Seit Januar 2012 gibt es im EEG die Marktprämie, mit der geplanten Novelle werden teilweise sogar nur noch 80 Prozent des produzierten Solarstromes vergütet. Beides soll die Betreiber zur Marktintegration der Photovoltaik bringen. Geht so der Umbau unserer Energieversorgung?
Marktintegration ist ein schillernder Begriff. Den verwende ich nur sehr ungern. Denn der Markt, wie wir ihn haben, ist ja unter ganz anderen Vorzeichen entworfen worden. Es ging seinerzeit darum, große fossile und nukleare Kraftwerke mit hohen Grenzkosten so zu steuern, dass die günstigen Kraftwerke zuvorderst eingesetzt werden und die teuren zum Schluss.
Grenzkosten sind die Kosten, die beim Betrieb entstehen, ohne dass Investitionskosten berücksichtigt werden. Ist das richtig?
Genau. Das heißt, dieses ganze Design passt hinten und vorne überhaupt nicht auf eine Stromerzeugung, wo ich Grenzkosten von nahezu null habe wie bei der Photovoltaik und der Windenergie. Im bestehenden System geht eine „Marktintegration“ nur mit allen möglichen Tricks, mit Managementprämien, mit Grünstromprivilegien, was auch immer. Das kann man machen, und man sieht ja auch, dass die Branche das Geld gerne mitnimmt, weil es mehr ist, als man durch die EEG-Vergütung allein bekommen kann. Aber es ist ja nicht in dem Sinne eine Marktintegration, dass wir dadurch einen Markt hätten, der der Rationalität der Erneuerbaren folgt.
Was schlagen Sie vor?
Deshalb spreche ich nicht von Marktintegration, sondern es geht darum, die Märkte, die existieren, weiterzuentwickeln. Sie müssen angepasst werden an die Rationalitäten der fluktuierenden Erzeugung. Photovoltaik ist mit dem bestehenden System am wenigsten kompatibel. Schon jetzt zeichnet sich deutlich ab, dass immer dann, wenn die Sonne scheint, die Strompreise an der Börse sehr stark nach unten gehen, so dass sich meines Erachtens Solarstrom auf Dauer nicht an dieser Strombörse vermarkten lassen wird. Insofern bleibt, wenn man in Richtung Vermarktung denkt, nur die Eigenvermarktung, also der Eigenverbrauch. Und da gibt es zumindest im Haushaltsbereich enge Grenzen, es sei denn, es stehen kostengünstige und ökologisch vernünftige Speichermöglichkeiten zur Verfügung.
Daraus lassen sich zwei Schlüsse ziehen. Entweder: Wir brauchen nicht so viel Photovoltaik. Oder: Wir benötigen einen Energiemarkt, in dem die Werte anders bemessen werden. Ist solch ein anderer Energiemarkt denkbar?
Ein Markt ist ein Mittel zum Zweck. Wenn ich sehe, dieser Markt taugt nicht für eine Vermarktung von Anlagen, die keine Grenzkosten haben, dann muss ich von der Marktfixierung weg und sagen: Ich will Photovoltaik, ich möchte sie zwar möglichst kostengünstig haben, aber ich will sie haben als integralen Bestandteil des künftigen Stromsystems in Deutschland. Und da kann ich nicht immer auf den bestehenden Markt schauen, sondern dann muss ich mir intelligente Marktergänzungen überlegen. Wir haben mit der Einspeisevergütung ein Riesenerfolgsmodell mit einer unglaublichen Kostendegression. Darum verstehe ich dieses Fixieren auf Marktlösungen als Allheilmittel nicht.
Die Märkte sagen eben, Strom, der nur mittags zur Verfügung steht, ist nicht mehr viel wert. Ist der Markt nicht nur besonders fair, weil zum Wert des Stromes auch seine Verfügbarkeit zählt?
Es ist sicher richtig, dass Verfügbarkeit eine Rolle spielt. Ebenso ist richtig, dass es eine Obergrenze für den Ausbau von fluktuierender Erzeugung in Deutschland, also von Photovoltaik und Windstromerzeugung, gibt. Doch diese haben wir noch lange nicht erreicht. Wenn wir jetzt schon solche Preissignale geben würden, nach denen wir mittags keine Photovoltaik mehr benötigen, dann würde erst mal überhaupt keine Photovoltaik mehr dazugebaut. Das kann es ja nicht sein, denn wir brauchen noch mehr Photovoltaik in den Nicht-Mittagsstunden. Und dafür müssen wir uns Mechanismen überlegen.
Wie viel Photovoltaik brauchen wir denn? Gibt es überhaupt noch Ausbaupotenzial?
Wir haben zunächst das Nahziel zu erfüllen: 35 Prozent erneuerbare Energien bis 2020. Wir haben aktuell keinesfalls eine Situation in Deutschland, wo das Angebot regenerativer Energien die Gesamtnachfrage an Strom übersteigen würde. Das ist ja nur in einzelnen Regionen der Fall, aber doch nicht bundesweit. Insofern haben wir natürlich ein Ausbaupotenzial sowohl bei Photovoltaik als auch bei Windenergie in den nächsten Jahren. Das ist völlig unbestritten.
Pfingstmontag hatten wir ja mittags schon 20 Megawatt Solarstrom im Netz. Wenn es nicht windstill gewesen wäre, hätte das Stromangebot über dem Bedarf gelegen. Wann würden Sie denn sagen, dass der Zubau gebremst werden muss.
Man muss hier systemisch denken und darf nicht Ausnahmetage zur Grundlage von Systementscheidungen machen. Es spricht überhaupt nichts dagegen, erneuerbare Anlagen an wenigen Stunden im Jahr abzuregeln, wenn das Angebot die Nachfrage in diesen Stunden übersteigt. Entscheidend ist, dass diese Anlagen in vielen anderen Stunden des Jahres noch dringend gebraucht werden, um fossilen und nuklearen Strom aus dem System zu drängen. Wenn in den Stunden, in denen bundesweit ein Überangebot an erneuerbarem Strom gegenüber der Gesamtnachfrage besteht, die Vergütung gestrichen würde, hätte man auch ein klares Preissignal an die Investoren, nicht über den Bedarf hinaus Anlagen zu bauen. Das würde dann den Zubau automatisch abbremsen.
Was haben Sie sich denn zur künftigen Finanzierung und Vermarktung der erneuerbaren Energien überlegt?
Wir halten die Fixierung auf eine Vermarktung im heutigen System für falsch, weil dieses System dafür nicht konzipiert wurde. Stattdessen sagen wir: Photovoltaik und Wind sollten dorthin, wo sie am sinnvollsten aufgehoben sind, nämlich in das Beschaffungsportfolio der Stromlieferanten. Auf diese Weise korrigieren sie die Nachfragelast ihrer Kunden und geben ihnen die Aufgabe, die verbleibende sogenannte Residuallast durch eine intelligente Beschaffung abzudecken. Das erfordert rasches und flexibles Handeln seitens der Lieferanten, aber als diejenigen Akteure mit den umfassendsten Markt- und Kundenkenntnissen sind sie für diese Aufgabe am allerbesten geeignet. Sie zahlen für die Pflichtabnahme des Photovoltaik- und Windstroms die durchschnittliche gesetzlich festgelegte Vergütung, die aufgrund der Kosten- und Vergütungsdegression in den nächsten Jahren jedoch weiter absinken wird.
Statt wie zurzeit jede in Deutschland verkaufte Kilowattstunde mit der Umlage zu belegen, würde in diesem Modell der Strom aus Erneuerbaren für deren tatsächlichen Preis verkauft und die Händler zur Abnahme verpflichtet. Das klingt ja ganz so, also wollten Sie die erst vor kurzer Zeit abgeschaffte Wälzung wieder einführen.
So ist es – wir brauchen weiterhin Rahmenbedingungen für Investitionssicherheit im Bereich fluktuierender Erzeugung. Wir stellen uns jedoch eine deutlich veränderte Wälzung vor. Bis 2009 bekam jeder Lieferant ein monatliches EEG-Band, so nennt man im Fachjargon eine bestimmte Bezugsmengean Energie mit einem spezifischen zeitlichen Erzeugungsprofil. Die Strommenge dieses Bandes musste er mit einer durchschnittlichen EEG-Vergütung an die Übertragungsnetzbetreiber bezahlen, die dann das Geld weitergereicht haben an die Verteilnetzbetreiber, und die haben es ausgeschüttet an die Anlagenbetreiber. Das Problem war nur: Die Wertigkeit dieses Bandes war nicht so gut, weil die besonders wertvollen Erzeugungsspitzen mittags in der Abrechnung unter den Tisch fielen. Außerdem hat man sich bei der Prognose der Monatsbänder oft verschätzt, so dass die Lieferanten hier erhebliche Risiken aufgebürdet bekamen. Das hat also nicht funktioniert. Es geht nun nicht darum, diese alte Wälzung wieder einzuführen. Es geht vielmehr darum, eine Wälzung einzuführen, die deutlich zeitnäher – nämlich viertelstundenscharf – ein bundesweit gesammeltes Profil erneuerbarer Energien zum Lieferanten bringt.
Was hat das für einen Vorteil?
Dieses Verfahren hätte mehrere Vorteile: Zum einen wären die Erneuerbaren schlussendlich bei denjenigen Akteuren, die von ihrer Marktrolle her am besten damit umgehen können. Durch das Einsammeln der Einspeisung auf zentraler Ebene käme zudem der maximale Pooleffekt insbesondere bei der Durchmischung von Wind- und Photovoltaikstrom zum Tragen.
Also würden sich dadurch die Fluktuationen so gut wie möglich ausgleichen?
Dieser Pooleffekt ginge bei einer rein dezentralen Optimierung verloren. Zum anderen wären in diesem Verfahren Anreize für die Lieferanten angelegt, auch auf einer dezentralen Ebene nach Ausgleichsmöglichkeiten für die fluktuierenden erneuerbaren Energien wie Wind und Photovoltaik zu suchen. Diese Möglichkeiten umfassen neben bestehenden dezentralen Erzeugungsanlagen der Kraft-Wärme-Kopplung sicher auch Lastmanagementmöglichkeiten bei den Kunden oder in der Perspektive auch dezentrale Speicher. Durch die Wälzung würde mithin ein wettbewerblicher Suchprozess nach dezentralen Ausgleichsmöglichkeiten initiiert. Schließlich wären die Lieferanten gezwungen, sehr viel stärker als bislang auf dem Spotmarkt zu agieren; dadurch würden die durch den Ausbau der erneuerbaren Energien sinkenden Börsenpreise erheblich schneller auch bei den kleinen und mittleren Stromverbrauchern ankommen.
Der Betreiber bekommt ja nach wie vor die Einspeisevergütung. Wie soll die Bezahlung geregelt werden?
Wie bereits erwähnt würden die Lieferanten für den gewälzten EEG-Strom eine Vollkostenvergütung entrichten, die sich aus der durchschnittlichen Vergütung für Wind- und Photovoltaikstrom errechnet. Diese Vergütung würde weiterhin gesetzlich festgelegt. Der besondere Charme läge nun darin, dass diese Vergütung im Laufe der Zeit je nach Kostendegression der Anlagen sinken würde, die Entwicklungen hier also endlich auch nach außen deutlich würden. Zum anderen wäre damit automatisch das EEG-Umlagenparadoxon beseitigt, wonach die EEG-Umlage mit sinkendem Börsenpreis immer weiter steigt. Ob die Beschaffungskosten für die erneuerbaren Energien weiterhin auf der Stromrechnung der Verbraucher erscheinen, wäre zudem Sache der Lieferanten.
Wer Betreiber von Solaranlagen dazu verpflichtet, Strom selbst zu vermarkten, zwingt sie, sich über den Ausgleich der Fluktuationen in der Erzeugung Gedanken zu machen. Mit Ihrem Konzept verlagert man den Druck vom Solaranlagenbetreiber auf den Lieferanten, der die Endkunden mit Strom versorgt.
Ja. Denn der hat eine Größe, bei der es Sinn macht, zu optimieren. Es macht keinen Sinn, kleine Systeme zu optimierenin der Hoffnung, dadurch auch das Gesamtsystem zu optimieren. Immer wenn fluktuierende Erzeugung Bestandteil eines dezentralen Systems ist, brauche ich letztlich einen zusätzlichen Speicher. Und den kann ich mir im Gesamtsystem häufig sparen, wenn die überregionalen Ausgleichs- und Durchmischungseffekte zum Tragen kommen.
Es würden bei einer kleinräumigen Optimierung also viel zu viele Speicher gebaut?
Natürlich. Deswegen sagen wir ja, wir müssen gerade diese fluktuierende Erzeugung bundesweit einsammeln, damit sich die Fluktuationen gegenseitig ausgleichen.
Was ist der Vorteil Ihres Modells gegenüber einem Quotenmodell, bei dem festgelegt wird, wie viel erneuerbare Energien im Portfolio der Anbieter sein müssen, und das ja gerade von einigen EEG-Gegnern favorisiert wird?
Die Diskussion über das Quotenmodell als Alternative zum Einspeisesystem ist ja mindestens 15 Jahre alt, und die damaligen Einwände gelten nach wie vor: erheblich höhere Unsicherheit der Investoren und damit höhere Finanzierungskosten durch Risikoaufschläge, und vor allem üblicherweise keine Technologiedifferenzierung, so dass stets nur die aktuell kostengünstigste Technologie genutzt wird. Hätte man in Deutschland vor 15 Jahren ein Quotenmodell eingeführt, gäbe es mit einiger Sicherheit heute weder die Photovoltaik noch die Biomassenutzung in Deutschland. Insgesamt führt die Quote dazu, dass man letztlich nur einen Pfeil im Köcher hat und keine anderen Optionen entwickelt, die man später braucht. Märkte sind immer blind für Zukunftstechnologien.
Ich kann doch festlegen: 20 Prozent Solar, 50 Prozent Wind oder so ähnlich.
Theoretisch schon. Dann müsste ich aber auch noch differenzieren zwischen Wind Onshore und Wind Offshore und auch zwischen Wind Onshore (Küste) und Wind Onshore (Binnenland), erst recht natürlich in dem weiten Feld der Biomasse. Wo ziehe ich da die Grenze bei dieser Differenzierung? Nein, ich halte den Vorschlag nicht für praktikabel.
Ist denn in Ihrem System noch eine Strombörse nötig?
Ja. Die ist unbedingt notwendig. Die Börse ist ein wunderbares Instrument, um den ökonomisch optimalen Einsatz bestehender Anlagen zu erreichen.
Aber es ist doch eines der Probleme, dass die Gaskraftwerke nicht mehr gebaut werden, wenn nur die Grenzkosten wie an der Strombörse bezahlt werden.
Das ist eine ganz andere Baustelle. Wenn es nicht gelingt, den Zubau von Gaskraftwerken über die Börse zu organisieren, muss man über andere Konzepte reden. Aber hier ging es zunächst nur um die erneuerbaren Energien. Und die würden wir einfach gerne aus diesem nicht für erneuerbare Energien designten Markt rausnehmen, weil sie dort auf Dauer nicht vermarktbar sind.
Wie sehen Sie die Chancen, dass Ihre Ansätze verwirklicht werden?
Der Druck ist sehr, sehr groß, relativ bald das bestehende System zu ändern. Das liegt unter anderem an der EEG-Umlage. Das Starren auf diese EEG-Umlage werden wir politisch nicht mehr lange durchhalten. Das heißt, wir brauchen dringend ein anderes Finanzierungssystem. Viele überlegen derzeit, wie man das hinbekommen kann. Man kann versuchen, etwas kosmetisch zu verändern, man kann aber auch versuchen, grundsätzlich diesen Widerspruch zwischen sinkenden Preisen am Spotmarkt und dem Ausbau erneuerbarer Energien aufzuheben. Unser Konzept ist einer der Vorschläge, die grundsätzlich etwas verändern würden.
Am Ende müssen ja die entscheidenden Politiker solch einen Vorschlag umsetzen wollen. Reden Sie mit Politikern darüber?
Wir haben ja zum einen für das Bundesumweltministerium schon ein Gutachten dazu gemacht. Das war letzten Sommer, als die Marktprämie noch als Zukunftsmodell galt. Ansonsten haben wir unser Konzept beim Bundesverband Neuer Energieanbieter vorgestellt, und wir sind in intensiven Gesprächen mit dem Bundesverband Erneuerbare Energie.
Ist es nicht so, dass man mit Ihrem Konzept die Kosten
der Erneuerbaren versteckt? Bisher weiß jeder Verbraucher, welche EEG-Umlage er bezahlt. Würde Ihr Vorschlag realisiert, gehen sie im Strompreis unter.
Richtig, genau wie die Kosten des Atomstroms oder der Kohlekraftwerke. Die Verbraucher sind doch viel eher an der Kostenentwicklung der Erneuerbaren interessiert als an dieser ominösen EEG-Umlage, die ja bisweilen nicht einmal Fachleute richtig interpretieren können.
Und wenn viel erneuerbare Energien zugebaut werden, steigen einfach die Preise, die die Lieferanten bezahlen müssen.
Im Gegenteil, die durchschnittlichen Einkaufspreise für die erneuerbaren Energien sinken durch die Degression der Vergütung. Das ist ja der Charme daran.
Aber wenn es solche Photovoltaik-Boomjahre gibt, in denen plötzlich mal sieben Gigawatt dazugebaut werden, dann steigen doch die Kosten.
Die Kosten als Produkt von Preis und Menge steigen, wenn das Sinken der Preise durch eine überproportional steigende Menge aufgehoben wird. Das wäre in solchen Boomjahren sicherlich der Fall.
Nur dass es nicht mehr so auffällt. Das findet die Solarbranche natürlich schön. Aber diejenigen, die gerade die Diskussion um die Kosten führen wollen, werden das ja nicht so einfach durchgehen lassen, oder?
Ich weiß nicht, ob das wirklich ein Problem ist. Alle anderen Kosten sind ja auch nicht offensichtlich. Wie teuer ist denn der Braunkohlestrom in Deutschland? Der ist Teil des Börsenpreises und wird dann an die Kunden weitergereicht. Das heißt, der Endkundenpreis ist ohnehin ein Sammelsurium von einzelnen Kostenelementen. Und jetzt kommt eben dieser EEG-Mix mit dazu. Außerdem sind Kosten nicht gleich Preise. Das heißt, jeder Lieferant muss sich natürlich überlegen, wie viele dieser Kosten, die da auf ihn zukommen, kann er an die Kunden weiterreichen. Es ist also nicht klar, welcher Teil dieser EEG-Kosten letztendlich beim Verbraucher landet und welcher nicht.
Wonach kann man in so einem Modell entscheiden, wie viel Photovoltaik und Windkraftanlagen man braucht?
Gar nicht. Wenn man Zweifel bekommt, ob wir noch Zubau brauchen, dann muss man darüber nachdenken, wie man bestimmte Preissignale der existierenden Märkte in das Vergütungssystem integriert. Aber durch die Vergütungsdegression, die wir haben, und durch den atmenden Deckel erwarte ich, dass in den nächsten Jahren der Zubau ohnehin abflachen wird. Noch brauchen wir keine Begrenzung.
