Ökostrom 2.0. Wie die Direktvermarktung Anreize schafft, um die erneuerbaren Energien in den Strommarkt zu integrieren

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1 Ökostrom 2.0 Wie die Direktvermarktung Anreize schafft, um die erneuerbaren Energien in den Strommarkt zu integrieren Hamburg, September Prozent des in Deutschland erzeugten Stromes stammten im ersten Halbjahr 2012 aus erneuerbaren Energien. Vor allem die Wind- und Sonnenstromproduktion nimmt rasch zu. Dieses Wachstum wirft die Frage auf, wie die wetterbedingt schwankende Stromerzeugung aus Windrädern und PV-Anlagen in den Markt integriert werden kann. Das System der EEG-Einspeisevergütung garantiert, dass Kraftwerksbetreiber ihre grüne Energie jederzeit und unabhängig vom Bedarf zu einem Festpreis produzieren können. Diese Förderung ist entscheidend für den Erfolg des Ökostrom-Ausbaus. Sie ist allerdings starr und nicht an der Stromnachfrage ausgerichtet die Kraftwerke speisen blind Strom in das Netz ein, wenn der Wind weht oder die Sonne scheint. Analog zur Einbahn-Kommunikation im alten Internet kann man auch von Ökostrom 1.0 sprechen. In Zukunft gilt es, intelligente Systeme zur Marktanbindung der erneuerbaren Energien zu entwickeln, um dauerhaft einen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage zu schaffen und perspektivisch alle EEG-Anlagen marktgerecht zu betreiben. Dieses Modell eines intelligenten, smarten Marktes kann man als Ökostrom 2.0 bezeichnen. Zu diesem Zweck hat die Bundesregierung am 1. Januar 2012 das Marktprämien-Modell eingeführt. Es schafft finanzielle Anreize zur Direktvermarktung von Strom aus EEG-Anlagen. LichtBlick nutzt dieses neue Instrument der Direktvermarktung und speist 2012 rund 700 Millionen Kilowattstunden Windstrom aus mehreren Windparks mit einer Gesamtleistung von 420 Megawatt ins Netz ein. LichtBlick schafft derzeit im Rahmen des SchwarmStrom-Modells eine neue Infrastruktur zur Marktanbindung und Steuerung von Windrädern, um diese in den Strommarkt zu integrieren. Ohne die Marktprämie wäre der Aufbau dieser Vermarktungsintelligenz für den neuen Ökostrom 2.0 nicht möglich. I. Wie funktioniert das Marktprämien-Modell? Jeder Betreiber einer EEG-Anlage hat seit dem 1. Januar 2012 die Möglichkeit, den erzeugten Strom im Rahmen der Marktprämie über einen Direktvermarkter zu vermarkten. Bisher wird der Ökostrom im Rahmen der EEG-Einspeisevergütung nur von den vier großen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) an die Strombörse gebracht. Das neue Marktprämien-Modell sieht zwei Komponenten vor. Die eigentliche Marktprämie und zusätzlich eine Managementprämie. a) Die Marktprämie Die EEG-Einspeisevergütung garantiert dem Kraftwerksbetreiber einen Festpreis für jede Kilowattstunde Strom egal, zu welchem Zeitpunkt er den Strom einspeist. Eine intelligente Steuerung der Anlagen ist nicht erforderlich. Seite 1 von 7

2 Das Marktprämien-Modell setzt hingegen einen Anreiz, den Einspeisezeitpunkt am Markt auszurichten. Das funktioniert so: Jede Kilowattstunde Ökostrom wird an der Börse zum aktuellen Börsenpreis verkauft. Zusätzlich bekommt der Anlagenbetreiber noch eine Marktprämie : Ihre Höhe wird monatlich berechnet. Sie wird aus der Differenz zwischen dem gesetzlichen Festpreis (EEG-Einspeisevergütung) und dem durchschnittlichen monatlichen Börsenpreis ermittelt. Beispiel: Beträgt der gesetzliche Festpreis für Strom aus einem Öko-Kraftwerk 8 Cent pro Kilowattstunde (Cent/kWh) und der durchschnittliche monatliche Börsenpreis 6 Cent/kWh, dann beträgt die Marktprämie 2 Cent/kWh (8 minus 6 Cent/kWh). Wird nun also der Ökostrom dann vermarktet, wenn der Börsenpreis überdurchschnittlich hoch liegt (in unserem Beispiel über 6 Cent/kWh), steigen die Erlöse des Anlagenbetreibers. Die Marktprämie entlastet das EEG und damit die Verbraucher, weil sie Anreize setzt, weniger EEG-Strom in Zeiten niedrigere Strompreise zu produzieren (im EEG-System der Einspeisevergütung steigen die Kosten, wenn der Börsenpreis niedrig ist, der Ökostrom aber trotzdem eingespeist wird. Denn so wird die Differenz zwischen Börsenpreis und EEG-Festpreis größer und diese Differenz wird über die EEG-Umlage von allen Verbrauchern getragen). Nun lassen sich beispielsweise Windräder nicht beliebig steuern. Trotzdem werden durch das Marktprämien-Modell erstmals Anreize geschaffen, um in Zukunft Windräder marktgerecht abzuschalten zum Beispiel bei stark negativen Strompreisen oder als Systemdienstleistung sogenannter negativer Regelenergie (dazu weiter unten mehr). Im starren Festpreis-System des EEG gibt es diesen Anreiz nicht. b) Die Managementprämie Die Managementprämie ist die zweite Komponente des Marktprämien-Modells. Sie ist eine Risiko-, Anreiz-, Investitions- und Lernprämie : Risiken decken: Die Vermarktung von Ökostrom ist mit hohen finanziellen Risiken verbunden. Denn exakte Prognosen über die Ökostrom-Einspeisung sind schwer zu treffen (Wie viel Ökostrom wird erzeugt, also: wie lang und intensiv scheint die Sonne, wann und wie stark weht der Wind?). Die Differenz zwischen Ökostrom-Vorhersage und tatsächlicher Einspeisung muss durch kurzfristige Einkäufe von teurem Strom aus anderen Kraftwerken (Ausgleichsenergie) gedeckt werden. Anreize schaffen: Die Managementprämie soll erstens Anlagenbetreiber dazu bewegen, den sicheren Hafen der EEG-Einspeisevergütung zu verlassen und marktgerechter zu erzeugen. Sie soll zweitens neue Direktvermarkter wie LichtBlick zum Eintritt in den Zukunftsmarkt der Steuerung schwankender, wetterabhängiger Erzeugung bewegen. Investitionen auslösen: Sie soll den Aufbau von Vermarktungsintelligenz beim Direktvermarkter (Aufbau intelligenter Prognosesysteme, Abdeckung von Handelskosten und -risiken, Schaffung der nötigen Infrastruktur).und beim Kraftwerksbetreiber (Investitionen in Steuerbarkeit der Anlagen) fördern. Lerneffekte anreizen: Die Prämie will Lernprozesse bei Prognosen über die Einspeisung schwankender Erzeugung und bei der Entwicklung neuer Stromprodukte aus EEG-Anlagen auslösen. Dies ist deshalb besonders wichtig, weil perspektivisch 80 bis 100 Prozent unseres Strombedarfs aus regenerativer und damit stark witterungsabhängiger Erzeugung stammen soll. Da Investitionen vor allem für den Aufbau neuer Geschäftsfelder auftreten, war vom Gesetzgeber bislang vorgesehen, die Prämie von 1,2 Cent/kWh im ersten Jahr 2012 schrittweise auf 0,7 Seite 2 von 7

3 Cent/kWh in 2015 abzusenken. Allen Beteiligten war so eine verlässliche Planungsbasis mit dem klaren Signal gegeben, die Kosteneffizienz stetig zu steigern. Ein erheblicher Teil der Managementprämie erzeugt keine Zusatzkosten gegenüber dem EEG-Festpreissystem. Denn auch die bisher üblichen Vermarkter von EEG-Strom die Übertragungsnetzbetreiber bekommen eine Art Managementprämie : ihnen werden alle Kosten für die Vermarktung des Ökostroms aus der EEG-Umlage zurück. Im Gegensatz zur Direkvermarktung nach der Marktprämie agieren die Netzbetreiber jedoch ohne geschäftliches Risiko. Werden die vorhergesagten Vermarktungskosten überschritten, können sich die ÜNB diese Mehrkosten im Folgejahr über eine erhöhte EEG-Umlage zurückholen. Dieses risiko- und wettbewerbsfreie System schafft keine Anreize für bessere Ökostromprognosen und Kostensenkungen. Für 2012 wurde der Anteil der Vermarktungskosten innerhalb der Managementprämie mit 0,58 Cent/kWh angesetzt. Kern der aktuellen politischen Auseinandersetzung ist ein Streit über die Höhe dieser Kosten. Sie seien bei den Netzbetreibern im letzten Jahr über die Hälfte von 0,58 auf 0,25 Cent/kWh gesunken. Deshalb müssen nun auch die Managementprämie entsprechend gekürzt werden. Eine belastbare Untersuchung dieser Kosten liegt jedoch nicht vor, denn die Kostenstrukturen der Übertragungsnetzbetreiber sind nicht transparent. Selbst wenn eine seriöse Evaluation ergeben sollte, dass die Vermarktungskosten der ÜNB tatsächlich gefallen sind, müssen zwei Aspekte berücksichtigt werden: Erstens hat sich das von den Netzbetreibern vermarktete EEG-Stromportfolio 2012 stark verändert. 70 Prozent des mi hohen Vermarktungsrisiken verbundenen Windstroms wird 2012 nicht mehr von den ÜNB, sondern von den neuen Direktvermarktern im Rahmen der Marktprämie verkauft. Im Portfolio der ÜNB verbleiben insbesondere die gut vorhersagbaren Strommengen aus den Biogasanlagen. Die Aufwände der Netzbetreiber für Prognosen und Ausgleichsenergie dürften so gefallen sein. Zweitens entsteht durch die Marktprämie erstmals ein Wettbewerb um die Vermarktung von EEG-Strom, der auch die ÜNB zu mehr Kosteneffizienz angereizt haben könnte. II. Die Kritik an der Marktprämie Es gibt zwei zentrale Kritikpunkte am Marktprämien-Modell. Erstens könne sie keinen Beitrag zur Marktintegration der erneuerbaren Energien leisten, da beispielsweise Windstromanlagen nicht steuerbar seien und damit auch nicht nachfragegerechter betrieben werden könnten. In Folge dessen führe das Modell zweitens zu Mitnahmeeffekten, die letztlich eine höhere EEG-Umlage zur Folge haben würden. Der zweite Kritikpunkt der Mehrkosten trifft, wie zuvor dargelegt, höchstens bedingt zu. Trotzdem ist eine stärkere Absenkung der Managementprämie (für 2013 war ursprünglich eine Absenkung von 1,2 auf 1,0 Cent/kWh vorgesehen) aus unseren Markterfahrungen heraus vertretbar. Seite 3 von 7

4 III. Wie die Marktprämie die Marktintegration erneuerbarer Energie anreizt und das EEG entlastet Anders als oft behauptet schafft die Marktprämie sinnvolle Anreize zur Marktintegration der erneuerbaren Energien. Mit einem intelligenteren Öko-Kraftwerkspark Ökostrom 2.0 sinken mittelfristig auch die EEG-Kosten. In der Debatte um die Marktprämie fehlt bisher eine fundierte Gegenüberstellung der Kosten einerseits und der Einsparpotentiale aufgrund der Marktintegration andererseits. So können beispielsweise auch Windräder marktgerecht gesteuert werden. Und genau diese Steuerung die im EEG-Vergütungsmodell gesetzlich ausgeschlossen ist wird im Rahmen des Marktprämienmodells erstmals ermöglicht. Deshalb ist es auch zu begrüßen, dass die Bundesregierung nun plant, bei der Marktprämie ab 2013 vor allem finanzielle Förderanreize für ferngesteuerte EEG-Anlagen zu setzen. a) Weniger Strom erzeugen, wenn der Markt übersättigt ist (negative Strompreise) Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien einerseits und einem sehr großen Park an nur teilweise flexibel steuerbaren Kraftwerken (Atom, Braunkohle) kommt es stundenweise zu einem Überangebot an Strom im Netz. Dann tritt das Phänomen negativer Strompreise auf. Der Kraftwerksbetreiber zahlt dafür, dass er seinen Strom einspeisen darf, der Abnehmer bekommt neben dem Strom auch noch Geld. Da Öko-Kraftwerke bislang zum Festpreis bezahlt werden, spielen die Marktpreise keine Rolle. Auch bei negativen Börsenpreisen erhält der Windmüller seinen Festpreis. Für die Stromkunden ist das sehr teuer, denn die Differenz zwischen EEG-Festpreis und (negativem) Börsenpreis muss vollständig über die EEG-Umlage gedeckt werden. Das Marktprämienmodell schafft nun einen finanziellen Anreiz, das Windrad bei stark negativen Strompreisen abzuschalten. Denn wenn der negative Strompreis höher liegt als die Erlöse aus Markt- und Managementprämie, lohnt sich der Betrieb der Anlage nicht mehr. Wenn also die Marktprämie wie im Beispiel weiter oben in einem Monat bei 2 Cent/kWh liegt und die Managementprämie bei 1,2 Cent/kWh, der Erlös aus dem Börsenpreis aber bei minus 5 Cent/kWh, dann wäre der Ertrag negativ (3,2 minus 5 Cent/kWh). In diesem Fall ist das Abschalten des Windrades wirtschaftlicher als sein Weiterbetrieb. Das Abschalten von Öko-Kraftwerken löst gleich mehrere positive Effekte aus und entlastet so die EEG-Umlage: Erstens fallen keine Kosten für die abgeschalteten EEG-Anlagen an. Zweitens steigt durch das geringere Angebot der Strompreis, d.h. die für die EEG-Umlage entscheidenden Differenzkosten zwischen gesetzlicher Vergütung und Marktpreis sinken für den eingespeisten Strom aus den weiter betriebenen EEG-Anlagen. Drittens wird bei negativen Preisen die teure Zwangsabschaltung von EEG-Anlagen durch den Übertragungsnetzbetreiber vermieden. Bei Überkapazitäten im Markt kann der ÜNB z.b. Windräder vom Netz nehmen lassen die EEG-Einspeisevergütung wird in diesen Fällen trotzdem gezahlt. Ein Beispiel verdeutlicht die positiven Effekte der Marktprämie: Am 22. Januar 2012 lagen die Börsenpreise zeitweise bei minus 10 Cent/kWh. An diesem Tag hätten Einsparungen von mehr als einer Million Euro pro Stunde erzielt werden können, wenn die betroffenen EEG-Anlagen (Wind und Biomasse) abgeschaltet worden wären. Je mehr die erneuerbaren Energien ausgebaut werden, desto häufiger wird es zu solchen negativen Preisen kommen, die die EEG-Umlage mit Kosten in Millionenhöhe belasten würden. Seite 4 von 7

5 LichtBlick wird in Zukunft Windräder im Rahmen des SchwarmStrom-Modells mit moderner IT- Software ansteuern und bei Bedarf abschalten können. Entscheidend ist, dass die Windradbetreiber entsprechende Steuerungs-Technik an ihren Windrädern installieren und der Datenaustausch sichergestellt wird. Genau solche Investitionen initiiert das Marktprämien-Modell. Um diesen Anreiz zu verstärken ist der Vorschlag der Bundesregierung sinnvoll, bei der Managementprämie künftig zwischen steuerbaren und nicht-steuerbaren Anlagen zu differenzieren. Fazit: Das Marktprämienmodell senkt in Zukunft die EEG-Kosten, weil Windräder bei stark negativen Strompreisen aus wirtschaftlichen Gründen abgeschaltet werden. b) Windräder abschalten, um das Netz zu stabilisieren (negative Regelenergie) Die IT-Anbindung von Windparks und anderen EEG-Anlagen ist die Voraussetzung für die weitere Marktintegration und die Entwicklung der Systemdienstleistung negative Regelenergie. Das funktioniert so: Grundsätzlich wird das Verhältnis von Angebot und Nachfrage über den Börsenpreis ins Gleichgewicht gebracht. Doch dieser Marktmechanismus ist zu träge, um schnell auf ein Über- oder Unterangebot an Strom zu reagieren. Darum gibt es einen Markt für Regelenergie. Auf Signal des Übertragungsnetzbetreibers speisen Kraftwerksbetreiber dann kurzfristig Strom ins Netz ein (positive Regelenergie) oder fahren ihre Kraftwerke herunter (negative Regelenergie). Für beides werden sie bezahlt, weil sie so das Stromnetz stabilisieren. Der Regelenergie-Bedarf wird von den Übertragungsnetzbetreibern ausgeschrieben, alle Anbieter von Kraftwerkskapazitäten können sich (wenn ihre Kraftwerke dazu geeignet sind) mit Ihren Regelenergie-Produkten bewerben. Auch Windräder können künftig am Regelenergie-Markt teilnehmen. Wenn der Wind weht, das Netz aber kurzfristig überlastet ist, können Windräder zügig abgeschaltet werden, um das Netz zu entlasten. Aus dieser Dienstleistung kann ein Direktvermarkter von Windstrom ein Regelenergie- Produkt formen. Windräder verdienen dann ihr Geld am attraktiven Regelenergie-Markt auch das entlastet die EEG-Umlage. Bei LichtBlick wird die Teilnahme der von uns direkt vermarkteten Windräder am Regelenergie- Markt vorbereitet. Ohne das Marktprämien-Modell wäre uns die Entwicklung dieses Produktes nicht möglich. Das liegt auch daran, dass der Gesetzgeber die Bereitstellung von Regelenergie nur im Rahmen der Direktvermarktung zulässt, nicht aber im EEG-Festpreis-System. Ein Windpark, der in den Regelenergie-Markt eingebunden ist, ist vollständig in den Strommarkt integriert. Fazit: Die Marktprämie ermöglicht die Einbeziehung von Windrädern in den Regelenergie-Markt und schafft so neue, marktgerechte Erlöspotentiale, die die EEG-Umlage entlasten. c) Besser vorhersagen, wie viel Windstrom fließt (höhere Prognosegüte) Bislang wird der EEG-Strom von den vier Übertragungsnetzbetreibern an der Börse verkauft. Dabei entstehen, wie oben bereits beschrieben, Vermarktungskosten für Prognosen über die Windstrom- Einspeisung und den Ausgleich von Prognoseabweichungen durch die Bereitstellung von Strom aus anderen Kraftwerken (Ausgleichsenergie). Diese Zusatzkosten werden (zusätzlich zum EEG- Vergütungssatz) aus der EEG-Umlage finanziert. Da die Kosten auch rückwärtig berechnet werden Seite 5 von 7

6 können, besteht für die Netzbetreiber kein Anreiz, diese Kosten durch bessere Prognosen und damit weniger benötigte Ausgleichsenergie zu senken. Anders im Marktprämien-Modell. Die Managementprämie ist jährlich fix. Die Risiken für aus schlechten Prognosen resultierenden höheren Vermarktungskosten trägt der Direktvermarkter. Umgekehrt profitiert er von einer hohen Prognosegüte und damit niedrigeren Kosten. Denn so kann er auch im Wettbewerb um die Direktvermarktung von EEG-Kraftwerken bessere Preise anbieten. Durch die laufende Optimierung der Ökostrom-Prognosen, getrieben durch den neuen Effizienzwettbewerb der Vermarkter, verringert sich mittelfristig der Bedarf an und die Kosten für Ausgleichsenergie. Zudem entsteht ein wichtiger Lerneffekt, denn für die Zuverlässigkeit eines Stromsystems auf der Basis schwankender erneuerbarer Energien ist eine hohe Güte der Einspeise-Prognosen von Wind- und Sonnenstrom zentral. Diese Effekte sind schon heute erkennbar. Während die Übertragungsnetzbetreiber Ihre Prognosen auf Grundlage von Referenz-Anlagen treffen, kann LichtBlick die Echtzeitdaten von Windparks und Standorten direkt abfragen. So können für diese Windparks und Standorte individuelle und genauere Erzeugungsprognosen erstellt werden. Wie auch andere neue Direktvermarkter hat LichtBlick im ersten Jahr der Marktprämie viel Geld in die Entwicklung zuverlässiger Einspeise- Prognosen investiert und entsprechendes Knowhow entwickelt. Fazit: Die Marktprämie entfacht einen Wettbewerb um bessere Ökostrom-Prognosen. So sinken die Vermarktungskosten, der EEG-Topf wird entlastet. IV. Wo steht LichtBlick bei der Marktintegration der Windenergie? LichtBlick ist seit Anfang 2012 in der Direktvermarktung von Windstrom tätig. Im ersten Schritt haben wir Vertragsmodelle entwickelt, Kontakte zu den Anlagenbetreibern aufgebaut, Prognosesysteme optimiert, die Windräder an unser Energiehandels-System angebunden und Strategien mit den Anlagenbetreibern über die nächsten Schritte der Marktintegration entwickelt. Bisher ist noch keines der von uns vermarkteten Windräder in den Markt integriert. Das ist nach so kurzer Zeit auch nicht zu erwarten. Aber wir haben im ersten Halbjahr 2012 die Voraussetzungen dafür geschaffen, künftig im Sinne unseres SchwarmStrom-Konzeptes mit der Marktintegration der Windräder zu beginnen: (1) Wir verbessern permanent unsere Einspeiseprognosen und binden Windparks an unsere IT- Systeme an. (2) Wir schaffen mit den Anlagenbetreibern die technischen Voraussetzungen zur Fernsteuerung der Windräder. (3) Wir entwickeln die technischen Voraussetzungen für die Abschaltung von Windrädern bei stark negativen Preisen. (4) Wir bereiten den Eintritt in den Regelenergie-Markt mit Windstrom vor. Als größter Ökostrom-Anbieter in Deutschland gehen wir diesen Weg, um in Zukunft unsere Kunden mit Strom aus diesen Windkraftanlagen versorgen zu können (den wir übrigens ideal mit dem flexibel erzeugbaren SchwarmStrom aus den dezentralen LichtBlick-ZuhauseKraftwerken von Volkswagen zu einem Ökostrom-Produkt verbinden können). Derzeit ist ein solches Ökostrom-Produkt noch nicht realisierbar, weil Strom aus dem Marktprämienmodell in der Stromkennzeichnung als Graustrom deklariert werden muss. Um Seite 6 von 7

7 Verbraucher mit EEG-Strom zu versorgen, muss erstens die Stromkennzeichnung verändert werden und zweitens und das ist entscheidend für die Diskussion über die Marktprämie Knowhow in Bezug auf das Handling fluktuierender Ökostrom-Erzeugung entwickelt werden. Ohne das Marktprämien-Modell wäre LichtBlick der Aufbau dieser Vermarktungsintelligenz nicht möglich. Die Windmüller wären stattdessen im starren System der EEG-Vergütung geblieben. Die Übertragungsnetzbetreiber wären weiterhin die einzigen EEG-Stromvermarkter sein ohne Anreize zur Effizienzsteigerung, da sie keinem Wettbewerb unterliegen und alle Kosten risikolos auf die EEG-Umlage abwälzen können. V. Wie kann die Marktprämie weiterentwickelt werden? Seit Anfang des Jahres sind EEG-Anlagen mit einer installierten Leistung von Megawatt in das System der Marktprämie gewechselt, allein rund 70 Prozent aller Wind-Kapazitäten nutzen das neue Regime. Dieser Erfolg hat die Politik überrascht. Wichtig ist: Eine seriöse Ermittlung der Kosten und erst Recht der zu erwartenden Kostenentlastungen für das EEG-Umlagesystem liegt noch nicht vor. Allen Beteiligten muss klar sein, dass die Marktintegration in der Erneuerbaren Energie nicht umsonst zu haben ist. Erstens braucht man Anreize für die Anlagenbetreiber, den sicheren Hafen der EEG-Festpreisvergütung zu verlassen. Zweitens müssen Anreize geschaffen werden, in die Infrastruktur zur Fernsteuerung von EEG-Anlagen zu investieren. Bisher war geplant, die Managementprämie ab 2013 von bisher 1,2 auf 1,0 Cent/kWh zu senken. Die Bundesregierung schlägt nun vor, die Prämie deutlich stärker zu kürzen und vor allem die Vermarktung aus fernsteuerbaren Anlagen anzureizen. Die Prämie regelbare Anlagen soll 2013 auf 7,5 Cent/kWh (bzw. 6,5 Cent für nicht-fernsteuerbare Anlagen) sinken, 2014 auf 6 Cent (4,5 Cent) und 2015 auf 5 Cent (3 Cent). Auch wenn die Weichenstellung auf regelbare Anlagen richtig ist, fällt die Kürzung doch kräftig aus. Gerade mittelständische Direktvermarkter könnten Schritt für Schritt aus dem Markt gedrängt werden. Damit würde nach dem Grünstromprivileg auch der zweite Ansatz zur Direktvermarktung zum Nischenmarkt. Was übrig bliebe, wäre ein gänzlich marktfernes EEG-System ohne eine Idee und ohne jedweden Ansatz für die künftige Marktintegration. Weitere Änderungen des Marktprämien-Modell sollten in Zukunft nur noch auf Basis von belastbaren Untersuchungen der finanziellen und energiewirtschaftlichen Effekte des Modells vorgenommen werden. Für LichtBlick und für alle anderen Direktvermarkter ist dabei wichtig, dass die Politik verlässliche Rahmenbedingungen für die Marktintegration der erneuerbaren Energien schafft. Kontakt: Ralph Kampwirth, LichtBlick AG, Leiter Unternehmenskommunikation, Tel , ralph.kampwirth@lichtblick.de Seite 7 von 7