Effektivität vs. Effizienz von Fördersystemen
Zweifelsfrei sind Einspeisesysteme wie das EEG überaus effektiv, wenn es gilt, neue Technologien zu implementieren. Bestandssicherung, an die Laufzeit gekoppelte garantierte Vergütungen und Einspeisevorrang schaffen ein Maß an Investitionssicherheit, das den schnellen Ausbau der EE in der Anfangsphase überhaupt erst ermöglichte. Nach nunmehr gut zehn Jahren EEG, erheblichen Fortschritten in der Technologie und des professionalisierten Risikomanagements bei EE-Projekten rückt nun die Marktintegration in den Vordergrund. Das ist zum einen ein vor zehn Jahren kaum für möglich gehaltener Fortschritt. Aber um unter den weiter entwickelten Rahmenbedingungen den Erfolgsweg vergleichbar fortzusetzen, bieten Systeme wie das EEG keine Perspektive. Zielführend ist ein Fördersystem für eine Integration in den europäischen Binnenmarkt.
Marktintegration heißt, sich dem Grundprinzip aller funktionierenden Märkte zu unterwerfen, nämlich dass die Nachfrage auf ein passendes Angebot trifft. Die Nachfrage nach EE ergibt sich aus dem politischen Willen, im Sinne des Klimaschutzes schrittweise den Anteil der EE an der Stromerzeugung auszubauen. Diese Nachfrage soll zunehmend nach marktlichen Kriterien gedeckt werden – und das bedeutet Wettbewerb. Im Falle der EE herrscht ein Wettbewerb um die Standorte mit der höchsten Windhöffigkeit oder der längsten und intensivsten Sonneneinstrahlung. Im Ergebnis werden die günstigsten Technologien (aus Investorensicht) an den besten (europäischen) Standorten gebaut, was hinsichtlich der Gesamtkosten volkswirtschaftlich optimal und daher effizient ist. In den Markt integriert, nehmen die EE zu Grenzkosten (Wind und Sonne nahezu Null) an der kurzfristigen Einsatzoptimierung aller Erzeuger im Strommarkt teil. So ergibt sich, dass das marktpreisunabhängige Energiedargebot aus Sonne und Wind – bei gegebener Systemstabilität – grundsätzlich immer zuerst eingespeist wird.
Komplementierung des europäischen Marktdesigns
Ein Zertifikatesystem zur Förderung von EE erfordert ein entsprechend weiterentwickeltes europäisches Marktdesign für Strom. Angenommenes Ziel der Politik bleibt eine marktliche Organisation der Energieversorgung in einem europäischen Binnenmarkt. Grundsätzliches Ziel aller Marktakteure ist ein möglichst einfaches, bürokratiearmes Marktdesign. Es soll politisch und gesellschaftlich akzeptabel und betriebswirtschaftlich sinnvoll auf der Ebene von Investitionsprojekten umsetzbar sein. Um volkswirtschaftlich effizient zu sein, muss das Marktdesign die Förderung von EE, deren Integration in den europäischen Energiebinnenmarkt, den notwendigen Netzausbau und die Versorgungssicherheit konsistent integrieren.
Folgende Komponenten wirken beim nachfolgend vorgeschlagenen Design zusammen:
- die europäischen Märkte für (Grau-)Strom und Systemdienstleistungen in ihrer heutigen Form,
- ein europäisches Basis-Fördersystem für EE-Strom mit Zertifikaten (Abb. 2) und
- europäisch koordinierte, ortsabhängige Netznutzungsentgelte für Einspeiser von Strom.
Ergänzend können optional nationale Fördermechanismen komplementär zum europäischen System wirken und damit alle Vorteile eines FiT-Systems (z. B. des deutschen EEG) auch in einem harmonisierten europäischen Binnenmarkt für EE enthalten.
Ein europäisches Basis-Fördersystem für EE-Strom
Ein europaweites marktbasiertes Quotensystem kann nur unter gleichartigen Bedingungen in allen teilnehmenden europäischen Ländern geschaffen werden, um die Fungibilität der GCs und ortsunabhängige Transaktionskosten zu gewährleisten. Damit hat der Ort der physischen Einspeisung und des Verbrauchs regenerativ erzeugten Stroms für die Ausstellung und Entwertung von GCs keine preislichen Auswirkungen. Faktisch bedeutet dies auch, dass die regional unterschiedlich teuren, durch die einzelne Ein- und Ausspeisung verursachten Netzausbau- und Netzbetriebskosten nicht Teil dieses Systems sind.
Ein europäischer GC-Markt trägt bei limitierten Übertragungskapazitäten zur Dämpfung von lokalen Preisunterschieden bei. Unter vergleichbaren Randbedingungen und gleichem Zertifikatepreis werden EE in Regionen mit dem höchsten Strompreis gebaut. Der Zubau senkt in der lokalen Merit- Order den Preis. Ein europäischer GoO-Handel soll Teil dieses Systems sein. Mit dieser Basis können unterschiedliche Vertriebsprodukte gestaltet werden, falls die GoOs z. B. zusätzlich mit einem Zeitstempel gekennzeichnet sind.
Der Zugang für Kleinstinvestoren wäre durch Intermediäre wie z. B. Energiehändler, einfach darstellbar, die in der Form einer bilateralen Vergütungsvereinbarung (Power Purchase Agreement, PPA) Zahlungsströme an einzelne Erzeuger langfristig bei fixierter Vergütung absichern.