Ende der Förderung im Jahr 2025
Aus den Annahmen zur Entwicklung der EE-Anlagenkosten des im Jahr 2010 veröffentlichten Gutachtens zu den Energieszenarien der Bundesregierung von EWI/Prognos/GWS [3] lassen sich die Stromgestehungskosten für neu errichtete Windkraft- und PV-Anlagen ableiten (Abb. 1). Im hier betrachteten Zeitraum zwischen 2020–2030 wird die Merit-Order noch durch thermische Kraftwerke dominiert. Bei einer jährlichen realen Steigerung des Börsenstrompreises um 2 % können daher ab Mitte der 2020er Jahre Onshore- und Offshore-Windkraftanlagen ohne Förderung am Markt bestehen, da der Strompreis die Gestehungskosten überschreitet. PV-Anlagen sind trotz deutlich sinkender Gestehungskosten jedoch noch weit von einer Marktfähigkeit entfernt.
Aktuelle Fördersysteme für Erneuerbare in Europa
In Europa existieren derzeit drei Typen von Fördersystemen für den Zubau von EE-Anlagen:
- Einspeisevergütung (Feed-in Tariff FiT),
- Einspeiseprämie (Feed-in Premium FiP),
- Quotensystem (Quota System).
In einigen Ländern, auch in Deutschland, existieren Misch- oder Parallelsysteme. Einspeisevergütung und Quotensystem werden im Folgenden näher betrachtet.
Ein FiT-System ist definiert durch eine feste Einspeisevergütung für den kompletten Förderzeitraum. Bezogen auf Umfang und Geschwindigkeit des Zubaus waren und sind die Systeme der festen Einspeisetarife in der europäischen Praxis erfolgreich. Gründe sind die einfache Nutzung der Förderung, die bessere Risikoabschätzung für Investoren und finanzierende Banken, die technologie- und ortsspezifische Förderung und der leichte Zugang für Kleinerzeuger. Die Herausforderung in diesem System ist die möglichst genaue Justierung der Förderhöhe, um das Ausbauziel kostenminimal darzustellen. Wesentliche Nachteile von FiT-Systemen liegen in der fehlenden Marktintegration, besonders bei einem zunehmend höheren Anteil an erneuerbaren Energien an der Gesamterzeugung und der verwaltungsintensiven Bestimmung einer adäquaten Förderhöhe.
Bei marktbasierten Systemen wie dem Quotensystem erhält eine EE-Anlage Einkünfte aus folgenden Einzelkomponenten:
- Marktpreis für (Grau-)Strom,
- Marktpreis für Green Certificates (GCs),
- Marktpreis für Guarantees of Origin (GoOs).
Bei Quotensystemen sind Stromlieferanten verpflichtet, eine prozentual festgelegte Menge Strom aus neu zugebauten EE (Quote) in ihrem Liefervolumen an Letztverbraucher nachzuweisen. Dieser Nachweis erfolgt über GCs, die von den Stromproduzenten erworben werden.
Bei GCs handelt es sich um Derivate, welche eine zeitlich begrenzte Förderung erneuerbarer Energien als Wert verbriefen. Der europäische Handel der GCs kann nach der EU Richtlinie ähnlich wie beim ETS umgesetzt werden. Die Bestimmung der optimalen Quotenhöhe (und somit die Förderhöhe) bspw. durch eine nationale Energie-Agentur ist ähnlich aufwändig wie bei den FiT-Systemen.
Anhand von Prognosen für Zertifikatebedarf, Erzeugung aus Bestandsanlagen, Strompreisen und langfristigen Grenzkosten (long run marginal costs – LRMC) von neuen EE-Erzeugungsprojekten schätzen Investoren einen Zertifikatepreis ab. Der einheitliche GC-Preis bildet sich bei dem, den Grenzpreis setzenden Projekt im Rahmen einer EE-Merit-Order von Projekten bzw. Technologien und Standorten:
Dieser Preis ermöglicht allen Projekten, die preislich unter dem den Grenzpreis setzenden Projekt liegen, über den Merit-Order-Effekt eine höhere Produzentenrente. Kosteneffizienz ist in diesem System nur bezogen auf die Erzeugung erreichbar, da nur die Technik und der Standort nach Energiedargebot und Strompreis im Marktgebiet optimiert werden. Netzkosten sind für den GC-Preis nicht relevant.
Banding (= die Förderung einzelner Technologien durch die Ausgabe einer differenzierten Anzahl von GCs pro Technologie) kann die Produzentenrente effizient begrenzen [4]. Um eine Überförderung zu vermeiden, werden die Anzahl der ausgegebenen GCs pro Technologie sowie die Quoten der einzelnen Jahre periodisch geprüft und je nach Zielerreichung angepasst.
Ein Investor kann während der Betriebslaufzeit seiner Anlage nicht mit einer fixen Vergütung kalkulieren. Die Balance zwischen stabilen Rahmenbedingungen für langfristige Investitionen und der möglichst genauen Nachregelung der Förderhöhe ist ein entscheidender Erfolgsfaktor.
GCs können auch für andere Perioden aufgespart werden (banking), was zu einer mittelfristigen Preisdämpfung führt. Ohne banking wird eine höhere Preisvolatilität erzeugt, die häufig über vorgegebene Mindest- und Maximalpreise für die GCs begrenzt wird.
Die EU-Direktive [2009/28/EG] sieht ein paralleles, separates Zertifikat für die Grünstromeigenschaft als Derivat vor (GoO), das nach Umsetzung über nationale Register verwaltet wird (ähnlich ETS). GC und GoO sind zu unterscheiden, da bei der Grünstromeigenschaft nur die physikalische Erzeugung ausschlaggebend ist, jedoch nicht die Förderfähigkeit der Erzeugungsanlage. Ein GoO dient in erster Linie der europaweiten Kennzeichnung und dem Vertrieb von Grünstrom, ein GC ist der Förderung des Zubaus von EE-Erzeugung zuzuordnen. Durch die Abwicklung in öffentlich reguliertem Rahmen kann der missbräuchlichen Verwendung von GoOs (Greenwashing) begegnet werden. Dies würde eine einheitliche Basis für den europaweiten Handel mit der grünen Eigenschaft des Stroms bilden und ein höheres Vertrauen für die Belieferung von Ökostromkunden schaffen.