Positionspapier Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz

Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz Schwerpunkte aus Sicht der E-Wirtschaft

Die im Jänner 2020 angelobte neue österreichische Bundesregierung hat in ihrem Regierungsprogramm die ambitionierten Zielvorgaben für den Strombereich der
#mission2030 bekräftigt und weiter spezifiziert.

Konkretisiert wurden die für eine 100 %-ige Abdeckung des Gesamtstromverbrauchs bis 2030 aus erneuerbaren Energien zusätzlich erforderlichen Ausbaumengen: von den insgesamt 27 TWh an Zuwachs sollen 11 TWh aus Photovoltaik, 10 TWh aus Windkraft, 5 TWh aus Wasserkraft und 1 TWh aus Biomasse stammen.

Um die ausgezeichneten Werte der österreichischen Stromwirtschaft im Zieldreieck Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Leistbarkeit auch zukünftig zu erhalten, schlägt Oesterreichs Energie für diese zusätzlichen 27 TWh Strom aus heimischen  erneuerbaren Energiequellen ein kosteneffizientes Incentivierungssystem vor, das den Aspekt einer regional und technologisch breit gestreuten Erneuerbaren Basis ausreichend berücksichtigt.

Mit dem für diesen Zuwachs notwendigen Investitionsvolumen in der Größenordnung von über 25 Mrd. Euro können starke Impulse für die österreichische Wirtschaft gesetzt werden, wobei über den Bereich des Erneuerbaren-Ausbaus hinaus weitere signifikante direkte Folgeinvestitionen im Stromsektor erwartet werden (etwa in Pumpspeicher, Netzausbau usw.). Wie das Economica Institut für Wirtschaftsforschung 2018 für Oesterreichs Energie aufzeigte, generiert jede investierte Milliarde Euro nicht nur rund 700 Millionen an Wertschöpfung, sondern steht für 7.300 vollzeitäquivalente Arbeitsplätze in Österreich und ver-bleibt auch zu 2/3 in Österreich. Allein aus dem Ausbau der Erneuerbaren würde das volkwirtschaftliche Effekte von 43 Mrd. Euro und 180.000 vollzeitäquivalente Arbeitsplätzen bedeuten.

Dies ist umso wichtiger in einer Zeit, in der die Covid-19-Pandemie und die Maßnahmen zu deren Eindämmung auch der österreichischen Wirtschaft großen Schaden zufügen. Investitionen in die heimische Wertschöpfung, insbesondere durch den ambitionierten Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung, sind ein in höchstem Maße geeignetes Mittel, um nach Abwendung der gesundheitlichen Krise den österreichischen Konjunkturmotor wieder zum Laufen zu bringen. Neben den direkt profitierenden österreich-spezifischen Sektoren, wie der Bauwirtschaft und Lieferanten von industriell gefertigten Komponenten, sind weitreichende Folgeeffekte für eine Vielzahl von weiteren Branchen und Sektoren mit gut ausgebildeten Fachkräften zu erwarten. Ein wesentlicher Faktor zum Erfolg dieser Investitionen und des Ausbaus der Erneuerbaren an sich ist dabei die Verfügbarkeit der benötigten Flächen, insbesondere für Windkraft und Photovoltaik, auf welchen die heimische Wertschöpfung realisiert werden soll. 

Die gegenwärtige Krise führt uns einmal mehr vor Augen, wie wichtig einerseits unsere  kritische Infrastruktur, insbesondere auch im Strombereich, ist und andererseits wie schnell nachbarschaftliche Solidarität unterbrochen werden kann. In diesem Sinne ist die Stärkung der enorm wichtigen Versorgung mit Elektrizität aus heimischen erneuerbaren Quellen, neben den bereits betonten wichtigen Impulsen für die heimische Wertschöpfung und die Kon-junktur, ein weiteres wesentliches Argument warum Österreich so rasch wie möglich ein starkes, ausgewogenes und nachhaltiges EAG benötigt. 

Übernahme von Systemmitverantwortung

• Für Oesterreichs Energie ist die Funktionsfähigkeit des Strommarkts entscheidend, daher müssen die zusätzlich erzeugten Strommengen aus erneuerbaren Energien verantwortungsvoll in den Strommarkt integriert werden. Entscheidend sind dabei die Heranführung der Technologien an den Wettbewerbsmarkt und die Übernahme von Systemmitverantwortung.
• Für alle Teilnehmer am Incentivierungssystem muss ein level playing field gelten, in welchem die rechtlichen, technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der jeweiligen Erzeugungstechnologien in gleicher Weise Berücksichtigung finden. Dabei darf es weder eine nicht sachgerechte Bevorzugung der etablierten EE-Marktakteure noch unsachliche Vorteile für neu eintretende EE-Marktteilnehmer (wie beispielsweise Erneuerbaren Energiegemeinschaften) geben.
• Grundsätzlich ist festzuhalten, dass Direktvermarktung in Verbindung mit Bilanzverantwortung und geeigneter Ausgestaltung eines variablen Marktprämienmodells von sich aus Anreize zu systemdienlichem Verhalten setzt. Dadurch wird sichergestellt, dass EE-Anlagenbetreiber bzw. deren Vermarkter eine möglichst gute Prognose erstellen, um so den Bedarf an Regelleistungsvorhaltung und insbesondere deren Einsatz zu optimieren.
• Als aktiven Beitrag zur Systemstabilität sollten darüber hinaus EE-Anlagen, die der Direktvermarktung unterliegen, die Möglichkeit haben, auch als Anbieter von Regelleistung aktiv zu sein. Die aktuellen Präqualifikationsbedingungen wären für derartige Fälle dahingehend anzupassen, dass Teilmengen der Anlagenparks, die mit hoher Wahrscheinlichkeit abrufbar sind, am Regelmarkt angeboten werden können (Übernahme der deutschen Präqualifikationsbedingungen).
• Weiters sollten für regelbare Anlagen und gesicherte Leistungen Anreize für einen netz- und marktdienlichen Einsatz durch Integration in Redispatch-Rahmen geschaffen werden. Systemdienstleistungen (Beispiel Frequenzhaltung, Blindleistung, Schwarzstartfähigkeit etc.) sollten abgegolten werden.

Technologiespezifische Incentivierung mittels variabler Marktprämie

• Aufgrund der ambitionierten Zielvorgaben des Regierungsprogramms muss innerhalb eines engen Zeitrahmens und strenger Genehmigungserfordernisse ein Großteil der kurz- und mittelfristig ökologisch und ökonomisch machbaren Ausbaupotenziale aller relevanten Erneuerbaren in Österreich genutzt werden. Daher ist die technologiespezifische Incentivierung zweckmäßig, um eine Diversität von Erzeugungsmustern (Netz- und Systemstabilität) und eine Begrenzung regionaler Konzentrationseffekte zu erreichen.
• Die technologiespezifischen Ausbauvolumina orientieren sich mit 27 TWh bis 2030 am Regierungsprogramm der österreichischen Bundesregierung: 11 TWh Photovoltaik, 10TWh Windkraft, 5 TWh Wasserkraft, 1 TWh Biomasse-KWK (wobei hier auch der Bestand von 2 TWh erhalten werden muss).
• Es wird ein Incentivierungssystem vorgeschlagen, das den Schwerpunkt auf variable Marktprämien legt. Variable Marktprämien zeigen im Vergleich zu Investitionsförderungen klare Kostenvorteile, weil eine geringere Risikoabgeltung erforderlich ist, es zu einer Vermeidung von einmaligen budgetären Belastungen kommt und Anreize zum effizienten und langfristigen Betrieb der Anlagen geschaffen werden. Dort, wo es trotz des engen Zeitrahmens bis 2030 genügend Projekte und Projektwerber gibt, soll es sinnvoller-weise zu einer wettbewerblichen Bestimmung der Vergütungssätze kommen. Alternativ kann in jenem Bereich, wo dies nicht der Fall ist, eine administrativ festgelegte Marktprämie angedacht werden.
• Die Vergütungsdauer der Marktprämien muss sich auf einen Zeitraum von 20 Jahrenbelaufen.
• Die Höhe der variablen Marktprämien ergibt sich als Differenz der für die jeweilige Technologie wettbewerblich ermittelten bzw. administrativ festgelegten Vergütung (im deutschen EEG „anzulegender Wert“) und dem Marktwert des durch die jeweilige Technologie erzeugten Stroms. Der Marktwert entspricht dem durchschnittlichen erzielbaren Verkaufserlös eines Erzeugungsprofils der jeweiligen Technologie an einer Strombörse. Der Marktwert wird also aus einem geeigneten Referenzmarktpreis an einer Strombörse im Nachhinein errechnet.
• Je kürzer der Zeitraum ist, der für die Ermittlung des Referenzmarktpreises gewählt wird, desto mehr spiegelt der Referenzmarktpreis die Bewegung des zugrundeliegenden Großhandelspreises wider und desto niedriger ist das Risikofür die Anlagenbetreiber, die die Differenz zwischen zugesagter Vergütung und Referenzmarktpreis als Marktprämie erstattet bekommen. Die Marktprämie schwankt dann weitgehend umgekehrt proportional zum Großhandelspreis und die Gesamterlöse des Anlagenbetreibers sind damit wenig volatil.
• Je länger dagegen der Betrachtungszeitraum für die Durchschnittspreisbildung ist, desto weniger bildet der Referenzmarktpreis die Schwankungen des Großhandelspreises ab. Dadurch ergeben sich einerseits mehr Anreize für eine bedarfsgerechte Erzeugung und systemdienliches Handeln, indem der Stromabsatz in Phasen niedriger Marktpreise vermieden wird. Andererseits sind vor allem solche Anlagen, die kaum Möglichkeiten zur Steuerung ihres Angebots haben, einer höheren Volatilität ihrer Gesamterlöse ausgesetzt. Somit erscheint für Anlagen, deren Erzeugung in höheren Ausmaß steuerbar ist, eine längere Referenzpreisermittlungsmethode angemessen.
• Oesterreichs Energie spricht sich daher dafür aus, bei Wasserkraft- und Biomasse-Anlagen eine quartalweise Referenzpreisperiode zu wählen. Für Windkraft- und PV-Anlagen sollte dagegen eine monatliche Referenzpreisbildung vorgesehen werden.
• Zur Bestimmung der Marktwerte je Technologie sollten die entsprechenden, in das öffentliche Netz eingespeisten, nationalen Technologieportfolios herangezogen werden:
  • Wind: Einspeiseprofil des nationalen Wind Portfolios (Neuanlagen und Bestand);
  • PV: Einspeiseprofil des nationalen PV Portfolios (Neuanlagen und Bestand ohne Anteil des Eigenverbrauchs);
  • Laufwasser und Speicher mit natürlichem Zufluss: Einspeiseprofil des nationalen Portfolios Laufwasser (Neuanlagen und Bestand);
  • Biomasse: nationales Biomasse Portfolio (Neuanlagen und Bestand ohne Anteil des Eigenverbrauchs).
• Zur Berechnung der Referenz-Marktpreise im Direktvermarktungssystem wird EPEX Spot AT vorgeschlagen, ohne dies im Gesetz zu verankern, um gegebenenfalls Anpassungen über die Jahre vornehmen zu können.
• Im Falle von Perioden mit drei oder mehr Stunden („3h-Regel“) mit negativen Preisen sollen die Marktprämien nicht ausbezahlt werden.

• Bei der vorgeschlagenen technologiespezifischen Incentivierung sind neben den erforderlichen neuen Anlagen auch sämtliche zweckmäßige Maßnahmen zum Erhalt und zur Erhöhung des Erzeugungsoutputs bei bestehenden erneuerbaren Anlagen (Effizienzsteigerung/Erweiterung, Revitalisierung) in adäquater Weise zu erfassen.
• Bei der Wasserkraft stellt die Aufrechterhaltung der Erzeugung durch Revitalisierungsmaßnahmen bei bestehenden Anlagen zum Ende der Genehmigungsdauer bzw. der technischen Lebensdauer durch die Umsetzung der aktuell gültigen ökologischen Auflagen im Sinne der WRRL einen Spezialfall dar. Deshalb wird hier bei Nachweis, dass eine Aufrechterhaltung durch die Umsetzung dieser Auflagen im Sinne der WRRL etc. ohne Unterstützung nachweislich nicht wirtschaftlich darstellbar ist, eine Bestandssicherung in Form eines Investitionszuschusses oder einer Marktprämie gewährt. Kommt es im Rahmen einer Revitalisierung neben der Herstellung des technischen und ökologischen Standes der Technik auch zu einer Erzeugungssteigerung, so kann die zusätzliche Erzeugungsmenge an der Ausschreibung oder der administrativen Zuteilung der Ausbauincentivierung teilnehmen (s.o.). Mindererzeugungen, welche sich aus den umzusetzenden Maßnahmen der Wasserrahmenrichtlinie ergeben, sollen bei der Errechnung der zusätzlichen Erzeugungsmenge eingerechnet werden.
• In der Förderung befindliche EE-Bestandsanlagen sollten die Möglichkeit und einen Anreiz (ähnlich der Managementprämie in DE) erhalten, für die Restzeit der Förderung mit dem für die Anlage geltenden Einspeisetarif als „anzulegenden Wert“ in die Direktvermarktung zu wechseln. Bei der Ausgestaltung des Anreizsystems sollte berücksichtigt werden, dass im Einspeisetarif die Ausgleichsenergiekosten, welche im Fall der Direktvermarktung der Anlagenbetreiber zu tragen hat, nicht inkludiert sind. Zusätzlich ist eine Abwägung zwischen den Ersparnissen für das Gesamtsystem (insbesondere durch die erwarteten Reduktionen der Ausgleichsenergiekosten) und den Mehrkosten für das Anreizsystem zu treffen.
• Brennstoffabhängige Bestandsanlagen mit einer Laufzeit von mehr als 20 Jahren bzw. nach der Abschreibung sollen bei Bedarf nach Maßgabe des EU-Beihilfenrechts mittels administrativ festgelegten Marktprämien incentiviert werden.

Dezentralisierungsmodell für Windkraft

• Die Rahmenbedingungen müssen so gesetzt werden, dass ein zielorienterter Ausbau der Technologien Wasserkraft, Windkraft, Photovoltaik und Biomasse (inkl. Bestandserhaltung) unter Berücksichtigung der regionalen Verhältnisse gewährleistet wird.
• Zuschläge für besondere Infrastrukturanforderungen (Dezentralisierung) sind im Hinblick auf die ambitionierten Ausbauziele sinnvoll, weil sie zu geringeren Gesamtkosten (Investition, Netzausbau, Infrastruktur etc.) führen können.
• Um Konzentrationseffekte zu vermeiden, Infrastrukturkosten auszugleichen und die soziale Akzeptanz in der Bevölkerung zu erhöhen, sollte für Windkraft im Gesetz das Prinzip verankert werden, eine regionale/dezentrale Verteilung des gleichzeitigen Ausbaus in mehreren geeigneten Bundesländern voranzutreiben. (Siehe dazu Studie Windpotenzial der IG Windkraft 2018).
• Die Detailformel zur Berechnung eines sogenannten „Dezentralisierungsfaktors“ sollte dabei nicht im Gesetz angeführt, sondern in Verordnungen reglementiert werden.
• Zur Faktorberechnung sollten objektivierbare Kriterien wie Infrastrukturkosten (Ableitungslänge, Höhendifferenz usw.), Netzausbaukosten, Windertrag und Windgeschwindigkeit herangezogen werden.