Betrachten wir die zukünftige Förderung Erneuerbarer Energie im Rahmen einer EEGReform im Jahr 2014 sollte Folgendes gelten: Die Art der Förderung orientiert sich differenziert am technologischen Reifegrad und der Marktfähigkeit. Ebenso erscheint uns eine regionale Differenzierung als wichtig.

Im Bereich Photovoltaik wird die Entscheidung für FiT maximal bis Erreichen von 52 GW umgesetzt, danach dürfte keine weitere PVFörderung erfolgen. Ggf. kann man die Förderung bzw. Vergütung abhängig von Kosten- und Preisentwicklung weiter reduzieren. Eine Förderung von Erzeugung für den Eigenverbrauch muss ausgeschlossen werden und es ist höchste Zeit, die Beteiligung an Netzanschlusskosten zu prüfen. Im Wind Onshore Bereich wäre mittelfristig eine flexible Marktprämie beizubehalten. Langfristig jedoch scheint der Übergang zu einer fixen Marktprämie geboten. Auf den Prüfstand gehört die regionale Vergabe von Ausbaumengen ebenso wie ein Rahmen, um Versteigerungen auf FiT zu prüfen.

Für Wind Offshore schlagen wir ein Stauchungsmodell für alle Projekte vor, die im Bau bzw. genehmigt sind. Im Interesse der Investitionssicherheit auch über das Jahr 2017 hinaus. Möglich wäre auch, das Stauchungsmodell nicht zeitorientiert, sondern GWbezogen auf Startnetzprojekte (ca. 8 GW) zu beziehen. Nach ca. 8 GW sollte nur noch das Fördermodell ohne Stauchung greifen, wobei die erreichten Kostenreduktionen einzurechnen sind. Für Projekte, die nach 2020 geplant sind, kann der Übergang zu Versteigerungen eine Variante sein.

Zum Bereich Flexible Erneuerbare Energien (Bio, Hydro) ist ein Wegfall der „Grundlastförderung“ von Bioenergie dringend geboten. Erforderlich ist ein Anreizen von flexibler Fahrweise und die Forcierung der Speicherbarkeit von Bioenergie. Das Modell einer fixen Marktprämie ist ebenso zu prüfen wie ggf. die Einführung einer Versteigerung.

Notwendig erscheint eine Stärkung des Europäischen CO2-Zertifikatehandels; alternativ sektorspezifische CO2-Begrenzung für Stromerzeuger. Bei Maßnahmen zur Reduzierung des CO 2 -Ausstoßes präferieren wir eine Reform des EU-ETS. Eine Definition langfristiger, verbindlicher CO 2-Ziele für die EU sollte nicht aufgegeben werden. Dazu sollten potenziell gleichzeitig Maßnahmen zur Verhinderung von massiven Preisausschlägen eingeleitet werden.  Eine mögliche Ergänzung wäre die CO2 -Begrenzung im Stromsektor durch die Einführung eines europaweiten Grenzwertes für die CO2-Intensität des Stroms von Erzeugern oder Vertrieben. Unser Vorschlag: Absenkung des Grenzwerts auf z. B. 300 g CO2/kWh im Jahr 2030 bei gleichzeitig ansteigendem CO 2 -Preis für Emissionen jenseits des Grenzwerts. Ein Diskussionspunkt ist weiterhin die Umlage der Systemkosten. Die Fixkosten des Systems sollten nicht wie bisher über den Stromverbrauch, sondern über die Anschlussleistung auf den Stromnutzer umgelegt werden. Dadurch beteiligen sich auch Selbstversorger, die ja das Stromnetz immer noch benötigen und sich nur für begrenzte Zeit im Jahr selbst versorgen, angemessen an dessen Kosten und den anderen Infrastrukturkosten.

Die Einführung einer Temporären Sicherheitsreserve außerhalb des Marktes reicht zunächst aus, um bestehende regionale Systemengpässe auszugleichen. Allerdings muss im Hinblick auf die abzuschaltenden Kernkraftwerke bis 2022 grundsätzlich über die Notwendigkeit von Kapazitätsmärkten bzw. -mechanismen entschieden werden.  Es ist noch nicht klar, ob der Energy-onlyMarkt langfristig die gewünschten Investitionssignale liefert, oder doch Kapazitätsinstrumente notwendig werden. Der Energyonly-Markt hat den Vorteil einer nur geringen regulatorischen Eingriffstiefe. Preisspitzen bei Knappheit von Erzeugungskapazität können ggf. marktgerechte Signale für Investitionen in neue flexible konventionelle Kraftwerke geben. Nachteile können jedoch ein hoher politischer Druck bei steigenden Marktpreisen und zeitverzögerte Investitionen sein. Die Einführung eines Kapazitätsmarktes würde zwei Vorteile bringen. Zum einen Investitionssicherheit für neue Kraftwerke und zum anderen tendenziell geringere Preise auf dem Großhandelsmarkt, die die zusätzlichen Kosten des Kapazitätsmarktes zumindest teilweise kompensieren können. Als Nachteil besteht allerdings die Gefahr einer ineffizienten Regulierung und fehlender Investitionsanreize aus dem Großhandelsmarkt.  www.siemens.de