In Zusammenarbeit mit Energy Brainpool, IZES, Enervis und IKEM hat der BEE verschiedene Optionen erarbeitet, die die Flexibilisierung und Finanzierung des Strommarktes in Hinblick auf die Energiewende künftig stärken sollen. Die Corona-Krise hat dabei in drastischer Weise offenbart, dass das derzeitige System für den weiteren Ausbau von Photovoltaik und Windkraft ungeeignet ist.

Die Auswirkungen der Corona-Pandemie zeigen mehr als deutlich, dass das aktuelle Strommarktdesign mit einer fortschreitenden Energiewende nicht kompatibel ist. Mit der immer weiter steigenden Einspeisung von Photovoltaik- und Windkraft-Anlagen sinkt der Börsenstrompreis, dazu kam in diesem Jahr noch die niedrigere Nachfrage der Industrie aufgrund des vorübergehenden Lockdowns in weiten Teilen. Zugleich steigen aufgrund des aktuellen Strommarktdesigns jedoch die Ausgaben für die Förderung der erneuerbaren Energien, da die Einspeisevergütungen immer als Differenz zu den aktuellen Börsenpreisen gezahlt werden. Eine Explosion der EEG-Umlage auf knapp 10 Cent pro Kilowattstunde ließ sich für 2021 nur noch durch eine staatlich verordnete Deckelung der EEG-Umlage auf 6,5 Cent pro Kilowattstunde verhindern, wofür die Bundesregierung allein für nächstes Jahr 10,8 Milliarden Euro an Haushaltsmitteln locker macht, um das Defizit auszugleichen und die leichte Absenkung der EEG-Umlage zu finanzieren.

Vor diesem Hintergrund erklärte der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE), „dass das derzeitige Strommarktdesign nicht für eine überwiegend von erneuerbaren Energien getragene Versorgung geeignet ist“. Daher seien gemeinsam mit den Instituten Energy Brainpool, IZES, Enervis und IKEM „Vorschläge von Maßnahmen für eine kurzfristige Anpassung des Strommarktdesigns“ erarbeitet worden. Das dazugehörige Positionspapier präsentierten der BEE und Energy Brainpool am Montag. Sinn und Zweck sei es, die Flexibilisierung und Finanzierung des Strommarktes zu verbessern sowie Kostenvorteile an die Verbraucher weiterzugeben. Immerhin haben sich die Börsenstrompreise seit 2010 etwa halbiert und lagen im ersten Halbjahr 2020 unter der Marke von drei Cent pro Kilowattstunde. Die Strompreise für die Privathaushalte und den Mittelstand sind in diesem Zeitraum jedoch teilweise kräftig angestiegen.

Der BEE fordert seit langem eine Reformierung des Abgaben- und Umlagesystems im Strommarkt. Ein besonderer Dorn im Auge sind dabei auch die Industrieprivilegien bei der EEG-Umlage. Sie sind in den vergangenen Jahren immer mehr ausgeweitet worden. Mittlerweile machen sie rund 1,5 Cent pro Kilowattstunde an der EEG-Umlage aus. Im Vergleich dazu entfallen auf die Finanzierung neuer Erneuerbaren-Anlagen in der EEG-Umlage 2021 nur 0,1 Cent pro Kilowattstunde. Wenn ab dem kommenden Jahr dann die ersten Photovoltaik- und Windkraftanlagen nach 20 Jahren aus der Förderung fallen, wird der Kostenblock in der EEG-Umlage weiter reduziert. Allein 2021 mache sich dies bereits mit einer Entlastung von 0,2 Cent pro Kilowattstunde bemerkbar.

Aktuell sind 2202 Unternehmen mit 116 Terawattstunden Stromverbrauch privilegiert, deren Begünstigung sich mittlerweile auf 5 Milliarden Euro beläuft, wie es bei der Vorstellung des Papiers heißt. „Die EEG-Umlage ist so zu begrenzen, dass die Strompreise nachhaltig gesenkt werden. Deswegen bekräftigen wir unseren Vorschlag, die Industrieprivilegien über den Bundeshaushalt zu finanzieren, mit einer Ersparnis von 1,5 Cent je Kilowattstunde, sowie die Stromsteuer auf das europarechtlich mögliche Minimum zu senken, mit einer Ersparnis von 2 Cent je Kilowattstunde“, erklärt BEE-Präsidentin Simone Peter.

Die Querfinanzierung zur Senkung der EEG-Umlage will die Bundesregierung über das neue Brennstoffemissionshandelsgesetz bewerkstelligen. Aus Sicht des BEE ist eine zeitnahe Genehmigung durch die EU-Kommission jedoch fraglich. Daher sei die Finanzierung der Absenkung der EEG-Umlage über eine nationale CO2-Bepreisung besser geeignet.

Zudem müsse das Dilemma der negativen Strompreise gelöst werden, die vor allem dann auftreten, wenn Photovoltaik- und Windkraft besonders viel einspeisen und die Stromnachfrage eher gering sei. In diesem Jahr geht der BEE von einem Anstieg von bis zu 50 Prozent der Stunden mit negativen Strompreisen gegenüber 2019 aus. Insgesamt seien 300 bis 320 Stunden mit negativen Börsenstrompreisen zu erwarten. Ist dies an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden der Fall, erhalten Betreiber von Photovoltaik-Anlagen in der verpflichtenden Direktvermarktung keine Vergütung für ihren eingespeisten Strom. Mit dem EEG-Entwurf ist vorgesehen, dass diese Regelung für Neuanlagen bereits ab der ersten Stunden greifen soll, was für die Betreiber mit erheblichen Einnahmeverlusten einhergehen würde.

Fabian Huneke von Energy Brainpool erklärt bei der Vorstellung, dass es insgesamt sechs Gigawatt an Flexibilitäten benötigt, um den überwiegenden Teil der Stunden mit negativen Strompreisen zu vermeiden. Insgesamt brauche es mehr Anreize für die Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage. Der BEE schlägt daher vor, die Industrie anzuregen, die Deckung der eigenen Nachfrage an die Einspeisung aus erneuerbaren Energien auszurichten; mehr Erzeugerflexibilität zu schaffen; die Einspeisung aus inflexiblen fossilen Kraftwerken zu drosseln sowie die vermehrte Nutzung von Speichern. Für den größeren Einsatz von Speichern sollte es, Anreize für Lastverschiebungen geben. Zudem sollten Stromspeicher von den Stromnebenkosten befreit werden und die Stromnebenkosten insgesamt dynamisiert werden, wie Huneke sagt. Damit werde auch die Sektorkopplung vorangetrieben.

„Die Maßnahmen können kurzfristig umgesetzt werden. Sie würden eine zeitnahe Entlastung schaffen und gleichzeitig eine geordnete Neujustierung des Strommarktdesigns für die erneuerbar getragene Energieversorgung vornehmen“, erklärte Peter weiter. Der Verband wolle nun an einer nachfolgenden Grundlagenstudie arbeiten, da es eine langfristige Reform des Strommarktes brauche. Darin soll ein mittelfristiger Weg aufgezeigt werden, wie das Strommarktdesign weiterentwickelt werden kann, um für erneuerbare Energien förderlich zu sein.

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