Risikoabsicherung wird zentrale Aufgabe der Förderinstrumente

Die Risiken beim Ausbau der erneuerbaren Energien haben sich verschoben. Dies muss bei der Weiterentwicklung der Förderinstrumente berücksichtigt werden, fordert das DIW in einer aktuellen Studie. 

Die Kosten für die Stromerzeugung aus Windenergie und Photovoltaik sind in den vergangenen Jahren aufgrund des technologischen Fortschritts stark gesunken. Dies muss sich auch in künftigen Förderinstrumenten widerspiegeln, so das DIW Berlin. Denn die Hauptaufgabe staatlicher Förderung sei es immer weniger, die Kosten neuer und teurer Technologien abzudecken. Sie müsse künftig vor allem die Absicherung von Preisrisiken ermöglichen, um die Finanzierungskosten von Investitionen gering zu halten.

Risiken für Entwickler und Endkunden verschieben sich

Welchen Risiken Projektentwickler im Bereich erneuerbarer Energien künftig ausgesetzt sind und welche Auswirkungen bestimmte Förderinstrumente auf die Vermeidung und Allokation dieser Risiken haben, hat das DIW Berlin in einer aktuellen Studie untersucht. So sind in Deutschland die Kosten für Strom aus Photovoltaik im Jahr 2017 etwa sechs Mal geringer als noch im Jahr 2007. Deckte die Förderung damals noch 90 Prozent der Kosten, so ist dieser Anteil auf nunmehr die Hälfte gesunken. Dementsprechend haben sich auch die Risiken verschoben.

„Früher ergaben sich für Projektentwickler aus einer eventuellen nachträglichen Änderung der Förderhöhen die größten Risiken für die Finanzierung“, so Karsten Neuhoff, Leiter der Abteilung Klimapolitik beim DIW Berlin. „Jetzt wird die Unsicherheit über die künftigen Strompreise immer wichtiger, nicht nur für Produzenten, sondern auch für Endkunden. Beide Seiten profitieren von Förderinstrumenten, die eine gegenseitige Absicherung ermöglichen.“

Auswirkungen verschiedener Förderinstrumente

Der öffentlichen Hand stehen verschiedene Instrumente zur Verfügung, um erneuerbare Energien zu fördern sowie das Marktpreisrisiko für Produzenten und gegebenenfalls auch für Endkunden zu mildern sowie regulatorische Risiken zu minimieren:

  • Einspeisevergütungen
  • gleitende oder fixe Marktprämien
  • Handel mit grünen Zertifikaten.

Alternativ kann auch auf jegliches Förderinstrument verzichtet werden, um lediglich auf hohe Zertifikatspreise für Treibhausgase zu setzen.

Wie die Autoren der Studie anhand empirischer Daten zeigen, führen Systeme mit grünen Zertifikaten, mit fixen Marktprämien oder ohne Förderung zu höheren Kosten für Projektentwickler als die anderen Alternativen.

Zur Absicherung gegen Marktpreisrisiken werden zudem in einem System mit grünen Zertifikaten, fixer Marktprämie und in Abwesenheit jeglicher Förderung Langzeitverträge eingesetzt. Hierbei schließen Projektentwickler mit Energieversorgungsunternehmen langfristige Verträge zum Beispiel über 20 Jahre ab. Damit garantieren die Abnehmer einen Preis für den produzierten Strom, den sie dann an Endkunden weiterverkaufen.

Da Versorger ihrerseits jedoch keine solchen Verträge mit ihren Endkunden eingehen können, weil sich kein Haushalt oder Unternehmen auf eine so lange Laufzeit einlassen würde, lastet das Risiko dann auf den Versorgungsunternehmen. Für diese Unternehmen erhöhen sich dadurch die Kosten. Diese Mehrkosten werden an Endkunden weitergegeben, deren Stromrechnung sich dadurch erhöht. So könnte beispielsweise laut Berechnungen des DIW Berlin der Strom aus einer Windenergieanlage für die Endkunden um bis zu 30 Prozent teurer werden.

Regulierungsregime muss Verlagerung der Risiken stärker berücksichtigen

Die Verlagerung der Risiken und der Rolle der Förderinstrumente müssen bei der  Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens für erneuerbare Energien stärker berücksichtigt werden, fordert daher das DIW Berlin. Die Instrumente müssen dabei zum einen die Finanzierungskosten, und somit die Gesamtkosten der Energiewende, minimieren, und zum anderen soweit möglich auch Verbraucher und Industriekunden gegen Preisanstiege absichern, die sich laut DIW Berlin in den kommenden Jahren auf den globalen Energiemärkten ergeben könnten.

In Deutschland wird derzeit eine Kombination aus fixer Einspeisevergütung für kleine Anlagen und gleitender Marktprämie für große Anlagen praktiziert. „Vor dem Hintergrund bevorstehender Koalitionsverhandlungen sollten sich die Entscheidungsträger bewusst werden, dass eine Umstellung hin zu grünen Zertifikaten oder einer fixen Marktprämie, oder sogar zu einer Abschaffung jedweder Förderung, erhebliche zusätzliche Kosten für die Endkunden mit sich bringen würde“, so Nils May vom DIW Berlin.