Unterschiedliche Finanzierungsinstrumente
Die Vorschläge der untersuchten Studien zu Finanzierungsinstrumenten für EE-Neuanlagen ziehen unterschiedliche Konsequenzen nach sich. Hinsichtlich des Risikos der Refinanzierung von EE-Neuanlagen unterscheiden sich die Empfehlungen substanziell darin, in welchem Umfang sich die Vermarkter und Betreiber Preis- und Mengenrisiken ausgesetzt sehen. Hierbei bleibt festzuhalten, dass die Anlagenbetreiber bei Einspeisevergütungen und der gleitenden Marktprämie die geringsten Risiken zu tragen haben. Eine Refinanzierung ist hierbei mit den geringsten Risikoaufschlägen belastet.
Im Vergleich zur Einspeisevergütung stellt bei der verpflichtenden gleitenden Marktprämie der Ausfall des Direktvermarkters ein zusätzliches Risiko für den Anlagenbetreiber dar. Der Referentenentwurf sieht vor, dass die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) als „Ausfallvermarkter“ fungieren, um dieses Risiko aufzufangen. Die Modelle, die eine fixe Marktprämie oder eine Kapazitätsprämie präferieren, übertragen dem Vermarkter/Anlagenbetreiber höhere Risiken in Form langfristiger Marktpreisrisiken. Die höchsten Risiken tragen die Vermarkter/Anlagenbetreiber bei Quotenmodellen, da beide Erlösströme von volatilen Marktpreisen abhängen. Die Refinanzierung wird dabei für den Anlagenbetreiber auf Grund steigender Risikoprämien vergleichsweise teuer.
Die Wälzung von Preis- oder Mengenrisiken, sowohl im Rahmen der Refinanzierung als auch der Vermarktung des produzierten Stroms, hat Konsequenzen für die Akteursstruktur der EE-Anlagenbetreiber. Professionelle Akteure können besser mit Risiken umgehen als kleine Akteure, da sie über mehr Eigenkapital, breitere Erzeugungsportfolien und mehr unternehmerische Erfahrung verfügen. Refinanzierungsinstrumente mit relativ hohem Risiko auf Seiten der Anlagenbetreiber begünstigen professionelle Akteure, wenn keine risikodämpfenden Sonderregelungen für kleine Akteure implementiert werden.
Kosteneffizienter EE-Ausbau wichtiges Ziel aller Vorschläge
Ein kosteneffizienter Ausbau der EE ist ein wichtiges Ziel aller Vorschläge. Die Wege, die zum Ziel führen sollen, sind allerdings sehr unterschiedlich. Die Befürworter von Einspeisevergütung und gleitender Marktprämie legen großen Wert auf Investitionssicherheit für Anlagenbetreiber, da so Risikoprämien und Kapitalkosten bei der Finanzierung von Neuanlagen gering gehalten werden können. Die große Relevanz dieses Aspekts führen sie auf den hohen Kapitalkostenanteil der dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien zurück. Die Studien, die sich für die Festsetzung der Förderhöhe über Ausschreibungen/ Auktionen aussprechen, sehen großes Kostensenkungspotenzial im Wettbewerb der Anlagenbetreiber innerhalb einzelner Technologien.
Der Referentenentwurf folgt dieser Position, indem die Einführung von technologiedifferenzierten Ausschreibungen spätestens für 2017 vorgesehen wird.
Einen Schritt weiter gehen die Studien, die technologieneutrale Quotenmodelle empfehlen. Sie sehen den größten Hebel für Kosteneffizienz im Wettbewerb zwischen den Technologien und dem daraus abgeleiteten starken Ausbau der kostengünstigsten Erzeugungstechnologie. Befürworter der Direktvermarktung (u. a. Referentenentwurf) sehen Potenzial für Kostensenkungen durch eine stärkere Lastorientierung der Einspeisung aus erneuerbaren Energien, Wertsteigerungen des EE-Stroms durch bessere Vermarktung und durch eine Verbesserung der Prognosegüte.
Folgt: Kleinanlagen weiterhin zentral vermarkten