Investitionsrahmen Erneuerbare Energien

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Ein Vierteljahrhundert lang war das EEG der preiswerteste Weg für den Ausbau erneuerbarer Energien (EE). Warum? Weil es…
…unmöglich gewesen wäre, die fossile Erzeugung so hoch zu besteuern, dass EE sofort wettbewerbsfähig wären
…den EE-Betreibern ein wirtschaftliches Überleben garantierte (mit einer Rendite unterhalb der Gewinnerwartungen herkömmlicher Energieversorger)
…anfangs ohnehin keinen Einfluss auf die Energiekosten hatte.

Inzwischen sind EE günstiger als Energie aus neuen konventionellen Kraftwerken. Welche Rahmenbedingungen sind erforderlich, um so langfristige Investitionsgüter wie EE-Anlagen zuverlässig zu finanzieren?

Ist eine an einem Markt orientierte Finanzierung für EE  möglich? Ja – und dazu gibt es mehrere Lösungen, welche gleichzeitig genutzt werden können:

Lösung 1: Ein Energiemarkt, dessen Preissignale auf 1/4-Stundenbasis gesendet werden, ist für langfristige Investitionsgüter ungeeignet. Nur dort, wo EE-Anbieter auf eine langfristige private Stromnachfrage treffen, welche aus welchen Gründen auch immer „grün“ sein möchte, ergeben sich Möglichkeiten der Direktlieferung über entsprechende Verträge (häufig PPA genannt, Power Purchase Agreement, Verträge zwischen Stromerzeuger und Stromabnehmer zur Stromlieferung/-abnahme). Natürlich sollte der Rechtsrahmen dies maximal befördern und nicht durch Regulierung und Abgaben belasten.

Lösung 2: Die Zubauplanung und die Ableitung der entsprechenden Zubauziele sollte darüber hinaus zentral erfolgen. Die Umsetzung des Zubaus erfolgt dann wettbewerblich. Dies können Ausschreibungen sein – entweder durch private oder durch staatliche Stellen. Die Investitionsentscheidung darf allerdings nie von einem aktuellen oder erwartendem Marktpreis abhängig sein. Die Ausschreibungen müssen so gestaltet werden, dass ein erwarteter Strombedarf zum besten Preis gedeckt werden kann. Die Haupt-Anforderung an einen neuen Investitionsrahmen ist, dass die einzelnen Erneuerbaren-Projekte über Bankkredite projektfinanzierbar bleiben müssen. Das ist der Lackmus-Test, der auf Projektebene anzeigt, ob ausreichende Investitionssicherheit durch das Regelwerk gewährleistet ist. Damit bleibt die Finanzierung von EE-Projekten weiterhin sehr kostengünstig, da die langfristig niedrig verzinstes Kapital zu Verfügung steht, was die volkswirtschaftlichen Kosten senkt. Dies wird eine Finanzierung von EE-Projekten erleichtern und letztlich die volkswirtschaftlichen Kosten senken.

Eine besondere Rolle kommt dabei der Herstellung speicherbarer Energieträger wie Kraftstoffe und Wärme zu. Den EE-Erzeugern muss es freigestellt sein, selbst solche Energieträger herzustellen und zu verkaufen, sofern dies für sie günstiger ist, als den Strom in das Netz einzuspeisen. Dadurch wird das Stromsystem stabilisiert, weil Fluktuationen verschwinden. Da die Umwandlung von EE in speicherbare Energieträger wiederum langfristige Investitionen erfordert, ist nicht zu erwarten, dass dem Strommarkt dadurch kurzfristig große Energiemengen entzogen werden. Die Langsamkeit dieser Prozesse stellt sicher, dass aufgrund von Energieträgergewinnung schwindende Stromeinspeisemengen durch neu ausgeschriebene EE ausgeglichen werden.

Wenn es den Bietern in Auktionen freigestellt bleibt, künftig am Markt für speicherbare Energieträger teilzunehmen und daraus einen Mehrerlös zu erzielen, ergibt sich eine klare win-win-Situation. Denn so entsteht ein hoher Mehrwert für  Systemstabilität und CO2-Minderung im Verkehr-, Industrie- und Wärmesektor.

Gleichzeitig sollten die Ausschreibungen für in die Netze einzuspeisende EE-Mengen so ausgestaltet werden, das „windfall profits“ im Stromhandel ausgeschlossen sind. Dazu muss das heutige Marktprämienmodell mit dem CfD-Modell (Contracts for Difference) in Übereinstimmung gebracht werden:  dies vermeidet Spekulationen auf höhere Strompreise und führt zu erhöhter Investitionssicherheit. Dabei werden Erlöse aus Marktpreisen über dem anzulegenden Wert über negative Marktprämien abgeschöpft. Dies kann einfach durch Streichung des Satzes „Ergibt sich bei der Berechnung ein Wert kleiner null, wird abweichend von Satz 1 der Wert „MP“ mit dem Wert null festgesetzt.“ in Anlage 1, 1.2 des EEG 2017 erfolgen. Dies ist auch wichtig, um nicht künftig regulatorische Freiheiten im Strommarkt zu verlieren. Wenn man z.B. einen CO2-Preis einführt und erhöht, würde man im jetzigen Modell damit auch die Erlösstruktur von in Betrieb befindlichen EE-Anlagen beeinflussen und Mitnahmeeffekte erzeugen. Beim CfD Modell ist dies nicht möglich. 

Es ist auch richtig, dass ein im Zuge der Ausschreibungen bezuschlagter Anlagenbetreiber nicht mehr in die sonstige Direktvermarktung wechseln darf.  Es muss dabei nur (siehe oben) klargestellt werden, dass der Betreiber weiterhin nach eigener Entscheidung Strom im Rahmen der Sektorkopplung noch vor dem Netzverknüpfungspunkt für Anwendungen, die einen bestehenden Stromverbrauch nicht nur zeitlich verschieben, selbst oder durch Dritte nutzen darf.

Lösung 3: Die Eigenversorgung mit erneuerbarer Energie ist ebenfalls sehr wichtig, denn gerade die Eigenversorgung setzt enormes schöpferisches Potenzial frei, wenn Unternehmen und Bürger ihren Energiebedarf optimal an die erneuerbare Erzeugung anpassen. Der Rechtsrahmen sollte hier keinerlei regulatorische Eingriffe vornehmen. Wichtig ist lediglich, dass die Kosten für eine trotz Eigenversorgung verbleibende Restmenge an gesicherter Leistung, welche von Selbstversorgern aus dem öffentlichen Netz bezogen werden, angemessen hoch sind.    Daher dürfen Netzentgelte nicht im Arbeitspreis enthalten sein, sondern müssen als Festpreis (Flatrate) pro beanspruchter gesicherter Leistung bezahlt werden. Eine solche Regelung wäre intelligenter als die derzeit auf Eigenverbrauch anzuführende EEG-Umlage und würde zügig optimale Selbstversorgermodelle hervorbringen.