Förderreform für Erneuerbare Energien
Die EU-Strommarktreform zielt darauf ab, die Finanzierung Erneuerbarer Energien künftig neu zu regeln. Bislang erhalten Kinobetreiber, die den Strom ihrer Photovoltaik-Anlage in das öffentliche Stromnetz einspeisen, mit der Einspeisevergütung einen auf zwanzig Jahre garantierten Abnahmepreis für den Strom. Bei der Direktvermarktung (DV) mit gleitender Marktprämie (gMP) müssen Betreiber ihren Strom hingegen selbst vermarkten, aber dank der Marktprämie wird ihnen auch bei schwankenden Erlösen eine feste Vergütung für ihren Strom gewährt. Dieses Prinzip soll im Zuge des EU-Strommarktdesigns reformiert werden, da ein förderfreier Ausbau der Erneuerbaren Energien angestrebt wird.
Im Gesetz für den Ausbau Erneuerbarer Energien ist in §1a EEG 2023 festgeschrieben, dass der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien nach der Vollendung des Kohleausstiegs marktgetrieben erfolgen soll. Für die Zeit nach Vollendung des Kohleausstiegs, der für 2030 anvisiert wird, legt das Erneuerbare-Energien-Gesetz keine Ausschreibungsvolumen und Gebotstermine fest. In Erwartung eines zunehmend stärkeren CO2-Preises sollen alle Stromerzeuger ohne staatliche finanzielle Absicherung rentabel sein.
Der Gesetzentwurf zur Reform der Strommarktregeln, den das EU-Parlament im April 2024 verabschiedet hat, legt den Schwerpunkt auf den förderfreien Ausbau Erneuerbarer Energien über Power Purchase Agreements (PPAs). Diese langfristigen Lieferverträge zwischen Stromerzeugern und Unternehmen sorgen schon heute dafür, dass sich Solar- und Windenergie in den Strommarkt integrieren lassen, da dadurch das Risiko von Preisspitzen minimiert und der Strompreis stabilisiert wird. Beim Power Purchase Agreement (PPA) gewährt der Staat keinerlei finanzielle Garantien, sondern zwei bilaterale Vertragsparteien vereinbaren im Stromliefertrag individuell den Preis, die Menge und die Lieferstruktur. Der Staat schafft dabei nur die Rahmenbedingungen, die den Abschluss von PPAs begünstigen.
Die EU-Reform sieht als neuen Förderrahmen die Einführung von zweiseitigen Contracts for Difference (CfDs) vor. Bei diesem Modell erhalten die Anlagenbetreiber weiterhin garantierte Erlöse für den erzeugten Strom, aber sie müssen Übergewinne an den Staat zurückzahlen. Der Staat soll weniger Risiken und die Projektentwickler und Anlagenbetreiber mehr Risiken tragen. Bei der Ausgestaltung der CfDs geht es darum, die richtige Balance zwischen dem marktlichen Ausbau und der staatlicher Absicherung herzustellen.
Die Ökoenergie-Genossenschaft Green Planet Energy hat den unabhängigen Marktspezialisten Energy Brainpool mit der Analyse der wesentlichen Parameter bei der Ausgestaltung von CfDs beauftragt. Dabei lag der Schwerpunkt auf Anreizen für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen, den volkswirtschaftlichen Folgen und der Marktintegration. Die EU-Mitgliedsstaaten haben für die Implementierung von CfDs drei Jahre Zeit. Um den kontinuierlichen Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht durch die Umstellung auf CfDs zu gefährden, plädiert Green Planet Energy dafür, einen zu hohen Anpassungsaufwand zu vermeiden.
Bei der Marktintegration muss zwischen der Integration von EE-Anlagen am Spotmarkt und am Terminmarkt unterschieden werden. Beim kurzfristigen Stromhandel muss der Dispatch, welcher die Kraftwerkseinsatzplanung bezeichnet, effizient funktionieren. Preissignale, die Überschüsse anzeigen, müssen die Betriebsweise der Anlagen beeinflussen, indem diese beispielsweise bei negativen Strompreisen abgeregelt werden. Der langfristige Stromhandel am Terminmarkt kann hingegen auch für EE-Anlagen als marktliches Absicherungsinstrument gegen kurzfristige Preisschocks für Stromerzeuger fungieren.
Die Analyse von Energy Brainpool sieht verschiedene Stellschrauben für ein ausgewogenes CfD-Design. Dazu gehört ein Mindest- und Höchstpreis pro erzeugter Megawattstunde, um allen Akteuren Planungssicherheit bei den Erlösen zu geben. Zudem werden dadurch Anreize für Absicherungen am Terminmarkt geschaffen. Auch die gleitende Marktprämie sollte nach Einschätzung der Experten beibehalten werden. Bei der Berechnung des Benchmarktpreises für den Day-ahead-Markt wird empfohlen, kurzfristige Signale aus dem Spotmarkt zu berücksichtigen, aber auch auf Anreize für eine Integration in den Terminmarkt zu setzen. Zudem sollten Betreiber von Erneuerbaren Energie-Anlagen die Möglichkeit besitzen, zwischen CfD-Förderung und PPA-Finanzierung zu wechseln.
Zu den vorgestellten Optionen für das CfD-Design gehört das Financial CfD, bei dem der Staat konstante Beträge an den Anlagenbetreiber auszahlt. Dabei wird nicht nur das Preisrisiko sondern auch das Volumenrisiko durch die wetterabhängige Einspeisung abgesichert. Während der Erlös in einem schlechten Wetterjahr aufgrund der geringen produzierten Menge Strom niedrig für den Anlagenbetreiber ausfällt, wird das Erlösrisiko beim Financial CfD vom Staat getragen. Grundsätzlich sollen CfDs, welche die nächste Stufe der Förderinstrumente darstellen, Betreiber zu einer selbstständigeren Vermarktung der Anlagen anregen.
