Executive Summary

Im Rahmen der Maßnahmen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen nimmt die Förderung erneuerbarer Energien eine besondere Rolle ein. Mit dem Energie- und Klimapaket vom 23. Januar 2008 hat die EU-Kommission konkretere Vorschläge bis zum Jahr 2020 vorgelegt.

Die BMU Leitstudie 2007 „Ausbaustrategie Erneuerbare Energien“ nennt für 2050 einen Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien von knapp 80 Prozent. Vor dem Hintergrund dieser Ziele wird regelmäßig über die derzeit noch unbestritten notwendigen Förderinstrumenten diskutiert. Die vorliegende Studie greift diese Diskussion auf.

Wir unterstellen das wettbewerbspolitische Leitbild der EU – den vollkommenen Markt – und analysieren die Anreize für Investitionen in entsprechende Anlagen. Bei der Wirtschaftlichkeitsanalyse für Neuinvestitionen ist zwischen dem durchschnittlichen Strompreis eines Jahres und dem tatsächlichen Marktpreis zum Zeitpunkt der Stromerzeugung zu unterscheiden. Wie verschiedene Untersuchungen der letzten 18 Monate gezeigt haben, hängt der Börsenpreis für Strom stark von der fluktuierenden Einspeisung aus Windkraft- oder Photovoltaik-Anlagen ab. Immer dann, wenn Windkraftanlagen viel Strom einspeisen, sind der Preis und damit der durchschnittliche Erlös bei Direktvermarktung des Stroms an der Börse gering. Dieser Effekt ist umso ausgeprägter, je höher der Anteil der erneuerbaren Energien ist. Durch dieses systematische Erlösproblem sinkt der Anreiz für Investitionen in neue, zusätzliche Anlagen ohne staatliche Förderung massiv. Auch 2050 werden daher staatliche Instrumente notwendig sein, wenn die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien weiter ausgebaut werden soll.

Das Instrument der Direktvermarktung mit einem flankierenden Markt für Grünstromzertifikate, das derzeit insbesondere auf EU-Ebene intensiv diskutiert wird, stellt keine Lösung dar. Sinkende Erlöse auf dem Strommarkt können nicht zwangsläufig durch entsprechende zusätzliche Einnahmen auf dem Markt für Grünstromzertifikate kompensiert werden. Die Anlagenbetreiber erhalten das Zertifikat nur dann, wenn sie tatsächlich Strom eingespeist haben – sozusagen „on top“. Die Grenzkosten für die Produktion der Zertifikate sind daher für alle Anbieter gleich null. Dies wiederum hat zur Folge, dass sich in einem „funktionierenden“ Markt für Zertifikate der Preis erratisch zwischen null und einer möglich Strafzahlung bei Zielverfehlung einstellt. Unter derartigen Bedingungen steigen durch Risikozuschläge die Kapitalkosten für neue Anlagen. Die Anreize für Investitionen in neue Anlagen sind auch unter einem solchen Instrument vermutlich sehr gering. Eine große Marktdurchdringung ist damit jedenfalls nicht zu erwarten.

Auch 2050 werden daher noch Förderinstrumente wie beispielsweise das EEG oder Tender notwendig sein werden, sofern die eingangs erwähnten Ausbauziele erreicht werden sollen.