Lion Hirth gilt als einer der führenden Experten für die Zukunft des deutschen Strommarkts. Der frühere Vattenfall-Marktanalyst ist nicht nur Energiepolitik-Professor an der renommierten Hertie School sowie Gründer und Chef des Consultingunternehmens Neon, sondern berät auch das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) in Energiefragen. Im Interview spricht er über die Kosten ungesteuerter Erneuerbaren-Einspeisung, falsche Förderanreize und die schwierige Suche nach Lösungen.
Herr Hirth, die Bundesregierung will die EEG-Förderung auf eine produktionsunabhängige Förderung umstellen. Das heißt, aus einer Förderung pro erzeugter Megawattstunde wird ein Investitionskostenzuschuss pro installiertem Megawatt. Überzeugt Sie das Konzept?
Die Option 4 im BMWK-Papier "Strommarktdesign der Zukunft", also Kapazitätszahlungen in Verbindung mit einem produktionsunabhängigen Refinanzierungsbeitrag, ist an eine Idee angelehnt, die Christoph Maurer (Geschäftsführer der Beratung Consentec, Anm. der Redaktion), Ingmar Schlecht (Berater bei Neon, Anm. der Redaktion) und ich vor knapp zwei Jahren als wissenschaftliches Papier entwickelt haben. Deswegen ist es vielleicht nicht allzu überraschend, dass ich die Idee, die EEG-Förderung auf eine produktionsunabhängige Förderung umzustellen, für sinnvoll halte. Dadurch bieten wir den Anlagen bessere und sinnvollere Anreize, insbesondere auf dem Kurzfrist-Strommarkt, also dem Intra-Day-Markt und dem Markt für Ausgleichsenergie. Hier ist die Förderung, wie wir sie heute haben, verzerrend.
Können Sie hierfür ein Beispiel geben?
Wenn es in der Energiekrise eine Abschöpfung gegeben hätte und die Anlage hätte beispielsweise 100 Euro pro Megawattstunde abführen müssen, dann hätte diese Anlage auf dem Intra-Day-Markt einen Anreiz gehabt abzuschalten, sobald der Strompreis auf 99 Euro fällt. Wir wollen aber nicht, dass Anlagen abschalten, obwohl der Strom noch einen Wert hat. Diese Art von Fehlanreizen kann der Gesetzgeber vermeiden, wenn er die Förderung nicht vom Verhalten der Anlage abhängig macht, sondern davon ablöst. Das haben die Optionen 3 (zweiseitiger Differenzvertrag, Anm. der Redaktion) und 4 im "Optionenpapier" gemein.
Die Erneuerbaren-Branche warnt vor einer großen Verunsicherung im Markt, sollte die Förderung so radikal umgestellt werden.
Die Reaktionen aus der Erneuerbaren-Branche nehme ich als durchaus differenziert war. Da gibt es Akteure, die sich sehr besorgt äußern. Andere Akteure äußern sich sehr positiv. Das sind tendenziell solche, die dem Strommarkt näher sind. Diese haben volles Verständnis und finden die Ansätze oft sinnvoll. Unabhängig davon gibt es drei wesentliche Randbedingungen für die EEG-Förderung.
Welche sind das?
Zum einen ist europarechtlich klargestellt, dass wir in Zukunft mit der Erneuerbaren-Förderung auch eine Abschöpfung verbinden müssen. Das ist im Europarecht gesetzlich so verankert. Zweitens ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz nur bis Ende 2027 notifiziert. Das heißt, wir müssen uns über eine Anschlussregelung Gedanken machen, sonst läuft das EEG einfach aus. Und drittens gibt es in der Ampel-Koalition eine Haushaltseinigung, in der steht: Die Erneuerbaren-Förderung soll auf einen eigenen Kapazitätsmarkt umgestellt werden. Was genau das heißen soll, ist mir nicht ganz klar. Aber in diesem Rahmen bewegen wir uns, wenn wir über eine EEG-Reform in dieser Legislatur sprechen. Das engt den Bewegungsspielraum ein, darüber muss sich auch die Branche klar sein.
Ist die Umstellung auf die produktionsunabhängige Zahlung bis 2027 realistisch?
Da gibt es schon einige Fragen zu klären. Es ist keineswegs so, dass wir das über Nacht einführen könnten. Aber ich bin zuversichtlich, dass sich die verbleibenden Fragen klären lassen. Mit dem Vorlauf bis 2027 bin ich optimistisch, dass wir eine solide Lösung rechtzeitig umsetzen können, sodass auch die Akteure aus der Finanzwirtschaft das Konzept verstehen und in interne Prozesse integrieren können – um damit zu vermeiden, dass es zu einem Zusammenbruch des Ausbaus kommt.
Reichen die geplanten Maßnahmen aus, um negative Preise zu verringern?
Heute laufen Anlagen, die in der Marktprämie sind, bei negativen Preisen zwar weiter – aber nicht ewig lange. Wenn die Preise noch stärker negativ werden, regeln diese Anlagen irgendwann runter. Nur für das Segment der Einspeisevergütung gilt das nicht. Das sind mittlerweile vielleicht rund 60 Gigawatt Leistung alleine bei Solarenergie, dazu noch Biomasse und andere Erneuerbare. Zu diesem Segment steht in dem Optionenpapier fast gar nichts. Diese Anlagen machen mir im Moment ganz akut am meisten Sorgen, weil sie auch bei negativen Preisen von 100, 200 oder 500 Euro pro Megawattstunde einfach munter weiter Strom einspeisen.
Was würde dagegen helfen?
Darüber denke ich seit Monaten intensiv nach. Die zündende Idee, wie wir das Problem ohne allzu große Kollateralschäden adressieren können, ist mir noch nicht gekommen. Im Prinzip halte ich Ausweitung der Direktvermarktung für den einzig langfristig sinnvollen Ansatz. Nun ist es so, dass die Direktvermarktung heute – auch wegen wahnsinnig bürokratischer Prozesse bei den Verteilnetzbetreibern – aufwendig ist. Der Anschluss einer neuen Anlage verursacht bei den Direktvermarktern Fixkosten von vielleicht 500 Euro pro Jahr. Das ist viel zu teuer, um damit eine Kleinanlage zu vermarkten. Wenn wir heute die Direktvermarktungspflicht über Nacht auch auf ganz kleine PV-Anlagen ausweiten würden, würden diese gar keine Direktvermarkter finden.
Die geplante Absenkung der Schwelle auf 25 kW funktioniert also nicht?
Das Problem ist leider ganz schön verhext. Denn im Prinzip müssten wir noch weiter absenken als 25 kW. Denn langfristig müssen praktisch alle Stromerzeuger direkt auf dem Strommarkt agieren. Wir können kein Stromsystem bauen, wo hunderte Gigawatt Leistung stoisch eingespeist werden – unabhängig davon, ob Strom überhaupt benötigt wird. Aber gleichzeitig ist dieser Weg wegen hoher Kosten aktuell eben noch verbaut.
Was ist mit anderen Maßnahmen?
Auch mit verschiedenen anderen Lösungsansätzen gibt es Probleme: Beispielsweise, wenn man die Einspeisevergütung selbst dynamisch macht. Das heißt: In Zeiten negativer Strompreise wird auch die Einspeisevergütung negativ. In der Praxis bedeutet das: Jede PV-Anlage müsste im Viertelstundentakt gemessen und mit einem Smart-Meter-Gateway ausgestattet werden. Wir installieren derzeit rund eine Million neue Anlagen pro Jahr. Es ist nicht ersichtlich, wie die Verteilnetzbetreiber nächstes Jahr eine Million Smart-Meter-Gateways allein für PV-Anlagen installieren sollen – zusätzlich zu allen anderen Verbrauchern, die dies auch noch benötigen. Außerdem müssten die VNB all diese Anlagen dann auch nach Profil abrechnen. Ich fürchte, viele dürften dazu nicht in der Lage sein.
Inwiefern sollten wir privaten PV-Strom überhaupt noch fördern?
Strom auf kleinen Aufdachanlagen ist rund drei Mal so teuer wie bei einer großen Freiflächen-Anlage. Ökonomisch macht es mehr Sinn, Felder zu bebauen, als Handwerker auf Dächern herumkraxeln zu lassen. Viele finden private Dachanlagen aber sinnvoll, weil es ein individueller Beitrag zur Energiewende ist. Klar ist aber in jedem Fall: Auch die Kleinanlagen müssen in Zukunft in der überwiegenden Mehrzahl auf Strompreise reagieren. Stoisches Einspeisen, auch am Ostersonntag, können wir uns nicht mehr lange leisten.
Das klingt verfahren.
Uns fällt jetzt auf die Füße, dass wir beim Smart-Meter-Rollout seit fünfzehn Jahren pennen. Auch fällt uns auf die Füße, dass wir mit der Flexibilisierung der Nachfrage nicht vorangekommen sind. Wir haben immer noch starre Netzentgelte und verbieten der Industrie durch die aktuellen Netzentgelt-Rabatte, auf die Strompreise zu reagieren. Wir haben immer noch kaum nennenswert dynamische Tarife bei den Kleinkunden. All das führt dazu, dass selbst an einem Ostersonntag, wo der Strompreis massiv ins Minus rutscht, kaum die Nachfrage nach oben geht. Dazu haben wir Netzbetreiber, die bei Netzanschlussbegehren für Stromspeicher riesige Wartezeiten in Aussicht stellen, weil sie diese Batterien von ihren Netzen fernhalten wollen. Wir haben in Deutschland im letzten Jahr kaum Großbatterien angeschlossen im letzten Jahr. All diese Versäumnisse und Verzögerungen der letzten Jahre und Jahrzehnte fangen jetzt an, richtig weh zu tun.
Mit welchen Kosten müssen wir rechnen?
Wir haben mal eine grobe Abschätzung gemacht: Derzeit sind die Zusatz-Kosten durch fehlende Abregelung noch nicht allzu hoch. Für dieses Jahr erwarten wir ungefähr Kosten von 200 Mio. Euro auf dem EEG-Konto, die vermeidbar gewesen wären, wenn die Solaranlagen bei negativen Preisen abregeln würden. Diese Kosten können aber rapide ansteigen, wenn die negativen Preise stärker negativ werden. Wenn wir weiter ungeregelte Photovoltaik zubauen, die nicht auf Marktpreise reagiert, weil sie den Einspeisetarif bekommt, ist es nur eine Frage der Zeit, bis es richtig teuer wird.
Das Interview führten Andreas Baumer und Julian Korb
Teil eins des Interviews, bei dem es um den geplanten Kapazitätsmarkt geht, ist bereits hier erschienen. Zudem dreht sich der Schwerpunkt der neuen ZfK-Printausgabe um das künftige Strommarktdesign. Das neue E-Paper finden Sie hier.
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