Inklusion kleiner Akteure in die Auktion: Begrenzung der Bieterrisiken 6.3 im Rahmen des Auktionsdesigns
7 Mögliche Anreize für Systemdienlichkeit und ei- ei-ne ausgewogeei-ne geografische Verteilung
In der öffentlichen Diskussion wurde wiederholt gefordert, dass Ausschreibungen Anreize zur Sys-temdienlichkeit bzw. einer ausgewogenen geographischen Verteilung setzen sollen. Zur Erreichung dieses Ziels sind verschiedene Gestaltungsoptionen denkbar. Im Rahmen einer Auktion können tech-nische Voraussetzungen festgelegt werden, um z.B. eine hohe Systemdienlichkeit der Anlagen sicher-zustellen. Alternativ können zusätzliche Kriterien zur Bewertung der Gebote hinzugefügt werden, damit Anlagen, die besonders systemdienlich sind, bevorzugt bezuschlagt werden. Des Weiteren sind separate Ausschreibungstranchen, z.B. für Ost-West-Anlagen, denkbar. Zudem kann über ein Refe-renzertragsmodell oder über regionale Ausschreibungen eine ausgewogene geographische Verteilung der PV-Anlagen angereizt werden, um potenziell die Netzintegration zu erleichtern und die öffentliche Akzeptanz im Vergleich zur Ballung von PV-Anlagen in Süd- oder Ostdeutschland zu erhöhen.
Empfehlung zu möglichen Anreizen für Systemdienlichkeit
Generell sollten die technischen Anforderungen an PV-FFA in der Auktion analog zum EEG gehand-habt werden, d.h. alle im EEG und den derzeit gültigen Normen geregelten Voraussetzungen müssen auch in der Ausschreibung erfüllt sein. Darüber hinausgehende Anforderungen an die Systemdienlich-keit oder die regionale Verteilung sollten vorerst nicht über das Ausschreibungssystem, sondern ge-trennt hiervon geregelt werden, um das Ausschreibungssystem einfach zu halten und dessen Ver-gleichbarkeit mit dem bisherigen EEG sicherzustellen. Perspektivisch können weitere Maßnahmen und bei größeren Ausschreibungsvolumina auch separate Ausschreibungstranchen erwogen werden. Das Pilotausschreibungssystem sollte in dieser Hinsicht jedoch nicht überfrachtet werden.
Theoretisch könnte in der Ausschreibung eine ganze Reihe an technische Qualifikationsanforderungen zur Systemdienlichkeit eingeführt werden, wie z.B. die Fähigkeit zur Leistungsreduktion (z.B. zur Verbesserung der Netzstabilität), die Schwarzstartfähigkeit (d.h. die Möglichkeit zur aktiven Steue-rung der Leistungsbereitstellung bei Systemstart, um im Falle eines Blackouts den Systemneustart zu erleichtern), die Bereitstellung von Blindleistung (zur Spannungserhaltung), die Bereitstellung von sogenannter künstlicher Trägheit (zur Verbesserung der Systemstabilität) oder die dauerhafte Be-grenzung der Wechselrichterleistung (zur Verringerung des notwendigen Netzausbaus). Insbesondere die Klasse der PV-Freiflächenanlagen eignet sich im Vergleich zu sehr kleinen PV-Anlagen grundsätz-lich für die effiziente Bereitstellung von Systemdienstleistungen16.
16 Ein ähnlicher Effekt würde erzielt, wenn sich der Ausschreibungsgegenstand auf die Wechselstromleistung und nicht auf die Gleichstrom-leistung beziehen würde, da hierdurch ein höheres DC/AC-Verhältnis angereizt würde.
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Der Vorteil der zusätzlichen technischen Anforderungen ist, dass die Systemdienlichkeit und Netzin-tegration der Anlagen gesichert werden können. Dem stehen verschiedene Nachteile gegenüber. So verringern zusätzliche, über das bislang übliche Maß hinausgehende technische Anforderungen den Wettbewerb in der Auktion und führen damit potentiell zu höheren Fördertarifen. Jede zusätzliche technische Anforderung führt zudem zu einem erhöhten Prüfaufwand für die ausschreibende Stelle.
Das schwerwiegendste Argument gegen zusätzliche Anforderungen ist jedoch, dass wirksame techni-sche Anforderungen derzeit allgemein für alle Erzeugungsanlagen in sogenannten technitechni-schen An-schlussbedingen durch die Netzbetreiber geregelt werden und partielle sowie technologiespezifische Regelung der technischen Anforderung für die Teilnehmer einer Auktion einen gravierenden Eingriff in die derzeitigen Praxis darstellt. Unabhängig von dem gewählten Förderinstrument ist derzeit noch unklar, welche technischen Eigenschaften jede Technologie (PV- oder Windenergieanlagen) inhärent bereitstellen müssen und welche (System-)Dienstleistungen die Anlagen zusätzlich anbieten sollten.
Für diese Fragestellung wäre somit vorerst eine differenzierte volkswirtschaftliche Bewertung der gewählten Ausprägung notwendig.
Zudem ist eine gesonderte Berücksichtigung von Ost-West-Anlagen im Ausschreibungssystem denk-bar, entweder durch gesonderte Ausschreibungstranchen oder durch Besserstellung solcher Gebote.
Ost-West-Anlagen weisen ein besser integrierbares Einspeiseprofil auf (flachere Mittagsspitze, höhe-rer Leistungsbeitrag in den Morgen- und Abendstunden). Die geringeren Erzeugungsgradienten füh-ren zudem perspektivisch bei einem hohen PV-Bestand (Größenordnung 80 bis 90 GW) zu geringefüh-ren negativen Residuallasten und einem positiven Einfluss auf residuale Lastgradienten. Diesen positiven Systemeffekten steht jedoch ein geringerer Stromertrag gegenüber, der über investitionskostenseiti-ge Einsparuninvestitionskostenseiti-gen nicht ausinvestitionskostenseiti-geglichen werden kann. Die investitionskostenseiti-genannten positiven Effekte auf das Stromsys-tem wurden zudem bislang noch nicht monetär quantifiziert. Es ist also derzeit noch nicht abzusehen, ob der monetär bewertete Systemvorteil (bzgl. Stromsystem und Netze) ausreicht, um die Mehrkos-ten zu decken. Weiterhin ist die Fragestellung, inwieweit solch ein regional gesteuerter Zubau volks-wirtschaftlich sinnvoll ist, unabhängig von der Ausschreibung zu beantworten.
Ein weiterer Aspekt, der über Ausschreibungen gesteuert werden kann, ist die regionale Verteilung der PV-Anlagen. Die regionale Verteilung kann zum Beispiel direkt über regional aufgeteilte Aus-schreibungen stattfinden. Allerdings würde dies das Wettbewerbsniveau verringern und administrati-ve und politische Transaktionskosten für die Festlegung des regionalen Verteilungsschlüssels erzeu-gen. Alternativ kann ein Referenzertragsmodell (analog zur Förderung von Windenergie im EEG) ein-geführt werden. Dabei würden alle Gebote auf einen Referenzstandort normiert und entsprechend bezuschlagt werden. Eine solche regionale Verteilung im Rahmen der Ausschreibung zu ermöglichen, könnte insbesondere mit Blick auf zukünftige Ausschreibungen für Onshore Wind sinnvoll sein. In Hinblick auf PV-FFA erscheint ein Referenzertragsmodell allerdings relativ aufwendig und weniger wirksam, da die Gesamtprojektkosten zu einem geringeren Anteil von der Sonneneinstrahlung beein-flusst werden, als dies bei Windenergie in Hinblick auf die Qualität der Windstandorte der Fall ist. Die signifikante regionale Differenz der Pachtpreise kann dazu führen, dass auch ohne regionale Aus-schreibungen oder Referenzertragsmodell eine regionale Verteilung der installierten PV-Anlagen ent-stehen kann.
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Vor diesem Hintergrund werden vorerst keine gesonderten Maßnahmen empfohlen, um die Sys-temdienlichkeit bzw. die regionale Verteilung der Anlagen zu verbessern. Stattdessen sollte das Pilot-ausschreibungssystem so einfach wie möglich gehalten werden und eine Vergleichbarkeit der Ergeb-nisse mit dem bisherigen EEG anstreben. Die technischen Anforderungen an PV-Anlagen sollten ana-log zum EEG gehandhabt werden, d.h. alle im EEG geregelten Voraussetzungen müssen auch in der Ausschreibung erfüllt sein. Die Weiterentwicklung der technischen und geographischen Anforderun-gen sollte in einer koordinierten Vorgehensweise mit Blick auf weitere Technologien und das Gesamt-system stattfinden.
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