Mitteilungen - Finanzen und Kommunalwirtschaft

Die MVV Energie AG (MVV) hat die Ergebnisse einer Studie für ein neues Energiemarktdesign vorgestellt. Unter dem Titel „Wege in ein wettbewerbliches Strommarktdesign für erneuerbare Energien“ wird ein dreistufiges Transformationssystem für einen kosteneffizienten Umbau des Energiesystems skizziert. Aus kommunaler Sicht sind Vorschläge zu begrüßen, die dazu beitragen, die Energiewende erfolgreich umzusetzen. Bund und Länder sind aufgefordert, das gegenwärtige Energiemarktdesign grundlegend umzubauen, um wie geplant bis 2022 auf Kernenergie verzichten zu können, die Stromversorgung zu sichern und gleichzeitig auf erneuerbare Energien umzustellen.

Im Fokus der Studie steht die Frage, wie ein neues Strommarktdesign für erneuerbare Energien aussehen müsste, damit deren Zubau so kosteneffizient wie möglich erfolgt und gleichzeitig das Langfristziel eines Anteils von über 80 Prozent erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2050 erreicht werden kann. Aus diesen Erkenntnissen wird ein Vorschlag für ein Zieldesign skizziert, das ausgehend vom Status quo Entwicklungsstufen „evolutorisch und flexibel“ erreicht werden soll.

Dazu wird ein dreistufiges, wettbewerbliches Prämiensystem entworfen, in dem sich erneuerbare Energien über zwei Zahlungsströme finanzieren. Zum Ersten über eine verpflichtende, dezentrale Vermarktung der Stromerzeugung an den allgemeinen Strommärkten (Energy-only-Märkten), um Reaktionen auf Preissignale zu gewährleisten. Dabei ist eine sog. De-minimis-Regelung für Kleinstanlagen vorgesehen. Zum Zweiten erfolgt die Finanzierung über Prämien, deren Höhe in Auktionen bestimmt wird, um Wettbewerb zu Vollkosten zu gewährleisten.

Im Folgenden wird die Zusammenfassung der drei Stufen aus der Studie wiedergegeben:

„Wie sehen die Stufen des wettbewerblichen Prämiensystems aus?

Stufe 1 (Kurzfristige Handlungsempfehlungen):

Mehr Kosteneffizienz im EEG kurzfristig, das heißt so bald wie möglich, wird empfohlen, das EEG mit Blick auf den mittel- und langfristig angestrebten Systemwechsel mit folgenden Kernelementen weiterzuentwickeln, die bereits den Einstieg in die nachfolgende Stufe 2 vorbereiten und gleichzeitig die aktuell drängenden Herausforderungen adressieren:

• Für alle Neuanlagen wird die dezentrale Vermarktung des Stroms am Energy-only-Markt im Rahmen des Marktprämienmodells, das gegenwärtig nur als Option im EEG angelegt ist, verbindlich. Dabei ist die Option einer De-minimis Regelung für Kleinstanlagen zu prüfen.

• Um den Zubau erneuerbarer Energien zu verstetigen, ohne kurzfristiger Unter- oder Überförderung Vorschub zu leisten, erfolgen Vergütungsanpassungen schneller, z. B. über die Einführung „atmender Deckel“ für alle Technologien, sodass die Degression der EEG-Sätze in Abhängigkeit vom tatsächlichen Zubau entweder schneller oder langsamer erfolgt.

• Die Befreiungstatbestände bei der EEG-Umlage werden überarbeitet, um die Finanzierung des Zubaus erneuerbarer Energien auf eine breitere Basis zu stellen.

• Die Entschädigungsansprüche für EEG-Anlagen bei Abregelungen aufgrund von Netzengpässen werden dahingehend überarbeitet, dass weniger Anreize bestehen, in strukturellen Engpassgebieten weitere Stromerzeugungsanlagen zu bauen.

Die Vergütungssystematik für Wind Onshore wird so überarbeitet, dass die gegenwärtige Schieflage aus teilweiser Überförderung für windhöffige Standorte in Norddeutschland und Unterförderung in Süddeutschland verringert wird, dadurch mehr Windeinspeisung bei gleichem Fördervolumen ermöglicht und der Druck auf den nicht nachkommenden Netzausbau reduziert wird. Das so genannte qualifizierte Stauchungsmodell Wind Onshore (auch als Binnenlandbonus oder modifiziertes Referenzertragsmodell bezeichnet) bietet einen Ansatz für weniger windhöffige aber gleichsam günstige Standorte.

Stufe 2 (Hybridsystem für die Transformationsphase): Wettbewerb um Finanzierungsbudgets

Stufe 2 sieht vor, das Marktprämienmodell stärker in Richtung Marktintegration weiterzuentwickeln, indem Auktionselemente eingeführt werden. Mit dem nötigen Vorlauf zur Entwicklung eines entsprechenden Auktionsdesigns wird der vorgenannte Wettbewerb um die Vollkostenbestimmung von Neuanlagen erneuerbarer Energien ausgelöst.

In der für die Transformationsphase wichtigen Stufe 2 werden die von den Investoren zu tragenden Risiken schrittweise erhöht. Damit wird ein lernender Ansatz verfolgt, der alle Marktakteure mitnimmt und damit auch eine hohe Akteursvielfalt unterstützt.

Im Einzelnen:

• Änderung der Finanzierungsbestimmung: Weg von staatlich gesetzten Vergütungssätzen hin zu Auktionen. D. h. Marktakteure bieten ihre Vollkosten im Wettbewerb und erhalten bei dezentraler Vermarktung eine gleitende Prämie, die die Differenz zwischen dezentralen Vermarktungserlösen an den allgemeinen Strommärkten und dem Vollkostengebot der Marktakteure ausgleicht. Dezentrale Vermarktung in Verbindung mit Auktionen sorgen für die viel diskutierte Marktintegration: Effizienz sowohl beim Kraftwerkseinsatz durch Reaktion auf Preissignale als auch bei der Bestimmung der Vollkosten von Stromerzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien.

• Politikseitig wird ein Finanzierungsbudget definiert, um die Kosten der Energiewende zu kontrollieren und damit deren hohe Akzeptanz beim weiteren Zubau erneuerbarer Energien zu sichern. Die Auktionen werden durch Finanzierungsbudgets begrenzt: Entweder ein Budget für alle Technologien oder mehrere Budgets separiert nach Technologieklassen.

• Um Überrenditen zu vermeiden, gelten technologiespezifische Preisobergrenzen in den Auktionen, die von den Bietern nicht überschritten werden dürfen. Diese können sich an den heutigen EEG-Sätzen orientieren, sodass eine kostengünstigere Allokation als im Status quo ermöglicht wird. Für die Kontrolle der Kosten bei der Systemtransformation bei gleichzeitiger Verstetigung des Ausbaus erneuerbarer Energien ist die Schaffung von Wettbewerb um die beeinflussbaren Vollkosten erneuerbarer Energien weitaus wichtiger als die Übernahme nichtbeinflussbarer, langfristiger Strompreisrisiken. Daher sollte die Transformationsphase durch ein robustes, steuerbares und lernfähiges Modell ohne Pfadabhängigkeiten gekennzeichnet sein, das sich zusammensetzt aus einem Wettbewerb um Vollkosten, ermittelt in Auktionen und einer gleitenden Prämie auf die dezentralen Strommarkterlöse bei einem insgesamt definierten Finanzierungsbudget.

Stufe 3 (langfristiges Zielmodell): Technologiewettbewerb

Beim Übergang von Stufe 2 auf Stufe 3 ist zu prüfen, inwieweit von einer gleitenden Prämie auf eine in Auktionen festgelegte, ex ante fixierte Prämie umgestellt werden sollte. Dies könnte der Fall sein, wenn die regulatorischen Unsicherheiten hinsichtlich der Strompreisrisiken maßgeblich reduziert sind, wie z. B. die Unsicherheiten bezüglich des Marktdesigns beim Emissionshandel und der fossilen Stromerzeugungstechnologien. Stufe 3 sieht zwei Phasen vor. In der ersten Phase können die technologie-spezifischen Auktionen aus Stufe 2 weitergeführt werden. Der Übergang in Phase 2 mit technologieoffenen Auktionen kann dann erfolgen, wenn sich die Kostenkurven erneuerbarer Energien so angeglichen haben, dass ein solcher Wechsel keine hohen Windfall-Profits für kostengünstige Technologien bedeutet. Andernfalls würden wahrscheinlich die Kosten für Verbraucher steigen und die Akzeptanz des Zubaus erneuerbarer Energien gefährden.

Im Kern beinhaltet Stufe 3 damit:

• Wettbewerbliche Ermittlung fixer Prämien in Auktionen,

•  zunächst technologie-spezifische, später optional technologie-offene Auktionen.“

Die vollständige Studie kann im Internetangebot von MVV unter https://www.mvv-ener-gie.de/media/media/downloads/mvv_energie_gruppe_1/nachhaltigkeit_1/MVV_Studie_EE_Marktdesign_2013.pdf abgerufen werden.

Bereits im Frühjahr dieses Jahres hatte der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) ein Gutachten für ein zukunftsfähiges Energiemarktdesign für Deutschland vorgestellt. Dieses kann im Internet unter http://www.vku.de/energie/energiemarktdesign0.html abgerufen werden.

Az.: II/3 811-00/8