WIFO-Vorschlag zum Decoupling von Strompreisen und CO₂-Kosten

Zuallererst sei angemerkt, dass aus physikalischer Sicht im Stromnetz Angebot und Nachfrage sich immer die Waage halten müssen. Das bedeutet, dass mit Blick auf die Versorgungssicherheit stets mehr sichere Erzeugungskapazitäten als Stromverbrauchnachfrage verfügbar sein müssen. In den letzten Jahren wurden zwar erneuerbare Energien massiv ausgebaut, jedoch ist die Stromerzeugung von Windkraft und Solarenergie aufgrund ihrer wetterabhängigen Erzeugung sehr volatil: somit werden weiterhin gesicherte Kapazitäten, wie flexible Gaskraftwerke, benötigt.

Um nun zu entscheiden, welches Kraftwerk wann Strom produzieren – und somit auch Geld verdienen – darf, hat sich ein System namens „Merit Order“ etabliert. Am Vortag zur Produktion, am sogenannten Day-Ahead-Markt, findet eine Auktion statt, welche die Großhandelspreise für den Folgetag festlegt. Alle Kraftwerke bzw. Energieversorger können ein Gebot abgeben. Den Zuschlag erhalten klarerweise die günstigsten Anbieter. Das letztnotwendige Gebot, um die Nachfrage zu decken, setzt somit den Marktpreis fest. Diesen Marktpreis erhalten alle Erzeuger vergütet. Steuern, Abgaben und Netzkosten kommen noch dazu. In genau diese Auktion am Day-Ahead-Markt würde der vorgeschlagene Mechanismus eingreifen, indem er die Preisbildungsmechanik ändert.

Nachdem die günstigsten Technologien zuerst den Zuschlag erhalten, ergibt sich in der Regel folgende Reihung: Erst kommen Sonne, Wind und Wasser zum Zug, danach Atomkraft, Kohle, Gas und Öl. In Österreich ist meistens, jedenfalls aber im Winter, ein fossiles Gaskraftwerk preissetzend. Um fossile Emissionen zu bepreisen und somit auch effizientere oder sogar CO₂-neutrale Erzeugung kompetitiver zu machen, wurde eine CO₂-Bepreisung auf EU-Ebene eingeführt. Diese fließt bei den fossilen Kraftwerken in die Kostenkalkulation ein und beeinflusst damit das mögliche Gebot der Anlagen.

Dies hat einerseits zur Folge, dass Strom aus Gaskraftwerken teurer wird – und somit in vielen Fällen der Strompreis für uns alle steigt. Andererseits profitieren davon Erzeuger erneuerbarer Energien, da sie einen noch höheren Preis für ihren Strom erhalten. Dies hilft dabei erneuerbare Anlagen wirtschaftlich zu machen und fördert somit den notwendigen Ausbau der Erneuerbaren.

Um nun den Effekt der CO₂-Kosten zu verringern, schlägt das Institut für Wirtschaftsforschung vor, die Vergütungsmechanik der Merit-Order zu ändern. Erneuerbare sollen ab einem gewissen Schwellenwert, also bei Hochpreisstunden, näherungsweise folgende Vergütung erhalten: Marktpreis minus CO₂-Kosten. Damit ergäbe sich der neue Strompreis als das gewichtete Mittel aus Marktpreis und Preis für Erneuerbare. Für Gaskraftwerke würde sich der Erlös aber nicht ändern, da die CO₂ Kosten bei diesen Kraftwerken ja auch anfallen, nicht aber bei CO₂-neutralen Energien. Laut WIFO-Studie ergibt sich in Österreich durch den Mechanismus ein Reduktionspotenzial von etwa 8,5% des Marktpreises.

Allerdings muss man feststellen: Österreich ist eingebettet in einen europäischen Strommarkt und importiert einen beträchtlichen Anteil seines Stroms. Somit ist eine andere Marktmechanik nur schwer umsetzbar.

Grafik A verbildlicht diesen Mechanismus. Auf der x-Achse sehen wir die erzeugte Strommenge, auf der y-Achse den Preis. Der blaue Bereich „B“ repräsentiert die erneuerbaren Energien, die zuerst zum Zug kommen. Wie oben bereits erwähnt, ist fossile Erzeugung oft trotzdem notwendig (roter Bereich „C“), wodurch auch die CO₂-Kosten in den Preis einfließen müssen (hier 28 EUR/MWh).

Da aber nun die erneuerbaren Energien um die CO₂-Kosten weniger Geld verdienen würden, beschreibt der grüne Bereich „A“ einerseits den Erlösentgang der Erneuerbaren, andererseits die Kostenersparnis der Endverbraucher*innen. Denn das Delta würde über noch zu definierende Mechanismen umverteilt werden.

Vorteile dieses Vorschlages wären, dass das Preissignal bei CO₂ erhalten bliebe und die Kosten für Endverbraucher*innen trotzdem sinken würden. Die Umsetzung bleibt jedoch komplex, wäre aber auf zwei Arten möglich:

• Entweder die Day-Ahead-Auktion müsste auf unit-based Gebote umsteigen; das heißt, es würden anlagenscharfe Gebote anstelle von Portfolio-Geboten gestellt.
• Oder eine nachgelagerte Abgabe müsste eingeführt werden.

Beide Herangehensweisen würden administrativen Mehraufwand bedeuten und Komplikationen mit sich bringen. So wäre bei ersterem Vorschlag eine Abwanderung vom Day-Ahead-Markt zu anderen Märkten wahrscheinlich und die bis jetzt üblichen Portfolio-Gebote wären passé. Portfolio-Gebote haben aber den großen Vorteil, dass ein Unternehmen in der internen Optimierung besser auf beispielsweise Wetteränderungen reagieren kann. Bei unit-based Geboten läuft dann oft ein weniger effizientes Kraftwerk. Dieser Effekt und der erhöhte administrative Aufwand würden zu höheren Strompreisen führen – bzw. der Ersparniseffekt würde zusammenschrumpfen.

Bei letzterem Vorschlag ist eine kompliziertere Verrechnungsweise zu erwarten. Grundsätzlich müsste der niedrigere Strompreis durch eine nachgelagerte Steuer finanziert werden, ähnlich wie beim Energiekrisenbeitrag-Strom (EKBS). Fraglich ist auch, ob jeder PV-Anlage in Österreich zu einer exakten Viertelstunde eine Einspeisemenge zuzuordnen ist.

In beiden Fällen wären reduzierte Erlöse aus erneuerbaren Energien die Folge – was zu verzerrten Biet- und Investitionsanreizen führen könnte. Erlöse aus Gaskraftwerken wären jedoch nicht betroffen. Weitere Fragen wären natürlich, wie diese Schwelle festgesetzt wird – wäre es eine dynamische Grenze, die laufend angepasst werden müsste? Sollte sie hoch oder niedrig angesetzt werden? Problematisch wäre es jedenfalls, wenn die Schwelle unterhalb der Fördersysteme für erneuerbare Energien (z.B. Marktprämie) festgesetzt werden würde – dies würde die Absicht, erneuerbare Energien zu fördern, konterkarieren. Somit müsste der Schwellenwert so ausgestaltet werden, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien in Österreich keinesfalls gehemmt werden würde, um nicht konträr zu anderen Maßnahmen zu laufen.

Aus volkswirtschaftlicher Perspektive ist der ökonomische Nutzen gering und der Mechanismus hat eher Umverteilungscharakter. Zudem erhöht es die Komplexität des Strommarkts weiter.
Zusammenfassend ist festzustellen, dass der WIFO-Vorschlag die Vergütung der erneuerbaren Energien um die approximierten CO₂-Kosten ab einem gewissen Schwellenwert verringern würde. Dies würde jedoch mit erheblichem administrativem Mehraufwand und anderen negativen Nebenwirkungen einhergehen. Bei einer Implementierung von unit-based Geboten wäre ein neuer, komplizierterer Marktmechanismus notwendig. Bei letzterem Mechanismus wäre es nur eine zusätzliche, weitere Abgabe, ähnlich dem EKBS. Generell profitieren Verbraucher*innen von etwas geringeren Strompreisen, dies geht aber ausschließlich zu Lasten der erneuerbaren Energien.