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08.04.2022

15:20

Gastkommentar

Die Chancen des Wettbewerbs auf dem Strommarkt nutzen

PremiumDer Staat sollte den Ausbau erneuerbarer Energien beschleunigen – und dabei Marktmechanismen wirken lassen, sagen Ottmar Edenhofer, Veronika Grimm und Andreas Löschel.

Von links: Andreas Löschel, Veronika Grimm und Ottmar Georg Edenhofer. dpa, HCPlambeck, IMAGO/Jürgen Heinrich

Die Autoren

Von links: Andreas Löschel, Veronika Grimm und Ottmar Georg Edenhofer.

Mit ihrem „Osterpaket“ trägt die Bundesregierung der Tatsache Rechnung, dass Deutschland sich energiepolitisch wegen des Kriegs in der Ukraine in einer völlig neuen Lage befindet. Es kann bei dem Ausbau erneuerbarer Energien gar nicht schnell genug gehen.

Ein zentraler Aspekt ist die Überarbeitung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Das Osterpaket sieht eine Prüfung der Finanzierung der erneuerbaren Energien und teilweise auch eine Anpassung des Fördersystems vor.

Ausgangspunkt der Finanzierungsdiskussion war zunächst der schleppende Ausbau der Erneuerbaren. Manch einer wollte nicht glauben, dass die Hemmnisse bei Genehmigung und Bau der Anlagen den Hochlauf verzögern, und rief nach zusätzlichen finanziellen Anreizen. Jüngst wurden sogar Stimmen laut, die eine massive Überförderung vermuteten.

Was steckt dahinter? Das „Marktprämienmodell“, also das Förderinstrument, das zurzeit den Ausbau und die Vergütung der Erneuerbaren für einen Großteil der Kapazität (die Großanlagen) sicherstellt, kombiniert eine Förderung durch eine über die Zeit flexible Prämie mit der Vergütung der Anlagen zu Marktpreisen.

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Standort erkennen

    Die Prämie sichert den Erlös nach unten ab. Sie ergibt sich als Differenz der in der wettbewerblichen Auktion ermittelten fixen „anzulegenden Vergütung“ und der durchschnittlichen Erlöse einer Anlage am Markt innerhalb eines bestimmten Zeitraums.

    Absicherung durch Marktprämie immer weniger nötig

    Die Marktprämie verändert sich also über die Zeit – dies sichert die Anlagen gegen schwankende Marktpreise und verhindert hohe Zusatzzahlungen (Prämien) in Zeiten hoher Marktpreise. Mit einem Gebot von null in der Auktion können die Betreiber auf eine Marktprämie verzichten und voll auf eine Finanzierung am Markt setzen. Dies kam in vergangenen Auktionen immer häufiger vor.

    Das ist eine gute Nachricht: Die steigende Wettbewerbsfähigkeit der Erneuerbaren führt dazu, dass eine Absicherung durch eine Marktprämie immer weniger nötig ist. Möchte man Gewinne abschöpfen etwa bei Wind auf See, könnte man unter den Bietern, die ein Gebot von null abgeben, einfach eine Auktion um den entsprechenden Standort abhalten. Dann entstünde eine Konkurrenz um das Recht, die Anlagen zu errichten, und der Staat hätte sogar Einnahmen.

    Das Marktprämienmodell entlässt also Anlagen in den Markt, die keine Förderung mehr benötigen, und stellt dennoch – über die Möglichkeit von Marktprämien, wo sie nötig sind – sicher, dass die gesetzten Ausbauziele erreicht werden.

    Zudem, und das darf bei zunehmendem Anteil von Erneuerbaren im System nicht unterschätzt werden, haben die Projektierer ein ureigenes Interesse zur Systemintegration, um alle Erlösmöglichkeiten zu nutzen.

    Entwicklung in die richtige Richtung

    Die Förderung der Erneuerbaren entwickelt sich also in den letzten Jahren schrittweise in die richtige Richtung. Trotzdem wird im Rahmen der Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes die Einführung von Differenzverträgen oder „Contracts for Difference (CfD)“ für die Erneuerbaren geprüft und für Wind auf See bereits angekündigt.

    Bei Differenzverträgen erhält der Anlagenbetreiber für seine Einspeisung immer den CfD-Preis, der in einer Auktion ermittelt wird. Dies ist für den Anlagenbetreiber mit Opportunitätskosten verbunden: Er begibt sich in das Fördersystem und verzichtet auf mögliche Gewinne bei hohen Marktpreisen.

    Nun hört man, dass dies eine vermeintliche Überförderung verhindern würde, da die Betreiber der Anlagen – im Gegensatz zum Marktprämienmodell – bei hohen Preisen quasi die Differenz zum CfD-Preis an den Staat „zurückerstatten“.

    Was übersehen wird: Die in den Auktionen resultierende Marktprämie dürfte viel niedriger sein als der CfD-Preis, da der Betreiber im Marktprämienmodell ja antizipiert, dass er von hohen Marktpreisen selbst profitieren kann. In CfD-Auktionen hingegen begründet die Outside Option einer Marktteilnahme ohne Förderung die untere Grenze für die resultierenden CfD-Zahlungen. Der Vergleich hinkt also, eine systematische Überförderung im Marktprämienmodell lässt sich aus den Markterlösen der Anlagen nicht ableiten.

    Ein anderes Argument für CfDs lautet: Der Staat solle den Betreibern feste Einspeisevergütungen zahlen, um die Risikoprämien bei der Finanzierung zu reduzieren und so den schnellen Ausbau der Erneuerbaren kostengünstiger voranzubringen. Das würde die Förderkosten senken, die für den Ausbau anfallen.

    Ein durchaus stichhaltiges Argument – wenn denn die beiden Fördersystematiken sowohl regional als auch mengenmäßig zu demselben Ausbau führen würden. Das ist aber keineswegs zu erwarten – und hier liegen auch die wesentlichen Fallstricke des Vorschlags.

    Marktbedingungen müssen bei der Vergütung berücksichtigt werden

    Denn eine fixe Vergütung reduziert die Notwendigkeit, sich mit der Nachfrageseite und der Systemintegration auseinanderzusetzen. Einer reduzierten Risikoprämie stehen also höhere Systemkosten gegenüber.
    Entscheidend für den Vergleich ist auch der Umgang mit Phasen negativer Preise. Im Marktprämienmodell wurde die Vergütung bei Abregelung weitgehend abgeschafft. Wird dies auch in einem CfD-Regime so restriktiv gehandhabt, so wäre das Argument geringerer Risikoprämien bei der Finanzierung weniger stichhaltig.

    Denn die Abregelung wird in Zukunft eben ein wichtiges Risiko der Anlagenbetreiber darstellen. Dieses Risiko wird auch ein CfD nicht eliminieren, das heißt auch unter CfD ist eine Investition in Erneuerbare kein risikofreies Investment.

    Sollte also der Staat wieder dazu übergehen, Anlagen unabhängig von den Marktbedingungen zu vergüten? Nein – entkoppelt man die Vergütung der Anlagen vom Marktgeschehen, so entfallen wichtige Anreize und die Notwendigkeit über Systemdienlichkeit nachzudenken.

    Zudem werden die Marktakteure vor die unwiderrufliche Entscheidung für oder gegen Förderung gestellt. Nein – es ist besser, auf mehr Marktintegration zu setzen, damit sich die Erneuerbaren-Anlagen frühzeitig mit veränderten Rahmenbedingungen auseinandersetzen und die zu erwartenden Erlöse maximieren. Oder eben einen Vertrag zur Direktabnahme mit einem industriellen Anbieter abschließen.

    Die Autoren:
    Ottmar Edenhofer ist Professor für die Ökonomie des Klimawandels an der Technischen Universität Berlin, Direktor des Potsdam-Instituts für Klimafolgenforschung (PIK) und des Mercator Research Institutes on Global Commons and Climate Change (MCC).
    Veronika Grimm ist Professorin für Wirtschaftstheorie an der Friedrich-Alexander-Universität in Erlangen-Nürnberg und Mitglied des Sachverständigenrats zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung.
    Andreas Löschel ist Professor für Umwelt-/Ressourcenökonomik und Nachhaltigkeit an der Ruhr-Universität Bochum, Senior Fellow am Krupp-Wissenschaftskolleg Greifswald und Vorsitzender der Expertenkommission zum Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“ der Bundesregierung.

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