Ordnungspolitischer Kommentar
Das Erneuerbare Energien Gesetz
Zur erneuten Reform des Vergütungsmodells

Von Sandra Hannappel am 17. November 2016
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Sandra Hannappel
Institut für Wirtschaftspolitik Köln

Im Sommer 2016 hat der Bundestag die neueste Novelle des Erneuerbaren Energien Gesetzes (EEG) beschlossen. Zukünftig soll die Förderhöhe von Strom aus erneuerbaren Energien durch Ausschreibungen bestimmt werden. Neben vielen kleineren Änderungen ist dies bereits die zweite grundlegende Reform des Vergütungsmodells im EEG. Begründet werden die neuesten Maßnahmen insbesondere mit einer Reduktion der Kosten und einer stärkeren Integration der erneuerbaren Energien in den Strommarkt. Zusätzlich soll der politische Einfluss auf den Kapazitätsausbau gestärkt werden, d. h. die Politik will kontrollieren, zu welchem Zeitpunkt, welche Anlagen, mit welcher Gesamtkapazität gebaut werden.

Unterschiedliche Vergütungsmodelle

Den Startschuss zum EEG gab es bereits im Jahr 2000. Während in den ersten Jahren alle Anlagenbetreiber eine feste Einspeisevergütung erhalten haben, müssen die Betreiber seit dem EEG 2014 ihren Strom an der Börse vermarkten und erhalten zusätzlich zu dem Börsenpreis eine Marktprämie. Ab 2017 müssen sie nun darüber hinaus an Ausschreibungen teilnehmen, um einen Anspruch auf Förderung zu erhalten. Ausgenommen von den Ausschreibungen und der verpflichtenden Direktvermarktung sind bestehende Anlagen und auch kleinere Anlagen werden zukünftig über die Einspeisevergütung gefördert.

Gemeinsame Grundlagen

Wichtige Rahmenbedingungen des EEG sind zum einen die Umlage der Kosten auf die Stromkunden und zum anderen die Einspeisegarantie für Strom aus erneuerbaren Energien. Durch diese Garantie sind die Netzbetreiber zu der Abnahme des Stroms verpflichtet, selbst wenn das Stromangebot die Stromnachfrage übersteigt. Da Angebot und Nachfrage aufgrund der fehlenden Lagerfähigkeit von Strom immer ausgeglichen sein müssen, führt ein solcher Angebotsüberhang zu negativen Strompreisen. Die Einspeisegarantie bewirkt somit, dass Stromnachfrager in Ausnahmefällen dafür bezahlt werden, Strom zu konsumieren. Dies ist zwar mit hohen Kosten verbunden, die letztlich von den Stromkunden getragen werden müssen, für die Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien bietet es jedoch eine große Sicherheit.

Des Weiteren ist bei allen drei Modellen die Vergütungshöhe von der Technologie abhängig. Windkraftwerke erhalten z. B. geringere Fördersätze als Solaranlagen. Dies führt dazu, dass auch die Stromerzeugung aus Technologien mit höheren Produktionskosten für den Betreiber rentabel ist. Das Ziel von technologiespezifischen Fördersätzen ist ein vielfältigerer Energiemix, der jedoch mit höheren Förderkosten verbunden ist. Ein Problem der technologiespezifischen Förderung ist, dass die Politik Annahmen darüber treffen muss, welche Technologien sich zukünftig am Markt behaupten können. Dies birgt u. a. die Gefahr, dass die Entwicklung von Technologien verhindert wird, die keine Förderung erhalten.

Vergütungsmodell 1: Die Einspeisevergütung

Bei der Einspeisevergütung bekommen die Anlagenbetreiber feste Vergütungssätze pro produzierter Kilowattstunde Strom aus erneuerbaren Energien. Die Netzbetreiber sind zu der Abnahme des Stroms verpflichtet und müssen ihn an der Börse vermarkten. Die Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien sind somit keinen Marktrisiken ausgesetzt und agieren in einem geschützten Raum. Der Staat setzt bei diesem Mechanismus zwar die Vergütungshöhe des Stroms aus erneuerbaren Energien fest, er hat jedoch keinen Einfluss auf den Umfang der gebauten Kapazitäten.

Vergütungsmodell 2: Die Marktprämie

Im Gegensatz zur festen Einspeisevergütung sind die Anlagenbetreiber bei der Marktprämie dazu verpflichtet, den Strom am Markt selbst zu verkaufen. Dafür erhalten sie zum einen den regulären Marktpreis und zum anderen die sogenannte Marktprämie. Diese berechnet sich aus der Einspeisevergütung, abzüglich eines Referenzwertes. Der ergibt sich aus einem monatlichen Mittelwert des Strommarktpreises, den die Bundesnetzagentur für jede Technologie einzeln ermittelt. Vereinfacht dargestellt bedeutet dies, wenn der durchschnittliche Preis für eine Kilowattstunde Strom aus Windenergie im Mai drei Cent beträgt und die Höhe der Einspeisevergütung bei acht Cent liegt, würde der Betreiber eine Marktprämie in Höhe von fünf Cent pro Kilowattstunde erhalten. Wie hoch seine Vergütung insgesamt ist, hängt von dem Preis ab, den er beim Verkauf seines Stroms an der Börse erhalten hat. Wenn er seinen Storm zu vier Cent pro Kilowattstunde vermarkten konnte, kommt er insgesamt auf eine Vergütung von neun Cent, bei einem Verkaufspreis von zwei Cent jedoch nur auf sieben Cent. Die Einkünfte des Betreibers können daher auch über- oder unterhalb der Höhe der Einspeisevergütung liegen – je nachdem zu welchem Zeitpunkt der Verkäufer den Strom vermarktet hat.

Im Unterschied zur festen Einspeisevergütung müssen die Anlagenbetreiber somit einen Teil des Marktrisikos übernehmen. Zusätzlich haben die Betreiber im Idealfall einen Anreiz, ihren Strom zu einem Zeitpunkt einzuspeisen, an dem das Angebot knapp ist und der Strompreis dementsprechend hoch. Jedoch haben die Anbieter von Strom aus erneuerbaren Energien kaum einen Einfluss darauf, wann sie wie viel Strom produzieren. Das Einspeiseverhalten der Anbieter ändert sich durch die Marktprämie daher nur geringfügig. Es könnte jedoch sein, dass das Vergütungsmodell die Wahl der Technologie und des Standortes beim Bau neuer Anlagen beeinflusst.

Vergütungsmodell 3: Die Ausschreibungen

Während die Politik bei der Einspeisevergütung und dem bisherigen Modell der Marktprämie die Förderhöhe pro Kilowattstunde Strom festsetzt, wird diese in Zukunft durch Ausschreibungen bestimmt. Ausgeschrieben wird die gleitende Marktprämie für eine vorab festgelegte Kapazitätsmenge. Im Gegensatz zum vorherigen Marktprämienmodell orientiert sich die Höhe der Marktprämie jedoch nicht mehr an der Höhe der fixen Einspeisevergütung, sondern an einem Bezugswert, auf den die Betreiber in der Auktion bieten. Förderung erhalten nur noch die Anlagen, für die in der Ausschreibung der niedrigste Förderbedarf – also der niedrigste Bezugswert – geboten wurde. Wie bei der bisherigen Marktprämie, muss der Betreiber den geförderten Strom an der Börse vermarkten. Um die technologiespezifische Förderung beizubehalten, veranstaltet die Bundesnetzagentur für die einzelnen Technologien getrennte Ausschreibungen.

In diesem Modell konkurrieren die Anlagenbetreiber um die Förderung, d. h. sie stehen im direkten Wettbewerb zueinander. Die Hoffnung ist, dass durch die Auktionen der tatsächliche Bedarf an Förderung festgestellt wird und die Förderhöhe pro Kilowattstunde Strom aus erneuerbaren Energien sinkt. Davon könnten die Stromkunden profitieren. Für die Anbieter von Strom aus erneuerbaren Energien bedeuten die Ausschreibungen jedoch eine stärkere Unsicherheit im Vergleich zur Einspeisevergütung und dem reinen Marktprämienmodell. Sie wissen vor der Auktion nicht, ob sie für eine geplante Anlage tatsächlich Förderung erhalten werden.

Planungssicherheit in der Politik

Während das Ausschreibungsmodell für die Anbieter von Strom aus erneuerbaren Energien zu einer vermehrten Unsicherheit führt, bietet es für die Politik eine größere Planungssicherheit. Der Wechsel von einer Preis- zu einer Mengensteuerung bedeutet, dass die Bundesregierung den Zubau der erneuerbaren Energien besser steuern kann. Sie können auf diese Weise insbesondere dafür sorgen, dass der geförderte Ausbau nicht höher ausfällt als erwünscht. Eine zusätzlich eingeführte Obergrenze der Fördersätze bei den Ausschreibungen führt des Weiteren dazu, dass die maximalen Kosten für die Förderung begrenzt und somit bereits bekannt sind. Dass ein kontrollierter Ausbau von erneuerbaren Energien stärker in den Vordergrund gerückt ist, verdeutlichen auch die im EEG genannten Ausbauziele. Während im EEG 2000 ein Mindestziel vorgesehen war, ist im EEG 2017 ein Ausbaukorridor angegeben: Bis zum Jahr 2025 sollen erneuerbare Energien einen Anteil zwischen 40% und 45% an der Stromversorgung haben.

Kosten bleiben bestehen

Zu große Erwartungen sollte man jedoch nicht haben: Die Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien wird auch weiterhin zu Kosten führen. Dies wird unter anderem in der aktuellen Diskussion um die steigende EEG-Umlage deutlich, zumal die Kosten des Ausbaus der erneuerbaren Energien noch weit darüber hinausgehen (z. B. durch den Netzausbau). Die durch die aktuellen Reformen gesteigerte Marktintegration könnte jedoch dazu beitragen, die Kosten der Förderung etwas zu senken. Eine weitere Reduktion der Kosten könnte darüber hinaus durch eine technologieneutrale Förderung möglich sein. Man sollte jedoch bei jedem Reformprozess zusätzlich bedenken, dass ständige Veränderungen zu Unsicherheiten für die Marktakteure führen, die wiederum Kosten verursachen.

Bewertung des Vergütungsmodells hängt vom Ziel ab

Wie die Vergütungsmodelle zu bewerten sind, hängt insbesondere von den Zielen ab. Das Ziel eines kontrollierten Kapazitätsausbaus kann die Politik durch die Ausschreibungen treffsicher erreichen. Die Reformen können vermutlich auch dazu beitragen, die Kosten der Förderung etwas zu senken. Mit einer technologieneutralen Förderung könnte dieses Ziel möglicherweise noch besser erreicht werden. Insbesondere hätte dies den Vorteil, dass die Politik nicht darüber entscheidet, welche Technologien zukünftig den Markt beherrschen. Man sollte sich jedoch bewusst sein, dass die Integration von erneuerbaren Energien in den Strommarkt auch bei einem effizienten Fördermodell Kosten verursachen wird.

Hinweis: Dieser Text ist auch als Ausgabe Nr. 11/2016 der Reihe Ordnungspolitischer Kommentar des Instituts für Wirtschaftspolitik an der Universität zu Köln und des Otto-Wolff-Instituts für Wirtschaftsordnung erschienen.

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