Studie Weiterentwicklung des Förderregimes für erneuerbare Energien

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1 Studie Weiterentwicklung des Förderregimes für erneuerbare Energien ABSCHLUSSBERICHT FÜR RWE August 2013 Frontier Economics Ltd, London.

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3 August 2013 Frontier Economics i Studie Weiterentwicklung des Förderregimes für erneuerbare Energien Executive Summary 1 1 Einleitung Ausgangslage Abgrenzung der Aufgabenstellung Struktur des Berichts Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien Bewertungskriterien Zentrale Anforderungen an ein Fördersystem Vergleich möglicher Fördermodelle Fazit Marktprämienmodell vorteilhaft Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung Einleitung Ausgestaltungsdetails Institutioneller Rahmen Fazit fixe Marktprämie mit Auktionen ist ausgestaltbar Übergangsphase und Überführung in ein europäisches Fördersystem Übergangsphase vom aktuellen EEG Europäische Erweiterung Handlungsempfehlungen 57 Anhang Internationale Erfahrungen von EE-Auktionen 59 Inhalt

4 ii Frontier Economics August 2013 Studie Weiterentwicklung des Förderregimes für erneuerbare Energien Abbildung 1. Schematische Darstellung der Heterogenität der EE- Technologien Abbildung 2. Schematische Illustration der Vorlaufzeit für PV und Wind onshore Abbildung 3. Alternative Produktdefinitionen Abbildung 4. Institutioneller Rahmen für neue administrative Prozesse Abbildung 5. Strawman zur Auktion für technologieneutrale, fixe Marktprämie Abbildung 6. Mögliche Reformschritte zum Zielmodell fixe Marktprämie mit Auktion Abbildung 7. Möglicher indikativer Zeitplan für die Einführung des MPM mit Auktion Abbildung 8. Praktizierte EE-Förderregimes in der EU Abbildung 9. Internationale Übersicht über ausgewählte EE-Auktionen Tabellen & Abbildungen

5 August 2013 Frontier Economics 1 Executive Summary Zielsetzung der Studie Die Frage der künftigen Vergütung und Marktintegration von erneuerbaren Energien ( EE ) wird derzeit stark debattiert. Grund hierfür ist u.a. der Anstieg der Umlage der Kosten der EE-Förderung ( EEG-Umlage ) zum 1. Januar 2013 von 3,59 c/kwh auf jetzt 5,28 c/kwh. Gleichzeitig ist durch die Förderung der Marktanteil der EE mittlerweile auf fast 25% gestiegen und soll gemäß den politischen Zielen im Erneuerbaren-Energien-Gesetz ( EEG ) bis zum Jahr 2030 auf mindestens 35% weiter ansteigen. Die fehlende Marktintegration der EE erschwert die marktgerechte Koordination von EE-Investitionen und -Erzeugung mit dem übrigen Strommarkt (d.h. mit konventionellen Erzeugern, der Nachfrage sowie dem Stromnetzen). Vor diesem Hintergrund stellt sich nicht mehr die Frage, ob das deutsche System der Förderung der Erneuerbaren Energien zu reformieren ist, sondern wie weitgehend diese Reformen zu gestalten sind. Reformansätze, die lediglich punktuell am heutigen EEG ansetzen, erscheinen angesichts der Kosten nicht ausreichend. Vielmehr werden insbesondere Ansätze diskutiert, die auf eine konsequente Integration der EE- Technologien in den Markt und auf Wettbewerb zwischen den EE-Technologien setzen. Technologieneutralität und Direktvermarktung als primärer Treiber für Effizienzsteigerungen Direktvermarktung und Technologieneutralität der Förderung sind die beiden wesentlichen Merkmale, die ein Fördermodell erfüllen muss, um die Marktintegration der EE und die Effizienz der Förderung signifikant zu verbessern. Ein technologieneutrales Fördersystem könnte die EE-Kosten erheblich senken, da sich der EE-Zubau in Zukunft jeweils auf die kostengünstigen Technologien und Standorte fokussieren würde. Direktvermarktung ermöglicht die Hebung weiterer Effizienzpotenziale. So würde durch die verbesserte Marktintegration u.a. die Steuerung der Kraftwerke im täglichen Einsatz (auch der konventionellen Kraftwerke) verbessert. Darüber hinaus ist damit zu rechnen, dass die Investitionsentscheidungen im Hinblick auf Zeitpunkt, Umfang und Art der EE- Investition marktorientierter und damit effizienter würden. Eine Sonderrolle nehmen in diesem Zusammenhang ggf. Offshore-Wind und Geothermie ein, da diese Technologien in Deutschland weitgehend unerprobt sind und sich noch in der Innovationsphase befinden. Executive Summary

6 2 Frontier Economics August 2013 Fixe Marktprämie ist vorteilhaft im Vergleich zu anderen Fördermodellen Es bestehen neben dem Modell einer fixen Marktprämie (MPM) weitere Möglichkeiten, EE im Rahmen eines Direktvermarktungsmodells zu fördern, z.b. durch ein Quotenmodell oder Contract for Differences ( CfD ), das aktuell in UK eingeführt wird. Quotenmodelle zeichnen sich durch eine dedizierte Mengensteuerung aus, würden in Deutschland allerdings eine vollständige Systemumstellung erfordern. Der Ansatz der CfD hingegen neutralisiert viele grundsätzlich positive Anreize der Direktvermarktung und kann daher die erhofften Vorteile nur sehr begrenzt ausnutzen. Eine fixe Marktprämie stellt hingegen einen praktikablen Kompromiss zur Förderung von Marktintegration dar. Die Auktionierung der Marktprämie erlaubt zudem eine dem Quotenmodell vergleichbare Mengensteuerung (Zielgenauigkeit). Sinnvolle Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktion (und somit Mengensteuerung) möglich Die fixe Marktprämie ist das am besten geeignete Fördermodell für die Markintegration der erneuerbaren Energien. Je nach politischem Zielsystem kann die Prämienhöhe entweder administrativ (Erreichung von EE-Mindestzielen bei gleichzeitiger Preissteuerung) oder mittels wettbewerblicher Verfahren (Erreichung von Mengenzielen ggf. auch bei hohen Förderkosten) bestimmt werden. Unsere Analysen zeigen, dass die Bestimmung der fixen Marktprämie mittels wettbewerblicher Auktionsverfahren möglich ist. Mit einem Auktionsverfahren würde der Preissteuerungsmechanismus der Marktprämie um eine Komponente der Mengensteuerung ergänzt. Zudem bietet das Auktionsverfahren gegenüber der administrativen Festlegung den Vorteil, dass darin die tatsächlichen Kosten der Förderung erneuerbarer Energien besser offengelegt werden. Auktionen sind generell ein geeigneter wettbewerblicher Mechanismus, um eine effiziente Mengensteuerung zu erreichen. Internationale Erfahrungen zeigen, dass die Details des Auktionsdesigns für den Erfolg entscheidend sind. Zudem gibt es keine Blaupause, die unmittelbar auf den deutschen Markt übertragen werden kann. Die Ausgestaltung des Auktionsverfahrens erfordert die Festlegung einer Reihe von Parametern. Möglich wäre z.b. eine jährliche Ausschreibung einer mit den Ausbauzielen der Erneuerbaren Energien korrespondierenden EE- Erzeugungsmenge. Die Präqualifikation der Gebote wäre möglichst weit zu fassen (also z.b. keine projekt- bzw. anlagenspezifische Präqualifikation), um eine möglichst hohe Liquidität in den Auktionen zu erreichen. Die Anbieter, die den Zuschlag erhalten, sind verpflichtet, die betreffenden Erzeugungsanlagen innerhalb einer Vorlaufzeit von z.b. drei Jahren ans Netz zu bringen. Um die Realisierung der Projekte zu gewährleisten, wäre die Hinterlegung einer Executive Summary

7 August 2013 Frontier Economics 3 angemessenen Sicherheitsleistung vorzusehen. Um Doppelförderung zu vermeiden, würden die Anlagen, die zur Erbringung der auktionierten Erzeugungsmenge vorgesehen wären, entsprechend in ein Register eingehen. Auktionsverfahren gehen allerdings auch mit einer Reihe von Herausforderungen einher. So sind Auktionsverfahren für die Investoren in der Regel komplexer als administrative Verfahren, und Liquidität und damit Erfolg der Auktionen sind eng mit der Ausgestaltung der Auktionen verknüpft. Zudem ist die Sicherstellung der Technologieneutralität nicht trivial. Diese Herausforderungen erscheinen allerdings lösbar: Es lassen sich sinnvolle Ausgestaltungsformen für entsprechende Auktionen finden. Der Übergang vom heutigen EEG sollte schnell und in wenigen Schritten erfolgen Als mögliche Sofortmaßnahme sollten die Optionalität im heutigen gleitenden Marktprämienmodell und hohe Boni für einzelne Technologieuntergruppen abgeschafft werden. Nächster und zeitnah zu realisierender Schritt wäre die Einführung einer fixen Marktprämie. Da mit der Bestimmung der Fördersätze durch ein Auktionsverfahren in Deutschland Neuland beschritten würde, und dies eine entsprechende Vorlaufzeit in Anspruch nähme, kann zuerst eine Umstellung auf eine administrativ festgelegte fixe Marktprämie erfolgen. Ein möglicher Start für die Einführung des Marktprämienmodells (MPM) mit Auktion wäre bei entsprechendem politischem Willen theoretisch ab dem Jahr 2018 möglich. Dies würde bei einem zeitlichen Vorlauf von drei Jahren eine erste Auktion im Jahr 2015 erfordern. Europäisierung wird durch das MPM mit Auktionierung erleichtert In der Europäischen Kommission gibt es zunehmende Bestrebungen, der Zersplitterung der nationalen Fördersysteme für EE entgegenzuwirken. Daher sollte ein reformiertes EE-Fördermodell zukünftig in ein europäisches System überführbar sein und eine Integration mit anderen europäischen Staaten ermöglichen. Aus unserer Sicht bietet ein Marktprämienmodell (MPM) mit Auktion hierfür einen geeigneten Rahmen: MPM bietet sichere politische Rahmenbedingungen für Investoren Im Gegensatz zum Quotenmodell gewährt die Fixierung der Marktprämie über einen Förderzeitraum dem Anlagenbetreiber langfristige Sicherheit bezüglich der Förderhöhe unabhängig von zukünftigen politischen Entscheidungen zur geographischen Erweiterungen der Fördersysteme. Executive Summary

8 4 Frontier Economics August 2013 Auktionierung erleichtert politischen Abstimmungsprozess Durch die Bestimmung der Marktprämie über Auktion gibt die Politik die Bestimmung der Förderhöhe zum Teil an den Markt ab (analog zur Preisbestimmung im EU ETS). Eine ggf. jährlich angepasste Förderhöhe würde hingegen zu langwierigen internationalen Verhandlungen führen. MPM ist im Einklang mit europäischen Zielen In der EU bestehen hinsichtlich der Erneuerbaren Energien Mengenziele, die gezielt durch jährliche Ausschreibungen erreicht werden können. Zudem geht die Förderung der EE (die Marktprämie) auf null zurück, wenn die Börsenpreise auf ein Niveau ansteigen, bei dem erneuerbare Energien wettbewerbsfähig sind (z. B. durch ausreichend hohe CO 2 -Preise im EU ETS). Schrittweise Öffnung möglich Die Ausweitung des MPM auf andere EU-Mitgliedstaaten ist schrittweise möglich. Eine sofortige Ausweitung auf die ganze EU erscheint aus heutiger Sicht eher unrealistisch. Eine schrittweise Ausweitung des Modells auf zunächst wenige Länder wäre durchaus möglich, mit späterer sukzessiver Erweiterung. Eine Integration wäre darüber hinaus auch mit EU-Ländern ohne gemeinsame Grenze möglich. Handlungsempfehlungen Auf Basis der Analysen lassen sich folgende Handlungsempfehlungen zusammenfassend formulieren: Reformen sollten schnell eingeleitet werden Es besteht akuter Handlungsbedarf für die Reformierung des EE-Fördersystems, und bereits im Rahmen des heutigen EEG wären erste Sofortmaßnahmen möglich. Kurzfristig sollte eine Umstellung auf eine fixe, administrativ festgelegte Marktprämie erfolgen. Mittelfristig sollten Auktionen als wettbewerbsorientierte Verfahren zur Bestimmung der Prämienhöhe zur Anwendung kommen. Langfristig sollte eine schrittweise europäische Erweiterung erfolgen. Executive Summary

9 August 2013 Frontier Economics 5 1 Einleitung In diesem Kapitel gehen wir auf die Ausgangslage und Aufgabenstellung der Studie ein. Zudem werden die Rahmenbedingungen der Analyse und die Struktur des Berichts dargestellt. 1.1 Ausgangslage Die Frage der künftigen Vergütung und Marktintegration von erneuerbaren Energien ( EE ) wird derzeit stark debattiert. Hintergrund hierfür ist u.a. der Anstieg der Umlage der Förderkosten der EE-Förderung ( EEG-Umlage ) zum 1. Januar 2013 von 3,59 c/kwh auf jetzt 5,28 c/kwh. Gleichzeitig ist durch die Förderung der Marktanteil der EE mittlerweile auf fast 25% gestiegen und soll gemäß den politischen Zielen im EEG bis zum Jahr 2030 auf mindestens 35% weiter ansteigen. Die fehlende Marktintegration der EE erschwert die marktgerechte Koordination von EE-Investitionen und -Erzeugung mit dem übrigen Strommarkt (d.h. mit konventionellen Erzeugern, der Nachfrage sowie dem Stromnetzen). Vor diesem Hintergrund stellt sich für viele Marktakteure nicht mehr die Frage, ob das deutsche System der Förderung der Erneuerbaren Energien zu reformieren ist, sondern lediglich, wie weitgehend diese Reformen zu gestalten sind. Reformansätze, die lediglich punktuell am heutigen EEG ansetzen, werden dabei angesichts der dynamischen Entwicklung nicht ausreichend sein. Vielmehr erscheinen Ansätze, die auf eine konsequente Integration der EE-Technologien in den Markt und auf Wettbewerb zwischen den EE-Technologien setzen, als unabdingbar. Das EEG hat die Mindestziele übererfüllt Das Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) hat sich als wirksames Instrument zum Erreichen der politischen Ziele zum EE-Ausbau in Deutschland erwiesen. So wurde z.b. das 2004 formulierte Ziel, bis 2010 mindestens 12,5% der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zu gewinnen, bereits vorzeitig im Jahr 2007 erreicht. Die EEG-Umlage belastet Verbraucher zunehmend Die Nettoförderung 1 für Erneuerbare Energien ist bis 2012 auf rund 17 Mrd. gestiegen. Durch die Umlage dieser Kosten auf den Strompreis werden 1 Die Nettoförderung ergibt sich aus der Differenz zwischen Garantievergütung für EE und dem Marktwert des betreffenden Stroms. Die Berechnung erfolgte auf Basis der Einnahmen aus EEG- Vermarktung und Ausgabenpositionen für Einspeisetarife, Marktprämienzahlungen und EEG- Bilanzkreiskosten der Übertragungsnetzbetreiber, siehe Einleitung

10 6 Frontier Economics August 2013 deutsche Stromverbraucher 2 erheblich belastet. Zum 1. Januar 2013 ist die EEG-Umlage von derzeit 3,59 c/kwh auf 5,28 c/kwh 3 angestiegen, und ohne Reform ist zu erwarten, dass der Kernanteil 4 in der EEG-Umlage bis 2022 um weitere 1,7 c/kwh (nominal) ansteigt. 5 Kosten v.a. durch den Ausbau von PV und kleinen Biogasanlagen getrieben, die nur in geringem Maß zur Erzeugung beitrugen Zuletzt entfiel deutlich mehr als die Hälfte der Nettoförderkosten (über 8 Mrd. /a) auf die PV. 6 Dies gilt, obwohl die PV nur einen relativ geringen Erzeugungsanteil innerhalb des Spektrums der EE hat: im Jahr 2012 stammten rund 25TWh der insgesamt rund 115TWh durch Einspeisetarif und gleitende Marktprämie geförderten EEG-Strommenge aus PV-Anlagen. Die zweitgrößte Nettosubvention entfielen (ca. 4,5 Mrd. /a) auf Biomasseanlagen, die im Jahr 2012 insgesamt 34 TWh erzeugten. Der Hintergrund hierfür ist, dass PV-Anlagen und kleine Biomasseanlagen bis zuletzt mit deutlich höheren Sätzen gefördert wurden als andere qualifizierte Technologien. So lagen die durchschnittliche Netto-Förderkosten von PV im Jahr 2012 bei deutlich über 300 /MWh, während im gleichen Jahr die durchschnittlichen Nettoförderkosten von Onshore-Wind bei rund 60 /MWh lagen. Die durchschnittliche Nettoförderung pro MWh für PV war damit 2012 fünfmal so hoch wie die Nettoförderung von Onshore- Wind. 1.2 Abgrenzung der Aufgabenstellung Der Handlungsbedarf für eine weitergehende Reform des EEG ist vor dem Hintergrund der zunehmenden volkswirtschaftlichen Kosten der EE-Förderung und der EE-Systemintegration sowie der damit einhergehenden ansteigenden finanziellen Belastung der Stromverbraucher offensichtlich. 2 Die Nettoförderkosten werden über die sog. EEG-Umlage sozialisiert, die von nicht privilegierten Letztverbrauchern in Deutschland (insbesondere Haushalte und Gewerbe) zu zahlen ist. 3 Die Bezugsgröße kwh bezieht sich jeweils auf den nicht privilegiertem Letztverbrauch. Der Wert von 5,28 c/kwh setzt sich zusammen aus einer Kernumlage in Höhe von 4,19 c/kwh, der Nachholung einer zu geringen Umlage aus dem Jahr 2012 in Höhe von 0,67 c/kwh und dem Aufbau einer neuen Liquiditätsreserve für 2013 in Höhe von 0,42 c/kwh. 4 Der Kernanteil deckt den Erwartungswert der Förderkosten im betreffenden Jahr ab. Daneben können die Übertragungsnetzbetreiber einen Beitrag zum Aufbau einer Liquiditätsreserve aufbauen, der sicherstellen soll, dass bei unerwartet starkem EE-Ausbau hinreichend Liquidität zur Vergütung aller Projekte vorliegt, und um Mindereinnahmen in Vorjahren auszugleichen. 5 Für eine Simulation der mit einer technologieneutralen EE-Förderung verbundenen Kosteneinsparungen siehe Frontier Economics (2012), Die Zukunft des EEG Handlungsoptionen und Reformansätze, Gutachten für die EnBW AG. 6 Frontier-Berechnungen auf Basis der EEG-Jahresabrechnung 2012 der ÜNB und auf Basis durchschnittlicher Wertigkeitsfaktoren und Ausgleichsenergiekosten. Einleitung

11 August 2013 Frontier Economics 7 Entsprechend sollte eine Förderung unter einem weiterentwickelten EEG wettbewerblicher, marktnäher und, soweit möglich, europäischer sein als heute. Insbesondere sollte der Fördermechanismus eines weiter entwickelten EEG: Technologieneutral und zeitlich begrenzt sein; Investitionen und die Produktion von Strom aus erneuerbaren Energien an den Strompreis koppeln; die Förderhöhe marktwirtschaftlich bestimmen; Erneuerbare Energien über die Direktvermarktung in die Bilanzkreisverantwortung führen; und dem regenerativen Strom durch mehr Zusammenarbeit in Europa einen größeren Markt öffnen. Zu einer analogen Einschätzung kommt auch Frontier Economics in einer Reihe von Gutachten und Veröffentlichungen. Vor diesem Hintergrund werden insbesondere drei Fördersysteme als Alternative zum heutigen System diskutiert: 1. Quotensystem: Hierbei werden Endkundenlieferanten verpflichtet, einen bestimmten Prozentsatz ihres Stromabsatzes aus erneuerbaren Energien zu decken. Für den Nachweis kaufen sie Grünstromzertifikate von den Produzenten von erneuerbaren Energien. 2. Markprämiensystem mit fixer Prämie: Anlagenbetreiber erhalten pro erzeugter Kilowattstunde regenerativen Stroms eine fixierten Zuschlag (Prämie oder Bonus). Die Prämie soll über ein Ausschreibungsverfahren/Auktionen bestimmt werden. 3. Contracts for Difference (CfD): CfD werden derzeit für Erneuerbare und andere Technologien (u.a. Kernkraft) in UK diskutiert. Erzeuger erhalten einen garantierten Strike-Preis für jede erzeugte 7 Kilowattstunde aus erneuerbaren Energien, die jedoch zunächst am Großhandelsmarkt zu vermarkten sind. In Abhängigkeit vom tatsächlichen Marktpreis werden dann Ausgleichszahlungen geleistet (in UK positive wie negative Zahlungen). Vor diesem Hintergrund werden mit der Studie die folgenden Ziele verfolgt: 1. Evaluierung der Vorschläge: Die genannten Vorschläge für eine EEG Reform sollen evaluiert und mit dem bestehenden deutschen Fördersystem verglichen werden. Die Bewertung erfolgt anhand volksund energiewirtschaftlicher Vorteile der untersuchten Fördermodelle. 7 Es besteht jedoch keine Erzeugungspflicht einer bestimmten Menge sondern es besteht für die EE- Betreiber eine Erzeugungsoption. Einleitung

12 8 Frontier Economics August Detaillierte Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktion: Für die Marktprämie soll eine detaillierte, sinnvolle Ausgestaltung herausgearbeitet werden. Hierbei sind u.a. die folgenden Punkte zu diskutieren: Auktionsdesign beim Tenderverfahren; Auszahlung der Prämie; Notwendigkeit einer Strafzahlung bei Nichterfüllung für Anbieter mit zugeschlagenen Geboten und gegebenenfalls Verfahren zur Ermittlung der notwendigen Strafzahlung; Zeitplan von Auktion und Inbetriebnahme der Anlagen; und administrative Erfordernisse. 3. Europäische Integration: Es ist zudem herauszuarbeiten, wie die Vorschläge von einem nationalen in ein europäisches System überführt werden könnten. Für die weitere Analyse ist dabei von folgenden Rahmenbedingungen auszugehen: Bestandsschutz Ein reformiertes EE-Fördersystem erfasst lediglich Neuanlagen Bestandsanlagen genießen hingegen Vertrauensschutz. Nationale Mengenziele haben Bestand Aktuell geltende Mengenziele der EU sowie der Nationalstaaten sind zu berücksichtigen. Die Zielgenauigkeit der Systeme ist daher ebenfalls ein Kriterium. Das Fördersystem sollte international erweiterbar sein. Zeithorizont der Studie Grundlage der Analysen ist ein mittelfristiger Zeithorizont für den Bestand der betrachteten Fördersysteme (z.b. bis 2035). 1.3 Struktur des Berichts Der Bericht ist folgendermaßen gegliedert: In Abschnitt 2 führen wir zunächst einen Vergleich dreier alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien durch: das Quotenmodell, das Marktprämienmodell mit fixer Prämie und Contracts for Differences (CfD). Wir begründen, warum die fixe Marktprämie für die identifizierten Herausforderungen als geeignetster Ansatz einzuschätzen ist. In Abschnitt 3 gehen wir auf die konkrete Ausgestaltung einer fixen Marktprämie auf Basis von Auktionen im deutschen Kontext ein. Die Höhe Einleitung

13 August 2013 Frontier Economics 9 der Prämie wird hierbei durch eine Auktion unter den EE-Investoren bestimmt. In Abschnitt 4 diskutieren wir Übergangsphasen vom aktuellen EEG hin zu einem Marktprämienmodell. Zudem werden die Vorteile bei der Überführung in ein europäisches Fördersystem erläutert. In Abschnitt 5 fassen wir unsere Schlussfolgerungen zusammen. Einleitung

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15 August 2013 Frontier Economics 11 2 Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien Das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat sich zwar als sehr effektives Instrument zur Erreichung der Ausbauziele für Erneuerbare Energien in Deutschland erwiesen, allerdings werden auch zahlreiche Herausforderungen offenbar: Die EE-Ziele werden zu sehr hohen Kosten (u.a. durch Förderung teurer EE- Erzeugungstechnologien) erreicht, was mit signifikanten Steigerungen der Belastungen für Stromverbraucher einhergeht; und übererfüllt, da der Zubau weitgehend unkontrolliert erfolgt ist, was in weiteren Belastungen für Stromverbraucher resultiert. Beispielsweise wurde das im Jahr 2004 für Deutschland definierte Ausbauziel, bis ,5% der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zu gewinnen, dank der Förderung des EEG bereits vorzeitig im Jahr 2007 erreicht. Zusätzlich führt die im EEG vorgesehene Privilegierung der EE zu einer mangelnden marktgerechten Koordination von EE-Investitionen und -Produktion mit dem übrigen Strommarkt (d.h. mit konventioneller Produktion, mit der Nachfrage sowie mit dem Netz): Investitionen Beispielsweise werden EE weiter zugebaut, obwohl die Marktpreise signalisieren, dass bereits Überkapazität im Markt herrscht; Anlageneinsatz Nicht steuerbare EE erzeugen weitgehend unabhängig von der aktuellen Wertigkeit des Stroms, auch wenn es gesamtwirtschaftlich sinnvoll wäre, die Erzeugung an der Residuallast auszurichten; und Prognose Ferner ist die EE-Erzeugung von der Bilanzverantwortung freigestellt und somit gegenüber Anreizen zur Prognoseeinhaltung weitgehend abgeschirmt. Zusammenfassend bedarf das aktuelle Förderregime einer grundlegenden Reform, um die Kostenbelastung für Stromverbraucher zu begrenzen und EE verstärkt in den Markt zu integrieren. In den folgenden Abschnitten diskutieren wir daher zunächst relevante Beurteilungskriterien, die zur Identifizierung geeigneter Alternativen herangezogen werden sollten (Abschnitt 2.1); Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

16 12 Frontier Economics August 2013 leiten daraus zentrale Anforderungen an ein effizientes Fördersystem ab (Abschnitt 2.2); überprüfen anschließend die Eignung aktuell diskutierter alternativer Fördermodelle (Abschnitt 2.3); und kommen abschließend zu dem Fazit, dass im aktuellen deutschen Kontext ein Marktprämienmodell vorteilhaft ist (Abschnitt 2.4). 2.1 Bewertungskriterien Bei der Gegenüberstellung verschiedener Fördersysteme und der Analyse von deren Ausgestaltung im Detail dienen folgende Kriterien als gedankliche Stütze: Effektivität Werden die EE-Ziele zielgenau erreicht (d.h. eine Zielübererfüllung ist nicht erstrebenswert)? Effizienz Werden die EE-Ziele zu den geringsten volkswirtschaftlichen Kosten erreicht (dazu Investitionsentscheidungen und Anlageneinsatz relevant)? Verteilungsaspekte Wer ist von dem Modell wie betroffen (Renditen für Anlagenbetreiber, Kosten für Endverbraucher etc.)? Risikoverteilung Wie sind die Preis- und Mengenrisiken zwischen den Akteuren verteilt (EE-Investoren, Endverbraucher, ggf. Netzbetreiber etc.)? Politische Durchsetzbarkeit Wie wahrscheinlich ist die politische Durchsetzbarkeit des Fördermodells (Steuerungsmöglichkeiten, Akzeptanz)? Mögliche Europäisierung Inwieweit lässt sich das Modell international erweitern bzw. integrieren (dabei ist zunächst eher eine partielle regionale Integration anzustreben als ein EU-weites System)? 2.2 Zentrale Anforderungen an ein Fördersystem Ein neues Fördermodell wird sich daran messen lassen müssen, inwiefern es geeignet ist, die eingangs genannten beiden Kernprobleme der aktuellen EEG Förderung fehlende Anreize zur Markt- und Systemintegration; sowie die kostspielige Förderung auch ineffizienter Technologien Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

17 August 2013 Frontier Economics 13 zu lösen, und dabei die EE-Förderziele effektiv zu erreichen. Entsprechend analysieren wir in den folgenden Abschnitten, welche Eigenschaften ein alternatives Fördermodell aufweisen sollte, um dies leisten zu können Zentrale Defizite der heutigen Förderung der Erneuerbaren Energien Ein zentrales Defizit des aktuellen EEG besteht darin, dass die im Rahmen des Gesetzes geförderten Technologien mehrfach privilegiert werden, z.b. durch Einspeisevorrang Netzbetreiber sind gemäß 8 Abs. 1 EEG verpflichtet, Strom aus EE-Anlagen vorrangig in das Netz aufzunehmen und zu verteilen; Entlastung von der Bilanzverantwortung EEG-Erzeuger, die eine Förderung durch garantierte Einspeisetarife in Anspruch nehmen sind anders als konventionelle Stromerzeuger/-händler und EE-Erzeuger, die sich zur Direktvermarktung verpflichten, von der Verantwortung für die Einhaltung ihrer Energiebilanz freigestellt; und insbesondere Vergütungsregeln Die eine fixe, von der Marktsituation unabhängige Vergütung einer jeden produzierten kwh Strom garantiert (garantierte Einspeisevergütung) und damit jede Form von Preisrisiko ausschließt und somit auch alle mit Preisrisiken verbundenen Anreize. Dies führt dazu, dass EEG-geförderte Anlagen derzeit von Signalen des Strommarktes weitgehend abgeschirmt werden. 8 Während dies im Hinblick auf eine möglichst schnelle Steigerung von EE-Marktanteilen sicherlich hilfreich war, ist diese Mehrfach-Privilegierung angesichts von signifikanten Erzeugungsanteilen von fast 25% offensichtlich nicht länger zeitgemäß. Über den wettbewerblichen Strommarkt erfolgen die zentrale Koordinierung aller Marktteilnehmer und die permanente Ausbalancierung von Angebot und Nachfrage. Für die Funktionsfähigkeit ist es notwendig, dass alle signifikanten Erzeuger in diesen Markt eingebunden sind. 8 Dies gilt weitgehend analog auf für EE-Anlagen, die von der durch 33a EEG gewährten Möglichkeit Gebrauch machen, den Strom aus ihren Anlagen alternativ zur Einspeisevergütung auch selbst zu vermarkten. Der Großteil der Anlagen in dieser freiwilligen Direktvermarktung nutzt die Direktvermarktung zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie nach 33g EEG. Diese beinhaltet eine gleitende Marktprämie, deren Höhe ex-post in Abhängigkeit der Marktpreise im betreffenden Monat angepasst wird. Durch diesen Mechanismus wird ein Teil der Marktsignale für effiziente Investitionen und einen effizienten Anlageneinsatz konterkariert. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

18 14 Frontier Economics August Direktvermarktung zur Integration Erneuerbarer Energien Entsprechend ist eine zentrale Anforderung an ein alternatives Fördermodell, dass die erneuerbaren Erzeuger ebenfalls in die regulären Marktmechanismen eingebunden werden. Hierzu gehören: Direktvermarktung der Energiemengen durch EE-Erzeuger (bzw. Marktintermediäre) Durch eine Aufhebung der Vermarktungsverpflichtung für die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) wären EE-Stromerzeuger entsprechend konventionellen Erzeugern dafür verantwortlich, ihren erzeugten Strom selbst zu vermarkten. Dabei ist davon auszugehen, dass sich spezialisierte Intermediäre (Energiehändler) anbieten, welche insbesondere für kleinere EE-Investoren (wie z.b. Haushalte) die EE-Vermarktung gegen sich wettbewerblich bildende Dienstleistungsentgelte übernehmen. 9 Folgende positive Wirkungen sind von einer Direktvermarktung zu erwarten: Effizientere Technologiewahl Ein Investor kann sich in Folge der Anreize einer Direktvermarktung (abhängig von den Ausgestaltungsdetails des Förderregimes) für eine steuerbare Technologie oder eine Technologie mit einem bedarfsgerechteren Einspeiseprofil entscheiden. Zudem erhält er über den Strompreis einen Anreiz, in Situationen mit hohen Strompreisen infolge von Kapazitätsknappheit EE-Erzeugungskapazitäten zuzubauen; Effizientere Standortwahl Ein Investor kann sich in Folge der Anreize für einen Anlagenstandort entscheiden, an dem sich dank des Wind-, Sonnen- oder Wasserdargebots eine höhere Korrelation von Strombedarf und seiner eigenen Erzeugung einstellt. Ein Anlagenbetreiber kann beispielsweise einen Windanlagenstandort wählen, der tendenziell zeitlich versetzt zu den übrigen Windanlagen einspeist, um somit eine höhere Wertigkeit seiner eigenen Erzeugung zu erzielen; und Effizientere Einsatzentscheidung Durch die Direktvermarktung erzielt ein EE-Betreiber einen Teil seiner Erlöse durch den Verkauf auf dem Strommarkt. Hierdurch erhält der EE-Betreiber einen Anreiz, den Einsatz seiner EE-Anlage an die Strompreissignale anzupassen. Bei sorgfältiger Ausgestaltung des Fördersystems kann somit weitgehend vermieden werden, dass EE-Anlagen auch in Stunden erzeugen, in 9 Diese Entwicklung ist bereits im Rahmen der derzeitigen optionalen Direktvermarktung abzusehen, welcher wettbewerbsfähige Dienstleister wie z.b. Statkraft oder Next Kraftwerke größere EE- Portfolios im Rahmen von Dienstleistungsverträgen vermarkten. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

19 August 2013 Frontier Economics 15 denen Wert des Stroms im System (d.h. der Strompreis) unter ihren variablen Kosten liegt. 10 Bilanzkreispflicht Mit der Pflicht zur Direktvermarktung ist auch die Pflicht für EE-Anlagenbetreiber verbunden, Teil eines Bilanzkreises zu sein (der anders als bisher nicht ein ÜNB-Bilanzkreis wäre). In der Folge erhalten EE-Erzeuger (bzw. Vermarktungsintermediäre) selbst die organisatorische und finanzielle Verantwortung für Abweichungen zwischen auf Prognosen basierender Vermarktung und tatsächlicher Einspeisung. Die Direktvermarkter können sich dabei einem Bilanzkreis anschließen (Pooling), um von statistischen Größen- und Durchmischungseffekten zu profitieren. Die grundsätzliche Verantwortung der Zahlung von Ausgleichsenergie bei Abweichungen verbliebe jedoch. Der Vorteil der Übertragung der Bilanzierungsverantwortung besteht darin, dass EE- Erzeuger Anreize erhalten, ihre Einspeiseprofile genauer zu prognostizieren und möglichst prognosekonform einzuspeisen. Dies kann es den Übertragungsnetzbetreibern erlauben, Reservevorhaltungskosten im System und damit letztlich auch die Kostenbelastung von Verbrauchern zu senken. Zudem besteht durch die Bilanzkreispflicht ein indirekter Anreiz zur eigenen Kapazitätsabsicherung. Förderelement Um das Erreichen der EE-Ausbauziele sicherzustellen, muss zudem über den reinen Markterlös hinaus ein Förderelement bestehen, das zusätzliche Erlöse für Erzeuger sicherstellt. Die präzise Ausgestaltung kann dabei an dieser Stelle zunächst weitgehend offen verbleiben. Wichtig ist allerdings, dass die Förderung die durch die Direktvermarktung geschaffenen Anreize nicht neutralisiert (z.b. in dem das Förderelement direkt auf den erzielten Markterlös referenziert, wie dies beim Marktprämienmodell im Rahmen der heutigen optionalen Direktvermarktung im EEG der Fall ist) Technologieneutralität für kosteneffizienten Erneuerbarenausbau Das EEG sieht eine Vielzahl unterschiedlich hoher Fördersätze für verschiedene EE-Erzeugungstechnologien (sowie weitere Differenzierungen innerhalb von Erzeugungstechnologien wie z.b. nach Leistungsklassen) vor. Die Intention dahinter ist, die verschiedenen Technologieoptionen bzgl. ihrer unterschiedlichen Gestehungskosten zu kompensieren, um einen breiten Technologiemix zu fördern. 10 Praktisch ist die Wirkung der Strompreissignale in den meisten Fällen auf die Einsatzentscheidung von steuerbaren Anlagen wie Biomasse, Biogas oder Wasserspeicher beschränkt. Dargebotsabhängige Anlagen mit Grenzkosten nahe Null (z.b. Wind, PV, Laufwasser) reagieren jedoch kaum auf Preissignale mit Ausnahme von negativen Preisen. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

20 16 Frontier Economics August 2013 Wie bereits die Privilegierung stammt dieser Ansatz noch aus den Anfängen der EE-Förderung. Angesichts des mittlerweile signifikanten Anteils an der Gesamterzeugung führt diese Kostenneutralisierung jedoch dazu, dass sowohl relativ teure als auch relativ günstige Technologien nahezu identische Zubauanreize erhalten und damit in Summe die Erzeugungskosten deutlich höher liegen als bei einer Konzentration auf die günstigsten Technologieoptionen. Mit anderen Worten: Für den gleichen finanziellen Einsatz (der sich z.b. in der Höhe der Umlage für Stromletztverbraucher manifestiert) ließen sich deutlich größere Anteile von EE erzielen, wenn jeweils die günstigsten Technologien zum Zuge kämen. 11 Folgende Argumente, welche in der öffentlichen Diskussion z.t. zugunsten einer Technologiedifferenzierung hervorgebracht werden, erachten wir jedoch aus heutiger Sicht für nicht (mehr) stichhaltig: Lernkurveneffekte sind globale externe Effekte Teilweise wird argumentiert, es ließen sich durch eine technologiedifferenzierte EE- Förderung Lernkurveneffekte für bisher unreife Technologien steuern. Aus heutiger Perspektive ist allerdings zu bedenken, dass sogenannte learning spillovers globale externe Effekte darstellen. Vor dem Hintergrund der EE- Förderung in zahlreichen Ländern weltweit dürfte der Anstoß, der heute noch von Deutschland ausgehen kann, begrenzt sein. Daher ist genau zu prüfen, für welche Technologien eine explizite Förderung in Deutschland lohnend sein könnte (ggf. Wind offshore aufgrund spezifischer geologischer Gegebenheiten in Deutschland). Industrieführerschaft nicht nachhaltig zu realisieren Durch die gezielte Förderung einzelner Technologien soll Technologieführerschaft erreicht werden. Hierbei wird jedoch oft außer Acht gelassen, dass in einer globalisierten Wirtschaft die industriepolitischen Vorteile entweder nur zeitlich begrenzt anfallen oder ein Großteil der Wertschöpfung an günstigeren Produktionsstandorten im Ausland erzielt wird. Ein Beispiel hierfür ist die PV, bei der v.a. Technologieanbieter aus Asien von der Förderung profitiert haben bzw. profitieren. Aufgrund dieser Überlegungen wird deutlich, dass ein zukunftsfähiges alternatives Fördermodell technologieneutral auszugestalten ist, insofern sich Technologien (z.b. Windkraft auf See) nicht mehr in der Erprobungsphase befinden. So kann sichergestellt werden, dass für den jeweiligen Fördereinsatz die größtmögliche Erzeugungsmenge gefördert werden kann. 11 Für eine Simulation der mit einer technologieneutralen EE-Förderung verbundenen Kosteneinsparungen siehe Frontier Economics (2012), Die Zukunft des EEG Handlungsoptionen und Reformansätze, Gutachten für die EnBW AG. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

21 August 2013 Frontier Economics Vergleich möglicher Fördermodelle Vorangehend wurde erläutert, dass ein effektives und effizientes zukünftiges EE- Marktdesign mit einer Pflicht zur Direktvermarktung einhergehen sollte, und dass das zur Erreichung der EE-Ausbauziele weiterhin notwendige Förderelement möglichst technologieneutral auszugestalten wäre. Nachfolgend diskutieren wir, inwiefern die drei im Rahmen der Studie näher zu betrachtenden Modelle (vgl. Abschnitt 1.2) diese Kriterien erfüllen. Bei allen Modellen handelt es sich um Formen einer Direktvermarktung, jedoch unterscheiden sie sich insbesondere in der Ausgestaltung der Förderelemente Contracts for Differences Hierbei wird zusätzlich zu den Direktvermarktungserlösen eine Zulage gezahlt. Die Höhe der Prämie ergibt sich dabei als Differenz aus Strike Preis (i.d.r. in etwa in der Höhe der Vollkosten bestimmter Anlagentypen) und Marktpreisreferenz 12. Im Gegensatz zum klassischen Contract for Differences besteht jedoch für die EE-Investoren keine Verpflichtung zur Erzeugung einer bestimmten Menge. EE-Erzeuger gehen eine zweiseitige Option mit dem Staat als Gegenpartei (counter party) ein: Fällt der Referenzpreis (z.b. ein bestimmter Großhandelspreis/-index) unter eine Grenze ( strike price ) erhält der Erzeuger die Differenz von der Counter party. Steigt der Referenzpreis (z.b. ein bestimmter Großhandelspreis/-index) über den strike price, zahlt der Erzeuger die Differenz an die Counter Party. Die symmetrische Ausgestaltung stellt einen wesentlichen Unterschied zur im EEG verankerten gleitenden Marktprämie dar, bei der Erzeuger nur eine einseitige Option (einen Aufschlag auf den Marktpreis) eingehen. Wird die Referenz für den Marktpreis sehr fein granuliert (z.b. stündliche Preise), entspricht die Vergütung weitgehend der Vergütung in einem Einspeisetarifsystem wie dem des EEG. Die Ursache liegt darin, dass die Summe aus Vermarktungserlösen und Zulage weitgehend dem strike price entspricht, welcher nach der gleichen Logik ermittelt wird wie ein Einspeisetarif. 12 Beim Referenzpreis in UK soll unterschieden werden zwischen steuerbaren (z.b. Biomasse) und nicht-steuerbaren (z.b. Wind) Technologien. Der vorläufige Referenzpreis für steuerbare Technologien orientiert sich hierbei an Future-Preisen wohingegen der Referenzpreis für nichtsteuerbare Technologien dem stündlichen Day-ahead-Preis entspricht. Da sich der CfD zurzeit noch in der Konsultationsphase befindet, stehen die Festlegungsdetails noch nicht fest. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

22 18 Frontier Economics August 2013 Ein System von Contracts for Differences (CfD) erfüllt somit die Kriterien einer Direktvermarktung und ließe sich grundsätzlich auch technologieneutral ausgestalten. Entsprechend können positive Anreizwirkungen für die kosteneffiziente Technologiewahl und die Prognosegenauigkeit bzw. prognosekonforme Einspeisung erreicht werden. Gleichzeitig können durch die Technologieneutralität Mitnahmeeffekte durch kostengünstige Anlagen entstehen. Allerdings werden durch die Referenzierung auf den stündlichen Marktpreis wie in UK geplant weite Teile der durch die Direktvermarktung zu erzielenden Anreizwirkungen auf den Anlageneinsatz neutralisiert. Letztlich wird durch die zweiseitige Option unabhängig vom tatsächlichen Marktpreis stets der vereinbarte Strikepreis erzielt, so dass faktisch keine Preisanreize zur Optimierung des Anlageneinsatzes ergeben. Wesentliche Vorteile eines Direktvermarktungsmodells in Bezug auf effiziente Investitions- und Standortentscheidungen und den Anlageneinsatz lassen daher in einem CfD- Modell nicht realisieren. Das CfD-Modell folgt ähnlich dem Einspeisetarifmodell im aktuellen EEG einer Preissteuerungslogik. Ein solches System läuft Gefahr, dass die Mengenziele nicht getroffen werden. Fallen z.b. die Investitionskosten geringer aus als bei der administrativen Festlegung erwartet, besteht das Risiko vom (zumindest temporären) Überschießen der Ziele. Somit steigen bei geringeren Investitionskosten auch die Gesamtkosten für die EE-Förderung. Durch die Fixierung der Gesamterlöse werden zudem alle Marktpreisrisiken auf das Fördersystem, und somit letztendlich die Stromverbraucher, übertragen. Da das CfD-Modell dem bereits im EEG verankerten Einspeisetarif ähnelt, wäre eine politische Durchsetzbarkeit auf nationaler Ebene hypothetisch gegeben. Bei einer internationalen Erweiterung stellen sich hingegen erhebliche Implementierungsschwierigkeiten, insbesondere wenn ein internationaler Konsens über die Höhe des administrativ festgelegten strike price notwendig ist. Hier scheint eine wettbewerbliche Lösung über Ausschreibungsverfahren (siehe auch Abschnitt 4.2 für die fixe Marktprämie) praktikabler Quotenmodell Hierbei werden Stromvertriebsunternehmen verpflichtet, einen bestimmten Anteil ihres Vertriebsportfolios über EE-Erzeugung nachzuweisen. Der Nachweis kann erbracht werden, indem Grünstromzertifikate von EE-Erzeugern erworben werden (bzw. selbst aus EE-Anlagen erzeugt werden). Das Modell bewirkt, dass über Marktanreize letztlich genau die EE-Quote erfüllt, d.h. der gewünschte EE-Erzeugungsanteil erreicht wird (Mengensteuerung). Dabei bildet sich der Preis für Grünstromzertifikate und somit die EE-Förderprämie im Wettbewerbsmarkt. EE-Erzeuger erhalten somit eine Vergütung zum einen über Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

23 August 2013 Frontier Economics 19 die Markterlöse der Direktvermarktung, sowie durch die Vermarktung entsprechender Grünstromzertifikate. Das Quotenmodell ist in seiner Grundform ein effizientes Fördersystem, das sich rein technisch auch in Deutschland implementieren ließe. Ein zentraler Vorteil ist dabei die Zielgenauigkeit des Modells. Zusätzlich sind Informationen über die Kosten der EE-Technologien, die grundsätzlich administrativ nur unvollkommen zu ermitteln sind (z.b. in einem Einspeisetarifsystem, einem CfD-System oder einem Marktprämienmodell mit administrierter Prämienhöhe), nicht erforderlich. Ein weiterer Vorteil des Modells ist die Konkurrenz unter den EE-Projekten nicht nur innerhalb eines Investitionsjahres, sondern auch dynamisch über verschiedene Jahre und Anlagengenerationen. Dies liegt daran, dass die Förderhöhe nicht nur technologieneutral, sondern auch einheitlich für alle Anlagengenerationen ist. Investoren, werden z.b. erst später investieren, wenn sie mit einer starken Kostendegression und zwischenzeitlich auch einem Verfall der Zertifikatpreise rechnen. So kann die Erfüllung der EE-Ziele insgesamt kostengünstiger erreicht werden. Quotenmodelle stellen im Gegensatz zum CfD-Modell auf eine Mengensteuerungslogik ab. Somit können die politisch gesetzten EE-Ziele bei richtiger Ausgestaltung des Regimes zielgenau getroffen werden durch banding und buy-out 13 besteht hingegen die Gefahr von Zielabweichungen. Im Quotenmodell werden die Preise für beide Erlöskomponenten der Stromverkauf und Grünstromzertifikat auf Märkten bestimmt. Im Gegensatz zum CfD-Modell trägt der EE-Investor somit ein zweifaches Preisrisiko. Allerding bietet der Zertifikatpreis eine gewisses Hedgefunktion gegen Strompreisschwankungen: der Förderbedarf für Neuanlagen und somit der Zertifikatpreis steigt an wenn das Strompreisniveau fällt. Eine wesentliche Herausforderung des Quotenmodells besteht allerdings in der Schaffung und Aufrechterhaltung eines langfristig stabilen Ordnungsrahmens für den Handel von Grünstromzertifikaten. Da die über die Vermarktung von Grünstromzertifikaten zu erzielenden Erlöse über die Anlagenlaufzeit grundsätzlich variabel sind, sind für die Investitionsentscheidung insbesondere auch die Erwartung an die Höhe und Stabilität der auf diesem Markt zu erzielenden Erlöse relevant. Bestehen aus Investorensicht Zweifel an der Stabilität des Handelsregimes über die Lebensdauer der Anlage da z.b. nationale oder europäische politische Rahmenbedingungen geändert werden könnten könnte dies Investitionsanreize u.u. massiv mindern. 13 Banding bezeichnet die technologische Differenzierung der Anzahl der Grünstromzertifikate je erzeugter kwh. Buy-out gibt den Stromlieferanten die Möglichkeit, sich zu einem festgelegten Maximalpreis von der Quotenpflicht freizukaufen. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

24 20 Frontier Economics August Fixe Marktprämie Hierbei wird EE-Erzeugern eine fixe Prämie auf den Direktvermarktungserlös gezahlt. Anders als im aktuellen Fördersystem sollte die Direktvermarktung dabei für Neuanlagen als Pflicht (und nicht als Option) vorgesehen werden. Die Höhe der Förderprämie sollte zudem für eine einmal installierte Anlage über den gesamten Förderzeitraum fixiert werden, d.h. nicht wie im aktuellen gleitenden Marktprämienmodell - mit dem Strompreis variieren. Die Prämienhöhe kann dabei grundsätzlich administrativ (Preissteuerung) oder im Rahmen wettbewerblicher Bietprozesse wie z.b. Auktionen (Mengensteuerung) bestimmt werden (siehe hierzu Abschnitt 3). Aufgrund der fixen Prämiengestaltung haben Marktpreisschwankungen unmittelbar Einfluss auf die durch EE-Erzeugung zu erzielenden Erlöse, woraus sich entsprechende Anreize für EE-Erzeuger ergeben, sich gegenüber dem Markt zu optimieren (und damit zu einer Senkung der Gesamtsystemkosten beizutragen). Durch ein Marktprämienmodell mit fixer Prämie können evtl. auch positive Anreize für effiziente Investitionsentscheidungen erfolgen. Insbesondere kann erreicht werden, dass potenzielle EE-Investoren auf das allgemeine Marktpreisniveau reagieren (d.h. zum Beispiel mehr Investitionen auch in EE bei höheren Strompreisen). Zusätzlich können Anreize für eine Absicherung der z.t. ungesicherten EE-Erzeugung durch Back-up-Kapazitäten oder Speicher erreicht werden, da Direktvermarkter Anreize erhalten, ihre Preisrisiken auch im Terminmarkt abzusichern. 14 Durch die Fixierung der Prämienhöhe ergeben sich neben den oben beschriebenen Effizienzanreizen zudem eine Risikoverteilung zwischen System (Verbrauchern) und Investor, der das Strompreisrisiko trägt. Inwieweit ein Marktprämienmodell Effektivität gewährleistet, d.h. vor allem eine zielgenaue Erreichung der EE-Ausbauziele, hängt in erheblichem Maße von der Frage ab, ob die Höhe der Marktprämie administrativ (Preissteuerung) oder per Ausschreibungen oder Auktionen (Mengensteuerung) bestimmt wird (siehe hierzu Abschnitt 3). Das heutige EEG sieht bereits ein Direktvermarktungsmodell mit gleitender Marktprämie vor. Dies erleichtert den Übergang zur fixen, technologieneutralen 14 EE-Erzeuger tragen (wie auch im Quotenmodell) ein Marktpreisrisiko und haben somit ein Interesse, sich gegen diese Risiken abzusichern. Da ihre Eigenerzeugung (über die Fristigkeit typischer Absicherungsverträge von einem oder mehreren Jahren) aber kaum vorhersehbar ist, können sie sich gegen Preisrisiken nicht durch einen Terminverkauf ihrer Erzeugung absichern. Sie übernähmen in diesem Fall erhebliche Risiken für Perioden, in denen ihre eigene Erzeugung nicht oder nur teilweise zur Verfügung steht. Zur Absicherung bieten sich hier also komplexere Vertragsstrukturen an: Optionskontrakte, die den zuvor erwähnten Reserveverträgen in ihrer Struktur ähneln. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

25 August 2013 Frontier Economics 21 Marktprämie. In Abschnitt 4.1 wird eine schrittweise Reform des Förderregimes hin zum fixen Marktprämienmodell näher diskutiert. 2.4 Fazit Marktprämienmodell vorteilhaft Zusammenfassend erscheint ein Marktprämienmodell mit einer fixen Prämie am geeignetsten, um die Herausforderungen der Energiewende auf effektive und kosteneffiziente Weise zu bewältigen. Ein CfD-System entspricht bezüglich seiner Anreize in vielen Teilen weitgehend denen des heutigen Einspeisevergütungssystems. Ein Quotenmodell ist aus theoretischer Sicht vielversprechend, allerdings erscheint die Gewährleistung eines stabilen nationalen und europäischen politischen Rahmens in dem derzeitigen dynamischen Umfeld kaum möglich. Mit einem Marktprämienmodell mit fixer Prämie kann hingegen eine weitgehend kostenminimale Erreichung der EE- Ausbauziele sowie eine Markt- und Systemintegration von EE-Anlagen erreicht werden. Die Marktprämie kann in Auktionsverfahren oder administrativ bestimmt werden. Die Bestimmung der Prämienhöhe in einem wettbewerblichen Auktionsverfahren hat gegenüber der administrativen Festlegung die Vorteile, dass eine Mengensteuerung möglich ist und die tatsächlichen Förderkosten im Rahmen des Bietprozesses besser offengelegt werden, das Auktionsverfahren ist allerdings sorgfältig auszugestalten (siehe folgender Abschnitt 3). Aus Sicht der Marktintegration von EE ist zudem wünschenswert, dass EE-Investoren zumindest einen Teil des Marktpreisrisikos tragen, dem auch die konventionellen Erzeuger ausgesetzt sind. Im Gegensatz zum Quotenmodell und der fixen Marktprämie wird im CfD-Modell hingegen das gesamte Risiko auf das System übertragen. Alternative Fördermodelle für Erneuerbare Energien

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27 August 2013 Frontier Economics 23 3 Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung In diesem Abschnitt gehen wir auf die Ausgestaltung des Marktprämienmodells ein, bei dem die Prämienhöhe durch ein Auktionsverfahren bestimmt wird. Unser Vorgehen ist wie folgt gegliedert: In Abschnitt 3.1 gehen wir auf die generellen Vorteile von Auktionen und die Herausforderungen in der Implementierung ein, die durch die Technologieneutralität hervorgerufen werden. In Abschnitt 3.2 erläutern wir detailliert die unterschiedlichen Aspekte des Auktionsdesigns. Dies umfasst alle Stufen der Auktion, von der Präqualifikation der Bieter bis zur Wahl der Auktionsform. Abschnitt 3.3 skizziert den institutionellen Rahmen, in dem sich das reformierte Fördermodell bewegt. Abschnitt 3.4 schließt mit einem Fazit ab. 3.1 Einleitung In Abschnitt 2.3 wurden die prinzipiellen Vorteile des Marktprämienmodells mit fixer Prämie im Vergleich zu alternativen Fördermodellen erläutert. Die Bestimmung der Marktprämie kann hierbei entweder administrativ oder über ein wettbewerblich organsiertes Ausschreibungsverfahren zum Beispiel in Form einer Auktion erfolgen. Auktionen sind ein schneller, transparenter und diskriminierungsfreier Marktmechanismus und führen bei geeignetem Design zu ökonomisch effizienten Marktergebnissen. Auktionen sind vor allem dann sinnvoll, wenn ausreichender Bietwettbewerb zu erwarten ist; und Unsicherheiten über die Entwicklung zukünftiger Strompreise und Investitionskosten sowohl beim Auktionator (dem Staat) als auch den Bietern (den EE-Erzeugern) besteht, die über einen transparenten Auktionsmechanismus aufgelöst werden können. Vorteile der Auktion im Vergleich zur administrativen Festlegung Die Bestimmung der Marktprämie durch ein Auktionsverfahren hat folgende Vorteile gegenüber der administrativen Festsetzung: Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

28 24 Frontier Economics August 2013 Mengensteuerung In der Auktion wird die ausgeschriebene EE-Leistung bzw. -Erzeugung durch den Staat als Auktionator festgelegt. Die Höhe der Prämie wird durch den Versteigerungsprozess bestimmt. Im Gegensatz zur administrativen Festlegung der Prämienhöhe besteht somit die Möglichkeit der direkten Mengensteuerung und damit der Zielgenauigkeit des Fördersystems. Verminderung asymmetrischer Information Eine grundsätzliche Herausforderung der Bestimmung administrierter Fördersätze bzw. Förderprämien besteht in der unvollkommenen Information der festlegenden Behörden bezüglich der Kosten der geförderten Anlagen. Diesbezüglich besteht eine Informationsasymmetrie zwischen dem Staat als Entscheider über die Förderhöhe und den Akteuren, die in die entsprechenden Anlagen investieren und von der Förderung profitieren. Durch die Bestimmung der Förderprämien in einem Auktionsverfahren werden Informationen über die Kosten der Anlagen in einem wettbewerblichen Prozess offenbart. Damit wird durch den Bietwettbewerb die Gefahr der Überförderung einzelner Technologien reduziert. Nutzung von Marktinformationen Bei der Bestimmung einer adäquaten Marktprämie, die zum einen über die Lebensdauer der Anlagen fix sein soll (s. Abschnitt 2.3) und zum anderen die Amortisation von neuen Investitionen gestattet, muss die Deckungslücke zwischen Markterlösen und Investitionskosten über die Betriebsdauer der Anlagen (>10 Jahre) abgeschätzt werden. Dies stellt in der administrativen Festlegung sehr komplexe Anforderungen an den Staat. Wie die jüngsten Erfahrungen mit dem EEG zeigen, kann die Unterschätzung von Lerneffekte bei EE- Technologien zu erheblichen Überförderungen und Mengeneffekten führen. 15 Im Bietprozess gehen hingegen die im Markt vorhandenen Informationen über die Gebote in die Bestimmung der Prämienhöhe ein, z.b. Erwartungen über die zukünftige Entwicklung der Strompreise. Dies stellt ebenfalls komplexe Anforderungen an die einzelnen Investoren. Der Wettbewerb eliminiert jedoch falsche Zukunftsschätzungen, da Bieter bei zu pessimistischen Prognosen keinen Zuschlag erhalten und bei Überoptimismus Verluste erzielen. Zudem können in dynamischen Auktionsformen (siehe Abschnitt 3.2.7) Information im Verlauf des Bietprozesses offenbart werden. Bei staatlicher Festlegung gibt es hingegen 15 Eine temporäre Überförderung, die durch spätere administrativ festgelegte Absenkung der Förderhöhe ausgeglichen wird, kann das Auftreten von sogenannten boom and bust -Zyklen begünstigen: auf sehr hohe Zubauzahlen von EE folgt eine Periode sehr geringer Zubauten. Eine solche Fluktuation ist sowohl aus politischer also auch ökonomischer Sicht nicht wünschenswert und kann durch die wettbewerbliche Bestimmung der Prämienhöhe vermieden werden. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

29 August 2013 Frontier Economics 25 keinen Sanktionsmechanismus: die Belastung durch Überförderung wird durch die Stromverbraucher getragen. Transparenz Im Auktionsverfahren muss sich der Staat als Auktionator auf ein verbindliches Regelwerk festlegen. Dies bietet Schutz vor diskretionärem politischem Handeln. Eine administrative Bestimmung der Marktprämie entspricht analog zum derzeitigen Vorgehen bei Einspeisevergütung und Marktprämienmodell im EEG der Logik eines preisgesteuerten Fördermechanismus. Auch im aktuellen Förderregime können mengensteuernde Elemente (zum Beispiel in Form eines atmenden Deckels analog zum 20 b EEG für PV-Anlagen) eingeführt werden. Herausforderung Technologieneutralität Technologieneutralität der EE-Förderung ist ein wesentliches Instrument, um eine effiziente Förderung Erneuerbarer Energien zu implementieren (s. Abschnitt 2.2.3). Dies bedeutet, dass die zu bestimmende Prämie auf alle Technologien anzuwenden ist. Technologieneutralität stellt allerdings eine wesentliche Herausforderung bei der Ausgestaltung von Auktionen dar. So ist es nicht trivial, die Auktionsregeln so auszugestalten, dass der Wettbewerb zwischen den Technologien nicht verzerrt wird. Die EE-Technologien in Deutschland sind sehr heterogen. So bestehen deutliche Unterschiede bei Vorlaufzeiten zur Realisierung der Projekte von wenigen Monaten bei PV bis zu 5 Jahren und mehr bei Offshore-Wind; Projektgröße von 10kW für PV-Aufdachanlagen bis hin zu GW- Größenordnungen bei Windparks; Kosten (auch innerhalb von Technologien) zum Bsp. Repowering im Vergleich zu Greenfield-Entwicklung, hohe Upfront-Kosten bei Wind offshore; oder Lastfaktoren (auch standortspezifisch) die Auslastung schwankt zwischen den Technologien (z.b. hat Offshore Wind eine mehr als dreifache durchschnittlich Auslastung im Vergleich zu PV) und standortspezifischen klimatischen Bedingungen ab (z.b. höhere Sonnenstunden für PV in Süddeutschland und Windverfügbarkeit in Küstennähe). Abbildung 1 fasst die Heterogenität der Technologien illustrativ für die wichtigsten Technologien im deutschen EE-Portfolio zusammen. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

30 26 Frontier Economics August 2013 Abbildung 1. Schematische Darstellung der Heterogenität der EE-Technologien Vorlaufzeit [Jahre] 4 Offshore Wind ,01 0, typische Größe [MW] Quelle: Frontier basierend auf Internetrecherche Anmerkung: Schematische Darstellung auf Basis von typischen Anlagen. Individuelle Projekte können aufgrund von Besonderheiten (z.b. Standort) erheblich abweichen. * Nur Kleinwasserkraft enthalten, da Großwasserkraftwerke nicht durch das EEG gefördert werden. Zudem sind potenzielle EE-Investoren in ihrer Charakteristik heterogen. 16 Bei der Gestaltung der Auktionsregeln ist darauf zu achten, dass die Regeln nicht implizit einen hohen Anteil potenzieller Technologien bzw. Investoren, z.b. durch hohe administrative Anforderungen oder Sicherheitsleistungen, ausschließen. Potenzielle Sonderrolle von Offshore-Wind Offshore-Wind nimmt unter den Erneuerbaren Technologien in Deutschland eine Sonderrolle ein. Dies ist durch folgende Besonderheiten im Vergleich zu den übrigen EE-Technologien begründet: Innovationsphase Offshore-Wind ist in Deutschland eine relativ neue und weitgehend unerprobte Technologie. Zurzeit bestehen daher noch 16 Siehe trend: research, "Marktakteure Erneuerbare - Energien - Anlagen in der Stromerzeugung", 2011 für eine Aufsplittung nach Investorengruppen. Privatpersonen stellten in der Vergangenheit mit einem Anteil von knapp 40% einen großen Anteil. Dies ist jedoch zum Teil auf die Förderpolitik im EEG (insbesondere bei PV-Aufdachanlagen) zurückzuführen. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

31 August 2013 Frontier Economics 27 erhebliche Unsicherheiten hinsichtlich der zukünftigen Investitionskosten (Lerneffekte) und Bauzeiten 17. Politischer Wille zum Ausbau Wind offshore Die Bundesregierung verfolgt das Ziel, den Anteil der EE bis zum Jahr 2050 auf mindestens 80% zu steigern. 18 Nach heutiger verbreiteter Auffassung lassen sich die Langfristziele nur dann erreichen, wenn Offshore-Wind in der Zukunft einen signifikanten Beitrag zur Stromerzeugung aus EE leisten wird. Aufgrund des eher frühen Entwicklungsstadiums (s. oben) und der damit einhergehenden (heute noch) relativ hohen Kosten von Offshore-Wind (z.b. im Vergleich zu Onshore-Wind), besteht zumindest vorübergehend ein gesonderter Förderbedarf, will man die angestrebten Ausbau- und damit Lernraten erreichen. Besonderheit Netzanschluss Die Koordination des Netzanschlusses von Offshore-Windparks mit dem Bau der Anlagen stellt eine erhebliche Herausforderung an Netzbetreiber und Projektentwickler. Durch die Teilnahme an einer Auktion werden zusätzliche Unsicherheiten geschaffen, da die Realisierung der einzelnen Windparks nicht nur von der Investitionsentscheidung des Investors, sondern auch von einem Zuschlag in der Auktion abhängt. Hierdurch wird die Planung durch die verantwortlichen Netzbetreiber im Rahmen des Offshore- Netzentwicklungsplans 19 und eine kosteneffiziente sogenannte Clusteranbindung bei Netzanschlüssen erschwert. Aus diesen Gründen gehen wir für eine Übergangszeit von einer gesonderten Behandlung von Offshore-Wind aus. Die Förderung kann für diesen Zeitraum entweder im Rahmen des bereits bestehenden EEG-Einspeisetarifs erfolgen oder durch separat festgelegte fixe Marktprämie für Offshore (z.b. durch eine separate Offshore-Auktion wie in Dänemark, den Niederlanden oder Frankreich bereits durchgeführt). Die hier vorgeschlagene Ausgestaltung des Auktionsdesigns ist deshalb nicht auf eine Beteiligung neuer Offshore-Projekte kalibriert. Es ist allerdings aus Effizienzgründen anzustreben, dass Offshore-Wind zu einem späteren Zeitpunkt in den allgemeinen wettbewerblichen Ausschreibungsprozess für EE-Anlagen eingebunden wird. 17 Beim Bau des Pilotprojekt Alpah Ventus kam es aufgrund von ungünstigen Wetterbedingung zu erheblichen Verzögerungen, siehe (2) Nr. 4 EEG. 19 Im April 2013 wurde der erste Entwurf hierzu veröffentlicht. Siehe Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

32 28 Frontier Economics August 2013 Details des Auktionsdesigns bestimmen mit über den Erfolg Die internationalen Erfahrungen mit Auktionsverfahren zur Förderung Erneuerbaren Energien (s. Anhang) zeigen, dass deren Erfolg wesentlich von den konkreten Ausgestaltungsdetails abhängen, die individuell auf die geographischen und technologischen Besonderheiten angepasst werden müssen. So lassen sich aus den internationalen Erfahrungen mit EE-Auktionen beispielhaft folgende Grundsätze ableiten: Technologieneutralität selten In Europa wurde bisher keine Erfahrungen mit technologieneutralen Auktionen für EE gemacht. So handelt es sich in den meisten Beispielfällen für EE-Auktionen entweder um technologiedifferenzierte Auktionen (z.b. im Rahmen der Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO) in UK), oder es wurden explizit eine einzelne Technologie (Offshore-Wind in den Niederlanden) bzw. einzelne Projekte (Offshore-Wind in Dänemark) ausgeschrieben. Im Fall der dänischen Offshore-Auktionen wurde zudem ein fest definierter Standort ausgeschrieben. Einziges prominentes Beispiel für Technologieneutralität ist Brasilien, aber unter anderen allgemeinen Rahmenbedingungen als in Europa. Das in diesem Gutachten skizzierte EE-Fördersystem soll dagegen keine Technologiedifferenzierung enthalten und nicht projektspezifisch ausgestaltet sein. Details der Auktionsgestaltung sind wichtig Die von uns analysierten EE-Auktionen zeigen, dass Details im Design eine große Bedeutung für den Erfolg der Auktionierung haben können: Geringe Vorlaufzeiten und Unteilbarkeit des ausgeschriebenen Produkts haben in den dänischen Offshore-Auktion (2009/10) zu einem geringen Interesse ausländischer Investoren geführt. Zudem wurden strenge Vertragstrafen eingeführt, so dass die Anzahl der Bieter gering ausfiel; In den niederländischen Offshore-Auktionen (2010) bestanden die Gebote der Teilnehmer aus einem Strike-Preis für die Prämienzahlung. Um einen Vergleich zwischen Projekten mit unterschiedlichen Entfernungen zur Küste zu ermöglichen, wurden diese Gebote allerdings mit einem Adjustierungsfaktor angepasst, dessen Wert von der Entfernung der Anlage von der Küste abhing. Aufgrund der Anpassung erhielt nicht das niedrigste Gebot, sondern das Projekt mit der größten Entfernung zur Küste den Zuschlag ein aus reiner Kosteneffizienzsicht ungünstiges Ergebnis. Eine scheinbar kleine Abweichung vom Standard-Designs kann somit große Auswirkungen auf das Ergebnis haben; und Fehlende Pönalen bei Nicht-Realisierung der Investitionsprojekte in den NFFO-Auktionen in UK ( ) resultierten in geringen Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

33 August 2013 Frontier Economics 29 Realisierungsquoten von ca. 25%. Somit wäre eine Mengensteuerung nicht gewährleistet. Verschiedene Auktionsdesigns anwendbar In Europa wurden bisher für die Versteigerung von EE v.a. Auktionen mit verdeckten Geboten (Erstpreisauktion bzw. pay-as-bid -Auktionen oder Scoring-Systeme) verwendet. Dynamische Auktionen (wie z.b. descending-clock auction oder Hybridversionen) sind vor allem in Südamerika implementiert worden (begleitet von bekannten Auktionstheoretikern). Zudem gibt es international kein Auktionsdesign für Erneuerbare Energien oder die Beschaffung von konventioneller Kraftwerkskapazität, das unmittelbar auf den deutschen Markt bzw. das in diesem Gutachten skizzierte Fördersystem für EE in Deutschland übertragen werden kann. 3.2 Ausgestaltungsdetails Für die Durchführung der Auktionen zur Bestimmung der Marktprämie müssen folgende Festlegungen getroffen werden: Präqualifikation Zulassungsbedingungen der Bieter bzw. Projekte und erhobene Sicherheitsleistungen; Zeitlicher Vorlauf Vorlaufzeit zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme von EE-Erzeugungsanlagen; Produktdefinition Ausschreibung von Leistung oder Energiemengen, Limitierung der Förderung (zeitlich bzw. mengenbezogen); Nachfrage Frequenz der Auktionierung, Ausgestaltungdetails der ausgeschriebenen Größe (z.b. Preis-Elastizität); Vertragskonditionen Pflichten bei Zuschlag und Pönalen bei Nichteinhaltung der vertraglichen Vereinbarungen; und Auktionsform und Gebotsregeln. 20 Im Folgenden gehen wir auf diese Ausgestaltungselemente detaillierter ein Präqualifikationsbedingungen Die Präqualifikationsbedingungen definieren die Voraussetzungen, die Bieter erfüllen müssen, bevor sie an den Auktionen teilnehmen dürfen. Diese 20 Bei der Durchführung der Auktion sind weitere Festlegungen, wie z.b. Reservationspreis und Aktivitätsregeln, zu treffen. Diese werde hier nur am Rande behandelt, da diese Details sehr spezifisch auf die Wahl einer konkreten Auktionsform abzustimmen sind. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

34 30 Frontier Economics August 2013 Bedingungen sollen sicherstellen, dass nur ernsthafte Bieter am Prozess teilnehmen. Es bestehen zwei grundsätzliche Optionen zur Ausgestaltung der Präqualifikationsbedingungen: (Enge) Präqualifikation konkreter Projekte Für die Teilnahme wird hierbei gefordert, dass der Bieter eine Projektskizze mit konkreten Ausgestaltungen der Anlage (Kapazität, Standort, erwartete jährliche Erzeugung) vorlegt. Zudem kann die Erfüllung notwendiger Umweltauflagen und Genehmigungen sowie eine Netzanschlusszusage des zuständigen Netzbetreibers gefordert werden. Beispielsweise war für die Zulassung zu den dänischen Offshore-Auktionen eine Umweltprüfung ( environmental impact assessment ) erforderlich. (Weite) Präqualifikation von Bietern Hierbei richtet sich die Prüfung nicht an die Projektspezifikation, sondern an die Eigenschaften des potenziellen Bieters. Im Vordergrund stehen hierbei der Nachweis der Bonität (z.b. in Form einer Bankbürgschaft) und die prinzipielle Eignung zur Errichtung und Inbetriebnahme einer EE-Anlage. So mussten Bieter in den kalifornischen RAM-Auktionen ( Renewable Auction Mechanism ) Projektentwicklungserfahrung nachweisen. Diese beiden Optionen (Präqualifikation von Bietern und konkreten Projekten) stehen sich nicht diametral gegenüber, sondern können auch parallel angewandt werden. Die Präqualifikation konkreter Projekte stellt deutlich höhere Anforderungen an die Bieter als die alleinige Präqualifikation der Eignung der Bieter. Bei der Spezifizierung der Präqualifikationsanforderungen besteht hierbei ein Trade-off zwischen erwarteter Liquidität im Ausschreibungsverfahren einerseits und der Realisierungswahrscheinlichkeit der bezuschlagten Angebote andererseits: Liquidität Enge, projektbezogene Präqualifikationsbedingungen erhöhen die Eintrittsschranken für potenzielle Investoren 21 und gefährden somit die Liquidität in der Auktion. Es besteht die Gefahr, dass sich nur wenige Bieter an den Auktionen beteiligen, so dass aufgrund der konzentrierten Marktstruktur keine ausreichenden Wettbewerbsprozesse ausgelöst werden. Im Ergebnis können die resultierenden Auktionspreise deutlich über denen eines echten Wettbewerbs liegen. 21 Die Anteil der Vorlaufkosten an den gesamten Investitionskosten hängt von der jeweiligen Technologie ab und beträgt beispielweise für Onshore-Wind ca. 9% (Vgl. IRENA (2012): Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series, Vol. 1, Issue 5: Wind Power, Abb. 4.1). Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

35 August 2013 Frontier Economics 31 Realisierungswahrscheinlichkeit Enge, projektbezogene Präqualifikationsbedingungen erhöhen die Realisierungswahrscheinlichkeit der zugeschlagenen Gebote, da die Präqualifikation an eine Reihe von realisierungsrelevanten Parametern geknüpft werden kann (Standortverfügbarkeit, Netzzugang etc.). Bei einer alleinigen Präqualifikation der Bieter besteht die Gefahr, dass ohne weitere Maßnahmen bezuschlagte EE-Kapazitäten bzw. -Erzeugung nicht geschaffen werden, da bis zur Realisierung der betreffenden Projekte noch eine größere Anzahl von Umsetzungsschritten zu durchlaufen ist. Insofern sind insbesondere bei einer weniger engen Präqualifikation (aber nicht nur bei dieser) zusätzliche Maßnahmen zu ergreifen, die die Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte erhöht. Als finanzielle Anreize bietet sich hierbei die Hinterlegung von Sicherheitsleistungen an, die nach dem Hinterlegungszeitpunkt gesplittet werden können: Sicherheitsleistungen, die vor der Auktion von allen Teilnehmern zu hinterlegen sind Diese Sicherheitsleistungen dienen dazu, einen Rückzug von bezuschlagten Projekten unmittelbar nach Bekanntwerden der Auktionsergebnisse zu vermeiden. Die Sicherheitsleistung würde an nicht bezuschlagte Projekte nach Durchführung der Auktion und an die bezuschlagten Projekte nach Realisierung der Projekte zurückbezahlt. Anbieter, die einen Zuschlag erhalten, aber keine vertraglichen Vereinbarungen zur Bereitstellung der vereinbarten Leistung eingehen, erhalten die Sicherheitsleistung nicht zurück. 22 Sicherheitsleistungen, die nach der Auktion nur von den bezuschlagten Anbietern zu hinterlegen sind Diese Sicherheitsleistung dient der Sicherstellung der Durchführung der Projekte und kann höher ausfallen als die Sicherheitsleistung zur Teilnahme an der Auktion. Die Sicherheitsleistung wird nach Projektrealisierung zurückbezahlt, ggf. gestaffelt nach dem Realisierungsfortschritt. Kann oder will ein Bieter die Sicherheitsleistung nach Zuschlag nicht erbringen, verliert er den Zuschlag und die vor der Auktion hinterlegte Sicherheitsleistung wird einbehalten. 23 Eine Sicherheitsleistung in angemessenere Höhe, die bei Investitionsnachweis zurückgezahlt wird, erscheint daher als Sicherheitsmechanismus geeigneter. Dies verhindert, dass Bieter nach dem Ausgang der Auktion ihren vertraglichen 22 Die Vertragsbedingungen müssen vor Auktionsbeginn im Detail bekannt sein, da sonst moral hazard seitens der Behörden besteht. 23 Je nach Auktionsdesign kann der Zuschlag in diesem Fall an das nächstgünstige Gebot vergeben oder die gesamte kontrahierte Menge verringert werden. Im ersten Fall könnte der Staat ggf. weitere Schadensansprüche in Höhe der Gebotsdifferenz geltend machen. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

36 32 Frontier Economics August 2013 Verpflichtungen (siehe Abschnitt 3.2.6) nicht nachkommen. Zudem werden keine Anreize geschaffen, an zukünftigen Auktionen teilzunehmen, falls sich hier höhere Marktprämien abzeichnen. Die Höhe der Sicherheit (z.b. in Form einer Bankbürgschaft) orientiert sich dabei an der maximalen Gebotsmenge, die ein Bieter in der Auktion angeben kann. Allerdings sollte die Sicherheitsleistung nicht zu hoch sein, da sonst potenzielle Bieter abgeschreckt werden und der Bieterwettbewerb ein wesentlicher Erfolgsfaktor vermindert werden kann. Zudem werden die Bieter die Risiken, die durch die Hinterlegung einer Sicherheitsleistung entstehen, in ihren Geboten einpreisen. Auch dies wirkt sich preiserhöhend auf die Auktionsergebnisse aus. Insofern sollte die Sicherheitsleistung ausreichend Anreize zur Vertragserfüllung bieten, andererseits aber auch nicht prohibitiv hoch sein. Die exakte Ausjustierung ist deshalb von besonderer Bedeutung. Die Praxisbeispiele (siehe Anhang) zeigen, dass die Höhe und Bezugsgröße der Sicherheitsleistung stark variiert und vom ausgeschriebenen Produkt (Leistung bzw. Energie, siehe Abschnitt 3.2.3) abhängt. In den kalifornischen RAM- Auktionen muss eine leistungsabhängige Sicherheit zwischen 20 und 90 $/kw erbracht werden, abhängig von Anlagengröße und Technologie. Nach Zuschlag müssen Anlagen über 5WM eine Sicherheit von 5% der erwarteten Erlöse hinterlegen. In der niederländischen Offshore-Auktion im Jahr 2010 mussten Bieter eine pauschale Bankbürgschaft über 20 Mio. vorweisen. Bieter haben in dem hier vorgeschlagenen Verfahren die Wahlmöglichkeit, entweder mit bereits weitentwickelten Projekten oder relativ frühen Projektskizzen in die Auktion zu gehen. Hierfür müssen die Bieter zwischen Vorfinanzierungkosten für die Projektentwicklung und höheren Realisierungsrisiken (z.b. Verfügbarkeit von Standorten und schwankenden Investitionskosten) abwägen. Aus unserer Sicht könnte die offene Präqualifikation gerade kleinere Investoren Vorteile bieten, da diese Investorengruppe sich tendenziell geringen Risiken ausgesetzt sieht Dies gilt zum einen aufgrund der Technologiespezifika, zum Beispiel kurze Projektentwicklungszeiträume und Verfügbarkeit des Standorts bei Aufdach-PV. Zum anderen sehen sich Projekte mit Bürgerbeteiligung, z.b. Bürgerwindparks, häufig geringeren politischen Widerständen ausgesetzt, so dass die Umsetzungsrisiken u.u. im Vergleich zu Projekten von Großinvestoren tendenziell geringer ausfallen. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

37 August 2013 Frontier Economics 33 Empfehlung Enge Präqualifikationsbedingungen (z.b. projektbezogen inkl. Genehmigungen) gefährden Liquidität in der Auktion und könnten die Beteiligung von Aggregatoren erschweren. Insofern sind weite Präqualifikationsbedingungen mit entsprechenden grundlegenden Anforderungen an die Bieter (grundsätzliche Eignung, Bonität) zu bevorzugen. Der Gefahr der Nicht- Realisierung von Projekten sollte durch die Hinterlegung von Sicherheitsleistungen in angemessenerer Höhe entgegnet werden, die bei Investitionsnachweis bzw. Projektrealisierung zurückgezahlt wird Zeitlicher Vorlauf Die Vorlaufzeit legt die maximale Zeitspanne zwischen Auktionszeitpunkt und Inbetriebnahme der geförderten EE-Anlagen (Erzeugungsbeginn) fest und dient der Mengensteuerung und Effektivität des Fördermodells. Die Vorlaufzeiten vom Zeitpunkt der ersten Machbarkeitsstudie bis zur Errichtung von EE-Anlagen variieren stark zwischen den Technologien und der Komplexität der Projekte (siehe Abbildung 1). Sie können zwischen wenigen Monaten für eine kleine PV-Aufdachanlage bis hin zu mehreren Jahren für Offshore-Windparks variieren. Die Wahl einer zu kurzen Vorlaufzeit kann daher die Technologieauswahl implizit begrenzen. Zudem hängt die Einhaltung der Vorlaufzeit davon ab, in welchem Stadium der Projektentwicklung sich das Projekt befindet (siehe Abbildung 2). Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

38 34 Frontier Economics August 2013 Abbildung 2. Schematische Illustration der Vorlaufzeit für PV und Wind onshore (Spätester) Erfüllungszeitpunkt Onshore Wind Machbarkeit Planung Genehm. Kontrakte Errichtung 2018 PV Auktion Jegliche Zwischenlösung denkbar Auktion Vollständige Projektentwicklung möglich Nur Windanlagen im Bau können teilnehmen Quelle: Frontier Anmerkung: Hierbei handelt es sich um eine schematische Darstellung, die sich an den Projektphasen typischer Projekte orientiert. Die tatsächlichen Vorlaufzeiten können für individuelle Projekte erheblich abweichen. Die Länge der Vorlaufzeit ist konsistent mit der Präqualifikation zu wählen, da die Vorgaben zur Realisation der Investition realistisch erreichbar sein müssen. Andernfalls kann die geringe Liquidität in der Auktion bei festem Mengenziel zu hohen Prämien auf die Auktionspreise führen. Einheitliche Vorlaufzeit Wenn Technologievielfalt in der Auktion gewünscht ist, muss eine einheitliche Länge der Vorlaufzeit so gewählt werden, dass auch Technologien mit längeren Vorlaufzeiten (z.b. größere Onshore-Windparks) realisiert werden können. Lange Vorlaufzeiten erschweren jedoch die Mengensteuerung, da der Erzeugungsbeginn in einen längeren Zeitraum fallen kann. Gestaffelte Vorlaufzeiten Alternativ zur einheitlichen Vorlaufzeit sind gestaffelte Auktionen mit unterschiedlichen Vorlaufzeiten denkbar. Dies bedeutet, dass parallel oder sequentiell mehrere Auktionen durchgeführt werden müssten. 25 Hierdurch lässt sich die Mengensteuerung verbessern, da der Erzeugungsbeginn der Anlagen zeitlich gesteuert werden kann. Dies 25 Die Ausschreibung würde für drei unterschiedliche Vorlaufzeiten von z.b. 1, 2 und 3 Jahren erfolgen. Bei paralleler Ausschreibung können Anlagen, die z.b. aufgrund der fortgeschritten Projektphase oder technologisch-bedingter kurzer Vorlaufzeiten, theoretisch für alle drei Produkte bieten. Bei sequentieller Versteigerung können die versteigerten Volumina in der Auktion angepasst werden in Abhängigkeit, wie viel und zu welchem Preis in den Auktionen zuvor beschafft wurde. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

39 August 2013 Frontier Economics 35 würde jedoch insbesondere in den Auktionen mit kurzen Vorlaufzeiten zu geringerer Liquidität und höheren Marktprämien führen. Außerdem wird hierdurch das Auktionsdesign verkompliziert. Zudem erfolgt hierdurch eine implizite Technologiedifferenzierung, die wie in Abschnitt ausgeführt wurde, vermieden werden soll. Die Länge der Vorlaufzeit (Spanne zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme der Anlagen) ist konsistent mit der Präqualifikation zu wählen. Werden konkrete Projekte präqualifiziert, kann die Zeitspanne bis zur Erfüllung kürzer gewählt werden, da bereits Machbarkeits- und Planungsphasen ganz oder teilweise durchschritten wurden. Sofern Bieter präqualifiziert werden können, ohne konkrete Projekte einzureichen, muss die Vorlaufzeit so gewählt werden, dass auch eine Entwicklung von komplexeren Projekten wie größeren Windparks möglich ist. Aus unserer Sicht stellen drei Jahre hierbei ein angemessener Zeitraum dar. Offshore-Windparks, die zum Teil längere Vorlaufzeiten von mehr als fünf Jahren 26 aufweisen können, nehmen wie in Abschnitt 3.1 dargestellt eine mögliche Sonderrolle ein. Sofern Offshore-Wind gesondert gefördert wird, kann auf eine Vorlaufzeit von mehr als drei Jahren verzichtet werden. Empfehlung Die Länge der Vorlaufzeit (Spanne zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme der Anlagen) ist konsistent mit der Präqualifikation zu wählen. Dies bedeutet, dass bei einem Verzicht auf eine Präqualifikation konkreter Projekte die Vorlaufzeit ausreichen muss, um eine Entwicklung auch von komplexeren Projekten wie größeren Windparks zu ermöglichen. Daher empfehlen wir eine Vorlaufzeit von drei Jahren. Alternativ ist eine sequentielle Versteigerung mit unterschiedlichen Vorlaufzeiten möglich Produktdefinition Ausschreibung Leistung vs. Arbeit Das Auktionsdesign umfasst die Definition des ausgeschriebenen Produkts (Leistung vs. Arbeit) und der Ausschreibungsmenge (Gesamterzeugung vs. getrennte Festlegung von Leistung/jährlicher Erzeugung und Förderdauer. Aus didaktischen Gründen erfolgt eine gentrennte Darstellung in den Abschnitten und 3.2.4, auch wenn beide Festlegungen eng miteinander verknüpft sind. Die Produktdefinition gibt vor, in welcher Dimension die Nachfrage des Auktionators und die Mengengebote der Bieter erfolgen. Hierbei werden folgende Festlegungen getroffen: 26 Vgl. Accenture (2013): Changing the Scale of Offshore Wind. Examining Mega-Projects in the United Kingdom. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

40 36 Frontier Economics August 2013 Auktionsprodukt Die wesentliche Entscheidung des Auktionators liegt hierbei in der Wahl zwischen eine Ausschreibung von Leistung (in MW) oder Arbeit (MWh). Zudem müssen weitere Vorgaben zur Dauer der Erfüllung spezifiziert werden. Auszahlung der Förderung Der Auktionator legt hierbei fest, in welcher Form das ausgeschriebene Produkt (siehe oben) vergütet wird. Hierbei kann die Prämie entweder in Form einer Zahlung pro Energieeinheit ( /MWh oder ct/kwh); oder pro Leistungseinheit ( /MW) fixiert werden. Die Ausschreibung von Gesamterzeugungsmengen über eine bestimmte Periode (bspw. 20 Jahre), die der Zieldefinition im 1 EEG am nächsten kommt, hat im Vergleich zur Ausschreibung von Leistung bzw. Erzeugungsmengen pro Jahr Vorteile: Kohärenz mit Zielsystem Die Ausschreibung von Erzeugungsmengen setzt direkt bei der politischen Zielgröße, der Steigerung der EE-Erzeugung bzw. des EE-Anteils an der Erzeugung, an. Bei der technologieneutralen Ausschreibung von Leistung ist hingegen unklar, welche Technologien im Erzeugungsmix enthalten sein werden, die zum Teil sehr unterschiedliche durchschnittliche Auslastungen und somit unterschiedliche kumulative Erzeugungsmengen aufweisen. Anreize zum Bau von Anlagen mit höherem Energieertrag Es besteht bei der Ausschreibung von Leistung der Anreiz, Anlagen mit geringen Investitionskosten pro Leistungseinheit zu installieren, bei entsprechender Förderhöhe weitgehend unabhängig vom zu erwartenden Energieertrag. Dies könnten bei entsprechender Förderhöhe auch Pappanlagen sein, die nur einen geringen oder keinen Beitrag zu Stromerzeugung leisten. Dies im Hinblick auf das Förderziel wäre ineffizient. Leistungsbeiträge von EE-Anlagen bei einer Reihe von Technologien gering Hinzu kommt, dass EE-Anlagen wie Wind und Solar aufgrund der Dargebotsabhängigkeit eine verhältnismäßig geringe Steuerbarkeit aufweisen. Insofern entspricht die Entlohnung der Leistung nicht dem energiewirtschaftlichen Beitrag der Anlagen zum Stromsystem. Es bestehen jedoch auch mögliche Nachteile der Ausschreibung von Erzeugungsmengen gegenüber der Ausschreibung von Leistung. Diese können zum Teil durch Maßnahmen gemildert werden. So erfolgen Investitionen in Form von Erzeugungsleistung. Die zukünftige Produktion von EE-Anlagen ist abhängig von zukünftigen Strompreisen und dem Dargebot an Sonne und Wind. Daher ist eine ex-ante Verifizierung zukünftiger Erzeugungsmengen über die Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

41 August 2013 Frontier Economics 37 gesamte Betriebsdauer nur sehr eingeschränkt möglich. Um die Angemessenheit der Investitionsentscheidung bewerten zu können, kann daher nur eine Prüfung auf prinzipielle Eignung der Anlage zur Erzeugung der zugeschlagenen Menge erfolgen (siehe Abschnitt für weitere Details). Ein solches Verfahren wird bereits heute im Rahmen des Referenzertragsmodells angewendet. Zudem wird ein Nachweis über die Erzeugungsprojektion in der Regel für Finanzierungsgespräche erbracht. Insofern halten wir die Ausschreibung von Erzeugungsmengen mit einer entsprechenden kwh bezogenen Auszahlung der Förderung gegenüber einer Ausschreibung von Leistung (z.b. mit jährlich gestaffelter Auszahlung) für vorteilhaft. Dies ist v.a. darin begründet, dass das Zielsystem auf EE-Erzeugung abzielt und der Wert der Leistung bei EE eher gering ist. 27 Dies deckt sich mit den internationalen Auktions-Beispielen, bei denen die Förderung als Zahlung pro Energieeinheit erfolgt (siehe Anhang). Empfehlung Ausschreibung von Erzeugungsmengen (MWh), da dies mit den EE- Erzeugungszielen korrespondiert und Anreize für die Wahl von Technologien mit den geringsten Erzeugungskosten setzt Produktdefinition Definition der Ausschreibungsmenge Es bestehen zwei grundsätzliche Möglichkeiten zur Definition der Ausschreibungsmenge unter der Maßgabe, dass Erzeugungsmengen ausgeschrieben und gefördert werden sollen (Abbildung 3): Festlegung der Gesamterzeugungsmenge (in MWh) über die gesamte Förderdauer Hierbei wird die gesamte geförderte Erzeugungsmenge in MWh festgelegt. Dies entspricht der Fläche der Blöcke in der Graphik. Dieses Vorgehen wurde beispielweise in den dänischen Offshore-Auktionen gewählt, in denen Gebote in kwh für insgesamt 20 TWh abgegeben wurden. Getrennte Vorgaben zu Förderdauer (in Jahren) und jährliche Erzeugungsmenge (MWh/Jahr) Hierdurch wird die Länge und Breite der Blöcke separat definiert. Beide Vorgehen kamen bereits in der Praxis zur Anwendung: In den niederländischen Offshore-Auktionen wurden die jährlich geförderte Erzeugung auf 3180 Volllaststunden pro Jahr begrenzt. In den kalifornischen RAM-Auktionen hingegen erfolgt ein 27 Im Vergleich zu konventionellen Kapazitäten ist der Beitrag zur gesicherten Leistung aufgrund der Dargebotsabhängigkeit relativ gering. Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

42 38 Frontier Economics August 2013 leistungsbezogener Zuschlag; die Förderdauer ist auf 10 bis 20 Jahre begrenzt. Abbildung 3. Alternative Produktdefinitionen EE-Erzeugung [TWH] EEG-Zielpfad Erzeugung Bestandskraftwerke Abzugrenzende Auktions- Blöcke Auktion 1 Auktion 2 Auktion 3 Leistung Gesamtmenge (MW) Laufzeit Förderung (a) Zeit Quelle: Frontier Die Ausschreibung von Gesamterzeugungsmengen hat im Vergleich zur Ausschreibung von Erzeugungsmengen pro Jahr Vorteile: Technologieoffene Auktion einfacher umzusetzen Durch die Förderung von Gesamterzeugungsmengen wird eine Vergleichbarkeit der EE-Erzeugungstechnologien mit unterschiedlichen Lastfaktoren und v.a. unterschiedlichen Lebensdauern möglich. Dies ist eine Grundvoraussetzung für die Effizienzgewinne durch Technologieneutralität. (s. Abschnitt 2.2.3) Bei einer Ausschreibung von jährlichen Erzeugungsmengen würden hingegen Technologieunterschiede wohl berücksichtigt werden müssen. Anreize zur effizienten Erzeugung Bei einer Förderung einer Gesamtmenge über die gesamte Laufzeit erhalten Anlagenbetreiber einen Anreiz, nur in Stunden zu produzieren, in denen der Preis über den Grenzkosten liegt. Würden Anlagenbetreiber wegen der Förderzulage (ct/kwh) z.b. bei negativen Strompreispreisen erzeugen, ginge dies auf Kosten der Förderung am Ende des zu fördernden Erzeugungskontingentes. Diesen negativen Effekt der Erzeugung auf die Förderung in späteren Perioden würden die Anlagenbetreiber anders als heute bei ihrer Erzeugungsentscheidung berücksichtigen. Bei der Ausschreibung jährlicher Erzeugungsmengen hingegen, die für eine bestimmte Zeitdauer gefördert werden, besteht ggf. ein Anreiz, innerhalb des Förderzeitraumes die erhaltene Förderung zu maximieren, sofern das Risiko für die Anlagenbetreiber besteht, dass die Fördermenge innerhalb eines Jahres nicht abgerufen werden kann und damit verfallen könnte. Somit wird ein Ausgestaltung einer fixen Marktprämie mit Auktionierung

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