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Timestamp: 2020-04-07 01:32:10+00:00

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Marktintegration erneuerbarer Energien. Eine ...
von Justus Benke (Autor)
2. ÜBERBLICK ÜBER DAS ERNEUERBARE-ENERGIEN-GESETZ
2.1. Die Entwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes seit 1991
2.2. Die Systematik des Erneuerbare-Energien-Gesetzes
3. DAS PROBLEM EINER BEDARFSGERECHTEN ERZEUGUNG VON STROM AUS ERNEUERBAREN ENERGIEN
3.1. Die hohen Ausbaukosten für erneuerbare Energien - EEG-Umlage
3.2. Abnahmegarantie und Einspeisevergütung
4. DIE MARKTINTEGRATION ERNEUERBARER ENERGIEN
4.1. Die geförderte Direktvermarktung nach dem EEG 2014
4.2. Voraussetzungen der Marktprämie
4.3. Die Praxis der Direktvermarktung
4.4. Bewertung der Marktprämie
4.4.1. Effiziente Vermarktung
4.4.2. Bedarfsorientierte Einspeisung
5.1. Zukunft der verpflichtenden Direktvermarktung
5.2. Ausschreibungsverfahren
5.3. Strommarkt 2.0
Abbildung 1 Entwicklung der Erneuerbare-Energien- Gesetz -Umlage, Differenzkosten und Vermarktungserlöse.
Abbildung 2 Anteile der Direktvermarktung an der gesam- ten EEG-vergütungsfähigen, installierten Leistung (April 2014).
Die Marktintegration der erneuerbaren Energien wird richtungsgebend durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz bestimmt. Mit einem Anteil von ca. 27 % der Bruttostromversorgung der Bundesrepublik Deutschland stellen die erneuerbaren Energien schon heute einen wichtigen Beitrag zu einer klimaschonenden Stromerzeugung dar. Die weitere Umgestaltung des Energiesystems mit hohem Anteil regenerativer Energien hat einen großen Rückhalt in der deutschen Gesellschaft. Doch mit dem erhöhten Anteil an der Stromproduktion fällt den regenerativen Anlagebetreibern auch mehr Verantwortung zu. Auf diesem neuen Strommarkt benötigt man daher neue Vermarktungsstrukturen.
Auf dem Weg zu einem liberalisierten und integrierten Strommarkt scheint eine verstärkte Direktvermarktung (§ 2 Abs. 1,2 EEG) ein logischer und schlüssiger Schritt zu sein. Mithilfe dieses Instrumentes will man die Vermarktungseffizienz steigern und die bedarfsorientierte Produktion erneuerbarer Energien erhöhen, um damit die Förderungskosten zu senken. Doch ist die Direktvermarktung wirklich der richtige Baustein zu einem integrierten Strommarkt, in dem bis zum Jahr 2050 80 % der benötigten Energien (§ 1 Abs. 2 EEG) von regenerativen Quellen er- zeugt werden sollen? Diese Frage will ich mit Blick auf die vergangenen und kommenden Reformen des Strommarktes in dieser Arbeit beantworten.
Mithilfe eines kurzen Einblicks in die Geschichte und die Systematik der erneuerbaren Energien wird die Arbeit zu Beginn eine Einordnung vornehmen und die Notwendigkeit der Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes aufzeigen. Denn der beabsichtigte Anschub der erneuerbaren Energien in Deutschland war mit einem aktuellen Anteil von ca. 27 % des Bruttostromverbrauches bereits sehr erfolgreich.1 Eine stärkere Einbindung2 erneuerbarer Energien in den Strommarkt stellt nun die nächste Herausforderung dar.
Im dritten Teil der Arbeit werden Probleme aufgezeigt, die im Laufe der Zeit im Rahmen des EEG entstanden sind, unter anderem die Abgrenzung der EE vom allgemeinen Strommarkt und die hohen Ausbaukosten. Der vierte Teil stellt den Kern der Arbeit dar, in dem zunächst die Lösungsversuche - im Speziellen die 2009 eingeleitete und im EEG 2014 gesetzlich festgelegte Direktvermarktung - dargestellt werden. Die anschließende Bewertung soll aufzeigen, ob dadurch kurz- fristig ein Beitrag zur Marktintegration der erneuerbaren Energien entstanden ist. Im Speziellen geht es darum, ob es zu einer bedarfsorientierten EE-Einspeisung und effizienteren Vermarktung kommt. Denn das EEG 2014 gibt maßgeblich eine kostensenkende Systemintegration der erneuerbaren Energien vor und stellt damit einen klaren Wendepunkt in der Förderung der regenerativen Energien dar.
Im fünften Teil der Arbeit wird ein Ausblick auf die zukünftige Entwicklung des Energiemarktes im Allgemeinen und mit speziellem Bezug auf die verpflichtende Direktvermarktung und das geplante Ausschreibungsverfahren zur Förderung von erneuerbaren Energien gegeben. Den Abschluss der Arbeit wird der sechste Teil bilden, in dem die Ergebnisse zusammengefasst und bewertet werden.
Erneuerbare Energien werden als der zentrale Baustein einer langanhaltenden und weltweit praktizierbaren klimafreundlichen Klimapolitik gesehen. Das Erneuerba- re-Energien-Gesetz der Bundesrepublik, kurz EEG, stellt sich bis dato als ein „ef- fektives Förderinstrument“ für die Stromerzeugung aus alternativen Energiequel- len dar.1
Im Jahr 1991 begann mit dem Stromeinspeisegesetz2 der gesetzlich geförderte Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland. Der Gesetzgeber gab eine Abnah- me- und Vergütungspflicht für Strom aus erneuerbaren Energien vor, um eine „Anschubförderung“ gesetzlich einzurichten (ursprünglich in §2 StrEG geregelt). Aufgrund einer Beschränkung des Gesetzes auf niedrige 5 % EE-Strom am Ge- samtaufkommen des jeweils abnahmeverpflichteten Energieversorgungsunter- nehmens und niedriger Fördersätze wurde im Jahr 2000 das Erneuerbare- Energien-Gesetz1 verabschiedet.2
Die bedeutendste Neuerung des EEG 2000 war der Vorrang von Strom aus erneu- erbaren Energien und Grubengas gegenüber konventionell erzeugtem Strom.3 Damit sollte die Konkurrenzfähigkeit gestärkt und ein beschleunigter Einstieg in die Serienproduktion von Technologien für die Erzeugung von EE-Strom voran- getrieben werden.4 Mithilfe von Mindestpreisen für regenerativen Strom sollten die Verkäufer auf Kosten der Käufer begünstigt und das damit freigesetzte Kapital in den Markt für EE-Technologien eingeführt werden.5 Im Jahr 2004 wurde das EEG 2000 abgelöst, doch bis dahin konnte der Anteil von regenerativem Strom auf 9 % verdoppelt werden. Wichtige Schritte in der technologischen Entwicklung senkten die Kosten für Strom aus Windenergie auf weniger als die Hälfte im Ver- gleich zum Beginn der Förderung erneuerbarer Energien.6
Mit der großen EEG-Novelle von 20047 wurden einige europarechtliche Vorga- ben aus der Erneuerbare-Energie-Richtlinie (2001/77/EG) umgesetzt und Streit- fragen bei der Anwendung und Auslegung des Gesetzes von 2000 beseitigt.8 Ge- setzesziel des EEG 2004 war weiterhin eine umweltschonende Energieversorgung nach § 1 I EEG 2004. Dies sollte mithilfe von erneuerbaren Energien geschehen, in § 1 II EEG 2004 wurde das Ziel von mindesten 20 % an der Gesamtstrompro- duktion bis 2020 vorgegeben. Kern war es daher weiterhin, Investoren Planungs- sicherheit zu gewährleisten, indem man eine vorrangige Anschlusspflicht und eine Abnahme- und Vergütungspflicht von bis zu 20 Jahren gesetzlich festlegte.9 Das EEG 2004 gehörte als Baustein zur Nachhaltigkeitsstrategie der damaligen Bun- desregierung, die einen Anteil von regenerativem Strom am Gesamtstromver- brauch von 50 % vorgab.1 Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromver- brauch in Deutschland betrug 2004 9,3 %.2
Ende 2008 wurde das EEG 20093 verabschiedet, es wuchs von 21 auf 66 Paragra- phen an und wurde erstmals einer siebenteiligen systematischen Gliederung (siehe Abschnitt 2.2.) unterworfen.4 Im Fokus der Novelle lagen die Missbrauchsver- meidung und Missbrauchsbekämpfung, das Einspeisemanagement bei Netzeng- pässen sowie die Anpassung der Fördersätze an die konkrete Marktsituation.5 Erstmals wurde auch der Begriff der Direktvermarktung (§ 17 EEG 2009) einge- führt. Dies stellt eine Ergänzung zu den bisherigen Mechanismen, namentlich Anschluss-, Einspeise- und Vergütungsvorrang für regenerativen Strom, des EEG dar.6 Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch in Deutsch- land wuchs 2009 auf 16,3 %.7
Mit dem 1.1.2012 trat das EEG 20128 in Kraft. Auch hierbei wurde das Grund- prinzip des EEG beibehalten und nur an die vorherige Fassung angeknüpft.9 Im Kern ging es dem Gesetzgeber darum, die Stromversorgungssicherheit auch bei steigendem Anteil von EE stabil zu halten. Ein wichtiger Punkt war es daher, die Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien voranzutreiben. Aus diesem Grund wurde das Instrument der Direktvermarktung (§ 33a bis 33f EEG 2012) wieder aufgegriffen und als eigenständige Säule in das EEG eingebunden.10 Die Lösung für eine Optimierung des Zusammenwirkens von regenerativen und kon- ventionellen Kraftwerken sah die damalige Bundesregierung in einer bedarfsge- rechten Energieerzeugung.11 Der Schlüssel dazu sollte die verstärkte Direktver- marktung sein.
Die vorerst letzte bedeutsame Novellierung des EEG fand zum 1.8.2014 mit dem EEG 20141 statt. Im Vergleich zu vorherigen Gesetzesänderungen, bei denen die jeweiligen Reformen auch auf vor dem in Kraft treten des neuen Gesetzes bestehende Anlagen angewendet wurden, hat sich der Gesetzgeber von diesem Vorgehen seit dem EEG 2012 und 2014 verabschiedet.2 Mit dieser Novelle soll die Systemintegration weiter verbessert und eine gerechtere Kostenverteilung der Umlagen angestrebt werden.3 Wesentlicher Bestandteil für eine Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien soll die stufenweise Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung für Neuanlagen sein.4
Grundsätzlich lässt sich festhalten, dass das als „Anschubförderung“ der erneuerbaren Energien gestartete Gesetz eine starke Eigendynamik entwickelt hat und zu einem Anstieg des Anteils regenerativer Energien am Bruttostromverbrauch zwischen 1991 und 2014 von 3,4 % auf 25,8 % wesentlich beitrug.5
Das EEG gliedert sich nach der tatsächlichen Abfolge der Stromeinspeisung in sieben Teile. Im ersten Teil werden die allgemein gültigen energierechtlichen Vorschriften wie „Zweck und Ziel des Gesetzes“ (§ 1 EEG 2014) oder auch An- wendungsbereich und Definitionen dargelegt. Der zweite Teil besteht aus „An- schluss, Abnahme, Übertragung und Verteilung“ des Stroms der regenerativen Energieproduzenten. Dies stellt den ersten Teil des Prozesses der Stromeinspei- sung dar.
Daraufhin folgt die entgeltliche Gegenleistung des Stromabnehmers, die in Teil drei genauer beschrieben wird. Dies geschieht entweder durch die geförderte Di- rektvermarktung (s. Abschnitt 4.1.) oder Einspeisevergütung (s. Abschnitt 3.2.) des jeweiligen Netzbetreibers. Diese Förderungen werden bundesweit vom loka- len Netzbetreiber auf die vier vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) umgelegt. Diese Aufgaben werden in Teil vier „Ausgleichsmechanismus“ be- schrieben. Die Übertragungsnetzbetreiber vermarkten den EE-Strom dann nach den Vorgaben des EEG an der Strombörse. Sollte der Erlös die Kosten nicht de- cken, können die ÜNB die Differenz von den Energieversorgungsunternehmen (EVU), die den Strom an den Endkunden liefern, verlangen. Zum Ende müssen dann die Endkunden die sogenannte EEG-Umlage1 an die EVU leisten.
Damit dieser Prozess der Umwälzung von Differenzen fair und gerecht abläuft, trifft Teil fünf umfassende Regelungen zur Transparenz. Damit sich kein Energieunternehmen unrechtmäßig auf Kosten anderer bereichern kann, gibt es untereinander und zur Bundesnetzagentur (BNetzA) „Mitteilungs- und Veröffentli- chungspflichten“. Damit diese Regelungen eingehalten werden, stellt Teil sechs den „Rechtschutz und behördliche Verfahren“ dar, wie z.B. die Arbeit der BNetzA. Der siebte Teil besteht aus Verordnungsberechtigungen, die es der Regierung ermöglichen, das EEG ohne die Zustimmung des Parlamentes weiter auszugestalten, und aus weiteren Übergangsbestimmungen.2
Eine Einstellung, die den Erzeugern von regenerativem Strom oft vorgeworfen wird, ist „produce and forget“ (zu Deutsch „produzieren und vergessen“). Der Übertragungsnetzbetreiber kauft jede erneuerbare MWh Strom zum gleichen Preis, unabhängig davon, wie groß gerade der Bedarf ist. Diese Produktionsmen- talität kann durch die feste Abnahmegarantie und Einspeisevergütung des EEG entstehen und kann zu negativen Preisen führen.3,4 Dies weist auf Probleme feh- lender Integration der erneuerbaren Energien in den gesamten Strommarkt hin. Nicht unbeachtet bleiben darf, dass eine bedarfsgerechte Erzeugung von Strom bei einer Technologie, die eine große Abhängigkeit vom Wetter aufweist, nicht voll- ständig planbar ist.
Lange Zeit galten die regenerativen Energien als Randbereich der stromproduzie- renden Industrie. Die stetige, gesetzlich festgelegte Steigerung der Anteile erneu- erbarer Energien am Bruttostromverbrauch (§1 Abs. 2 EEG) wird dieses Verhält- nis weiter umkehren und eine Marktintegration erneuerbarer Energien scheint immer notwendiger.1 Schon jetzt hat die regenerative Stromproduktion einen An- teil von einem Viertel der gesamten Bruttostromerzeugung in Deutschland.2
3.1. Die hohen Ausbaukosten für erneuerbare Energien - EEG- Umlage
Um den Ausbau der erneuerbaren Energien staatlich anzutreiben, wurde neben der Abnahmegarantie auch die feste Einspeisevergütung im EEG festgeschrieben (§ 37 EEG). Die EEG Umlage deckt die Differenzkosten zwischen prognostizierten Verkaufspreisen an der Strombörse durch die ÜNB und der realen Einspeisever- gütung (§ 3 Abs. 3 und 4 AusglMechV sowie § 6 AusglMEchAV), die an die Stromproduzenten gezahlt wird (s. Abschnitt 2.2.). Die EEG-Umlage und die Ein- nahmen an der Strombörse ergeben zusammen die gesetzlich festgelegte Einspei- severgütung.
Seit 2009 sind die Preise für Strom am Großhandelsmarkt deutlich gesunken. Die durchschnittliche Vergütung des Stroms (Einspeisevergütung) ist aber nahezu unverändert geblieben. Dadurch stiegen die Differenzkosten bis auf über 6 Cent/kWh an. Durch dieses Zusammenspiel stiegen auch die Umlagen für den Endverbraucher (s. dazu Abb.1).
Abbildung 1: Entwicklung der Erneuerbare-Energien-Gesetz-Umlage, Differenzkosten und Vermarktungserlöse.1
Die EEG-Umlage wird häufig in den Medien und in der Politik diskutiert, da sie als Anzeiger für die Kosten der Energiewende gilt. Festzustellen ist, dass sie vom Jahr 2000 bis 2014 2015 von 0,19 Cent/kWh auf 6,24 [6,17] Cent/kWh stieg.2 Mit 21,14 % macht sie den größten einzelnen Kostenträger des Strompreises aus.3 Vergleicht man die Strompreise europaweit, steht Deutschland mit 29,81 Cent/kWh für Privathaushalte auf Platz zwei und damit weit über dem europäischen Durchschnitt von 20,04 Cent/kWh.4
Wie oben kurz dargestellt, spielt die Einspeisevergütung (früher: Mindestvergü- tung) also eine zentrale Rolle beim Ausbau der erneuerbaren Energien, aber auch bei den Kosten dafür. Neben der Anschluss- und Abnahmegarantie (§§ 8 und 11 EEG) stellt die Einspeisevergütung (§§ 37 und 38 EEG) den wichtigsten Punkt der Investitionssicherheit in erneuerbare Energien dar. Diese beiden Artikel sind deshalb schon seit dem Stromeinspeisegesetz von 1990 fester Bestandteil der För- derung. Bei der Anschluss- und Abnahmegarantie handelt es sich um einen ge- setzlich verpflichtenden Netzanschluss der erneuerbaren Energien und die folgend verpflichtende physikalische Abnahme des EE-Stroms durch den Netzbetreiber (§ 5 Abs. 27 EEG).
Die im EEG 2014 neu geregelte Einspeisevergütung gibt immer noch einen festen Vergütungsanspruch von 20 Jahren (§ 22 EEG) vor, betrifft aber nur noch kleine Anlagen. Ab 2016 haben nur noch Anlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 100 Kilowatt (§ 37 Abs. 2) und Bestandsanlagen1 die Möglichkeit, eine feste Vergütung zu erhalten.
Der Gesetzgeber möchte einen klaren Weg vorgeben, „weg von der Einspeisevergütung hin zu neuen Vermarktungsformen“ wie z. B. der Direktvermarktung (s. Abschnitt 4.2.).2 Am Gesetzentwurf der Bundesregierung für das EEG 2014 wird dieser Paradigmenwechsel besonders deutlich, wenn von einer „grundsätzlich verpflichtenden Direktvermarktung“ gesprochen wird und es für kleine Anlagen ausnahmsweise weiterhin die Möglichkeit der Einspeisevergütung gibt,3 was später im § 19 Abs. 1 des EEG gesetzlich festgeschrieben wurde.
Wie die konkreten Lösungsversuche ausgestaltet wurden, wird nachfolgend dar- gestellt. Darauf aufbauend wird bewertet, ob dadurch kurzfristig ein Beitrag zur Marktintegration der erneuerbaren Energien entstanden ist. Im Speziellen geht es darum, ob es zu einer bedarfsorientierten EE-Einspeisung und effizienteren Ver- marktung kommt.
In einem Sondergutachten zum Energiemarkt 2015 stellt die Monopolkommissi- on4 fest, dass die erneuerbaren Energien einen festen Bestandteil im Strommarkt bilden und eine weitere sehr kostenaufwändige Förderung nach und nach abge- baut werden sollte.5 Die Anforderungen an den Strommarkt der Zukunft sind also nicht mehr nur die Nachhaltigkeit in der Energiebranche zu steigern, sondern auch eine stabile und wirtschaftlichere Stromversorgung herzustellen. Das Ziel der Bundesregierung ist es daher, die EE verstärkt in den allgemeinen Strommarkt zu integrieren, um die „Kostendynamik des Gesetzes“ zu bremsen und Ausgaben besser zu verteilen.1
Unter dem Begriff Marktintegration in Bezug auf die EE werden unterschiedliche Ziele verstanden. Sie sind in der Literatur aber nicht eindeutig definiert. Zunächst will der Gesetzgeber, dass sich die EE-Produktion stärker an Preissignalen des Marktes orientiert, um effizienter zu werden. In einem weiteren Schritt sollen EE eine gleiche Rolle wie die heutigen konventionellen Erzeuger einnehmen mit dem Hauptaugenmerk auf der Systemverantwortung2.3 Eine konkrete Maßnahme der Bundesregierung in Bezug auf dieses Ziel stellt die Direktvermarktung dar (§ 2 Abs. 2 EEG).
Im EEG 2009 wurde die Direktvermarktung (§ 17 EEG 2009) erstmalig erwähnt und stellt damit einen Anreiz für Stromproduzenten dar, ihren regenerativen Strom eigenständig zu vermarkten.4 Doch fehlte es an politischem Rückhalt für das vom Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung entwickelte Modell der gleitenden Marktprämie (s. Abschnitt 4.1.). Unterschiedliche Auffas- sungen zum Modell der Marktprämie und zur allgemeinen systemintegrativen Förderung der EE verhinderten eine Verabschiedung der nötigen Paragraphen.5 So wurde nur eine Direktvermarktung ohne Marktprämie in das EEG 2009 eingear- beitet, welche der „sonstigen Direktvermarktung“ des aktuellen EEG gleicht.6
Mit der EEG-Novelle von 2012 wurde die Direktvermarktung erstmalig umfas- send erweitert (§§ 33a-33i EEG 2012) und stellte mit einer integrierten, gleitenden Marktprämie eine konkretere Wahlmöglichkeit zur fixen Einspeisevergütung dar.7 Die Stromproduzenten hatten so die Möglichkeit, ihren Strom an der Strombörse oder außerbörslich zu verkaufen und trotzdem eine gesicherte Förderung zu erhal- ten.1 Bis zum reformierten EEG 2014 war ein Wechsel zwischen den Vergü- tungsmodellen Einspeisevergütung und Direktvermarktung nur zum Monatsbeginn möglich.
Mit dem EEG 2014 wurde das Modell der geförderten Direktvermarktung verfes- tigt und für größere Neuanlagen verpflichtend (§ 19 Abs. 1 Nr.1 EEG). Damit stellt es seit Mitte 2014 die Standardförderung der EE dar. Wie in Abschnitt 3.2. angesprochen, haben ab 2016 nur noch Anlagen mit einer installierten Leistung von maximal 100 Kilowatt den Anspruch auf die Einspeisevergütung. Neben der verpflichtenden geförderten Direktvermarktung gibt es die „sonstige Direktver- marktung“2, die im Gesetz nicht weiter erklärt wird, aber im Grunde einen Ver- kauf ohne Förderung darstellt.
Einen weiteren langfristigen Marktintegrationsmechanismus des EEG 2014 stellt das Pilotprojekt für Photovoltaikfreiflächenanlagen dar, welches die Möglichkeit von Ausschreibungen (s. Abschnitt 5.2.) von EE in der Praxis testen soll (§ 2 Abs. 5 EEG). Umgesetzt werden soll es bis spätestens 2017 mit dem Impuls, die Wettbewerbssituation für erneuerbare Energien zu verstärken. Angestoßen wurde dieses Vorhaben durch die neue EU-Beihilfeleitlinie mit der Erwartung, die Subventionen für erneuerbare Energien auf ein Minimum zu begrenzen.3
Auch eine gewichtige Neuerung in Bezug auf die Marktintegration erneuerbarer Energien stellt die Reduzierung der Förderung auf null bei negativen Stromprei- sen dar (§ 24 EEG)4. Dieser Paragraph findet Anwendung, wenn sechs oder mehr Stunden negative Preise auftreten, sowohl bei der Einspeisevergütung als auch bei der geförderten Direktvermarktung.5 Dadurch sollen die Erzeuger erneuerbarer Energien keinen Anreiz mehr haben, Strom zu negativen Preisen herzustellen.1 Da aus dem Artikel nicht hervorgeht, auf welchem Markt (Day-ahead-Handel oder Intraday-Handel2 ) die sechs Stunden negative Preise herrschen müssen, ist die Anwendung des Artikels unklar und damit fraglich, ob er in der Praxis von Nutzen ist.3 In Bezug auf die produce-and-forget-Mentalität scheint es aber ein weiterer richtiger Schritt zu sein.4
Zusammengefasst soll eine Förderung der erneuerbaren Energien grundsätzlich bestehen bleiben, aber gleichzeitig eine gezieltere Unterwerfung unter den Wettbewerb stattfinden.5
Die wichtigste Neuerung in Bezug auf den Integrationsfaktor des neuen EEG 2014 bildet der verpflichtende Charakter der Direktvermarktung für größere Neu- anlagen (§ 19 Abs. 1 Nr. 1). Der § 34 des EEG legt fest, dass der Netzbetreiber die Marktprämie als Förderung an den Anlagenbetreiber zu zahlen hat, auch wenn es zu einer Abnahme des Stroms durch Dritte kommt (wie z. B. Direktvermark- tungsunternehmer § 5 Nr. 10 EEG). Sie wird als gleitende Marktprämie bezeich- net, da sie monatlich (rückwirkend) neu berechnet wird. Sie gleicht die Differenz zwischen dem Marktwert des verkauften Stroms und einer gesetzlich festgelegten Förderhöhe aus (s. anzulegender Wert §§ 40 bis 55 EEG). Die konkrete Berech- nungsmethode für die Summe der zu zahlenden Marktprämie ist in Anlage 1 zum EEG festgelegt.
Festzuhalten ist, dass die Marktprämie in Monaten mit geringen Marktpreisen besonders hoch ausfällt. Durch die Methode der gleitenden Marktprämie sind An- lagenbetreiber von den Preisrisiken weitgehend befreit, anders als es durch eine zeitweise politisch diskutierte fixe Marktprämie (unabhängig vom Marktwert) gewesen wäre.6 Mit den geringen Marktpreisrisiken stellt die gleitende Marktprä- mie eine kurzfristige Lösung der Marktintegration dar und keine langfristige Per- spektive, wie z. B. das in Abschnitt 5.2. angesprochene Ausschreibungsverfah- ren.1 Die noch im EEG 2012 vorhandene Managementprämie2 ist weggefallen und wird als Kompensation des Mehraufwandes der Selbstvermarktung in den anzulegenden Werten (§§ 40 bis 55 EEG) mit eingerechnet.3 Grundsätzlich erhal- ten geförderte Direktvermarkter zwischen 0,2 Cent/kWh und 0,4 Cent/kWh mehr Prämie als Nutzer der Einspeisevergütung, was auch den zukünftigen Stellenwert der Marktprämie im EEG zeigt (§ 37 Abs. 3 EEG). Außerdem ist seit dem EEG 2014 ein Wechsel von der Direktvermarktung zur Einspeisevergütung nur noch in Ausnahmefällen und mit einem 20-prozentigen Abschlag auf die Vergütungssätze möglich (§ 38 EEG).
Rückblickend stellt sich die im EEG 2009 eingeführte Direktvermarktung bis zum EEG 2014 als eine „gradlinige Weiterentwicklung“ von einer ungeförderten zu einer heute verpflichtenden, geförderten Direktvermarktung dar.4 Eine durch die Marktprämie geförderte Direktvermarktung setzt verschiedene Vorgaben (§§ 35 und 36 EEG) für Erzeuger erneuerbarer Energien voraus. Diese sind bis auf den § 36 (Fernsteuerbarkeit) grundsätzlich ähnlich zum vorangegangenen EEG 2012.
Nach § 34 ist es für die Zahlung der Marktprämie notwendig, dass der Strom direkt vermarktet, tatsächlich eingespeist und von einem Dritten abgenommen wird. Des Weiteren regelt der § 35, dass es dem Anlagenbetreiber untersagt ist, sich Netzentgelte (§ 35 Abs.1 Nr.1) auszahlen zu lassen. Diese Maßnahme soll der Senkung der EEG-Umlage dienen. Der Gesetzgeber begründet es außerdem damit, dass die EEG-Vergütung schon kostendeckend sei und es keiner weiteren Förderung durch vermiedene Netzentgelte5 mehr bedarf.1
Die zusätzlich im § 36 genauer beschriebene Voraussetzung der Fernsteuerbarkeit (§ 35 Abs. 1 Nr. 2) ergibt sich aus dem Sinn und Zweck der Direktvermarktung. Denn nur eine Steuerung der regenerativen Anlagen erlaubt eine bedarfsgerechte Erzeugung und Einspeisung und damit einen markteffizienten Verkauf des Stroms. Laut Gesetzgeber ist es notwendig, dass es dem Direktvermarktungsunternehmer oder einer anderen Person ermöglicht und gestattet wird,
- dass die jeweilige Ist-Einspeisung abgerufen werden kann.
- die Einspeiseleistung ferngesteuert in einem Umfang zu reduzieren, der für eine bedarfsgerechte Einspeisung des Stroms erforderlich ist (§ 36 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EEG).
Eine weitere Voraussetzung nach § 35 EEG Abs. 1. Nr. 3 ist, dass der eingespeiste Strom in einem Bilanzkreis2 oder Unterbilanzkreis aufzuführen ist, in dem lediglich Strom aus geförderter Direktvermarktung (regenerativer Strom) bilanziert wird. Wichtig ist, dass der Strom sortenrein bilanziert wird und es zu keiner Vermischung mit anderen Energiemengen kommt.3
Laut Bundesministerium für Wirtschaft und Energie werden heute schon 70 % der erneuerbaren Energien direkt vermarktet, was bis zum Jahr 2020 auf ca. 80 % ansteigen soll.4 Dies wird, wie im Gesetz auch schon festgelegt (§ 37 Abs.2 Nr.2), nur die Großstromproduzenten betreffen (verpflichtende Direktvermarktung über 100 kWh installierte Leistung).
Die Direktvermarktung ist in der Praxis angekommen und macht einen großen Anteil der Förderung erneuerbarer Energien aus (s. Abb. 2).
Abbildung 2: Anteile der Direktvermarktung an der gesamten EEG-vergütungsfähigen, installierten Leistung (April 2014)1
Immer mehr Energieunternehmen bieten einen Direktvermarktungs-Service an. In den meisten Fällen wird der Strom nicht durch die Stromproduzenten selbst an den Markt gebracht, sondern durch „Direktvermarktungsunternehmer“, denn bei kleinen oder einzelnen Produzenten lohnt sich die Selbstvermarktung kaum.2 Di- rektvermarkter sind lediglich Unternehmen, die den produzierten Strom kaufmän- nisch abnehmen, ohne ihn selbst zu verbrauchen oder Netzbetreiber zu sein (§ 5 Abs. 10 EEG). In Deutschland gibt es schwankend zwischen 50 - 70 Direktver- markter3. Drei beispielhafte Unternehmen sind „Grundgrün Energie GmbH“4,
„Next Kraftwerke GmbH“5 oder „Mark-E AG“1. Alle bieten einen ähnlichen Ser- vice an:
- Unterstützung bei der Anlagen-Anbindung (Fernsteuerung)
- Erträge ohne Handels- und Prognoserisiken (Erstellung von Einspeise- prognosen)
- Abstimmung mit den jeweiligen Netzbetreibern (An-/ Abmeldung der Direktvermarktung)
- Abwicklung des kompletten Bilanzkreismanagements
- Bürgschaften und feste Zahlungszeitpunkte
- individuelle Verträge mit verschiedenen Laufzeiten
Sie sind also Dienstleister und übernehmen meistens alle Aufgaben, um den Strom an den Markt zu bringen. Der Produzent des Stroms muss sich so nicht um das Tagesgeschäft des Handels kümmern. Die Vermarktung des Stroms ist maß- geblich bestimmt durch Skaleneffekte, da die Fixkosten einen großen Teil ausma- chen. Die Kosten pro Anlage nehmen ab, je mehr Anlagen ein Dienstleister in seinem Portfolio hat. Dies kann zu einer starken Marktkonzentration führen und birgt damit die Gefahr eines Direktvermarkter-Oligopols, so dass als Konsequenz die großen Direktvermarkter in guten Verhandlungspositionen gegenüber Anla- genbetreibern stehen. Sie können durch ihre größeren und diverseren Portfolios2 eine gesichertere Leistung produzieren, bessere Prognosen erstellen und damit höhere Gewinne erzielen.3
Grundsätzlich werben alle Direktvermarktungsunternehmen damit, dass es mög- lich ist, bei Verkauf zu „Spitzennachfragezeiten“ einen höheren Gesamterlös als mit den ehemals festen EEG-Vergütungsmodellen zu erzielen.4 Zusätzlich gibt es seit Ende 2014 eine neue Internetvergleichsplattform der Ispex-AG für Anlagen- betreiber. Diese Plattform dient als Vermittler und soll die Kommunikation zwi- schen Direktvermarktungsunternehmen und Erzeuger vereinfachen. Dort können sich Anlagenbetreiber registrieren und ihre Energie anbieten. Die ebenfalls re- gistrierten Direktvermarkter haben dann die Möglichkeit, individuelle Mengen mittels eines Auktionsverfahrens abzunehmen.1
Es hat sich ein Unternehmensfeld um die Direktvermarktung gebildet, welches einen großen Teil der EE-Stromvermarktung ausmacht. Dies deutete darauf hin, dass die Direktvermarktung durch die Unternehmen angenommen wurde. Doch das eigentliche Maß der Bewertung sollten weiterhin die im EEG festgeschriebenen Marktintegrationsziele sein.
Mit der Einführung der geförderten Direktvermarktung im EEG 2012 sollte die Effizienz der Vermarktung und die bedarfsorientierte Einspeisung gefördert werden. Nun stellt sich die Frage, ob es in den beiden Punkten zu einer positiven Veränderung gekommen ist, speziell in Bezug auf die Weiterentwicklung der Direktvermarktung im EEG 2014. Für die Bewertung muss unterschieden werden zwischen regelbaren erneuerbaren Energien (§§ 40-48 EEG [REE]) und fluktuierenden erneuerbaren Energien (§§ 49-51 [FEE]).
Von einer erhöhten Effizienz der Vermarktung im Vergleich zu einem Übertra- gungsnetzbetreiber (ÜNB) kann gesprochen werden, wenn die Transaktionskosten sinken, die „Ausgleichsenergiekosten“2 durch eine verbesserte Steuerung und Prognose sinken oder auch eine Optimierung der Absatzmärkte (z.B. Inter- und Intraday-Spotmarkt, Regelenergiemarkt, bilaterale Verträge) stattfindet.3 In der Praxis verkaufen Direktvermarkter gegen ein Entgelt den größten Teil regenerati- ven Stroms, doch weiterhin wird auch Strom über die Einspeisevergütung in den Markt gebracht und per ÜNB verkauft. Durch diese doppelten Kosten und durch die Dominanz der Skaleneffekte (s. Abschnitt 4.3; mehr Direktvermarkter = mehr Fixkosten) gibt es zuerst einen Anstieg der Kosten beim Verkauf.1 Wie beschrie- ben besteht zusätzlich die Gefahr, dass die verpflichtende Direktvermarktung eine Entwicklung zu wenigen größeren Vermarktungsunternehmen weiter fördert und einen gesamtwirtschaftlichen Wohlfahrtsverlust erzeugen könnte (Oligopol).
Extremer Kostensenkungsdruck unter den Unternehmen verstärkt natürlich die Effizienz der Vermarktung. Aber gleichzeitig wird durch eine Oligopolisierung auch die Verhandlungsposition der EE-Anlagenbetreiber geschwächt.2 Die Ver- marktungsformen für Wind- und Photovoltaik-Anlagen ändern sich nicht, da ähn- liche Märkte (Spotmarkt) wie durch den ÜNB genutzt werden, was an der Be- rechnung der gleitenden Marktprämie liegt. Diese wird anhand des Spotmarkt- preises bestimmt. Ein Verkauf auf anderen Märkten würde damit zu mehr Verlust- risiken führen.3 Durch eine größere Regelbarkeit der Biomasseanlagen findet durch sie, im Vergleich zur vorherigen Situation ohne Direktvermarktung, eine größere Teilnahme am Regelenergiemarkt statt. Durch ihre Flexibilität und das Wärmenutzungskonzept kommt es dort zu innovativeren Vermarktungskonzepten, was zu einer Effizienzsteigerung durch die Direktvermarktung führen kann. Der Anlagenbetreiber kann die Fahrweise steuern und so an die Stromnachfrage an- passen. In diesem Fall ist eine Risikowälzung produktiv, da es die Möglichkeit der Erlösoptimierung gibt. Im Vergleich dazu wird es bei den fluktuierenden EE zu mehr Innovationen im Bereich der virtuellen Kraftwerke4 kommen müssen, um dadurch größere Flexibilität zu erzeugen, um dann auf anderen Märkten als den bisherigen Intra-day- und Day-ahead-Spotmärkten agieren zu können.5,6 Dadurch kommt es nur zur Teilnahme an langfristigeren Märkten, wenn negative Regel- leistung durch FEE oder auch REE angeboten wird. Vermehrt bieten also EE- Betreiber an, ihre Anlagen bei Bedarf abzuschalten, wenn die Nachfrage nach Strom schwächer werden sollte, als vorher durch den Bilanzkreisverantwortlichen prognostiziert wurde.
Abschließend lässt sich festhalten, dass Effizienzvorteile für FEE hauptsächlich durch die neue verpflichtende und dadurch flächendeckende Regelbarkeit und Lesbarkeit von Ist-Daten der einzelnen Anlagen entstehen. So kann eine genauere Prognose durch die Direktvermarkter erstellt und der Strom effizienter verkauft werden.1 Vorteile durch neue Vermarktungswege wird es so lange nicht geben, wie die Technologie der virtuellen Kraftwerke nicht ausgereift ist. Anders ist die Situation der REE (Bioenergie und Wasserkraft). Durch die Regelbarkeit können sie auf dem Terminmarkt agieren und Effizienzvorteile erzielen.2 Allgemein führt die Direktvermarktung zu mehr Transaktionskosten, da nicht nur ein Betreiber (ÜNB) den Strom verkauft, sondern mehrere Direktvermarkter. Eine Verringe- rung der Transaktionskosten würde durch einen verstärkten Kostenwettbewerb zwischen den Direktvermarktern entstehen und die Fixkosten (s. Skaleneffekte Abschnitt 4.3.) pro Anlage senken.3 Zusätzlich bleibt festzuhalten, dass es bei der Übertragung der Marktpreisrisiken auf die Anlagenbetreiber zu einer Erhöhung der Transaktionskosten kommt. Im Speziellen findet eine Steigerung der Kapital- kosten statt, da die Erträge der regenerativen Anlagen unsicherer werden.4
Von einer bedarfsgerechten Einspeisung kann gesprochen werden, wenn der Markt genug Anreize bietet, nur dann Strom einzuspeisen, wenn er gebraucht wird. Im Speziellen sollte bei den fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) eine Standort- und Wartungsplanung stattfinden, die für das Gesamtsystem von Nutzen ist. Bei den regelbaren erneuerbaren Energien (REE) muss eine marktori- entierte Lastverlagerung funktionieren. Den einzelnen Bereichen vorangestellt sein sollte die Frage, ob sie einen Beitrag zur „Versorgungssicherheit und Kosten- senkung“ erbringen.5
In Bezug auf die effiziente Vermarktung (Abschnitt 4.4.2.) wurde die ver- pflichtende Fernsteuerbarkeit speziell für die FEE als Gewinn dargestellt. Dies trifft natürlich auch auf die Förderung der bedarfsorientierteren Einspeisung zu.1
Denn durch den besseren Kenntnisstand der möglichen Kapazitäten der FEE kann auch eine gezieltere Einspeisung stattfinden. Bisher ist es so, dass FEE-Anlagen meist bei stark negativen Strompreisen abgeregelt werden, da sie dann ihren Ge- samterlös steigern. Dies findet aber erst statt, wenn der negative Marktpreis die gleitende Marktprämie übersteigt und dadurch Verluste bei den Anlagenbetreibern bzw. Direktvermarktungsunternehmen entstehen würden.2 Beispielsweise wurde Mitte 2014 direktvermarktete Windenergie bei einem negativen Preis von -65 €/MWh abgeregelt. Dieser Punkt ist speziell unter effizienz- und klimapolitischen Gesichtspunkten wichtig. Da FEE-Anlagen bisher unflexibel sind (s. Entwicklung von virtuellen Kraftwerken) in Bezug auf Laststeigerung, werden sie meist nur abgeregelt. Mit ihren Grenzkosten nahe Null ist es finanziell sinnvoller die FEEAnlagen vom Netz zu nehmen als die alten konventionellen Kraftwerke. Die hohen An- und Abfahrkosten bedingen dieses Vorgehen.3
Zu wenig Anreize gibt es in Bezug auf eine dem Gesamtsystem dienliche Stand- ortwahl der FEE durch die Direktvermarktung. Sinnvoll wäre es beispielweise, mehr Ost-West-PV-Anlagen zu installieren statt wie bisher beliebt Süd-Anlagen oder mehr Schwachwindanlagen, um konstanter über den Tag Strom erzeugen zu können. Die Marktpreissignale sind im Vergleich zur sicheren Vergütung so ge- ring, dass es sich bisher mehr lohnt, eine risikoarme Strategie zu wählen und ein Maximum an möglichen Kilowattstunden zu erzeugen. Es ist möglich, durch die Einspeisung zu atypischen Zeiten (Ost-West-PV, Schwachwindanlagen) höhere Marktpreise zu erzielen. Doch ist es bisher schwer zu prognostizieren, welche zeitlichen und räumlichen Einspeisestrukturen sinnvoll wären, um über einen
Zeitraum von mehreren Dekaden abseits vom Mainstream zu bleiben. Denn je mehr Mittbewerber es zu atypischen Einspeisezeiten gibt, umso geringer fallen die Marktpreise aus, und der Marktwertvorteil würde verfallen.4
Für die regelbaren erneuerbaren Energien (REE), im Speziellen Biomasseanlagen, ist eine Korrelation zwischen Marktintegrationsanreizen und generellen im EEG festgelegten Vergütungskürzungen zu sehen. Nur noch 50 % des eingespeisten Stroms (standortabhängig) sind vergütungsfähig. Das DBFZ (Deutsches Bio- masseforschungszentrum) gibt zu bedenken, dass es schwierig wird, neue Bio- masseanlagen noch wirtschaftlich zu betreiben. Eine damit wegfallende bedarfs- gerechte Einspeisung von neuen effizienteren Anlagen ist wahrscheinlich.1 Vor- rangig werden also Bestandsanlagen, die noch nach der alten Fassung des EEG betrieben werden, eine Rolle für die Flexibilisierung der Einspeisung spielen.
Auch ist hier die klimapolitische Betrachtung wichtig. Durch die generelle Förderung zu mehr Flexibilität werden neue Anlagen mit höherem Wärmenutzungsgrad, die dadurch weniger Treibhausgasemission verursachen würden als reine Stromproduzenten, vernachlässigt.2
Abschließend lässt sich sagen, dass es in Bezug auf die bedarfsgerechte Einspei- sung zu mehr Abregelungen und nicht zu einer wünschenswerteren positiven Lastverlagerung im Bereich der EE kommt. Dies würde eine Entwicklung zu mehr Netzstabilität durch erneuerbare Energien erzeugen. Besonders emissionsin- tensive Kraftwerke und Atomkraftwerke werden weiter betrieben, was durch die höheren An- und Abfahrkosten im Vergleich zu FEE möglich ist. Dadurch findet das Flexibilisierungssignal von negativen Strompreisen hauptsächlich in den Be- reichen der erneuerbaren Energien statt (s. Verkauf negativer Regelleistung) und nicht bei konventionellen Kraftwerken. Diese vermeiden so Kosten für den Um- bau ihrer Kraftwerke, die ein Mehr an Flexibilität ermöglichen würden. Kurzfris- tig entlastet dies die EEG-Umlage. Doch die Kosten für einen langfristigen Ge- samtsystemumbau werden so nur in die Zukunft verschoben.3
Bei der Beurteilung der verpflichtenden Direktvermarktung (Marktprämie) fällt auf, dass die Entwicklung eines neuen, für regenerative Energien gerechteren Stromsystems nicht anhand einer Stellschraube (z. B. Direktvermarktung) positiv zu beeinflussen ist. Vielmehr kommt es darauf an, einen Gesamtordnungsrahmen zu schaffen, der unterschiedlichste Mechanismen beinhaltet. Solch ein Vorhaben hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit der Vorstel- lung des Strommarktes 2.0 begonnen, welches Ende des Jahres 2015 vom Bun- deskabinett weitestgehend abgesegnet wurde.1 Wichtiger Bestandteil wird weiter- hin das EEG mit der Direktvermarktung sein.2 Aber ein weiterer Schritt in Rich- tung Liberalisierung der regenerativen Energien wird ein Teil des Ordnungsrah- mens sein, nämlich die Ausschreibungen für die Förderung von erneuerbaren
Energien. Mit diesen Instrumenten scheint die Bundesregierung die Entwicklung des EEG konsequent fortzusetzen in Richtung von mehr Marktnähe und Wettbe- werb.3
Zu beachten ist, dass die Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung in Stufen erfolgt, um den Marktakteuren den nötigen Zeitraum zu geben, ihre Sys- teme anzupassen (z. B. die Installierung der Fernsteuerbarkeit im § 37 Abs. 2 EEG). Somit fällt der eigentliche Startschuss zu der verpflichtenden Direktver- marktung für kleine Anlagen (weniger als 100 kW installierte Leistung) erst ab dem 1. Januar 2016. Da sich größere Anlagen, speziell Windkraftanlagen, sowieso schon in der Direktvermarktung befinden (s. Abschnitt 4.3.), wird es durch die gesetzliche Festlegung 2016 keine größeren Veränderungen durch die Direktver- marktung auf dem Strommarkt geben.
Für die generelle zukünftige Entwicklung der Direktvermarktung lässt sich fest- halten, dass es notwendig sein wird, zwischen der unterschiedlichen Flexibilität der Technologien zu differenzieren. Denn die Fördermechanismen des EEG müs- sen an die Regelbarkeit angepasst sein, um eine integrierende Wirkung entfalten zu können (s. Abschnitt 4.4.). Bei den Biomasseanlagen kann eine größere Effizi- enz der Vermarktung und Einspeisung entstehen, wenn die generellen Kürzungen, wie z. B. die Beschränkung der vergütungsfähigen Menge auf 50 %, nochmals überprüft und gegebenenfalls gestrichen werden.
Die Entwicklung scheint zu wenigen großen Direktvermarktungsunternehmen (s. Abschnitt 4.3.) zu führen. Diese Oligopolisierung kann zu ähnlichen Vermarktungsstrukturen führen wie bei den bisherigen Übertragungsnetzbetreibern. Das verspricht wenig Effizienzvorteile.1 Die verpflichtende Fernsteuerbarkeit (§ 36 EEG) weist in die Zukunft. Sie wird die Flexibilität des Gesamtsystems der Stromversorgung in der Zukunft stärken.
Bei dem im EEG 2014 festgeschriebenen Ausschreibungsverfahren (§ 2 Abs. 5 EEG) handelt es sich um ein weiteres Instrument der Bundesregierung, um den Ausbau der erneuerbaren Energien „planbarer und kostengünstiger“ zu gestalten. Ab 2017 sollen die Fördersätze für erneuerbare Energien-Anlagen in einem wettbewerblichen Verfahren europaweit (5 % des jährlichen Zubaus an regenerativen Anlagen) zwischen Anlagebetreibern ermittelt werden. Drei zentrale Ziele, die durch das Ausschreibungsverfahren erreicht werden sollen, gibt das BMWi in einem im Juni 2015 vorgelegten Eckpunktepapier bekannt:
1.) „Bessere Planbarkeit“: Die Menge der geplanten regenerativen An- lagen soll durch den Ausschreibungsmechanismus nicht überschrit- ten, aber auch nicht unterschritten werden. Der gesetzlich festge- legte Ausbaupfad soll effektiv gesteuert werden.
2.) „Mehr Wettbewerb“: Grundsätzlich sollen die regenerativen Ener- gien nur in der Höhe vergütet werden, welche vonnöten ist. Dies soll durch den Wettbewerb um die Förderhöhe zwischen den Anla- genbetreibern gefördert werden.
3.) „Hohe Vielfalt“: Bis heute machen viele kleine bis mittlere Akteu- re den Kern der Anlagenbetreiber aus, die meist durch hohe Inno- vationskraft auffallen. Durch den Rahmen der Ausschreibung soll die Akteursvielfalt gewahrt werden.1
Der Zeitplan des BMWi sah eine Konsultation des Eckpunktepapiers bis Ende 2015 vor. Im Rahmen des geplanten EEG 2016 soll das Ausschreibungsverfahren dann im Sommer 2016 durch den Bundestag und Bundesrat beschlossen werden. Ende 2016 soll dann die erste Ausschreibungsrunde stattfinden.2
Anders als bei der Direktvermarktung (s. Abschnitt 5.1.) wird es Unterschiede bei den Ausschreibungsverfahren zwischen den Technologien geben. So wird es bei Biomasseanlagen, Wasserkraft und Geothermie keine Ausschreibungen geben. Hier sind entweder zu wenige Anbieter am Markt, wodurch es keinen effektiven Wettbewerb geben würde, oder das gesamte „Zubaupotenzial“ ist beschränkt. Un- terschiedliche Formen der Ausschreibungen wird es zwischen Windenergie an
Land und auf See und außerdem bei den Photovoltaikanlagen geben. Dies soll die Gesamteffektivität des Verfahrens steigern.3 Zu beachten ist, dass es sich bei dem Ausschreibungsgegenstand um die geförderte Marktprämie handelt. Das Verfah- ren wird also derjenige gewinnen, der die niedrigste Marktprämie als Förderung verlangt.
Um die drei übergeordneten Ziele der deutschen Energiepolitik - Versorgungssi- cherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit - zu erreichen, wurden 2011 durch den Bundestag mehrere Energiewendebeschlüsse abgesegnet. Darauf folgten ein Grün- und ein Weißbuch des BMWi zwischen 2014 und 2015. Nach mehreren Konsultationen dieser beiden Bücher wurde ein Strommarktgesetz ent- wickelt, welches im Frühjahr 2016 greifen soll. Dieses Mantelgesetz wird mehrere unterschiedliche Gesetze und Verordnungen verändern und hervorbringen, wie z.B. das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), Reservekraftwerksverordnung sowie Kapazitätsreserveverordnung.4 Unter dieses Mantelgesetz fallen auch die verpflichtende Direktvermarktung und das oben angerissene Ausschreibungsverfahren.
Eine der grundlegendsten Fragen des Grünbuches war, ob es in der Zukunft einen Kapazitätsmarkt oder eine Weiterentwicklung des heutigen Energy-only-Marktes (EOM) geben soll. Die Frage dazu war: Setzen die Preissignale die richtigen An- reize, um ausreichend Stromkapazitäten vorzuhalten, um jederzeit eine Netzsi- cherheit zu gewährleisten? Bei einem Kapazitätsmarkt wären nur vorgehaltene Kapazitäten auch vergütet worden. Das BMWi kam zu dem Schluss, dass eine Weiterentwicklung des EOM zu einem EOM (Strommarkt) 2.0 die richtige Ent- scheidung sei.1 Folgende Beispielmaßnahmen kennzeichnen diese Entscheidung:
- „Eine freie Preisbildung garantieren“: Durch eine freie, unbeeinflusste Preisbildung am Strommarkt sollen die richtigen Knappheitssignale ge- sendet und dadurch Strom effektiv vermarktet und produziert werden.
- „Versorgungssicherheit überwachen“: Unter stärkerer Berücksichtigung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes soll ein fortlaufendes Monitoring überprüfen, ob die Stromversorgung sicher ist.
- „Kapazitätsreserven einführen“: Es soll durch eine abseits vom Markt in- stallierte Kraftwerksreserve eine Absicherung des Strommarktes 2.0 stattfinden, um nicht „vorhersehbaren und außergewöhnlichen Extremsituationen“ entgegenzusteuern.2
- „Transparenz im Strommarkt erhöhen“: Eine nationale Informationsplatt- form soll die Transparenz erhöhen, um mit aktuellen Strommarktdaten „effiziente Erzeugungs-, Verbrauchs- und Handelsentscheidungen zu fördern“ (s. dazu § 37 EEG, verpflichtende Fernsteuerbarkeit).3
Die Maßnahmen des Strommarktes 2.0 werden durch die Fachwelt weitgehend positiv beurteilt.4 So sieht der Verein Deutscher Ingenieure (VDI) das vom BMWi vorgelegte Strommarktdesign als wirtschaftlich und umweltverträglich an. Des Weiteren würde die Versorgungssicherheit durch die vorgesehenen Kapazitätsre- serven gewahrt bleiben, betont der Vorsitzende der VDI-Gesellschaft Energie und Umwelt (GEU). Der VDI betont aber, dass es wichtig sei, die Strommarktent- wicklung vorlaufend zu kontrollieren und bei Bedarf anzupassen, um Fehlent- wicklungen vorzubeugen. So sieht der Präsident des Stadtwerke-Verbandes (VKU) die Gefahr, dass das vorgeschlagene Marktdesign nur zu den heutigen Überkapazitäten von Strom passe und eine spätere Netzunsicherheit drohe.1 Aber bei Betrachtung der „Auswertung der Konsultation“ der vorgeschlagenen Maßnahmen des BMWi wird deutlich, dass das Gesamtkonzept des Strommarktes 2.0 der Bundesregierung auf generellen Zuspruch der verschiedensten Strommarktakteure (Gesamtteilnehmer der Konsultation: 212) trifft.2
In dieser Arbeit wurde ein Überblick über die Entwicklung des EEG gegeben mit konkreter Betrachtung und Bewertung der Direktvermarktung (Marktprämienmo- dell). Aufgezeigt wurde, dass es einen kosteneffizienteren und bedarfsgerechteren Ausbau von erneuerbaren Energien geben muss, um das Ziel einer sicheren Stromversorgung aus 80 % erneuerbaren Energien bis 2050 (§ 1 Abs. 2 EEG) zu erreichen, speziell in Zeiten niedriger Börsenpreise, die zu höheren EEG-Umlagen führen (Abschnitt 3.1.). Darüber hinaus wurde dargestellt, dass es dafür noch wei- terer Mechanismen bedarf, um einen Strommarkt der Zukunft (Abschnitt 5.) auf- zubauen.
Es lässt sich sagen, dass die Direktvermarktung einen wichtigen Impuls für die Vernetzung der erneuerbaren Energien gesetzt hat. Durch die verpflichtende Fern- steuerbarkeit wurden neue Wege beschritten, und zwar durch die Möglichkeiten der genauen Prognose, virtuelle Kraftwerke und Steuerbarkeiten. Die Daten wer- den für alle Marktteilnehmer verfügbarer. Doch durch die starke Absicherung über die Marktprämie bleiben Marktpreissignale ungehört. Dieser Absicherungs- faktor hat auch weiterhin seinen Nutzen, denn ohne ihn würde es keine sicheren und kostengünstigen Investitionen in die erneuerbaren Energien geben. Doch muss so ein stärkerer administrativer Weg vorgegeben werden, um zu einem posi- tiven deutschlandweiten Gesamtergebnis zu kommen. Ohne diesen staatlichen Lenkungsfaktor und mehr Marktfreiheit würden höhere Transaktionskosten und ein gesamtwirtschaftlicher Verlust entstehen.1 Der Gesamtnutzen der ver- pflichtenden Direktvermarktung bleibt damit beschränkt. Sie hätte ein größeres Potenzial, wenn zwischen fluktuierender EE und regelbarer EE gesetzlich unter- schieden worden wäre (s. Abschnitt 4.4.).2 Die Flexibilitätsunterschiede zwischen den Technologien (z. B. Wasserkraft und Windkraft) sollten im weiteren Verlauf der Entwicklung des EEG beachtet werden, um so eine dienlichere Ausbausteue- rung vorzunehmen. Zu beachten ist, dass die sichere Stromversorgung ein sehr kostbares Gut ist. Eine unbedachte Annäherung der Stromversorgung an den freien Markt mit der Hoffnung, dass dieser allein Versorgungssicherheit herstellt, kann eine große Gefahr darstellen. Auch das BMWi sieht dies als einen der wich- tigsten Punkte im zukünftigen Strommarktdesign (s. Abschnitt 5.3.) an. Ein Un- tersuchungsbericht des Büros für Technikfolgenabschätzung des Deutschen Bun- destages zeigt drastisch welche Folgen ein langanhaltender „Blackout“ für die Bundesrepublik hätte.3
Abschließend kann die Frage, ob die verstärkte Direktvermarktung das richtige Mittel für eine gesteigerte Vermarktungseffizienz und eine höhere Bedarfsorien- tierung der Produktion erneuerbarer Energien ist, zumindest teilweise mit einem Ja beantwortet werden. Denn die Direktvermarktung bringt klare Vorteile in der Vernetzung von Anlagen (s. Fernsteuerbarkeit), die auf lange Sicht unabdingbar für eine höhere Bedarfsorientierung und somit sichere Stromversorgung durch erneuerbare Energien ist. Insbesondere in Hinblick auf die gewollte Nutzung von Impulsen durch Marktpreisanreize sind jedoch weitere Veränderungen nötig, um die erhofften Effizienzgewinne bei der Vermarktung EE und dem Gesamtsystem dienlicherer Stromerzeugung zu realisieren. S. 16.
Insgesamt stellt sich die Direktvermarktung als positives Instrument dar, vor al- lem da eine so große Aufgabe wie die Umstellung der Stromversorgung nicht mit einer einzigen Maßnahme zu bewältigen ist. Die Direktvermarktung ist ein wich- tiger Baustein der Marktintegration EE. Es bleibt jedoch zu untersuchen, ob die weitere Integration der erneuerbaren Energien durch das neue Ausschreibungsver- fahren bzw. das neue Mantelgesetz zum Strommarkt 2.0 weiter vorangetrieben wird.
1 AGEE, Erneuerbare Energien-Statistik: Stand-August 2015.
2 Im Speziellen ist die Einbindung in Bezug auf die Netzstabilität gemeint.
1 Frenz/Müggenborg, EEG Kommentar, S.102 Einl. Rn.26.
2 Gesetz über die Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz (StrEG).
1 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien 2000.
2 Frenz/Müggenborg, EEG Kommentar, S.108 Einl. Rn.34.
3 Rößler/Weißborn, in: Stuhlmacher/Stappert/Schoon/Jansen, Grundriss zum Energierecht, Kap.7 Rn. 1.
4 S. oben, Kap. 7 Rn. 1.
5 Theobald/Theobald, Grundzüge des Energiewirtschaftsrechts, 6. Teil S. 496.
6 Oschmann, NVwZ 2004, S. 910 (910).
7 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien 2004.
8 Rößler/Weißborn, in: Stuhlmacher/Stappert/Schoon/Jansen, Grundriss zum Energierecht, Kap.32 Rn. 1; Theobald/Theobald, Grundzüge des Energiewirtschaftsrechts, 6. Teil S. 496.
9 Oschmann, NVwZ 2004, S. 910 (912).
1 Oschmann, NVwZ 2004, S. 910 (911).
2 BMWi Erneuerbare Energien-Statistik: Stand-August 2015.
3 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien 2009.
4 Frenz/Müggenborg, EEG Kommentar, S.108 Einl. Rn.34.
5 Theobald/Theobald, Grundzüge des Energiewirtschaftsrechts, 6. Teil S. 497.
6 S. oben, S. 497.
7 BMWi Erneuerbare Energien-Statistik: Stand-August 2015.
8 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien 2012.
9 BT-Drucksache 17/6071, S.44 f.
10 BT-Drucksache, 17/6071, S.45.
11 S. oben, S.45.
1 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien 2014.
2 Salje,, EEG Kommentar, Vorwort V.
3 BT-Drucksache, 18/1304, S.88.
4 S. oben, S.91.
5 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Erneuerbare-Energien/erneuerbare-energien-auf- einen-blick.html, letzter Aufruf: 1.12.15.
1 Strittig, da es als ein Nationales Fördersystem gilt, welches ausländischen Ökostromerzeugern vorenthalten wird. Dies verletzt den Grundsatz des freien Warenverkehrs in Europa. (s. Ausgangsfall: Alands Vindkraft 2014; Az: C-573/312).
2 Theobald/Theobald, Grundzüge des Energiewirtschaftsrechts, 6. Teil S. 501 f.
3 Der Vollständigkeit halber können negative Preise auch als mangelnde Flexibilität gesehen werden. Beispiele sind hier Must-Run-Anlagen, Grundlastkraftwerke, bei denen eine flexible Fahrweise unwirtschaftlich ist.
4 Backs, Die EEG-Novelle 2014, S. 9.
1 Koenig/Kühling/Rasbach, Energierecht, Kap. 9 Rn. 2.
2 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Erneuerbare-Energien/erneuerbare-energien-auf- einen-blick.html, letzter Aufruf: 1.12.15.
1 Burger/Mayer, Kurzstudie zur Historischen Entwicklung der EEG-Umlage, S.2.
2 Burger/Mayer, Kurzstudie zur Historischen Entwicklung der EEG-Umlage, S.2.
3 BDEW, Erneuerbare Energien und das EEG, S. 48 f.
4 http://strom-report.de/strompreise/#strompreise-europa, letzter Aufruf: 24.11.15.
1 Anlagen, die schon vor der jeweiligen EEG-Novelle in Betrieb waren.
2 Salje,, EEG Kommentar, § 37 Rn. 1.
3 BT-Drucksache 18/1304 S.138.
4 Die Monopolkommission ist ein ständiges, unabhängiges Expertengremium, das die Bundesregierung und die gesetzgebenden Körperschaften auf den Gebieten der Wettbewerbspolitik, des Wettbewerbsrechts und der Regulierung berät.
5 Sondergutachten 71, S. 74. Rn.197.
1 Rößler/Weißborn, in: Stuhlmacher/Stappert/Schoon/Jansen, Grundriss zum Energierecht, Kap. 32 Rn. 6; BT-Drucksache 18/1304, S. 1.
2 In Bezug auf die Stabilität der Netzspannung (230 V).
3 Purkus/Gawel/Deissenroth/Nienhaus/Wassermann, et, S.8 (8).
4 Altrock/Lehnert, ZNER 2008, S.118 (119).
5 Lehnert, ZUR 2012, S.4 (10).
6 Sösemann, in: Greb/Boewe, BeckOK EEG 2014, § 34 Rn. 2.
7 Wustlich/Müller, ZNER 2011, S. 380 (382).
1 Sellner/Fellenberg, NVwZ 2011. S. 1025 (1029).
2 Die Nennung der sonstigen Direktvermarktung als Veräußerungsform in § 20 Abs. 1 Nr. 2 EEG dient dabei wohl im Wesentlichen der Klarstellung, dass Anlagenbetreiber auch eine nicht vom EEG geförderte Vermarktungsform wählen können, ohne dadurch die sonstigen Privilegien als EEG-Anlage zu verlieren, wie z. B. das Recht auf vorrangige physikalische Abnahme, Übertragung und Verteilung des produzierten Stroms nach § 11 Abs.1 EEG. Praktisch wird dies insbesondere dann relevant, wenn nach Ablauf der auf 20 Jahre begrenzten Förderdauer die Anlage weiter betrieben und der Strom eingespeist und vermarktet werden soll.
3 Europäische Kommission, Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014- 2020 (2014/C 200/01), S. 24.
4 Bei Anlagen, die nach dem 01.01.2016 in Betrieb genommen werden.
5 Rößler/Weißborn, in: Stuhlmacher/Stappert/Schoon/Jansen, Grundriss zum Energierecht, Kap. 32 Rn. 94.
1 Sösemann/Hölder, in: Greb/Boewe, BeckOK EEG 2014, § 24 Rn. 1.
2 Day-ahead; Stromhandel für den nächsten Tag, Intra-day-Handel; Stromhandel am selben Tag bis 30 Min vor Lieferbeginn.
3 S. dazu: Sösemann/Hölder, in: Greb/Boewe, BeckOK EEG 2014, § 24 Rn. 4 f.
4 Im Weiteren dazu: Kahles/Müller, Wegfall der EEG-Förderung bei negativen Preisen.
5 Thomas, NVwZ-Extra 2014, S.1 (1).
6 Sösemann, in: Greb/Boewe, BeckOK EEG 2014, § 34 Rn. 1.
1 Gawel/Purkus, ZfE, S. 43 (50).
2 Prämie für Kosten der Börsenzulassung, für die Handelsanbindung, für die Transaktionen, für die IT-Infrastruktur, für die Erstellung der Prognosen und für Abweichungen der tatsächlichen Einspeisung von der Prognose.
3 BT-Drucksache 18/1304, S. 201.
4 Thomas, NVwZ-Extra 2014, S.1 (10).
5 Vermiedene Netzentgelte wurden mit der Begründung entwickelt, dass die dezentrale Einspei- sung durch regenerative Energien die Netze entlastet. Dabei handelt es sich um Entgelte, die Be- treiber von „dezentralen Stromerzeugungsanlagen“ von den örtlichen Netzbetreibern erhalten, da der Strom im Unterschied zu Strom aus Großkraftwerken üblicherweise nicht in Hochspannungs- leitungen, sondern in das Niederspannungs- oder Mittelspannungsnetz verbrauchsnah physikalisch eingespeist wird.
1 Altrock/Oschmann/Theobald, EEG 2012, § 33c Rn. 10.
2 Ein Bilanzkreis ist ein virtuelles Energiemengenkonto für Strom und Gas, auf dem Entnahmen durch Verbraucher, Einspeisungen etwa durch Kraftwerke und Handelsgeschäfte mit anderen Bilanzkreisen saldiert werden. Bilanzkreisverantwortliche müssen jederzeit den physikalischen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage schaffen.
3 Sösemann, in: Greb/Boewe, BeckOK EEG 2014, § 35 Rn. 13-15.
4 BMWi, Weißbuch 2015, S.87; s. auch: https://www.netztransparenz.de/de/Marktpr%C3%A4mie.html, letzter Aufruf: 02.11.15.
1 Purkus et al., et, S.8 (10).
2 IZES, Herausforderungen durch die Direktvermarktung von Strom aus Wind Onshore und Pho- tovoltaik, S.30.
3 http://www.energiedialog.nrw.de/ispex-eeg-direktvermarktung-leicht-gemacht/, letzter Aufruf 01.12.15.
4 https://www.grundgruen.de/verzeuger/, letzter Aufruf: 01.12.15.
5 https://www.next-kraftwerke.de/, letzter Aufruf: 01.12.15.
1 http://www.mark- e.de/Home/Geschaeftskunden/Dienstleistungen/PowerPool/Direktvermarktung.aspx?gclid=CJWJt vzGuskCFYvpwgodoPgE0w, letzter Aufruf: 01.12.15.
2 Mit z. B. größerer örtlicher Differenzierung, gleichen sich die Prognosefehler für einzelne Anlagen oder Anlagengruppen durch die Reduzierung von Wettereinflüssen aus. Dadurch fallen geringere Kosten für Ausgleichsenergie an.
3 S. oben. S.31; Energy Brainpool, Auswirkung der verpflichtenden Direktvermarktung für EEGNeuanlagen, S. 3.
4 http://www.mark- e.de/Home/Geschaeftskunden/Dienstleistungen/PowerPool/Direktvermarktung.aspx?gclid=CJWJt vzGuskCFYvpwgodoPgE0w, letzter Aufruf: 01.12.15.
1 https://www.ispex.de/eeg-direktvermarktung-eeg-strom-direktvermarkter-vergleichen/, letzter Aufruf 01.12.15.
2 Ausgleichsenergie wird die Umlage der Abrufkosten der Regelenergie genannt. Regelenergie wird benötigt, um eine Bilanzkreissicherheit (50 Hertz) sicherzustellen. Sie wird von einem ÜNB genutzt, wenn ein physikalischer Bilanzkreis nicht mehr ausgeglichen ist und ein „unstabiles“ Stromnetz droht.
3 Purkus et al., et, S.8 (10).
1 S. Oben, S. 10 f.
2 IZES, Herausforderungen durch die Direktvermarktung von Strom aus Wind Onshore und Photovoltaik, S.8.
3 Energy Brainpool, Auswirkung der verpflichtenden Direktvermarktung für EEG-Neuanlagen, S. 7.
4 Zusammenschluss von vielen FEE-Erzeugern zu einem großen virtuellen Kraftwerk, welches dadurch Ausfälle Einzelner kompensieren kann, da immer genug Gesamtleistung erzeugt wird.
5 Purkus et al., et, S.8 (11).
6 Jacobs et al., Eckpunkte für die Gestaltung der Energiewende, S. 8.
1 Kolbasa et al., Nutzenwirkung der Marktprämie, S. 20 f.
2 Positionspapier Direktvermarkter Erfahrungen und Weiterentwicklungen, S. 3.
3 Energy Brainpool, Auswirkung der verpflichtenden Direktvermarktung für EEG-Neuanlagen, S. 5; Purkus et al., et, S.8 (11).
4 Beckers/Hoffrichter, Grundsätzliche und aktuelle Fragen des institutionellen Stromsektordesigns, S. 15.
1 Beckers/Hoffrichter, Grundsätzliche und aktuelle Fragen des institutionellen Stromsektordesigns, S. 13.
2 Kolbasa et al., Nutzenwirkung der Marktprämie, S. 14.
3 Agora, Negative Strompreise: Ursachen und Wirkungen, S. 2.
4 IZES, Herausforderungen durch die Direktvermarktung von Strom aus Wind Onshore und Photovoltaik, S.35 ff.
1 DBFZ, Auswirkungen der gegenwärtig diskutierten Novellierungsvorschläge für das EEG-2014, S. 8.
2 Purkus et al., et, S.8 (14).
3 Kolbasa et al., Nutzenwirkung der Marktprämie, S. 15; Pukus et al., et, S.8 (14).
1 Falthauser, ifo Schnelldienst, S.17 (17).
2 BMWi, Weißbuch, S. 86-87.
3 S. oben, S. 88.
1 Pukus et al., et, S.8 (14).
1 BMWi, Eckpunktepapier Ausschreibungen, S. 2.
2 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Erneuerbare-Energien/ausschreibungen-fuer-ee- foerderung,did=687588.html, letzter Aufruf: 15.12.15.
3 BMWi, Eckpunktepapier Ausschreibungen, S. 1 ff.
4 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Strommarkt-der-Zukunft/strommarkt-2-0.html, letzter Aufruf: 15.12.15.
1 BMWi, Weißbuch Strommarkt, S.8.
2 Wird oft kritisch als „Hartz IV für alt-Kraftwerke“ bezeichnet, da diese für eine reines Vorhalten von Energie, Geld erhalten.
3 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Strommarkt-der-Zukunft/strommarkt-2-0.html, letzter Aufruf: 15.12.15.
4 kritisch dazu s.: Falthauser, ifo schnelldienst, S. 17-19.
1 Eder, Versorgungssicherheit durch Strommarkt 2.0, S. 3 (3).
2 http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/J- L/konsultationsdokument,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf, letzter Aufruf: 15.12.15.
1 Beckers/Hoffrichter, Grundsätzliche und aktuelle Fragen des institutionellen Stromsektordesigns,
2 Pukus/Gawel/Deissenroth/Nienhaus/Wassermann, et, S.8 (15).
3 BT-Drucksache, 17/5672, S.3 ff.
9783668383906
v351857
marktintegration energien eine bewertung direktvermarktung
Justus Benke (Autor)

References: §2
 § 1
 § 1
 § 6
 § 19
 § 34
 § 5
 § 36
 § 34
 § 35
 § 36
 § 35
 § 37
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 § 34
 § 20
 § 11
 § 24
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 § 33
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