Das Ökostromgesetz 2012 und seine Auswirkungen

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1 Das Ökostromgesetz 2012 und seine Auswirkungen DI Michael Sorger E-Control, Abteilung Ökoenergie und Energieeffizienz, Rudolfsplatz 13a, A-1010 Wien Tel , michael.sorger@e-control.at 1. Einleitung Im Juli 2012 trat das Ökostromgesetz 2012 (ÖSG 2012) vollständig in Kraft und brachte diverse Änderungen mit sich. Es werden auszugsweise einzelne Punkte des ÖSG 2012 aufgelistet und in Folge werden die wichtigsten Neuerungen wie z.b. die Ausbauziele für 2020 und der neue Aufbringungsmechanismus näher behandelt. Die Darstellung der Ist- Situation wird mit einer Betrachtung der aktuellen Daten des geförderten Ökostroms in Österreich und dessen Finanzierung abgeschlossen. Im zweiten Teil des Papers werden diverse Szenarien angeführt in denen betrachtet wird inwiefern sich die Ausbauziele unter den gegebenen Umständen realisieren lassen. Zum Abschluss werden die zentralen Erkenntnisse aufgelistet sowie damit verbundenen Empfehlungen formuliert. Sofern nichts anderes angegeben ist, beziehen sich die zitierten Gesetzesregelungen auf das Ökostromgesetz idf BGBl I Nr. 75/ Das Ökostromgesetz 2012 (ÖSG 2012) Das ÖSG 2012 wurde am 29. Juli 2011 im österreichischen Nationalrat beschlossen. Da es einer beihilferechtlichen Prüfung durch die Europäische Kommission bedurfte, trat das Gesetz erst mit Anfang Juli 2012 vollständig in Kraft. Ausgenommen davon war der Wartelistenabbau (siehe Abschnitt 2.3) im Bereich der Windkraft und der Photovoltaik wofür bereits mit dem Beschluss im Nationalrat 80 Mio. Euro bzw. 28 Mio. Euro zur Verfügung gestellt wurden. Die wesentlichen Neuerungen bzw. Anpassungen sind nachfolgend auszugsweise dargestellt, wobei in der Folge einige Punkte detaillierter betrachte werden: Bis zum Jahr 2015 ist die Abhängigkeit Österreichs von Atomstromimporten bilanziell zu beseitigen ( 4 Abs. 1 Z. 7). Der Anteil von gefördertem Ökostrom an der Abgabemenge an Endverbraucher aus öffentlichen Netzen soll bis 2015 auf 15% erhöht werden. ( 4 Abs. 2). Zusätzlich zum bereits in der Ökostromgesetznovelle 2009 formulierten Ziel zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern bis 2015 werden in der aktuellen Novelle Ausbauziele (siehe Abschnitt 2.1) bis 2020 formuliert ( 4 Abs. 3 und 3). Seite 1

2 Anpassungen insbesondere aufgrund der Erneuerbaren Richtlinie 2009/28/EG zu Herkunftsnachweisen für Ökostrom ( 10, 11): Die E-Control ist als zuständige Stelle für die Überwachung, Ausstellung, Übertragung und Entwertung der Herkunftsnachweise benannt. Basis für die Erstellung von Herkunftsnachweisen sind Nettostromerzeugungsmengen. Ein Herkunftsnachweis muss künftig mehr Angaben als bisher umfassen. Die E-Control hat Preise für Herkunftsnachweise, die im Zuge der Kontrahierungspflicht von der OeMAG übertragen werden, per Verordnung festzulegen. Für Kleinwasserkraft mit einer Engpassleistung von bis zu 2 MW geben werden nun neben der Möglichkeit von Investitionszuschüssen auch Einspeisetarife vorgesehen ( 12 Abs. 1 Z. 2). Der Netzparitätstarif in der Höhe von 18 Cent/kWh für Photovoltaik-Anlagen über 5 kwp ist im ÖSG 2012 verankert ( 14 Abs. 6). Dieser Punkt wurde in der Ökostrom- EinspeisetarifeVO 2012 insofern detailliert als dass dieser Tarif nur für gebäudeintegrierte Anlagen gilt (ÖSET-VO 5 Abs. 4) Nach Annahme des Antrags durch die OeMAG müssen die Anlagen innerhalb eines bestimmten Zeitraums errichtet werden. Für Photovoltaikanlagen sind das 12 Monaten, für Kleinwasser-, rohstoffabhängige und Windkraftanlagen 36 Monaten sowie für sonstige Anlagen 24 Monaten ( 15 Abs. 6). Für Photovoltaikanlagen gibt es keine Warteliste mehr. Sollte das Unterstützungsvolumen ausgeschöpft sein, so werden alle weiteren Anträge im entsprechenden Kalenderjahr von der Ökostromabwicklungsstelle abgelehnt. ( 15 Abs. 7). Die Einspeisetarife werden weiterhin per Verordnung durch das Wirtschaftsministerium in Kooperation mit dem Sozial- und Umweltministerium festgelegt. Diese können für zwei oder mehrere Kalenderjahre im Vorhinein festgelegt werden. Sollte mit Beginn des Kalenderjahres keine neue Verordnung erlassen sein, so gelten die für das jeweilige Vorjahr festgelegten Preise mit einem festgelegten Abschlag ( 19). Photovoltaikanlagen > 500 kwp werden künftig nicht mehr gefördert ( 20 Abs. 3 Z. 4). Technologie- und KWK-Bonus werden unter bestimmten Voraussetzungen weiterhin gewährt ( 21). Für Anlagen auf Basis von Biogas und flüssiger Biomasse wird für Bestandsanlagen, für die zum 20. Oktober 2009 ein Vertrag über die Kontrahierung von Ökostrom durch die Ökostromabwicklungsstelle zu Einspeisetarifen bestand, ein Seite 2

3 Betriebskostenzuschlag (vergleichbar mit dem Rohstoffzuschlag des vorangehenden Gesetzes) gewährt. Für diesen Betriebskostenzuschlag stehen maximal 20 Mio. Euro jährlich zur Verfügung ( 22). Das zusätzliche jährliche Unterstützungsvolumen (siehe Abschnitt 2.2) beträgt nun 50 Mio. Euro pro Jahr, wobei sich dieser Wert in den kommenden 10 Jahren jährlich um 1 Mio. Euro reduziert ( 23). Investitionszuschüsse für Ablauge betragen zwischen 300 Euro/kW und 120 Euro/kW bzw. maximal 30 % der Investitionskosten ( 25). Investitionszuschüsse für Kleinwasserkraft sind mit 16 Mio. Euro jährlich begrenzt. Für das Jahr 2013 werden einmalig weitere 20 Mio. Euro bereitgestellt. Kleinwasserkraftanlagen bis zu 500 kw erhalten max. 30 % der Investitionskosten bzw. max Euro pro kw ausbezahlt, Kleinwasserkraftanlagen bis 2 MW max. 20 % bzw Euro pro kw, Anlagen bis 10 MW max. 10 % bzw. 400 Euro pro kw ( 26). Investitionszuschüsse für mittlere Wasserkraftanlagen sind bis 2014 jährlich mit max. 7,5 Mio. begrenzt. Anlagen erhalten max. 10 % der Investitionskosten bzw. max. 400 Euro/kWh sowie max. 6 Mio. Euro pro Anlage als Investitionszuschuss ausbezahlt ( 27). Der Aufbringungsmechanismus (siehe Abschnitt 2.4) wurde geändert. Zukünftig setzen sich die Fördermittel aus der Ökostrompauschale (früher Zählpunktpauschale), dem Verkauf von Ökoenergie sowie den dazugehörigen Herkunftsnachweisen an die Stromhändler, einem Ökostromförderbeitrag, Verwaltungsstrafen, Zinsen und sonstigen Zuwendungen zusammen ( 44). Kostendeckelung des Ökostromförderbeitrags bzw. Befreiung von der Ökostrompauschale für einkommensschwache Haushalte. ( 49). Wartelistenabbau (siehe Abschnitt 2.2) erfolgt durch Gewährung von eigenen Einspeisetarifen. Windkraftanlagen, die einen Vertrag mit der OeMAG im Kalenderjahr 2011 oder 2012 erhalten hätten, konnten zu einem Tarif von 9,7 Cent/kWh, Anlagen, die einen Vertrag im Jahr 2014 oder später erhalten hätten, zu einem Tarif von 9,5 Cent/kWh einen Vertrag mit der OeMAG abschließen. Photovoltaikanlagen erhalten einen Abschlag zwischen 2,5 % und 22,5 % auf den gültigen Einspeisetarif des 1. HJ 2012 ( 56). Seite 3

4 2.1. Ausbauziele Das ÖSG 2012 sieht neben den Zielen des vorherigen Gesetzes für 2015 auch Ziele für 2020 vor. Diese Ausbauziele sind in Tabelle 1 dargestellt. Tabelle 1 Ausbauziele für geförderten Ökostrom bis 2015 bzw laut ÖSG 2012 Zusätzlich bis 2015 Zusätzlich bis 2020 Technologie Ist 2010 in GWh in GWh in GWh Kleine und mittlere Wasserkraft Windkraft Photovoltaik Biomasse und Biogas Das Unterstützungsvolumen Laut 23 (5) wird das Unterstützungsvolumen wie folgt definiert: Das dafür verwendete zusätzliche jährliche Unterstützungsvolumen errechnet sich aus der Multiplikation der durch die Anlage in einem Kalenderjahr erzeugten Ökostrommengen mit der Differenz aus den Aufwendungen der Ökostromabwicklungsstelle in Höhe des jeweiligen Einspeisetarifes samt allfälligen Zuschlägen und den aliquoten Aufwendungen gemäß 42 Abs. 4 einerseits und dem Marktpreis gemäß 41 Abs. 3 andererseits. In Tabelle 2 ist das zusätzliche Unterstützungsvolumen für 2012 und das Jahr 2011 dargestellt. Das zusätzliche Unterstützungsvolumen belief sich im Jahr 2011 auf insgesamt 21 Mio. Euro wobei davon 2,1 Mio. Euro für Photovoltaik reserviert waren und 18,9 Mio. Euro wurden auf die übrigen Technologien verteilt. Tabelle 2 Zusätzliches Unterstützungsvolumen laut ÖSG Novelle 2009 und ÖSG 2012 In Mio. Euro ÖSG 2012 ÖSG alt Photovoltaik 8 2,1 Feste und flüssige Biomasse sowie Biogas 10 Wind 11,5 18,9 KWKW 1,5 Resttopf (Wind-, Wasserkraft-, PV-Netzparitätstarif) 19 X Summe Im ÖSG 2012 wurde das zusätzliche Unterstützungsvolumen mehr als verdoppelt. Dabei gilt zu beachten, dass sich die 19 Mio. Euro des Resttopfes über die nächsten 10 Jahre jährlich um 1 Mio. Euro reduzieren. Wurden vormals nur der Photovoltaik dezidiert Mittel zugeordnet so wurde dies nun auch für die übrigen Technologien gemacht. Feste und flüssige Biomasse sowie Biogas erhalten 10 Mio. Euro pro Jahr wobei davon 3 Mio. Euro für feste Biomasse mit Seite 4

5 einer Engpassleistung bis 500 kw vorgesehen sind. Windkraft erhält 11,5 Mio. Euro und Kleinwasserkraft erhält neben einer Investitionsförderung von 16 Mio. Euro 1,5 Mio. Euro für die Förderung Mittels Einspeisetarifen. Mittel aus dem Resttopf können nur Wind-, Wasserkraft- und Photovoltaikanlagen in Anspruch nehmen. Wind- und Wasserkraftanlagen partizipieren am Resttopf zu den jeweils gültigen Einspeisetarifen. Photovoltaikanlagen, die am Resttopf partizipieren wollen, bekommen den Netzparitätstarif von 18 Cent/kWh Wartelistenabbau Das ÖSG 2012 sah einen Wartelistenabbau für Windkraftanlagen und PV-Anlagen vor. Dazu wurde für Windkraftanlagen einmalig ein zusätzliches Unterstützungsvolumen von 80 Mio. Euro zur Verfügung gestellt und für PV-Anlagen 28 Mio. Euro. Die OeMAG konnte mit diesen Mitteln PV-Anlagen mit einer Leistung von 122 MWp kontrahieren. Bei der Windkraft waren es 182 Anlagen mit einer Engpassleistung von 615 MW. Bei der Windkraft konnte somit die Warteliste abgebaut werden. Bei der Photovoltaik konnten nach dem Inkrafttreten des Gesetzes neben der Warteliste sogar zusätzliche Anlagen kontrahiert werden. Bei der Photovoltaik standen für 47 MWp, für die nach in Kraft treten des ÖSG 2012 ein Antrag gestellt wurde, keine weiteren Mittel zur Verfügung standen Der Aufbringungsmechanismus Bei der Neugestaltung des Aufbringungsmechanismus waren unter anderem die Entlastung energieintensiver Unternehmen und eine Erhöhung der Transparenz zentrale Themen. Vor allem bezüglich der weiterverrechneten Mehraufwendungen durch die Stromhändler gab es eine große Intransparenz 1. Gleichzeitig musste der neue Aufbringungsmechanismus dem Beihilferecht entsprechen und durfte nicht dem Ziel des EU-Binnenmarkts für Strom entgegenwirken. Der Aufbringungsmechanismus, wie er sich seit dem ÖSG 2012 darstellt, ist in Abbildung 1 zu sehen. 1 Für mehr Informationen dazu siehe Ökostrombericht 2011 Seite 5

6 Abbildung 1 Aufbringungsmechanismus laut ÖSG 2012 Die Abwicklungsstelle für Ökostrom AG (OeMAG) dient weiterhin als zentrale Stelle, welche den gesamten geförderten Ökostrom zu den entsprechenden Einspeisetarifen abnimmt. Dieser Strom wird nun nicht mehr zum Verrechnungspreis an die Stromhändler weitergegeben sondern zum day-ahead Spotmarkt Stundenpreis. Die Ökostrompauschale hat die Zählpunktpauschale ersetzt und wurde in der Höhe angepasst. Neu ist der Ökostromförderbeitrag. Dabei handelt es sich um einen prozentuellen Aufschlag auf das Netznutzungs- und Netzverlustentgelt. In Abbildung 2 ist der Aufbringungsmechanismus dargestellt wie er laut der ÖSG-Novelle 2009 vorgesehen war. Die OeMAG nimmt von den geförderten Ökostromanlagen den Strom zu den jeweiligen Einspeisetarifen ab. Der Strom wurde dann zum Verrechnungspreis (Kleinwasserkraft und sonstiger Ökostrom) an die Stromhändler, für die eine Abnahmepflicht bestand, weitergegeben. Diese wiederum haben den Strom an die Endverbraucher weitergeben und dafür Mehraufwendungen in Rechnung gestellt. Gleichzeitig wurde von den Netzbetreibern pro Zählpunkt eine Zählpunktpauschale eingehoben welche an die OeMAG weitergeleitet wurde. Die ÖSG-Novelle 2009 sah vor, dass Endverbrauchern unter bestimmten Voraussetzungen ein Teil der an sie weiterverrechneten und von ihnen bezahlten Ökostromaufwendungen rückzuvergüten ist. Eine Rückvergütung konnte für den Zeitraum 1. Jänner 2008 bis 31. Dezember 2010 beantragt werden. Seite 6

7 Eine Rückvergütung erfolgte, wenn ein Anspruch auf Energieabgabenrückvergütung von der Finanzbehörde zugesprochen wurde 2 und die Ökostromaufwendungen im Basisjahr 0,5 % des Nettoproduktionswertes überstiegen. Etwaige weitere bereits zugesagte De-Minimis- Förderungen im Zeitraum 2008 bis 2010 waren in Abzug zu bringen. Das Ausmaß der Rückvergütungen war für jedes Unternehmen mit Euro als Summe für die Jahre 2008 bis 2010 begrenzt (De-Minimis Regelung). Abbildung 2 Aufbringungsmechanismus laut ÖSG-Novelle 2009 Die Antragstellung hatte bis spätestens Jahresende des nachfolgenden Jahres zu erfolgen. Anträge auf Rückvergütung für das Jahr 2010 waren demnach bis Jahresende 2011 bei der E-Control einzubringen. Bis zum 1. Dezember 2012 wurden insgesamt Anträge auf Rückvergütung von Ökostromaufwendungen eingebracht. Für das Jahr 2008 wurden 2.275, für das Jahr und für das Jahr 2010 (Antragsfrist für das Jahr 2010 endet am ) wurden Anträge eingereicht. Mit Stand 30. November 2012 wurden von der E-Control Bescheide (davon zuerkannte Bescheide und 299 abweisende Bescheide) erlassen und aus diesem Titel 66,19 Mio. Euro an nachgewiesenen Ökostromaufwendungen an die Antragssteller via OeMAG rückvergütet. Anträge für das Jahr 2008 machten 32,88 Mio. Euro aus. Bei Anträgen 2 Dafür ist der vom Antragsteller bei der Finanzbehörde eingereichte Energieabgabenrückvergütungsbescheid positiv mittels Bescheid zu bewerten. Seite 7

8 für das Jahr 2009 beläuft sich der ausbezahlte Rückvergütungsbetrag momentan auf 15,15 Mio. Euro und für jene aus dem Jahr 2010 auf 18,16 Mio. Euro. Von den bisher abschließend bearbeiteten Anträgen wurden für das Jahr 2008 bei 23 Anträgen die ausbezahlten Rückvergütungen dadurch begrenzt, dass die De-Minimis Grenze überschritten wurde (Stand ). Für das Jahr 2009 wurden die ausbezahlten Rückvergütungen bei 10 Anträgen begrenzt, wobei alle dieser Anträge aufgrund des kumulierten Rückvergütungsbetrages (Summe aus Rückvergütungsbetrag 2008 und Rückvergütungsbetrag 2009) die De-Minimis Grenze überschritten haben. Für 2010 wurden 24 Anträge (bisher) begrenzt (Summe aus Rückvergütungsbetrag 2008 und Rückvergütungsbetrag 2009 und Rückvergütungsbetrag 2010 und angegebenen anderen De-Minimis Förderungen). 3. Geförderter Ökostrom in Österreich Das zentrale Förderinstrument für Ökostrom in Österreich sind gesetzlich garantierte Einspeisetarife. Diese Tarife werden für rohstoffabhängige Technologien über eine Laufzeit von 15 Jahre und für rohstoffunabhängige über 13 Jahre ausbezahlt. Der Antragsteller erhält den zum Zeitpunkt der Antragstellung gültigen Tarif in voller Höhe über die gesamte Laufzeit. Neben den gesetzlich garantierten Einspeisetarifen gibt es auch noch diverse andere Möglichkeiten wobei Investitionszuschüsse (von Bund und Ländern) am weitesten verbreitet sind Der Ökostrombericht Zahlen, Daten, Fakten Die E-Control ist dazu verpflichtet jährlich einen Bericht über die Entwicklungen des geförderten Ökostroms zu verfassen. Diese Berichte sind unter dem Titel Ökostrombericht auf der Homepage 3 der E-Control zu finden. Betrachtet man die abgenommenen Ökostrommengen (siehe Abbildung 3) der letzten 10 Jahre so kann man im Bereich der geförderten Mengen in Summe von keiner sehr großen Steigerung sprechen. Es ist aber zu beachten, dass ein sehr großer Teil der zu Beginn geförderten Kleinwasserkraft aufgrund attraktiver Marktpreise aus dem Fördersystem ausgetreten ist und den produzierten Strom direkt am Markt verkauft, oder aus dem Fördersystem heraus gefallen ist, da die Laufzeit der Tarife beschränkt ist. Nichts desto trotz konnte die erzeugten Mengen in Summe gesteigert werden. Von 2010 auf 2011 kam es erneut zu einem leicht Rückgang was auf ein eher schlechtes Wind- bzw. Wasserjahr zurückgeführt werden kann. 3 Seite 8

9 Ebenfalls belegt wird das durch die Werte der installierten Leistung welche in Tabelle 3 zu finden sind. In Summe kamen von 2010 auf 2011 mehr als 20 MW hinzu. Abbildung 3 Von der OeMAG (ÖKO-BGVs) abgenommene Ökostrommengen in den Jahren 2002 bis 2011 Auch bei dem Vergütungs- bzw. Unterstützungsvolumen kam es im Jahr 2011 (siehe Abbildung 4) zu einem leichten Rückgang. Der Rückgang ist beim Unterstützungsvolumen etwas stärker zu merken, da der durchschnittliche Marktpreis von 2010 auf 2011 gestiegen ist. Für 2012 wird damit gerechnet dass die GWh Marke überschritten wird, was sich ebenfalls in einem Anstieg des Vergütungs- bzw. Unterstützungsvolumens wiederspiegeln wird. Seite 9

10 Abbildung 4 Vergütungsvolumen, Unterstützungsvolumen und abgenommene Mengen 2003 bis 2012 Tabelle 3 Anlangen im Vertragsverhältnis mit der OeMAG vs. anerkannte Anlagen 3.2. Finanzierung In Tabelle 4 sind die Kosten eines Haushaltes mit einem Verbrauch von kwh/a exemplarisch dargestellt. In den Jahren vor der Systemumstellung gab es starke Schwankungen abhängig vom jeweiligen EVU bezüglich der verrechneten Seite 10

11 Mehraufwendungen. Der Ökostrom wurde zum Verrechnungspreis, der vorab per Verordnung des Wirtschaftsministeriums für das gesamte Jahr fixiert wurde, zugeordnet. Für das Jahr 2011 betrug der Verrechnungspreis für elektrische Energie aus Kleinwasserkraft 8,09 Cent/kWh und für elektrische Energie aus sonstigen Ökostromanlagen 12,76 Cent/kWh. Für das Jahr 2012 sanken die Verrechnungspreise stark. Für Kleinwasserkraft betrug er 4,14 Cent/kWh und für elektrische Energie aus sonstigen Ökostromanlagen 9,58 Cent/kWh. Sehr großen Anteil an der Reduktion des Verrechnungspreises hatte dabei aber ein Einmaleffekt welcher durch Mehreinnahmen aus dem Vorjahr erzielt werden konnte. Tabelle 4 Zusammensetzung der Ökostromförderungen für einen Haushalt 1. HJ 2. HJ 2012 Durchschnitt Verbrauch (kwh/a) Verbrauch (kwh/a) Mehraufwendungen 19,3 12,25 ÖFB (EUR/a) 26,5 42,5 (EUR/a) HKN-Kosten 0,5 0,5 (EUR/a) ZPP (EUR/a) ÖSP (EUR/a) Summe Öko- Förderungen (EUR/a) Kosten pro kwh (Cent/kWh) Summe Öko- Förderungen inkl. Ust. (EUR/a) Summe Öko- Förderungen (EUR/a) 0,98 0,77 Kosten pro kwh (Cent/kWh) ,09 0,94 1,54 40,8 39,6 64,8 Je nach angesetzten Mehraufwendungen ist die Summe der Ökoförderungen von 2011 auf 2012 für oben angeführten Musterhaushalt gesunken. Von 2012 auf 2013 sind diese wiederum stark angestiegen. Dies kann wie folgt erklärt werden: In die Berechnung des Verrechnungspreises 2012 sind Mehreinnahmen der OeMAG aus dem Jahr 2011 von ca. 100 Mio. Euro eingeflossen. Dadurch wurden die prognostizierten aufzubringenden Mittel geschmälert Für das Jahr 2013 wird mit einem sehr starken Zuwachs vor allem bei der Windenergie gerechnet Die Prognose eines relativ geringen Marktpreises führt ebenfalls zu einem Anstieg des Ökostromförderbeitrages (ÖFB) da dieser die Differenz zwischen Einspeisetarif und Marktpreis ausgleicht 3.3. Geförderte Einspeisetarife In Abbildung 5 sind die durchschnittlichen Einspeisetarife der Jahre 2003 bis 2011 dargestellt. Diese ergeben sich aus den insgesamt ausbezahlten Mittel dividiert durch die damit geförderten Mengen. Lediglich bei der Photovoltaik kam es in den vergangen Jahren, Seite 11

12 ausgehend von einem sehr hohen Niveau, zu einer Reduktion des durchschnittlichen Einspeisetarifs. Abbildung 5 Durchschnittliche Einspeisetarife Ausblick In diesem Kapitel soll unter verschiedenen Gesichtspunkten näher betrachtet werden ob die Ziele des ÖSG 2012 erreicht werden können. Zur Berechnung des Unterstützungsvolumens sei angemerkt, dass hier eine vereinfachte Berechnungsform gewählt wurde. Grundsätzlich müsste man den Technologien entsprechend administrative Aufwendungen, Ausgleichsenergiekosten und Technologie Fördermittel mitberücksichtigen. Grundsätzlich würde sich ein Anstieg dieser Kostenpunkte negativ auf das zusätzlich zur Verfügung stehende Unterstützungsvolumen auswirken und es könnten somit weniger Anlagen kontrahiert werden Zielerreichung Neben den Ausbauzielen für die einzelnen Technologien sieht das Ökostromgesetz 2012 bis 2015 einen geförderten Ökostromanteil von 15%, gemessen an der Abgabemenge an Endverbraucher aus dem öffentlichen Netz vor. Laut den Tabelle 5 angestellten Berechnungen kann dieses Ziel 2015 erreicht werden. Als Grundlage dafür dient die Abgabemenge an Endverbraucher aus dem öffentlichen Netz aus dem Jahr 2010 und die im Ökostromgesetz festgelegten Zielwerte der einzelnen Seite 12

13 Technologien. Wie in der Tabelle vermerkt wurde ursprünglich bei der Abgabemenge mit einer konstanten jährlichen Steigerung von 1% gerechnet. Um den Zielwert von 15% im Jahr 2015 zu erreichen ist es nicht nur wichtig die festgelegten Ziele der einzelnen Technologien zu erreichen sondern auch die Abgabemenge konstant zu halten bzw. sogar zu reduzieren. Tabelle 5 Ausbauplan zur Zielerreichung gem. Ökostromgesetz 2012 In den Berechnungen laut Tabelle 5 wird davon ausgegangen, dass die im Ökostromgesetz 2012 festgelegten Ziele erreicht werden können. Dabei stellt sich grundsätzlich die Frage ob bei der bestehenden Tarifstruktur die zusätzlichen Mittel über die kommenden Jahre ausreichend sind, um diese Ziele erreichen zu können Auswertung der Herkunftsnachweisdatenbank Jene Anlagen die Herkunftsnachweise für die Stromkennzeichnung generieren wollen, müssen sich in der Herkunftsnachweisdatenbank registrieren. Dabei müssen sie diverse Angaben machen, wie z.b. Engpassleistung, ob und welche Förderungen in Anspruch genommen wurden und über welchen Zeitraum. Basierend auf den eingespeisten Mengen, die durch den jeweilige Netzbetreiber bestätigten werden, werden entsprechende Herkunftsnachweise ausgestellt. Seite 13

14 Für Wind, Photovoltaik, feste Biomasse und Biogas wurden Abfragen durchgeführt und basierend auf dem Datenmaterial von August 2012 wurden Auswertungen zur Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens und den erzeugten Mengen durchgeführt. Für Windkraft ergab sich bei dieser Auswertung z.b. dass 150 Anlagen Ende 2011 registriert waren. Diese Anlagen entsprachen einer installierten Leistung von MW und haben GWh Strom produziert. Es wurden Szenarien erstellt um die Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens und der erzeugten Mengen abschätzen zu können. Bei den Szenarien wurden primär die Tarife der einzelnen Technologien variiert bzw. wurden Szenarien erstellt in denen für Biogas und feste Biomasse selbst nach Laufzeitende Tarife in der ursprünglicher Höhe weiterhin ausbezahlt werden und diese Anlagen somit nicht geschlossen werden. Generelle Annahmen der Szenarien: Das zusätzliche Unterstützungsvolumen wurde in der Höhe des ÖSG 2012 angesetzt, wobei berücksichtigt wurde, dass sich die 19 Mio. Euro des Resttopfs jährlich um 1 Mio. Euro reduzieren. Der Resttopf wurde zu je einem Drittel auf Wind, Photovoltaik und Kleinwasserkraft aufgeteilt, wobei für Kleinwasserkraft keine Auswertungen durchgeführt wurden. Es wurde davon ausgegangen, dass das zusätzliche Unterstützungsvolumen zum entsprechenden Tarif zur Gänze ausgeschöpft wird. Ab 2020 gibt es keine zusätzlichen Subventionen für Erneuerbare Aus Tabelle 5 ergibt sich für die Summe aus Wind, Photovoltaik, fester Biomasse und Biogas ein Zielwert von GWh für das Jahr 2015 und ein Zielwert von GWh für Für die Abgabe an Endverbraucher wurde ein Ausgangswert von GWh für das Jahr 2010 mit einem konstanten Zuwachs von 1% bis 2020 hochgerechnet Die angenommenen Tarifreduktionen beruhen einzig und allein auf dem Ziel mit dem zur Verfügung stehenden zusätzlichen Unterstützungsvolumen die gesteckten Ziele zu erreichen. Zum momentanen Zeitpunkt wird nicht angenommen, dass derartige Reduktionen vor allem bei den rohstoffabhängigen Technologien aufgrund der Preissituation bei den Rohstoffen möglich sind. Seite 14

15 In Tabelle 6 ist eine Übersicht der angeführten Szenarien zu finden. Tabelle 6 Übersicht der angeführten Szenarien Szenario Tarife Folgetarife Marktpreis Szenario A von 2013 bis 2020 konstant Szenario E ab 2014 bis 2020 reduziert Szenario F ab 2014 bis 2020 reduziert Szenario MP ab 2014 bis 2020 reduziert Szenario A Keine Biogas und feste Biomasse erhalten ursprünglichen Tarif weiter Biogas und feste Biomasse erhalten ursprünglichen Tarif weiter Biogas und feste Biomasse erhalten ursprünglichen Tarif weiter Konstant 50 Euro/MWh Konstant 50 Euro/MWh Variabler Verlauf 0,1 bis 4 % In diesem Szenario wurden die Tarife in der Höhe von 2013 unverändert bis 2020 fortgeschrieben. Der Marktpreis wurde konstant mit 50 Euro/MWh angesetzt. Wie in Abbildung 6 zu erkennen ist, wird das maximale Vergütungsvolumen um 2017 erreicht und wird ungefähr 1 Mrd. Euro betragen. In Abbildung 7 wurde das Vergütungsvolumen aufgespalten auf die einzelnen Technologien dargestellt. Im Jahr 2017 wird auch das maximale Unterstützungsvolumen von ca. 580 Mio. Euro erreicht. Betrachtet man das Unterstützungsvolumen heruntergebrochen auf die einzelnen Technologien so ist deutlich zu erkennen, dass Wind und Photovoltaik bis 2017 ein Großteil des zusätzlichen Unterstützungsvolumens zugeschrieben wird. War die Verteilung im Jahr 2012 noch ungefähr 64 % feste Biomasse und Biogas bzw. 36 % Wind und Photovoltaik so wird sich diese Verhältnis bis 2017 zu Gunsten von Wind und Photovoltaik verändern wobei diese beiden Technologien dann in Summe ca. 56 % des ausbezahlten Unterstützungsvolumens erhalten werden. (siehe Abbildung 8 bzw. Tabelle 7). Seite 15

16 Abbildung 6 Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumen - Szenario A Abbildung 7 Entwicklung des Vergütungsvolumens pro Technologie - Szenario A Seite 16

17 Abbildung 8 Entwicklung des Unterstützungsvolumens pro Technologie - Szenario A Tabelle 7 Prozentueller Anteil der einzelnen Technologien am Unterstützungsvolumen Szenario A Biogas Biomasse Wind PV % 47% 25% 12% % 40% 30% 15% % 36% 35% 16% % 35% 36% 17% % 33% 37% 18% % 32% 37% 19% % 30% 38% 21% % 29% 40% 22% % 17% 48% 26% Das Ziel für die vier Technologien von GWh für das Jahr 2015 wird unter diesen Annahmen deutlich überschritten. Der Zielwert von GWh für 2020 kann in diesem Fall aber bei weitem nicht erfüllt werden (siehe Abbildung 9). Seite 17

18 Abbildung 9 Entwicklung der eingespeisten Mengen - Szenario A In Tabelle 8 ist der prozentuelle Anteil des in Szenario A erzeugten, geförderten Ökostroms dargestellt, wobei in der Spalte Anteil Szenario A + KWKW jährlich zusätzlich kwh Strom aus Kleinwasserkraftanlagen hinzugerechnet wurden. In diesem Szenario ist der maximale Anteil im Jahr 2016 erreicht. Tabelle 8 Prozentueller Anteil der einzelnen Technologien am Gesamtverbrauch - Szenario A Inlandsstromverbrauch ohne Pumpspeicherung Anteil Szenario A Anteil Szenario A + KWKW ,98% 11,94% ,79% 13,74% ,45% 15,37% ,23% 16,14% ,81% 16,69% ,59% 16,45% ,88% 15,73% ,43% 15,26% ,85% 13,66% Szenario E In diesem Szenario wurden die Tarife ab 2014 jährlich bis 2020 reduziert (siehe Tabelle 9), um das 2020 Ziel bezüglich der zusätzlichen Mengen zu erreichen. Dabei wurde vorausgesetzt, dass jedes Jahr das gesamte zusätzliche Unterstützungsvolumen zu diesen Tarifen ausgeschöpft wird. Jene Anlagen im Bereich der festen Biomasse und Biogas Seite 18

19 wurden bei gleichbleibenden Tarifen auch nach dem Ende der Laufzeit weiter berücksichtigt. Der Marktpreis wurde konstant mit 50 Euro/MWh angesetzt. Tabelle 9 Angewandte Reduktion der Einspeisetarife - Szenario E Wind PV PV Resttopf Biogas Biomasse ,50 24,00 18,00 17,00 16, ,45 18,00 18,00 16,90 15, ,17 16,00 16,00 15,38 14, ,89 14,77 14,77 13,99 13, ,62 13,63 13,63 12,74 11, ,37 12,58 12,58 11,59 10, ,12 11,61 11,61 10,55 9, ,87 10,72 10,72 9,60 9, ,64 9,89 9,89 8,73 8,22 In Abbildung 10 sind die Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens dargestellt. Nachdem in diesem Szenario feste Biomasse und Biogas ab 2015 nicht mehr aus dem geförderten System fallen steigen diese Werte über 2017 hinaus weiter an und erreichen 2020 ihr Maximum. Abbildung 10 Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens - Szenario E Aufgespalten auf die einzelnen Technologien ist diese Entwicklung in Abbildung 11 dargestellt und die Entwicklung des Unterstützungsvolumens ist in Abbildung 12 zu sehen. Seite 19

20 Abbildung 11 Entwicklungs des Vergütungsvolumens pro Technologie - Szenario E Abbildung 12 Entwicklung des Unterstützungsvolumens pro Technologie - Szenario E Betrachtet man die Verteilung des Unterstützungsvolumens genauer so sieht man, dass sich dieses in diesem Szenario ab 2015 relativ konstant verhält. Windkraft nimmt etwas ab, da diese Anlagen nicht im geförderten System gehalten werden. Das Verhältnis der Seite 20

21 Technologien zu einander verändert sich ebenfalls nur in geringem Ausmaß da sich die angenommenen Tarife einander annähern. Tabelle 10 Prozentueller Anteil der einzelnen Technologien am Unterstützungsvolumen - Szenario E Biogas Biomasse Wind PV % 47% 25% 12% % 40% 30% 15% % 36% 35% 16% % 35% 36% 17% % 34% 37% 17% % 33% 36% 18% % 33% 35% 19% % 33% 35% 19% % 33% 35% 19% Bei den eingespeisten Mengen (siehe Abbildung 13) ist deutlich zu sehen, dass die Windkraft einen sehr beachtlichen Anteil haben wird, wobei die Photovoltaik ebenfalls sehr große Steigerungsraten vorweisen kann. Abbildung 13 Entwicklung der eingespeisten Mengen - Szenario E Im Gegensatz zu Szenario A steigert sich hier der prozentuelle Anteil kontinuierlich da feste Biomasse und Biogas nicht aus dem Förderregime rausfallen. Auch hier wurde in der Spalte Anteil Szenario E + KWKW für Energie aus Kleinwasserkraftanlagen ein konstanter Wert von kwh pro Jahr angenommen. Seite 21

22 Tabelle 11 Prozentueller Anteil der einzelnen Technologien am Gesamtverbrauch - Szenario E Inlandsstromverbrauch ohne Pumpspeicherung Anteil Szenario E Anteil Szenario E + KWKW ,98% 11,94% ,79% 13,74% ,54% 15,46% ,52% 16,42% ,59% 17,47% ,00% 17,86% ,39% 18,24% ,20% 19,03% ,23% 20,04% Szenario F In diesem Szenario wurden die Tarife ab 2014 jährlich bis 2020 reduziert (siehe Tabelle 12), um das 2020 Ziel bezüglich der zusätzlichen Mengen zu erreichen. Dabei wurde ebenfalls vorausgesetzt, dass jedes Jahr das gesamte zusätzliche Unterstützungsvolumen zu diesen Tarifen ausgeschöpft wird. Jene Anlagen im Bereich der festen Biomasse und Biogas wurden bei gleichbleibenden Tarifen auch nach dem Ende der Laufzeit weiter berücksichtigt. Der Marktpreis wurde ebenfalls variiert (siehe Abbildung 14). Tabelle 12 Angewandte Reduktion der Einspeisetarife - Szenario F Wind PV PV Resttopf Biogas Biomasse ,50 24,00 18,00 17,00 16, ,45 18,00 18,00 16,90 15, ,31 16,00 16,00 15,38 14, ,17 15,04 15,04 13,99 13, ,03 14,14 14,14 12,74 12, ,90 13,29 13,29 11,59 11, ,76 12,49 12,49 10,55 11, ,63 11,74 11,74 9,60 10, ,50 11,04 11,04 8,73 9,57 In Abbildung 14 sind die Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens dargestellt. Der Zusammenhang zwischen Marktpreis und Unterstützungsvolumen ist dabei gut zu erkennen. Seite 22

23 Abbildung 14 Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens - Szenario F Aufgespalten auf die einzelnen Technologien ist diese Entwicklung in Abbildung 15 dargestellt und die Entwicklung des Unterstützungsvolumens ist in Abbildung 16 zu sehen. Abbildung 15 Entwicklungs des Vergütungsvolumens pro Technologie - Szenario F Seite 23

24 Abbildung 16 Entwicklung des Unterstützungsvolumens pro Technologie - Szenario F Die prozentuelle Verteilung des Unterstützungsvolumens ist in Tabelle 13 dargestellt. Tabelle 13 Prozentueller Anteil der einzelnen Technologien am Unterstützungsvolumen - Szenario E Biogas Biomasse Wind PV % 47% 25% 12% % 40% 31% 15% % 36% 36% 15% % 35% 37% 16% % 34% 37% 17% % 35% 31% 20% % 34% 34% 19% % 36% 26% 23% % 33% 34% 20% Bei den eingespeisten Mengen (siehe Abbildung 17) zeichnet sich dasselbe Bild wie in Szenario E ab. Seite 24

25 Abbildung 17 Entwicklung der eingespeisten Mengen - Szenario F In diesem Szenario steigert sich der prozentuelle Anteil ebenfalls kontinuierlich da feste Biomasse und Biogas nicht aus dem Förderregime rausfallen. Aufgrund des variablen Marktpreises unterscheidet sich der prozentuelle Anteil aber von Szenario F. Hier wurde in der Spalte Anteil Szenario E + KWKW für Energie aus Kleinwasserkraftanlagen ebenfalls ein konstanter Wert von kwh pro Jahr angenommen. Tabelle 14 Prozentueller Anteil der einzelnen Technologien am Gesamtverbrauch - Szenario F Inlandsstromverbrauch ohne Pumpspeicherung Anteil Szenario E Anteil Szenario E + KWKW ,98% 11,94% ,68% 13,62% ,21% 15,13% ,00% 15,90% ,91% 16,79% ,48% 17,34% ,66% 17,51% ,39% 19,21% ,22% 20,03% Szenario MP Es wurden weitere Szenarien betrachtet denen Marktpreisentwicklungen entsprechend einer Studie der Leipziger Institut für Energie GmbH zugrunde gelegt wurden. Die Entwicklung des EEX-Strompreises (Grundlast) wurde darin bis 2020 dargestellt. Die Preise wurden für Seite 25

26 dieses Paper von 2020 bis 2025 mit ähnlichen Steigerungsraten weiter fortgeschrieben. In Abbildung 18 sind die entsprechenden Marktpreisentwicklungen und die damit verbundene Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens dargestellt. Die Tarife wurden so angepasst, dass die Ausbauziele für 2020 bei mittlerer Marktpreisentwicklung erreicht werden und feste Biomasse bzw. Biogas wurden über 2015 hinaus zum ursprünglichen Tarif im Fördersystem gehalten. Abbildung 18 Entwicklung des Vergütungs- und Unterstützungsvolumens - Szenario MP Selbst wenn man in diesem Szenario von einer Entwicklung des Marktpreises mit den größten Steigerungsraten ausgeht müssen die Tarife reduziert werden, um die Ausbauziele für 2020 erreichen zu können. 5. Key Findings und Empfehlungen aus den Szenarien Bezüglich der Zielerreichung zeichnet sich aufgrund der betrachteten Szenarien ein differenziertes Bild ab. Das 15% Ziel für 2015 erscheint, gestützt durch die zusätzlichen Mittel, die zum Wartelistenabbau zur Verfügung gestellt wurden, nicht nur erreichbar sondern wird voraussichtlich sogar übertroffen. Wichtig wird hierbei aber die Entwicklung der Gesamtabgabemenge aus dem öffentlichen Netz an Endverbraucher sein und wie jene Anlagen die mittels Investitionsförderung gefördert wurden berücksichtigt werden. Für 2020 sind im ÖSG 2012 Ausbauziele für die einzelnen Technologien vorgesehen. Betrachtet man die analysierten Szenarien so ist unter den momentanen Voraussetzungen nicht zu erwarten, dass diese Ziele erreicht werden können. Ab 2017 werden vermehrt Anlagen aus dem Förderregime ausscheiden. Bei den rohstoffabhängigen Technologien Seite 26

27 muss auf Grund der momentanen Kostenstruktur damit gerechnet werden, dass diese ohne jegliche Förderung danach nicht weiter betrieben werden können. Grundsätzlich sind für rohstoffabhängige Technologien Nachfolgetarife vorgesehen die mit Ablauf von 20 Jahren ab der Inbetriebnahme der Anlage enden. Die Ausgestaltung dieser Tarife wird entscheidend dafür sein welche Anlagen über die Laufzeit von 15 Jahren hinaus weiter betrieben werden. Um die 2020 Ziele im bestehenden System zu erreichen gibt es mehrere Möglichkeiten: Die Einspeisetarife Der Marktpreis Das Unterstützungsvolumen Eine Reduktion der Einspeisetarife würde die erste Möglichkeit darstellen. In der aktuell gültigen Ökostrom-Einspeisetarifeverordnung wurden Tarife für das 2. HJ 2012 und 2013 festgelegt. Die Tarife für das 2. HJ 2012 sind für die rohstoffabhängigen Technologien gestiegen für Wind blieb er unverändert und bei der Photovoltaik kam es zu einer Reduktion. Für das Jahr 2013 gab es wiederum bei allen Tarifen Abschläge. Betrachtet man die Tarifstruktur jedoch über einen längeren Zeitraum, so kam es nur bei der Photovoltaik, ausgehend von einem sehr hohen Niveau, zu einer wirklichen Reduktion der Einspeisetarife. Der Marktpreis stellt im Zusammenhang mit der Zielerreichung eine Variable dar, die das Gesamtsystem stark beeinflussen kann. Je höher der Marktpreis desto mehr zusätzliche Anlagen können von der OeMAG unter Vertrag genommen werden. Sollte in den Folgejahren der Marktpreis aber sinken so wirkt sich dies negativ auf das Unterstützungsvolumen aus. In Szenario F wurden Berechnungen mit variablem Marktpreis durchgeführt wobei dieser zwischen 4,5 und 7 Cent/kWh variiert. Der Marktpreis wurde im Szenario MP mit unterschiedlichen Steigerungsraten fortgeschrieben. Was dabei deutlich zu erkennen war ist, dass die im ÖSG 2012 festgelegten Ausbauziele für 2020 mit den momentanen Tarifen und zusätzlichen Unterstützungsvolumen voraussichtlich nicht erreicht werden können. Jene für 2015 können wiederum, vor allem auch aufgrund des Wartelistenabbaus, nicht nur erreicht sondern auch übertroffen werden. Ein weiteres Stellrad ist das zusätzliche Unterstützungsvolumen. Rechnet man mit einem relativ konstanten Marktpreis bzw. geringen Steigerungsraten des Marktpreises und will man die Einspeisetarife konstant lassen oder nimmt man hier sogar Steigerungen in Kauf so sind die Ziele für 2020 nur mit einer Aufstockung des zusätzlichen Unterstützungsvolumens zu erreichen. Für die einzelnen Technologien ergeben sich durchaus unterschiedliche Ausblicke in die Zukunft. Vor allem bei den rohstoffunabhängigen ist mit einem starken Zuwachs in den kommenden Jahren zu rechnen. Bei diesen Technologien ist zu erwarten, dass sie nach Ende der Laufzeit aktiv am Strommarkt teilnehmen können und werden. Bei der Windkraft stellt sich in diesem Zusammenhang aber die Frage ob die Anlagenbetreiber die abgeschriebenen Anlagen nach Ende der Tariflaufzeit weiter betreiben, den Strom am Markt oder OeMAG zum Marktpreis abzüglich aliquoter Ausgleichsenergiekosten anbieten oder Seite 27

28 unmittelbar repowern. Bei den rohstoffabhängigen Technologien ist aufgrund der hohen Rohstoffpreise und dem relativ geringen Marktpreis zu erwarten, dass diese Technologien nach Ende der Laufzeit 4 nicht ohne zusätzliche Förderung am Markt bestehen können. Neben den Empfehlungen sollten folgende Grundregeln beachtet werden: Vorrang für die effizientesten Technologien, Standorte und Anlagen Technologien sollten sich dem Markt annähern bzw. am Markt teilnehmen Es erscheint durchaus sinnvoll unterschiedliche Fördersysteme für rohstoffabhängige und rohstoffunabhängige Technologien anzuwenden. Rohstoffunabhängigen Technologien sollten vermehrt mittels Investitionsförderungen unterstützt werden und der erzeugte Strom dann selbst vermarktet werden. Das Ziel, speziell für die Photovoltaik, sollte mittelfristig sein von den Fördertöpfen unabhängig zu werden, da Energieversorger und andere Organisationen in diesem Bereich eine Vielzahl alternativer Finanzierungs- und Kooperationsmöglichkeiten anbieten. Von Seiten des Gesetzgebers sollte in diesem Zusammenhang der Netzparitätstarif nicht außer Acht gelassen werden. Dieser ist, im Gegensatz zu den übrigen Tarifen die per Verordnung erlassen werden, direkt im ÖSG 2012 in der Höhe von 18 Cent/kWh verankert. Um die Höhe des Netzparitätstarifs anzupassen wäre somit mit entsprechender Vorlaufzeit eine Novelle des Ökostromgesetztes notwendig. Grundsätzlich ist zu erwarten, dass mehr Transparenz bei den Investitionskosten zu einer breiteren Akzeptanz der Erneuerbaren führt. Im Augenblick besteht eine Informationsasymmetrie zwischen Gesetzgeber und Anlagenerrichter bzw. -betreiber. Investitionszuschüsse die von den Investitionskosten abhängig sind könnten ein geeignetes Mittel sein, um die Transparenz in diesem Bereich zu steigern. Grundsätzlich wäre es aber überlegenswert von allen Antragstellern derartige Informationen einzufordern. Dadurch könnte eine breitere und belastbarere Datenbasis für die Festlegung neuer Einspeisetarife oder die Höhe von Investitionszuschüssen geschaffen werden. Tarifsprünge sollten vor allem bei rohstoffunabhängigen Technologien vermieden werden. Aufgrund der begrenzten Mittel können von der OeMAG pro Jahr nur eine beschränkte Anzahl von Anlagen kontrahiert werden. Das Ziel sollte sein Wartelisten zu vermeiden. Wartelisten können als Indikator dafür gewertet werden, dass die festgelegten Einspeisetarife nicht effizient sind. Das Ziel sollte sein, dass das zusätzlich Unterstützungsvolumen über das Jahr verteilt vergeben wird. Eine gestaffelte Vergabe mit unterjährig steigenden Tarifen könnte ein Möglichkeit sein, um die Höhe der Einspeisetarife zu optimieren. 4 Mit entsprechenden Folgetarifen können rohstoffabhängige Technologien maximal 20 Jahre ab Inbetriebnahme durch die OeMAG gefördert werden. Aufgrund der Kostenstruktur dieser Anlagen ist zu erwarten, dass diese danach stillgelegt werden. Seite 28

29 Im Bereich der festen Biomasse bzw. Biogas sollte unter folgenden Gesichtspunkten das Hauptaugenmerk auf bestehende Anlagen gelegt werden: Offenlegung der Betriebskosten und Betrieb der effizientesten Anlagen Marktintegration durch marktpreisabhängige Vergütungsstrukturen (Stichwort: FiP) Bei der festen Biomasse sollten primär Wärme und hocheffiziente KWK-Anlagen im Mittelpunkt stehen. Bei der strategischen Ausrichtung der Förderpolitik sollte verstärkt auf die Periode 2015 bis 2020 eingegangen werden. Zu diesem Zeitpunkt endet für eine Vielzahl von Biomasseanlagen die Laufzeit der Förderung. Es müssen Anreize geboten werden damit vor allem effiziente Anlagen, welche über eine entsprechende Rohstoffversorgung verfügen, darüber hinausgehend in Betrieb bleiben. Seite 29

30 Litearturverzeichnis [1] BGBl I Nr. 104/2009: Bundesgesetz, mit dem das Ökostromgesetz geändert wird (Ökostromgesetz-Novelle 2009) [2] BGBl I Nr. 75/2011: Bundesgesetz über die Förderung der Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energieträgern (Ökostromgesetz 2012 ÖSG 2012) [3] BGBl II Nr 467/2011: Verordnung des BMWFJ, mit der die Verrechnungspreise für Kleinwasserkraft sowie für sonstigen Ökostrom für das Kalenderjahr 2012 bestimmt werden (Verrechnungspreis-Verordnung 2012) [4] BGBl II Nr 471/2011: Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend, mit der Preise (Einspeisetarife) für Ökostrom festgelegt werden, für die im Jahr 2012 erstmalig ein Antrag auf Kontrahierung bei der Ökostromabwicklungsstelle gestellt wurde und die sonstigen Voraussetzungen erfüllt sind (Ökostromverordnung 2012 ÖSVO 2012) [5] BGBl II Nr. 226/2012: Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend, mit der der Förderbeitrag für Ökostrom für das Kalenderjahr 2012 bestimmt wird (Ökostromförderbeitragsverordnung 2012) [6] BGBl II Nr 227/2012: Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend, mit der die Rohstoffzuschläge für Anlagen auf Basis von Biogas für das 1. Halbjahr des Kalenderjahres 2012 bestimmt werden (Rohstoffzuschlags-Verordnung 2012) [7] BGBl. II Nr. 237/2012: Verordnung des Vorstands der E-Control über die Ausnahme von der Pflicht zur Entrichtung der Ökostrompauschale und über die Kostendeckelung für einkommensschwache Haushalte (Befreiungsverordnung Ökostrom 2012) [8] BGBl. II Nr. 238/2012: Verordnung der E-Control über den Preis von durch die Ökostromabwicklungsstelle zuzuweisenden Herkunftsnachweise 2012 (Herkunftsnachweispreis-Verordnung 2012, HKN-VO 2012) [9] BGBl. II Nr. 307/2012: Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend, mit der die Einspeisetarife für die Abnahme elektrischer Energie aus Ökostromanlagen auf Grund von Verträgen festgesetzt werden, zu deren Abschluss die Ökostromabwicklungsstelle ab 1. Juli 2012 bis Ende des Jahres 2013 verpflichtet ist (Ökostrom-Einspeisetarifverordnung 2012 ÖSET-VO 2012) [10] BGBl. II Nr. 476/2012: Verordnung des Vorstands der E-Control über den Preis von durch die Ökostromabwicklungsstelle zuzuweisenden Herkunftsnachweise 2013 (Herkunftsnachweispreis-Verordnung 2013, HKN-VO 2013) [11] BGBl. II Nr. 504/2012: Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend, mit der der Förderbeitrag für Ökostrom für das Kalenderjahr 2013 bestimmt wird (Ökostromförderbeitragsverordnung 2013) [12] E-Control, November 2011: Ökostrombericht 2011 [13] E-Control, Dezember 2012: Ökostrombericht 2012 [14] Leipziger Institut für Energie GmbH, April 2012: Entwicklung der Preise für Strom und Erdgas in Baden-Württemberg bis 2020 Seite 30