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Antworten auf 13 Kritikpunkte am Erneuerbaren-Energien-Pool

Grundsätzlich stimmt es, dass der Zugang zum Erneuerbare-Energien-Pool (EE-Pool) den Stromkund*innen einen Vorteil bietet, da er durch die Vermeidung regulatorischer Risiken und Lösung von Marktversagen in Krisensituationen die Finanzierungskosten reduziert. Die effektiven Stromkosten von Wind- und Solarparks sinken so um rund 30%. Zudem können EE-Pools durch die Nutzung des existierenden Referenzertragsmodell im Ausschreibungsdesign Knappheitsrenten (z.B. Landrenten) an guten Windstandorten vermeiden, was zu einer weiteren Reduktion der Stromkosten führt.

Für die anderen Stromkund*innen entsteht im Vergleich zum Status quo (der Situation ohne einen EE-Pool) kein Nachteil. Die Politik hat also mit dem EE-Pool die Möglichkeit, die Industrietransformation, sozialverträgliche Wärmewende und Akzeptanz von Windparks zu unterstützen, indem gezielt eine Absicherung über den EE-Pool vergeben wird, ohne dass dabei Nachteile für Stromkund*innen oder Kosten für die öffentliche Hand entstehen.

Nein, denn der erzeugte Strom aus Anlagen, deren Erlöse mit CfDs abgesichert werden, wird weiterhin vollständig am Spotmarkt verkauft. Das hat gegenüber PPAs den Vorteil, dass zwangsläufig die gesamte Erneuerbaren-Erzeugung auf dem Spotmarkt angeboten und damit eine effiziente Produktion ermöglicht wird, statt dass, wie bei bilateralen PPAs, eventuell nur innerhalb von Teilsystemen optimiert wird.

Auf dem Spotmarkt besteht dieses Problem nicht, da die gesamte Erzeugung angeboten wird (siehe Punkt 2).

Die Effekte von Vergütungsmechanismen auf Terminmärkten wurden bisher nur aus der Perspektive von Erzeuger*innen von Erneuerbaren Energien diskutiert und die Risiken einseitig abgesichert. Es fehlten Absicherungsinstrumente für Stromkund*innen, da bei den Erneuerbaren Energien kein Anreiz bestand, Terminmarktprodukte anzubieten. Das ist beim EE-Pool anders, Verbraucher*innen werden im gleichen Maße wie Erzeuger*innen abgesichert. Darüber hinaus entstehen Anreize für Stromkund*innen bzw. ihre Versorger*innen, am Hedging-Markt teilzunehmen, um verbleibende Risiken abzusichern:

Indem Kund*innen Anteile am EE-Pool erhalten, haben sie für die vereinbarten Energievolumen attraktive Stromkosten und sind für die Volumen entsprechend dem Erzeugungsprofile der erneuerbaren Energien im Pool gegen Strompreisrisiken abgesichert. Damit entsteht zugleich der Anreiz für Stromkund*innen bzw. ihre Energieversorger*innen sich gegen verbleibende Profilrisiken abzusichern - entweder durch Investitionen in Flexibilität oder mit Terminmarktprodukten. Die Einführung des EE-Pools mit einem standardisierten Erzeugungsprofil, gegen das sich alle Kund*innen absichern wollen, kann hier die Entstehung von entsprechenden Terminmarktprodukten katalysieren. Das ist notwendig, denn ohne solch einen regulatorischen Anreiz und Referenzpunkt sind bisherige Versuche zur Einführung von Flexibilitätsprodukten im Terminmarkt gescheitert.

So unterstützt die Einführung eines EE-Pools die Entwicklung von Terminmärkten und die Teilnahme von Stromkund*innen an selbigen.

Das ist bei allen neuen Regulierungen der Fall und darum ist es wichtig, dass jetzt schnell klare Entscheidungen getroffen werden. Zudem verursachen aktuell externe Entwicklungen, wie zum Beispiel die weitere Entwicklung der Gas- und damit auch der Strompreise im Zuge des Ukraine-Konflikts, größere Risiken für die Realisierung von Projektpipelines, die durch die schnelle Umstellung auf CfD-Ausschreibungen für einen EE-Pool adressiert werden könnten.

Der EE-Pool soll nicht die Stromlieferverträge von Energieversorgungsunternehmen (EVUs) an Endkund*innen ersetzen. Der Anteil am EE-Pool, den die Industriekund*innen oder Energieversorger*innen für kleinere Stromkund*innen erhalten, wird bei der Bewirtschaftung des restlichen Hedging Portfolios für das (ggf. flexible) Nachfrageprofil berücksichtigt. So wird sichergestellt, dass Stromkund*innen und EVUs Anreize haben, in Flexibilität zu investieren und damit Terminmärkte zur Absicherung der Profilrisiken zu stärken.

PPAs sind und bleiben ein wichtiges Instrument für Hedging bei Erzeuger*innen und Stromkund*innen. So wurden in der Vergangenheit beispielsweise Investitionen für Laufzeitverlängerungen von Anlagen mit PPAs abgesichert und sie werden auch weiterhin zentral für Erzeugungstechnologien mit Brennstoffkosten wie zum Beispiel Biogas etc. sein.

PPAs sind in ihrer Skalierung jedoch durch die Möglichkeit von Abnehmer*innen, langfristige Verträge abzuschließen und politische Risiken in Strommärkten ohne Risikoprämien abzubilden, begrenzt. Nach unseren Analysen ist der notwendige Ausbau von Wind- und Solarenergie daher mithilfe eines EE-Pools schneller und volkswirtschaftlich kostengünstiger möglich. Natürlich bedingt das eine Änderung mancher Geschäftsmodelle, insbesondere der Akteur*innen, die aktuell mit der Gestaltung von PPAs von Wind- und Solarprojekte befasst sind. Die Politik muss einen klaren Rahmen für die marktwirtschaftliche Transformation schaffen, damit die bisher auf PPA basierten Geschäftsmodelle schnell weiterentwickelt werden können. Darüber hinaus können PPAs auch danach eine wichtige Rolle für die Anschlussvergütung der Anlagen nach dem Auslaufen der staatlichen Förderung spielen.

Das liegt in der Natur von Absicherungsinstrumenten und tritt im EE-Pool genauso wie bei bilateralen PPAs auf. Allerdings bietet der EE-Pool den Vorteil, dass mit der Ausgestaltung von Exit-Optionen für Stromkund*innen Härtefälle oder die Einstellung der Produktion einer Anlage gezielt berücksichtigt werden kann, sodass pauschale Lösungen wie die aktuelle Gas- und Strompreisbremsen, die den Bundeshaushalt stark /belasten, vermieden werden können.

Diese positiven Zahlungen zeigen, wie wertvoll erneuerbarer Strom für die Gesellschaft sein kann und wie knapp die dafür geeigneten Flächen sind. Die Knappheitsrenten können teilweise durch Ausschreibungen von Lizenzen erfasst werden, da jedoch zukünftige Erlöse unsicher sind, werden diese stark diskontiert und nur ein Bruchteil an Kund*innen weitergegeben.

Diese Knappheitsrenten können auch im EE-Pool erfasst werden, zum Beispiel durch CFD Ausschreibungen für spezifische Flächen oder indem das Referenzertragsmodell im Ausschreibungsdesign weitergeführt wird. Sie werden dann im EE-Pool undiskontiert in Form von reduzierten Absicherungskosten weitergegeben. Im EE-Pool ergibt sich der Vorteil, dass durch das bessere Risikoprofil die Kosten für Endkund*innen um 30% gegenüber einem PPA Ansatz reduziert werden können.

In der Tat entstehen bei den bisherigen Ausschreibungen für die gleitende Marktprämie mit einer monatlichen Referenzperiode unzureichende Anreize für eine systemfreundliche Ausrichtung von Solarpanelen (gegebenenfalls West/Ost) und Design von Windturbinen (größere Rotoren relativ zu Generatorkapazität). Die Vorteile solcher Anlagen werden in den kommenden Jahren noch steigen, sind jedoch mit Unsicherheit behaftet und werden daher bei der Finanzierung recht hoch diskontiert, so dass sie bei Investitionsentscheidungen weniger berücksichtigt werden. Der gleiche Effekt wäre zu befürchten, falls CfDs mit einer langen Referenzperiode vergeben werden, um so über die Referenzperiode Anreize für systemfreundliche Ausgestaltung zu erzeugen.

CfD-Ausschreibungen bieten jedoch eine Möglichkeit, im Ausschreibungsdesign Anreize für systemfreundliche Ausrichtung zu berücksichtigen. Dazu könnte - analog zum aktuellen Referenzertragsmodell - für systemfreundliche Anlagen (also Ost/West Ausrichtung oder Rotor/Generator Verhältnis) ein Bonus berechnet werden, der bei der Reihung der eingehenden Gebote berücksichtigt wird und dazu führt, dass systemfreundlichere Anlagen auch mit höheren Gebotspreisen erfolgreich sein können. So können die vollen Anreize für systemfreundliche Investitionen sichergestellt werden.

Mit solch einem Ausschreibungsdesign kann Systemfreundlichkeit angereizt werden und gleichzeitig die Referenzperiode auf eine (Viertel-) Stunde reduziert werden. Das erlaubt eine Gestaltung der Verträge bei der die Anlagen im Betrieb auf den Spotpreis reagieren, also in Perioden von negativen Strompreisen nicht weiter produzieren.

In der Vergangenheit wurden bei manchen Ausschreibungen Anreize für gemeinsame Investitionen in Wind/PV Anlagen und assoziierte Speicher geschaffen. Das war sicher auch auf fehlende Förderprogramme für Speicher zurückzuführen, und somit ein Versuch, erste Erfahrungen mit Speichern zu ermöglichen. Jetzt gilt es, ein effizientes Marktdesign für EE-Erzeugung und Speicher zu entwickeln. Dabei sollte es Marktteilnehmer*innen prinzipiell möglich sein, Speicher und Wind- oder Solarprojekte getrennt zu realisieren. Das erlaubt einer größeren Gruppe von Marktakteur*innen, sich zu beteiligen und ihre Erfahrungen und Innovationen einzubringen, und stärkt damit den Wettbewerb. Es stellt zugleich sicher, dass sowohl EE-Erzeugungsanlagen als auch Speicher systemorientiert betrieben werden.

Erlöse aus den Spotmärkten, finanziell abgesichert durch CfD-Ausschreibungen oder flexible Terminprodukte, bieten hierfür prinzipiell einen effizienten Rahmen. Sollten an einzelnen Netzanschlüssen Speicher parallel zur Anbindung von Wind- oder Solarparks notwendig und ökonomisch sinnvoll sein, können verschiedene Optionen für solche Situationen berücksichtigt werden (Ausschreibung für Speicher durch Netzbetreiber etc.).

Fehlanreize bei negativen Preisen sind nicht per se in dem allgemeinen Instrument EE-Pool zu suchen, sondern hängen von dessen detaillierter Ausgestaltung ab. Es existieren mehrere Gestaltungsoptionen, die diese Fehlanreize adressieren, z.B. durch produktionspotential-basierte Verfahren, die sich auf geeichte Messwerte in den Anlagen beziehen und bereits in Regelenergiemärkten zum Einsatz kommen.

CfDs reduzieren die Risiken, welche mit Investitionen in Erneuerbare Anlagen verbunden sind, sodass insgesamt ein niedrigere Gesamtverzinsung notwendig ist, um Investitionen auszulösen. Das bedeutet jedoch nicht zwangsläufig, dass auch die Eigenkapitalrendite sinkt, da Fremdkapitalgeber*innen (z.B. Banken) bereit sind, größere Anteile an den Investitionen zu übernehmen. Durch die Hebelwirkung des Verschuldungsgrades kann die Eigenkapitalrendite genauso attraktiv bleiben.

Die Ausbauziele für Wind- und Solarenergie bedingen die Realisierung von Wind und Solarprojekten mit denen im Jahr 2030 600 TWh Strom erzeugt und damit bilanziell 80% des Stromverbrauchs des Jahres 2030 mit Erneuerbaren Energien gedeckt werden kann.

Wenn alle zukünftigen Ausschreibungen auf CfDs umgestellt würden, könnten circa 43% des Nettozubaus von Wind Offshore, 80% von Wind Onshore und 75% der Solarerzeugung von jetzt bis 2030infoDie Differenz zu 100% des Nettozubaus bei Wind onshore und Solaranlagen ergibt sich daraus, dass ein Teil der Anlagen, die in den nächsten Jahren in Betrieb genommen werden, bereits an den Ausschreibung teilgenommen haben und eine Förderung nach dem alten System erhalten werden, zum jetzigen Zeitpunkt jedoch noch nicht fertig gebaut worden sind. Bei der Solarenergie gibt es darüber hinaus eine größere Anzahl an kleineren Anlagen (unter 100 kWp), die nicht zwingend Strom ins Netz einspeisen müssen und eine fixe Prämie erhalten, sollten sie Überschüsse einspeisen. in einem EE-Pool zusammengefasst werden. Somit könnten über den CfD Pool bis Ende 2030 rund 245 TWh, beziehungsweise ca. ein Drittel des Strombedarfs von 750 TWh abgesichert werden.

Diese Zahlen zeigen, dass mit einer Anpassung des Fördermechanismus ein großer Teil des Neuzubaus mit CfDs gefördert und in einem EE-Pool zusammengefasst werden könnte.

Abbildung 1 Anteil der Stromnachfrage nach Technologie, die bis 2030 unter CfDs gefördert werden könnte infoEs wird das Erreichen der Ausbauziele des EEG 2023 angenommen. Die Anteile basieren auf den TWh-Zahlen, die anhand der Kapazität und Anzahl der Volllaststunden berechnet werden. Für Neuanlagen von Wind Onshore werden 2500, für Wind offshore 3900 und für Solaranlagen 930 Volllaststunden angenommen. Die Stromnachfrage ergibt sich aus dem „Versorgungssicherheit Strom Bericht“ (https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/V/versorgungssicherheitsbericht-strom.pdf?__blob=publicationFile&v=4).

Weitere Informationen

Mats Kröger
Mats Kröger

Wissenschaftlicher Mitarbeiter in der Abteilung Klimapolitik

Jörn C. Richstein
Jörn C. Richstein

Wissenschaftlicher Mitarbeiter / Themenleitung Strommärkte in der Abteilung Klimapolitik

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