Nach dem Willen der EU müssen Betreiber per Marktprämie geförderter Erneuerbare-Anlagen künftig einen Teil ihrer Erlöse an den Staat abgeben, wenn diese eine bestimmte Obergrenze überschreiten. Das Bundeswirtschaftsministerium hat kürzlich einen Report vorgelegt, der unter anderem verschiedene Optionen für die Umsetzung dieses so genannten „Contracts-for Difference“-Konzeptes (CfD) aufführt.
Alle Optionen sehen vor, dass die Betreiber zum Investitionszeitpunkt entscheiden müssen, ob sie ihre Anlage über die EEG-Förderung finanzieren oder ein langfristiges Power Purchase Agreement (PPA) abschließen. Das bedeutet einen Bruch mit der bisherigen Praxis – bislang können die Betreiber zwischen marktlicher und staatlicher Absicherung wechseln.
Grund für die Aufhebung der Wechselmöglichkeit ist, dass die Bundesregierung „Rosinenpickerei“ unterbinden will: Bestünde die Möglichkeit künftig uneingeschränkt weiter, könnten die Betreiber bei hohen Marktpreisen in die PPA-Vermarktung wechseln, um so die Abschöpfung zu umgehen. In Zeiten niedriger Marktpreise könnten sie in die geförderte Vermarktung wechseln; der Staat würde dann wie gewohnt die Differenz zwischen dem Marktpreis und einem vereinbarten Mindestpreis tragen.
Sorge um den Markt für Grünstrom-PPAs
Der Versorger Green Planet Energy befürchtet, dass die Einführung von CfDs oder ähnlicher Mechanismen zur Erlösabschöpfung den Markt für Grünstrom-PPAs einschränken könnte. „Aus der berechtigen Sorge, dass die Wechseloption zum Umgehen der Abschöpfung führen könnte, darf kein Aus für kurzfristige Grünstrom-PPAs werden“, sagt Carolin Dähling, Leiterin Politik und Kommunikation bei Green Planet Energy.
Der Versorger hat deshalb das Beratungsunternehmen Guidehouse beauftragt zu untersuchen, wie verhindert werden kann, dass Betreiber in Zeiten mit niedrigen Marktpreisen von der staatlichen Vergütung profitieren, bei hohen Marktpreisen dann aber in ein lukrativeres PPA wechseln.
Relative Abschöpfung als bevorzugtes Modell
Die Experten von Guidehouse schlagen vor, Mehrerlöse auch im Fall der sonstigen Direktvermarktung für Grünstrom-PPA abzuschöpfen. Der Mechanismus könnte verschiedene Formen annehmen – etwa eine absolute oder relative Abschöpfung oder eine Preisdeckelung für Grünstrom-PPAs. Am besten geeignet sei jedoch das Wechselmodell der relativen Abschöpfung. Dabei wird ein bestimmter Prozentsatz der Mehrerlöse abgeschöpft. Die relative Abschöpfung bezieht sich auf X Prozent der Differenz zwischen PPA-Preis und anzulegendem Wert (Strike Price) im CfD.
Das Modell der relativen Abschöpfung bietet genug Flexibilität beim Wechsel für den Anlagenbetreiber auf der einen Seite und hält die Abschöpfungsfunktion auf der anderen Seite aufrecht, betont Green Planet Energy. Der Ansatz beuge Mitnahmeeffekten auf Seiten der Anlagenbetreiber vor und verhindere, dass Anlagenbetreiber die Abschöpfung umgehen.
Für Anlagenbetreiber sei das Modell weiterhin attraktiv, da sie die volle Flexibilität behalten, monatlich neue Vermarktungsform zu wählen. Sie können so neue Marktentwicklungen nutzen und innovative Produkte entwickeln. Versorger wiederum könnten so ihr Beschaffungsportfolio optimal an den Bedarf ihrer Kunden anpassen und sich gegen Preis- und Versorgungsrisiken absichern. Die Preisstabilität komme auch den Kunden zugute. Ökostromanbieter können weiterhin die volle Bandbreite an PPA-Laufzeiten nutzen, um Grünstromprodukte bereitzustellen.
„Mit der Studie wird eine wichtige Lücke gefüllt, denn genau diese Kombination aus staatlicher und marktlicher Absicherung fehlt im Optionenpapier des BMWK“, sagt Carolin Dähling von Green Planet Energy. Dadurch sei aktuell unklar, wie die staatliche Förderung mit privat finanzierten Grünstrom-PPAs zusammenspielen. „Bei der Umstellung auf ein neues Refinanzierungssystem können wir uns keine Unsicherheit für den PPA-Markt leisten. Anstatt mit einer reinen Investitionskostenförderung die Finanzierung völlig umzukrempeln, ermöglicht unser Vorschlag eine konsistente Integration der Erneuerbaren in die Energiemärkte und baut auf etablierte Marktprozesse auf.“
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