Modelle zur EE-Förderung
Wesentlicher Vorteil von Modellen der Festpreisvergütung sind geringe Risiken auf Seite der EE-Anlagenbetreiber, die günstigere Finanzierungskonditionen erlauben und so bei geeigneter Parametrierung der Vergütungssätze einen günstigen EE-Zubau ermöglichen. Die geeignete Parametrierung gestaltet sich jedoch in der Praxis schwierig, da kurzfristige Anpassungen der Vergütungssätze einer Planungssicherheit auf Investorenseite entgegenstehen und die Gefahr einer Überförderung und damit verbundenen Fehlallokation bergen.
Direktvermarktungsmodelle haben praktisch keine Auswirkungen auf den EE-Zubau, wenn sie finanziell der Festpreisvergütung weitgehend gleich gestellt oder optional sind. Sie beeinflussen lediglich die EE-Vermarktung. Die Vorteilhaftigkeit dieser Modelle ist schwer zu bewerten, so lange sie insgesamt zu einer Erhöhung der EE-Subventionen führen. Grundsätzlich vorteilhaft bei der Direktvermarktung ist, dass den Anlagenbetreibern oder deren Vermarktern mehr Freiheitsgrade beim Betrieb der EE-Anlagen gelassen und diese z.B. zur Verbesserung der Fahrplantreue eines ggf. größeren Portfolios genutzt werden können. Wann Vorteile durch Nutzung dieser zusätzlichen Freiheitsgrade die Skalenvorteile einer zentralen Vermarktung durch die ÜNB übersteigen, ist technologieabhängig und insbesondere bei dargebotsabhängigen EE-derzeit unklar. Bis zu diesem Zeitpunkt ist aus Sicht der ETG die Koexistenz optionaler Direktvermarktungsmodelle, die erprobt werden müssen, und eines zentralen Vermarktungssystems durch die ÜNB sachgerecht. Sowohl die Direktvermarktungsmodelle als auch das zentrale Vermarktungssystem sollten während dieser Zeit kontinuierlich weiterentwickelt und an den jeweiligen Erkenntnisstand angepasst werden.
Quotenmodelle mit handelbaren Zertifikaten ermöglichen es im Falle freier Preisbildung, einen Marktpreis für erneuerbare Energien zu bestimmen. Sie bieten somit eine Möglichkeit zur Marktintegration erneuerbarer Energien und sind vor diesem Hintergrund begrüßenswert. Ähnlich wie in Systemen mit fester Einspeisevergütung führt jedoch in den meisten tatsächlich bestehenden Quotensystemen eine Vielzahl unterschiedlicher Fördermechanismen und Parameter zu einer hohen Komplexität. Außerdem verschieben sie Risiken von der Allgemeinheit auf die Anlagenbetreiber. Durch das höhere Risiko erhöhen sich Risikoprämien und damit die Finanzierungskosten. Diese Zusatzkosten im Quotenmodell stehen damit Zusatzkosten durch eine ineffiziente Parametrierung in der Festpreisvergütung gegenüber.
Eine vergleichende Bewertung der Effektivität implementierter Modelle zur EE Förderung ist schwierig, da sich die Gesamtkosten von EE im Wesentlichen aus dem lokalen EE Dargebot sowie der politischen Entscheidung für oder gegen bestimmte Technologieförderungen ergeben. Um dennoch die Güte von Modellen zu beurteilen, erscheinen der ETG folgende Bewertungskriterien sachgerecht:
- Werden übergeordnete Ziele (z.B. bezüglich eines EE Anteils an der Gesamterzeugung) erreicht?
- Werden mittelfristig effiziente Technologien gefördert?
- Werden effiziente Projekte in einer Technologie gefördert?
- Werden effiziente Vermarktungsmodelle gefördert?
Der Schlüssel zur Findung eines Modells, das vorgenannte Kriterien möglichst gut erfüllt, liegt dabei aus Sicht der ETG nicht in der Entscheidung zwischen Quotenmodell und Festpreisvergütung. Beide Systeme haben ihre Vor- und Nachteile und bieten viele Freiheitsgrade bei der Ausgestaltung. Vielmehr wird sich die Effizienz der EE Förderung an einer geeigneten Nutzung der Freiheitsgrade im jeweiligen Verfahren entscheiden. Außerdem wäre es erstrebenswert, einen europaweit einheitlichen Fördermechanismus zu finden, um Standortvorteile unterschiedlicher Technologien geeignet zu nutzen.
Rolle des Marktes
Unabhängig von der Frage der EE Förderung darf aus Sicht der ETG nicht aus den Augen verloren werden, dass die Effizienz des Einsatzes konventioneller Kraftwerke mindestens in den kommenden zwei Jahrzehnten weiterhin maßgeblich für die Gesamteffizienz des Energiesystems sein wird. Der derzeitige Energy Only Markt ist aus Sicht der ETG für diese Aufgabe grundsätzlich weiterhin gut geeignet. Allerdings liefert er innerhalb von Preiszonen keine regionalen Anreize für die Vorhaltung und Aktivierung von Kraftwerksleistung, was zu einer Gefährdung der Systemsicherheit führen kann.
Um den Umfang der zum Erhalt der Systemsicherheit erforderlichen Maßnahmen so gering wie möglich zu halten, wäre es vorteilhaft, wenn die Politik möglichst zeitnah europaweit einheitliche Entscheidungen zur Definition und Relevanz nationaler Energieautarkie sowie der Akzeptanz hoher Preisspitzen fällen würde. So würden verlässliche Randbedingungen geschaffen, die Grundlage für Investitionsentscheidungen im Energy Only Markt sind.
Sollte es absehbar sein, dass der Energy Only Markt seine Koordinierungsaufgabe für Kapazität oder Betrieb nachhaltig nicht mehr ausreichend gut erfüllt, ist es aus Sicht der ETG für die Effizienz des elektrischen Energiesystems weiterhin wichtig, dass
- der Markt bei beiden Koordinierungsaufgaben zentrales Element ist und
- eine Marktsegmentierung (z.B. in einen separaten Markt für Speicher) vermieden wird.
Ähnlich wie bei den EE Förderverfahren ist auch bei der Marktentwicklung eine europaweit einheitliche Lösung zur Effizienzsteigerung erstrebenswert.
