Mitteilungen - Finanzen und Kommunalwirtschaft

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hat sein Konzept für ein neues Energiemarktdesign vorgestellt. Darin enthalten sind auch die Bausteine für eine EEG-Reform. Das bisherige Vergütungssystem soll durch die Fortführung des sog. Marktprämienmodells ersetzt werden. Anlagenbetreiber sollen ihren Strom künftig direkt vermarkten und eine Förderung über eine Prämie auf den Börsenpreis erhalten. Die 20-jährige Vergütungsgarantie soll durch einen Mengendeckel für erneuerbare Energien abgelöst werden. Die Förderhöhe soll im Wege einer technologiespezifischen Auktion ermittelt werden. Aus kommunaler Sicht werden Vorschläge für ein neues Energiemarktdesign im Hinblick auf eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende begrüßt. Auch die neue Bundesregierung wird gefordert sein, die verschiedenen Ansätze sorgfältig abzuwägen und zügig die nötigen Schritte, vor allem für eine EEG-Reform, einzuleiten.

Nach der Veröffentlichung eines zukunftsfähigen Energiemarktdesigns für Deutschland des Verbandes Kommunaler Unternehmen (VKU), des Energieversorgers MVV Energie AG und dem Bundesverband Deutscher Industrie (BDI), folgt nun auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) mit einem eigenen Vorschlag für ein Energiemarktdesign der Zukunft.

Elemente einer EEG-Reform

Angestrebt wird eine grundlegende Reform des EEG, basierend aus folgenden Elementen:

    Verpflichtende Direktvermarktung auf Basis des Marktprämienmodells

Die Direktvermarktung soll zur Pflicht für alle Neuanlagen werden und zunächst von einer gleitenden Marktprämie begleitet werden. Die Differenz zwischen der bisherigen fixen Einspeisevergütung und dem erzielten Marktpreis an der Strombörse soll vollständig durch die Marktprämie ausgeglichen werden. Im Anschluss soll die Umstellung auf eine fixe Marktprämie erfolgen. Einen Zeitplan hat der BDEW nicht aufgestellt, die bisherige Managementprämie soll aber sofort wegfallen. Bislang wurde diese den Anlagenbetreibern zusätzlich über die Marktprämie hinaus gezahlt, um die Zusatzkosten der Vermarktung auszugleichen.

    „Mengenkontingentierung“ statt zeitlicher Befristung der Förderung

Die Erneuerbare Energien-Förderung soll auf eine bestimmte Strommenge begrenzt werden. Durch Mengenkontingentierung der geförderten „Arbeit“ steht der Anlagenbetreiber bei negativen Strompreisen vor der Wahl, entweder sofort die Prämie (gemindert um den negativen Strompreis) zu erlösen oder sich die Prämie für eine spätere Einspeisung „aufzuheben“. So entstehe ein Anreiz, keinen Strom bei negativen Marktpreisen einzuspeisen. Die Förderung je Erzeugungsanlage stehe auf diesem Wege von vornherein fest.

    Ermittlung der Förderhöhe im Wege der Auktion

Die Höhe der durch die Prämie geförderten Strommengen soll sich aus dem Ausbaupfad ableiten, den Bund und Länder unter Berücksichtigung des Netzausbaus definieren. Die Strommengen sollen über Auktionen angeboten werden. Eine Technologie-Quote soll dafür sorgen, dass Sektoren wie die vergleichsweise teure Offshore-Windenergie nicht abgewürgt werden.            

    Technische Systemverantwortung der Anlagenbetreiber

Die Anlagenbetreiber sollen dazu verpflichtet werden, ihre Anlagen mit technischen Komponenten, wie der Leistungsregelung, Fernsteuerbarkeit und Produktion von Blindleistung auszustatten, um zu verhindern, dass das Netz überlastet wird.

Der Vorschlag des BDEW stieß zum Teil auf Kritik. So lehnt der Bundesverband Erneuerbarer Energien (BEE) eine verpflichtende Direktvermarktung zum gegenwärtigen Zeitpunkt ab. Schon heute würden über 80 Prozent der Windkraftleistung direkt vermarktet, aber nur ein Bruchteil der Anlagen werde - wie vom Markt erhofft - nachfrageorientiert gesteuert. Zudem würden die Investoren in erneuerbare Energien zwangsläufig zu Spekulanten, weil sie die Risiken der ungewissen Preisentwicklung am Strommarkt in ihre Kalkulation einpreisen müssen. Der Vorschlag, die Vergütungsdauer für erneuerbare Energien abzuschaffen und durch Jahresvolllaststunden, also eine Mengenbegrenzung, zu ersetzen, würde jeden Anreiz abwürgen, qualitativ hochwertige Anlagen zu errichten.

Grundlagen für Ausbau der Netzinfrastruktur

Um insbesondere auch die Verteilnetzbetreiber in die Lage zu versetzen, den notwendigen Aus- und Umbau der Netzinfrastruktur verlässlich planen und finanzieren zu können, wird eine Anpassung des Regulierungsrahmens zur unverzögerten Anerkennung von Investitionen und zum Aufbau einer Smart Grid-Infrastruktur gefordert. Es sei vor allem notwendig, den noch bestehenden Zeitverzug bei der Anerkennung von Investitionen in die Nieder- und Mittelspannungsebenen kurzfristig zu beseitigen. Im Rahmen der Debatte um ein zukünftiges Marktdesign müsse auch hinsichtlich der Netzentgelte eine zukunftsfähige Lösung gefunden werden. Während die Netz(betriebs)kosten primär fixe Kosten seien, liege der Fokus des Entgeltsystems auf variablen Preisbestandteilen für Netzentnahmemengen. Man sei daher der Auffassung, dass eine zügige Umstellung auf eine stärkere Leistungsorientierung der Netzentgelte beim Endkunden erforderlich sei.

Weitere Informationen zum Energiemarktdesign des BDEW sind im Internet unter http://www.bdew.de/internet.nsf/id/marktdesign-de abrufbar.

Az.: II/3 811-00/8