risiko niedriger Preise ab, belässt aber die Chancen auf hohe Preise beim Betreiber der Anlage.

Die symmetrische Marktprämie funktioniert ähnlich wie die gleitende Marktprämie, schöpft aber Mehrerlöse, die den anzulegenden Wert übersteigen, ab. Steigt also der Marktwert des Stroms über den anzulegenden Wert, so wird die Marktprämie negativ.

Beispiel: Der durchschnittliche monatliche Marktwert beträgt 7 ct/kWh, der anzulegende Wert beträgt 5 ct/kWh. Daraus ergibt sich eine Marktprämie von (-) 2ct/kWh. Diesen Betrag muss der Anlagenbetreiber auf das EEG-Konto einzahlen und trägt so zur Entlastung der Letztverbraucher bei, weil seine Einzahlung die EEG-Kosten reduziert.

Gemeint ist ein langfristiger Stromliefervertrag – meist mit einer Vertragsbindung zwischen 5 und 10 Jahren. Aber auch längere Verträge sind zwischen Lieferant (im Zusammenhang mit den Erneuerbaren meist der Anlagenbetreiber) und Gewerbekunde möglich.

Bedeutet, dass jede Kilowattstunde einer Anlage unmittelbar so auskömmlich gefördert wird, dass eine Refinanzierung möglich ist. Jede Kilowattstunde wird vergütet, unabhängig davon, ob sie selbst verbraucht oder in das Netz eingespeist wird. Im Gegenzug wird jede verbrauchte Kilowattstunde so behandelt, als sei sie über das Netz geliefert worden. Der Letztverbraucher zahlt also für jede Kilowattstunde seinen normalen Haushaltsstrompreis (mit allen Bestandteilen).

Bedeutet, dass selbst erzeugte verbrauchte Kilowattstunden dadurch wirtschaftlich werden, dass der Letztverbraucher Strompreisbestandteile vermeidet, die beim Strombezug aus dem Netz der öffentlichen Versorgung anfallen würden. Gerade in Gebieten mit hohen Strompreisbestandteilen entsteht so ein hoher Anreiz zum Selbstverbrauch von Strom. Diese Form der Förderung ist allerdings nicht robust, da sich die Systematik der Abgaben und Umlagen verändern kann. Zudem zahlen so immer weniger Letztverbraucher (mit Eigenerzeugung) immer kleinere Beiträge zur Aufrechterhaltung der Energieinfrastruktur. Diese Kosten müssen dann von den anderen Verbrauchern (ohne Eigenerzeugung) geschultert werden.