Agora Energiewende schlägt konkret in einer neuen Studie vor, einen Investitionsrahmen für Wind- und Solaranlagen zu schaffen, der Investoren ermöglicht, einen Teil der Erlöse auch über den Strommarkt abzusichern und damit den staatlichen Zuschussbedarf reduziert. Ziel des Vorschlags sei es, die Dynamik beim Erneuerbarenausbau auf dem Weg zum gesetzlich verankerten 80-Prozent-Ziel zu erhöhen – und zugleich wettbewerbsfähige Strompreise sowie die Effizienz des Stromsystems zu sichern.
Investitionen von 15 Milliarden Euro pro Jahr
Der Agora-Vorschlag, der eine Kombination von finanziellen Differenzverträgen (CfDs) mit anteiliger Finanzierung durch langfristige Strombezugsverträge (PPAs) vorsieht, fokussiert insbesondere auf Windanlagen an Land sowie Solarparks auf der Freifläche. Für ihren weiteren Ausbau sind bis 2030 unter anderem jährliche Investitionen von rund 15 Milliarden Euro erforderlich. Der vorgeschlagene Investitionsrahmen kann auf die bisherige staatliche EEG-Förderung folgen, wenn deren beihilferechtliche Genehmigung seitens der Europäischen Union Ende 2026 ausläuft, erklärten die Experten von Agora.
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Zugleich ist der Vorschlag auch konform mit der Vorgabe der EU-Strombinnenmarktrichtlinie, dass staatliche Investitionsinstrumente bis 2027 beidseitig wirken müssen: Gesicherte Zahlungen für Betreiber im Falle niedriger Strommarkterlöse werden mit einem Rückzahlungsmechanismus im Falle hoher Marktpreise kombiniert.
Drei Herausforderungen für Investitionen
Agora Energiewende
Die Studie sieht demnach drei Faktoren, die Investitionsentscheidungen für Erneuerbare derzeit stark beeinflussen: Erstens kommt es künftig verstärkt zu Negativpreisen an der Strombörse, die letztlich Einnahmeausfälle bei Betreibern und eine erhöhte Unsicherheit über künftige Erträge bewirken können. Zweitens schafft das Marktprämienmodell, welches jede vermarktete Kilowattstunde vergütet, regelmäßig Fehlanreize. „Durch die produktionsabhängige Förderung entstehen Marktverzerrungen, etwa dass Erneuerbaren-Anlagen Strom einspeisen, auch wenn die Nachfrage bereits gedeckt ist. Die neue Bundesregierung muss dieses Problem im Rahmen der EEG-Reform anpacken“, erläutert Philipp Godron von Agora.
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Drittens kam es infolge der fossilen Energiekrise durch den russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine ab Ende 2022 über einen Zeitraum von sieben Monaten erstmals zu einer staatlich verordneten Abschöpfung von Übergewinnen bei Stromerzeugern, die vom Bundesverfassungsgericht in Krisenzeiten grundsätzlich für rechtens befunden wurde. Somit bergen hohe Marktpreise und Krisensituationen fortan das Risiko spontaner Abschöpfungen, was zu Risikoaufschlägen führt.
Kombi aus zwei Investitionsinstrumenten
Die Agora-Studie schlägt vor, den genannten Herausforderungen mit einer Kombination aus staatlichen und marktbasierten Instrumenten begegnen. Zum einen sollte demnach das Marktprämienmodell zu finanziellen Differenzverträgen (CfDs) weiterentwickelt werden. So würde nicht mehr die Stromerzeugung einer individuellen Anlage, sondern die Erzeugung einer so genannten Referenzanlage als Bemessungsgrundlage für die Erlösabsicherung herangezogen werden. Dadurch entstehen Anreize, sowohl bei der Investition als auch beim Betrieb nicht allein die produzierte Strommenge, sondern auch den Marktwert des Stroms in den Blick zu nehmen. Das kann zum Beispiel durch eine Kombination der PV-Anlage mit Batteriespeichern oder durch Windanlagen, die auch bei Schwachwind produzieren, geschehen.
Geringere Risikoaufschläge für PPAs
Um die Instrumente wirksam zu kombinieren, schlägt die Studie vor, dass Investoren im Rahmen des Ausschreibungsprozesses die Freiheit haben, den Umfang der staatlichen Absicherung zu wählen. Mit dem vorgeschlagenen Instrument kämen Mehrerlöse den Investoren nur dann zugute, wenn diese die entsprechenden Marktrisiken im Vorhinein übernehmen und auf die staatliche Absicherung verzichten. Mehrerlöse während der Absicherungsphase würden einem Abschöpfungsmechanismus unterliegen.
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Das Wahlmodell sollte laut Agora so gestaltet werden, dass unterschiedlich lange marktliche Absicherungsphasen gewählt werden können. Dies gewährleistet, dass der Staat gezielt riskantere Marktphasen oder Projekte absichert, während in stabileren Phasen marktbasierte Finanzierungen genutzt werden. Es gelte dabei die Abfolge erst der Markt, dann der Staat. (nhp)
