Die Zukunft des EEG Handlungsoptionen und Reformansätze

Transkript

1 Die Zukunft des EEG Handlungsoptionen und Reformansätze BERICHT FÜR DIE ENBW ENERGIE BADEN-WÜRTTEMBERG AG November Sperrfrist: , 14:30 - Frontier Economics Ltd, London.

2

3 November 2012 Frontier Economics i Die Zukunft des EEG Handlungsoptionen und Reformansätze Executive Summary 1 1 Einleitung Kontext der Studie Projektauftrag Methodik der Untersuchung Struktur des Berichts Ziele und Instrumente der Förderung von EE Ziele und Zielkonflikte Instrumente der EE-Förderung Grundsätzliche Ansatzpunkte für eine weitere Marktintegration von EE Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) Wesentliche Förderelemente des EEG Erreichen der EE-Ausbauziele mit dem EEG Kosten und Effizienz des EE-Ausbaus Umlage der Kosten des EE-Ausbaus auf Verbraucher Projektion EE-Förderung bei Beibehaltung des EEG Fazit zum EEG Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen Übersicht über Reformoptionen innerhalb des EEG Technologieneutralität der Förderung Deckelung oder Begrenzung der Förderung Einschränkung der Eigenverbrauchsregelung Weitere mögliche Maßnahmen Inhalt

4 ii Frontier Economics November Fazit zu Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell Übersicht über Vergütungsmodelle in der internationalen Praxis Vermarktungs- und Bilanzverantwortung für EE Marktprämienmodell Quotenmodell Fazit zu Marktprämien und Quotenmodell Auktionsmodell (für Großprojekte) Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland Zusammenfassung grundsätzlicher Leitlinien Marktprämienmodell für die Förderung in der Fläche Quotenmodell für die Förderung in der Fläche Separate Förderung für Offshore-Wind Zusammenfassung Ausgangslage EE-Ziele werden erreicht aber zu hohen Kosten Sofortmaßnahmen innerhalb der Logik des aktuellen EEG Weitergehende Reform des Vergütungsmodells Marktprämie und Quotenmodell Separate Förderung von Offshore-Wind Ausblick Literaturverzeichnis 117 Anhang 1: Modellierungsansatz 121 Anhang 2: Annahmen der Modellierung 127 Anhang 3: Internationale Erfahrungen mit Quotenmodellen 145 Inhalt

5 November 2012 Frontier Economics iii Die Zukunft des EEG Handlungsoptionen und Reformansätze Abbildung 1. Mögliche Zielkonflikte bei der EE-Förderung 11 Abbildung 2. Kosteneffiziente versus "verteilungsgerechte" Förderung 12 Abbildung 3. Fördermechanismen innerhalb des EEG Abbildung 4. EE-Erzeugung und EE-Erzeugungsziele in Deutschland Abbildung 5. EE-Nettoförderkosten* für EEG-Strom Abbildung 6. Geförderte EEG-Erzeugung (ohne Direktvermarktung) Abbildung 7. Durchschnittliche Nettoförderkosten pro erzeugte MWh (netto, ohne Direktvermarktung) Abbildung 8. EEG Einspeisetarife und Kosten von ausgewählten EE- Technologien Wind Onshore, Wind Offshore, PV Abbildung 9. EEG-Umlage (und EEG-Mengen) Abbildung 10. Projektion EEG-Erzeugungsmengen Abbildung 11. Projektion EEG-Erzeugungsmengen Sensitivität mit Lernrate PV bei 9% p.a. statt 7% p.a Abbildung 12. EE-Erzeugungspfad bei technologieneutralem Einspeisetarif (einheitlicher Tarif von 110 /MWh, real in Preisen von 2010) Abbildung 13. EE-Erzeugungspfad bei Wegfall des Eigenverbrauch- Privilegs und Beibehaltung der Fördersätze im EEG Abbildung 14. EE-Produktionskosten von Neuanlagen und Einsparmöglichkeiten durch Reformen innerhalb der Logik garantierter Einspeisetarife 2015, Abbildung 15. EEG-Umlage (für Bestands- und Neuanlagen) mit ersten Reformmaßnahmen 2013, Abbildung 16. Grundsätzliche Fördermodelle für EE Übersicht 54 Tabellen & Abbildungen

6 iv Frontier Economics November 2012 Abbildung 17. Praktizierte EE-Förderregimes in der EU 57 Abbildung 18. EE-Erzeugungspfad bei Marktprämienmodell (einheitliche Prämie von 40 /MWh, real in Preisen von 2012) Abbildung 19. EE-Erzeugungspfad bei Quotenmodell Abbildung 20. Schematischer Modellvergleich von Einspeisetarif, Marktprämie und Quotenmodell 77 Abbildung 21. EEG-Umlage (für Bestands- und Neuanlagen) mit Marktprämien- und Quotenmodell 2013, Abbildung 22. Einsparmöglichkeiten bei EEG-Umlage durch Sofortmaßnahmen 2013, Abbildung 23. Einsparmöglichkeiten bei EEG-Umlage durch weitergehende Maßnahmen 2013, Abbildung 24. Annahme zu Lernkurven Abbildung 25. EE-Potenziale über die Zeit in der Übersicht (in TWh/a) Abbildung 26. Geothermische Kraft- und Heizwerke in Betrieb und im Bau 135 Abbildung 27. IWES-Windkarte 138 Abbildung 28. Stromproduktion aus Biomasse nach Art der eingesetzten Energieträger, Ist-Daten nach [AGEE-Stat 2011] Abbildung 29. Ausgewählte Annahmen - Strom- und Brennstoffpreise (real 2010) Abbildung 30. Ausgewählte Annahmen Bruttostromnachfrage Abbildung 31. Förderkosten vs. Zielerreichung (in Bezug auf EE- Strom Ziele der Länder), hier Tabelle 1. Stellschrauben im Marktprämienmodell 61 Tabelle 2. Marktprämienmodell Stärken und Schwächen 68 Tabelle 3. Stellschrauben im Quotenmodell 70 Tabellen & Abbildungen

7 November 2012 Frontier Economics v Tabelle 4. Quotenmodell Stärken und Schwächen 75 Tabelle 5. Stellschrauben im Auktionsmodell 85 Tabelle 6. Auktionsmodell Stärken und Schwächen 87 Tabelle 7. Auktionsmodell Modellvorschlag für Offshore-Wind 105 Tabelle 8. Übersicht - Logik der Modelle 125 Tabelle 9. Übersicht Format der wesentlichen Ergebnisse aus den Modellen 126 Tabelle 10. Annahmen an die Investitionskosten 128 Tabelle 11. Annahmen an sonstige Anlagenparameter - Parameter 130 Tabelle 12. Annahmen an sonstige Anlagenparameter - Wertigkeitsfaktoren 131 Tabelle 13. Definition und Vorgehen bei der Bestimmung der EE- Potenziale 131 Tabelle 14. Abschätzung der Verteilung der Potenziale aus Wasserkraft (nach BMU 2010a) 133 Tabelle 15. Potenziale von PV in Deutschland in GWp 134 Tabelle 16. Potenziale von Wind onshore in Deutschland (ohne Repowering) 137 Tabelle 17. Modifiziertes Szenario für den Offshore- Windenergieausbau 139 Tabelle 18. Quotenregimes in der Praxis (Stand: 2011) 145 Tabellen & Abbildungen

8 vi Frontier Economics November 2012 Glossar DKG-Gase = Deponie-, Klär- und Grubengase EE = Erneuerbare Energien EEG = Erneuerbare-Energien-Gesetz EU ETS = European Union Emissions Trading Scheme EV = Eigenverbraucher FIT = Feed-in-Tariff/Fixierte Einspeisevergütung GW = Gigawatt kwh = Kilowattstunde KWK = Kraft-Wärme-Kopplung LRMC = Long Run Marginal Cost/Langfristige Grenzkosten MWh = Megawattstunde MP-Option = Marktprämienoption PV = Photovoltaik QBW = Querbauwerk T = Technologie TWh = Terawattstunde ÜNB = Übertragungsnetzbetreiber WEA = Windenergieanlagen WKA = Wasserkraftanlagen Glossar

9 November 2012 Frontier Economics 1 Executive Summary Frontier Economics Ltd ( Frontier ) hat im Auftrag der EnBW Energie Baden- Württemberg AG ( EnBW ) Handlungsoptionen zur Reform der Förderung Erneuerbarer Energien (EE) in Deutschland untersucht. Der Fokus liegt auf einer Steigerung der Effizienz und einer Senkung der EE-Förderkosten in den nächsten 10 Jahren. Dabei sollen die politisch definierten EE-Ausbauziele bis 2020 erreicht werden und der Fördermechanismus für bereits installierte EE- Anlagen unverändert bleiben. Zudem wird eine EE-Förderung parallel zum Instrumentarium des Europäischen Emissionshandels (EU ETS) kurzfristig nicht in Frage gestellt. Die Analyse ist auf Deutschland beschränkt, d.h. eine europaweit harmonisierte Förderung steht nicht im Fokus. Die Studie von Frontier kommt zu folgenden Ergebnissen: Das EEG ist effektiv Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat sich als effektives Instrument zum Erreichen der politischen Ziele zum EE- Ausbau in Deutschland erwiesen. So wurde z.b. das 2004 formulierte Ziel, bis ,5% der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zu gewinnen, bereits vorzeitig im Jahr 2007 erreicht. Die EEG-Umlage belastet Verbraucher zunehmend Die Nettoförderung 1 für Erneuerbare Energien ist bis 2011 auf rund 12 Mrd. gestiegen. Durch die Umlage dieser Kosten auf den Strompreis werden deutsche Stromverbraucher 2 erheblich belastet. Zum 1. Januar 2013 wird die EEG-Umlage von derzeit 3,59 c/kwh auf 5,28 c/kwh 3 steigen, und ohne Reform ist zu erwarten, dass der Kernanteil 4 in der EEG-Umlage bis 2022 um weitere 1,7 c/kwh (nominal) ansteigt. Erhebliche Einsparungen sind möglich durch technologieunabhängige Förderung Einsparungen ließen sich 1 Die Nettoförderung ergibt sich aus der Differenz zwischen Garantievergütung für EE und dem Marktwert des betreffenden Stroms. 2 Die Nettoförderkosten werden über die sog. EEG-Umlage sozialisiert, die von nicht privilegierten Letztverbrauchern in Deutschland (insbesondere Haushalte und Gewerbe) zu zahlen ist. 3 Die Bezugsgröße kwh bezieht sich jeweils auf den nicht privilegiertem Letztverbrauch. Der Wert von 5,28 c/kwh setzt sich zusammen aus einer Kernumlage in Höhe von 4,19 c/kwh, der Nachholung einer zu geringen Umlage aus dem Jahr 2012 in Höhe von 0,67 c/kwh und dem Aufbau einer neuen Liquiditätsreserve für 2013 in Höhe von 0,42 c/kwh. 4 Der Kernanteil deckt den Erwartungswert der Förderkosten im betreffenden Jahr ab. Daneben können die Übertragungsnetzbetreiber einen Beitrag zum Aufbau einer Liquiditätsreserve aufbauen, der sicherstellen soll, dass bei unerwartet starkem EE-Ausbau hinreichend Liquidität zur Vergütung aller Projekte vorliegt, und um Mindereinnahmen in Vorjahren auszugleichen. Executive Summary

10 2 Frontier Economics November 2012 insbesondere erzielen, wenn die aktuell praktizierte Differenzierung der Fördersätze nach Technologien für zukünftig zu installierende EE-Anlagen zugunsten einer einheitlichen und technologieunabhängigen Förderung aufgegeben würde. Frontier rechnet für diesen Fall damit, dass sich die EEG-Umlage um rund 0,6 c/kwh senken ließe. Wesentlicher kostensenkender Effekt wäre hierbei, dass sich der EE-Zubau in Zukunft auf vergleichsweise kostengünstige Technologien (insb. Onshore-Wind auch an weniger günstigen Standorten und Biomasse) fokussieren würde. Andere Reformmaßnahmen innerhalb des geltenden EEG versprechen dagegen nur geringe Einsparungen. Die Direktvermarktung sollte verpflichtend eingeführt werden Wir empfehlen zudem eine weiter reichende Reform der EE-Förderung, die mindestens eine Verpflichtung für zukünftig installierte EE-Anlagen zur Vermarktung ihres Stroms im Wettbewerbsmarkt beinhalten sollte (sog. Direktvermarktung). Dieser Schritt ermöglicht die Hebung weiterer Effizienzpotenziale. So würde hierdurch u.a. die Steuerung der Kraftwerke im täglichen Einsatz (auch der konventionellen Kraftwerke) verbessert. Allein hierdurch rechnen wir mit einem weiteren Einsparpotential von rund 0,1 c/kwh. Darüber hinaus ist damit zu rechnen, dass die Investitionsentscheidungen im Hinblick auf Zeitpunkt, Umfang und Art der EE-Investition marktorientierter und damit effizienter würden (dieser Effekt ist in der oben genannten Einsparung noch nicht enthalten). Bei Direktvermarktung ist zusätzliche Förderung von EE möglich hier bieten sich zwei alternative Modelle an: (Modifiziertes) Marktprämienmodell Es wird eine Zulage auf den Direktvermarktungserlös gezahlt. Anders als im aktuellen Förderregime schlagen wir vor, die Direktvermarktung als Pflicht (nicht als Option) vorzusehen, die Förderprämie einheitlich (und nicht nach Technologie differenziert) auszugestalten und die Höhe der Marktprämie für einmal installierte Anlagen nicht mit dem Strompreis zu variieren. Quotenmodell Hierbei werden Stromvertriebsunternehmen verpflichtet, einen bestimmten Erzeugungsanteil an EE nachzuweisen. Der Nachweis kann erbracht werden, indem Grünstromzertifikate von EE-Erzeugern erworben werden. Über den Verkauf der Zertifikate erzielen EE-Erzeuger zusätzliche Erlöse. Das Modell bewirkt, dass über Marktanreize letztlich genau die EE-Quote erfüllt wird. Dabei bildet sich der Preis für Grünstromzertifikate und damit die EE-Förderprämie im Wettbewerbsmarkt. Das Quotenmodell setzt sehr langfristige (mindestens über 20 Jahre) stabile Rahmenbedingungen voraus, z.b. in Bezug auf die EU-rechtliche Beurteilung der Koexistenz von EE-Förderung und Executive Summary

11 November 2012 Frontier Economics 3 Emissionshandelssystem. Sind diese nicht gegeben, kann es praktikabler sein, ein Marktprämienmodell zu verfolgen. Auktionsmodell Option für separate Förderung für Offshore-Wind Der Verzicht auf eine Technologiedifferenzierung der Förderung würde im Ergebnis voraussichtlich kurzfristig keine Anreize zum Ausbau von Offshore-Wind geben, da diese Technologie derzeit noch durch vergleichsweise hohe Kosten gekennzeichnet ist. Allerdings können gesonderte Gründe für eine (ggf. temporäre) separate Offshore- Windförderung sprechen. So könnte Offshore-Wind eine Technologie sein, die zwar nicht zum Erreichen der EE-Mindestziele bis 2020, aber doch zur Erreichung der langfristigeren deutschen EE-Mindestziele von 65% der Stromerzeugung bis 2040 erforderlich ist. Es könnten sich bei einer Förderung mögliche Lerneffekte einstellen, die allen Investoren zu Gute kämen, die aber kein einzelner Investor alleine vorfinanzieren möchte. Deutschland ist möglicherweise beim Erzielen von Lerneffekten in diesem Bereich teilweise auf sich allein gestellt, da Offshore-Projekte im Ausland unter anderen Bedingungen (in geringeren Wassertiefen und näher an der Küste) errichtet werden. Ist die Politik deshalb an einem zeitnahen Ausbau von Offshore-Windanlagen an den bisher geplanten Standorten interessiert, bietet es sich an, diese Technologie separat zu fördern (dies wäre dann zumindest kurzfristig mit Zusatzkosten für die Verbraucher verbunden). Über Auktionsverfahren ließe sich bestimmen, welche Investoren bereit wären, frühzeitig und zu den geringsten Fördersätzen in Offshore- Windanlagen zu investieren. Executive Summary

12

13 November 2012 Frontier Economics 5 1 Einleitung 1.1 Kontext der Studie Der Aufbau von Erzeugungskapazitäten aus Erneuerbaren Energien ( EE ) ist ein Kernelement der europäischen und deutschen Energiepolitik und gilt als Schlüsselfaktor für das Erreichen der europäischen Klimaschutzziele. Die Frage der künftigen Vergütung und Marktintegration von EE wird derzeit stark debattiert. Hintergrund hierfür ist u.a. der geplante Anstieg der Umlage der Förderkosten der EE-Förderung ( EEG-Umlage ) zum 1. Januar 2013 von derzeit 3,59 c/kwh auf 5,28 c/kwh. 5 Vor diesem Hintergrund hat eine Diskussion um eine Reform des EEG begonnen. EnBW als einer der größten Investoren in Erneuerbare Energien hat ein großes Interesse daran, dass in Deutschland auch weiterhin Rahmenbedingungen bestehen, die Investitionen in Erneuerbare Energien möglich machen und möchte einen Beitrag zur Weiterentwicklung der laufenden Diskussion erbringen. EnBW hat hierzu die nun vorliegende Studie bei Frontier Economics Ltd ( Frontier ) in Auftrag gegeben. Die hier dargestellten Ergebnisse stellen die Auffassung der Gutachter dar und sind nicht als Position der EnBW zu verstehen. 1.2 Projektauftrag Zentrale Fragestellung Ziel des Projektes ist die Entwicklung eines tragfähigen und praktikablen Vorschlags für die Förderung Erneuerbarer Energien in Deutschland in den nächsten Jahren. Dabei soll in folgenden Teilschritten vorgegangen werden: Bewertung des EEG aus Investorensicht und aus volkswirtschaftlicher Sicht (z.b. Renditesituation, insbes. im Bereich Wind On- und Offshore, Kostenentwicklung); Ableitung und Bewertung ggf. erforderlichen Anpassungsbedarfs des EEG; Einschätzung der Notwendigkeit alternativer Ansätze zum EEG; und 5 Der Wert von 5,28 c/kwh setzt sich zusammen aus einer Kernumlage in Höhe von 4,19 c/kwh, der Aufholung einer zu geringen Umlage aus dem Jahr 2012 in Höhe von 0,67 c/kwh und dem Aufbau einer neuen Liquiditätsreserve für 2013 in Höhe von 0,42 c/kwh, vgl. Einleitung

14 6 Frontier Economics November 2012 Bewertung alternativer Ansätze, wie eines Marktprämien- und Quotenmodells, aus Investorensicht und unter volkswirtschaftlichen Aspekten. Wo dies sinnvoll und möglich ist, erfolgt eine modellgestützte Quantifizierung der Wirkungen unterschiedlicher politischer Maßnahmen, um eine Orientierung hinsichtlich der tatsächlichen Größenordnungen von Kostenbelastungen oder Einsparmöglichkeiten zu erlangen. Fragen der Einbindung von EE ins Verteilnetz- und räumliche Fragen der Standortwahl von EE-Anlagen stehen nicht im Mittelpunkt, werden aber kurz angesprochen. Die Studie dient damit dazu, den Effizienz-Benchmark zu liefern, an dem sich weitere Maßnahmen (z.b. verteilungspolitischer Art, räumliche Differenzierung) messen lassen müssen. Auf der Basis soll ein tragfähiger und praktikabler Vorschlag für eine verbesserte EE-Förderung in Deutschland erarbeitet werden. Die Studie schafft damit einen Ausgangspunkt für eine rationale Diskussion, in der entsprechende Abwägungen möglich sind. Damit soll ein Schritt über die gegenwärtige, oftmals noch sehr allgemein geführte Diskussion hinaus gemacht werden. Prämissen für die Analyse Die Analyse erfolgt unter den folgenden Prämissen: Der quantitative Analysehorizont reicht bis 2022 (Modellierung bis 2035). Die EE-Ausbauziele des EEG 2012 werden (für den Analysehorizont) als politisch festgesetzt angenommen. Eine EE-Förderung parallel zum Instrumentarium des Europäischen Emissionshandels (EU ETS) wird kurzfristig nicht in Frage gestellt. Langfristig (jenseits des Analysehorizonts) wäre aber denkbar, dass die EE- Integration ggf. via das EU ETS erfolgt (dies ist aber für die Analyse hier nicht erheblich). Eine europaweit harmonisierte Förderung steht nicht im Fokus. Fragen des Ausbaus des Übertragungsnetzes stehen nicht im Fokus. 1.3 Methodik der Untersuchung Im Rahmen der Untersuchung wurden folgende methodischen Ansätze verwendet: Einleitung

15 November 2012 Frontier Economics 7 analytische Überlegungen zu den Anreizwirkungen von Fördermechanismen für EE; empirische Analysen zu den (historischen) Ergebnissen des EEG auf Basis verschiedener statistischer Quellen; Prognosen der Wirkung von bestimmten Reformmaßnahmen auf Basis eines Simulationsmodells. Im Anhang werden sowohl die Logik des Prognosetools (Anhang 1: Modellierungsansatz) als auch die wesentlichen Annahmen der Prognose (Anhang 2: Annahmen der Modellierung) beschrieben. Die Prognoseannahmen wurden von Frontier auf Basis von verfügbaren Studien und aufgrund eigener Einschätzungen entwickelt. EnBW hat die Annahmen auf Plausibilität überprüft. Auswertung von internationalen Ausgestaltungsoptionen für die Förderung von EE. 1.4 Struktur des Berichts Der Bericht ist folgendermaßen gegliedert: In Abschnitt 2 diskutieren wird Ziele und Instrumente der Förderung von EE. Dabei gehen wir insbesondere auch auf Zielkonflikte wie die Erreichung der EE-Ausbauziele (Effektivität) versus Kosteneffizienz und Belastung der Verbraucher ein. In Abschnitt 3 betrachten wir Erfahrungen mit dem Erneuerbare- Energien-Gesetz (EEG). Dazu charakterisieren wir das Regime kurz und analysieren dann welcher EE-Ausbau hiermit realisiert wurde und welche Kosten dabei bislang entstanden sind. In Abschnitt 4 analysieren wir Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit festen Einspeisetarifen und bewerten resultierende Einsparmöglichkeiten. In Abschnitt 5 diskutieren wir weitreichendere Reformmodelle, insbesondere ein (reformiertes) Marktprämienmodell und das Quotenmodell. In Abschnitt 6 diskutieren wir ausgewählte Implementierungsfragen der weitreichenderen Reformmodelle. In Abschnitt 7 fassen wir unsere Schlussfolgerungen zusammen. Einleitung

16

17 November 2012 Frontier Economics 9 2 Ziele und Instrumente der Förderung von EE In diesem Abschnitt diskutieren wir grundsätzlich und abgelöst von konkreten institutionellen Ausgestaltungsdetails die Ziele, Herausforderungen und Instrumente der EE-Förderung ( Big Picture ). Aus dieser Grundsatzdiskussion lassen sich einige Thesen zur Überarbeitung der EE-Förderung ableiten, die sich dann in den nachfolgenden Abschnitten unter Beachtung konkreter Ausgestaltungsfragen und der tatsächlichen strukturellen Voraussetzungen in Deutschland prüfen und auch quantitativ analysieren lassen. 2.1 Ziele und Zielkonflikte Marktversagen und politische Ziele Ein politischer Eingriff in den Strommarkt sollte nur zur Korrektur versagender Marktkräfte ( Marktversagen ) eingesetzt werden. Aus internationaler Erfahrung sind folgende Aspekte und Ziele ausschlaggebend dafür, dass sich Gesetzgeber dafür entschieden haben, die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien separat zu fördern (ohne dass wir hier abschließend werten, welche der Rechtfertigungen tatsächlich tragfähig sind): Effektive und effiziente Nutzung der Umweltvorteile Erneuerbare Energien können einen positiven Umweltbeitrag leisten, der über den reinen Markt (noch) nicht honoriert, aber durch das Förderregime internalisiert werden kann. Hierbei ist allerdings zu beachten, inwieweit auch andere Maßnahmen bestehen oder vorgesehen sind, die dem gleichen Ziel dienen ( Maßnahmenkonkurrenz ) 6. Lerneffekte und Heranführung an die Marktfähigkeit Im Hinblick auf die Technologieentwicklung ergeben sich durch den Ausbau von Erneuerbaren Energien mittel- bis langfristig ggf. Lerneffekte 6 Ein Beispiel hier ist der europäische Emissionshandel EU ETS, der darauf abzielt, die CO2- Emissionen in Europa zu begrenzen also als ein mengengesteuertes System funktioniert. Hierbei wird die maximal zur Verfügung stehende Menge an CO2-Zertifikaten (Angebot) festgelegt, der Preis für ein Emissionszertifikat bildet sich am Markt, in dem die CO2-Emittenten (Betreiber von Technologien, deren Verwendung mit CO2-Emissionen verbunden ist), zum Kauf und Nachweis von Emissionsberechtigungen verpflichtet werden. Somit werden die Kosten der CO2-Emissionen internalisiert. Werden nun emissionsfreie Stromerzeugungstechnologien in den Markt gefördert (z.b. EE), sinkt die Nachfrage der emittierenden Stromerzeuger somit sinkt der Preis für CO2- Zertifikate die Menge an CO2-Emissionen bleibt somit konstant. Siehe zum Zusammenwirken von Emissionshandelssystem und EE-Förderung z.b. Böhringer, Rosendahl (2009) oder Matthes (2010). Ziele und Instrumente der Förderung von EE

18 10 Frontier Economics November 2012 (Kostendegressionen, Technologieverbesserungen), die die Wettbewerbsfähigkeit der Technologien erhöht. Diese Effekte wären nur durch staatliche Förderung generierbar, wenn externe Effekte der Technologieentwicklung vorlägen und damit ggf. individuelle Investoren ansonsten nicht bereit wären, für Dritte in die Lernkurve zu investieren. Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit als öffentliches Gut In dem Maße, wie durch EE Importenergieträger ersetzt werden, kann ggf. ein positiver Beitrag zur Versorgungssicherheit bzw. Importunabhängigkeit geleistet werden. Außerdem sinkt der Druck im weltweiten Konflikt um begrenzte fossile Ressourcen (Öl, Erdgas). Industriepolitik Durch EE können zudem ggf. nationale industriepolitische Ziele erreicht werden. So wird heute ein Großteil der Windkraftanlagen von deutschen oder dänischen Unternehmen hergestellt, die aufgrund der Förderung auf ihren Heimatmärkten früher in Forschung und Entwicklung eingestiegen sind 7. Unvollkommenheit der Finanzmärkte Aufgrund der mit Erneuerbaren Energien verbundenen (technischen) Unsicherheiten fordern Finanzmärkte für Investitionen ggf. hohe Risikoprämien, die durch eine risikomindernde Förderung ggf. gesenkt werden können. Förderung des Markteintritts für Kleininvestoren Im Gegensatz zu großen Kraftwerken oder Offshore-Windparks können einige kleinere EE- Technologien (PV, Biogas) auch von Kleininvestoren finanziert und betrieben werden. Durch eine separate EE-Förderung können neue, zusätzliche Erzeugergruppen an das Stromversorgungssystem herangeführt werden. Zielkonflikte Betrachtet man diese und weitere politische Ziele, eröffnen sich verschiedene Zielkonflikte (Abbildung 1). So steht insbesondere das Ziel eines effizienten Ausbaus von EE im Konflikt mit anderen Zielen, wie dem Verteilungsziel, industriepolitischen Zielen oder der Effektivität des Ausbaus. 7 Allerdings gibt es hier auch Gegenbeispiele: Deutsche Photovoltaik-Firmen verlieren derzeit sowohl in Deutschland als auch international signifikant an Marktanteilen - zu Gunsten von chinesischen Herstellern (die wiederum im eigenen Land und durch zunehmende Exporte stark geworden sind). Ziele und Instrumente der Förderung von EE

19 November 2012 Frontier Economics 11 Abbildung 1. Mögliche Zielkonflikte bei der EE-Förderung Effektivität Schneller vs kostenminimaler Ausbau Importabhängigkeit Einheimische versus kostengünstige Produktion Effizienz Ausbau besonders günstiger Technologien vs Mitnahmeeffekte Förderung heimische versus kostengünstige Technologie Industriepolitik Verteilungseffekte Aus unserer internationalen Erfahrung ist dies der zentrale Konflikt in der Diskussion um die Ausgestaltung von Förderregimes Quelle: Frontier Für die weiterführende Diskussion fokussieren wir auf den Konflikt zwischen der Effizienz der Förderung und den Verteilungswirkungen (insbesondere der Belastung von Verbrauchern). Dieser Zielkonflikt bestimmt derzeit die deutsche (und auch die internationale Diskussion) um die EE-Förderung. Der Konflikt lässt sich anhand von zwei verschiedenen Ausgestaltungsformen von Fördermechanismen illustrieren (Abbildung 2): Kosteneffiziente Förderung Dies hieße z.b., allen Anlagen den gleichen (technologieneutralen) Förderpreis zu zahlen (dann kommen vor allem die kostengünstigsten Technologien T1 bis T4 zum Zuge) und den Förderpreis so zu setzen, dass genau das Ausbauziel erreicht wird. Die Kosten der letzten erforderlichen Technologie (hier: T4) würden dann bestimmen, was der Fördersatz für alle Technologien sein sollte. Allerdings kann diese Form der Förderung ggf. hohe Renditen für Investoren in die günstigen Technologien bedingen (angezeigt durch den Abstand zwischen den roten Balken der Kosten der verschiedenen Technologien und der hellblauen Linie, die das Niveau der Fördersätze markiert). Verteilungsgerechte Förderung Ein alternativer Ansatz könnte darin bestehen, jeder Technologie einen Förderpreis zu zahlen, der den Kosten der jeweiligen Technologie entspricht (bzw. der etwas höher liegt). Dies hat aus der Sicht von Politik und Verbrauchern den Vorteil, dass die Renditen der Investoren begrenzt werden. Damit wird die Erwartung verbunden, dass auch die Kostenbelastung der Verbraucher mit der Kostenumlage für die EE-Umlage begrenzt würde. Diese vermeintlich attraktive Option birgt in der Praxis aber zahlreiche Herausforderungen: Ziele und Instrumente der Förderung von EE

20 12 Frontier Economics November 2012 Bürokratie In der Praxis wären ggf. Fördertarife für dutzende oder sogar hunderte von Technologievarianten und Altersklassen zu spezifizieren; Variation in den Kosten Die Kosten der einzelnen Anlagen sind nicht alle gleich, sondern sie liegen auf einem Kontinuum, z.b. zwischen Windstandorten mit hohen (T1), mittleren (T2) und niedrigen Windgeschwindigkeiten (T3). Legt man den Fördersatz auf Basis eines mittleren Standortes fest (T2), würde an ungünstigen Windstandorten (T3) nicht investiert. Um dann aber insgesamt das Ausbauziel zu erreichen, müsste man noch teurere Technologien (T5) beanreizen. 8 So kann es passieren, dass bestimmte günstige Ausbaupotentiale nicht genutzt werden, während teurere Potentiale (T5) erschlossen werden. Unsicherheit über Kosten Zudem besteht Unsicherheit darüber, wo genau die Kosten der einzelnen Technologien liegen. Andererseits wäre durch eine Behörde aber ein Fördersatz festzulegen. Werden die Kosten bei der Tariffestlegung zu hoch eingeschätzt, verbleibt eine Zusatzrente beim Investor. Werden die Kosten hingegen von der Behörde zu niedrig kalkuliert, ist der Tarif zu gering, um Investitionen anzuregen. So kann sich das Problem verstärken, dass bestimmte (ggf. günstige) Ausbaupotentiale nicht erschlossen werden, während teurere Potentiale ausgenutzt werden. Abbildung 2. Kosteneffiziente versus "verteilungsgerechte" Förderung Effiziente Förderung Verteilungsgerechte Förderung EUR/MWh Fördersatz Ausbauziel EUR/MWh Fördersätze Bsp. ungünstiger Windstandort T1 T2 T3 T4 T5 Kosten T5 TWh T1 T2 T3 T4 T5 TWh Quelle: Frontier Man kann aus dieser einfachen Betrachtung schließen, dass eine technologieneutrale (d.h. über allen Technologien einheitliche) EE-Förderung 8 Nun könnte man wiederum noch differenziertere Fördersätze für T1, T2 und T3 festlegen, aber innerhalb jeder dieser Gruppe würde dann wieder das gleiche Problem relativ guter und relativ schlechter Standorte auftreten. Ziele und Instrumente der Förderung von EE

21 November 2012 Frontier Economics 13 unter dem Gesichtspunkt der volkswirtschaftlichen Gesamtkosten günstiger ist. 9 Ob dieser Ansatz allerdings auch aus Verbrauchersicht kostengünstiger ist, hängt von zahlreichen Faktoren ab: Technologische Faktoren: den Kostenstrukturen der verschiedenen EE-Technologien; den Ausbaupotentialen der verschiedenen EE-Technologien; der Unsicherheit und der zeitlichen Dynamik der tatsächlichen Kosten der Technologien. Politische Faktoren: dem Grad der Differenzierung von Fördersätzen; dem Kenntnisstand der Administration über die tatsächlichen Kosten. Die Frage, welcher Förderansatz aus Verbrauchersicht günstiger ist, lässt sich daher nur empirisch und unter Berücksichtigung der konkreten Kostenstrukturen und EE-Ausbauziele analysieren. Auf diese Quantifizierung zielt unsere Modellierung ab. These: Es sei an dieser Stelle bereits angemerkt, dass die Frage nach der Technologiedifferenzierung von Fördermodellen zentral ist für die kosteneffiziente bzw. die Verbraucher möglichst wenig belastende Förderung der EE; unabhängig von Förder- bzw. Vergütungsmodell beantwortet werden muss, also nicht nur im Modell mit garantierter Einspeisevergütung, sondern auch bei Marktprämienmodellen und bei Quotenmodellen. 9 In dynamischer Perspektive gilt dies unter der Prämisse, dass es keine durch den EE-Ausbau in Deutschland bedingten externen Lernkurveneffekte (sog. Spillovers) gibt, welche zu einer Verschiebung der relativen Kostenverhältnisse der verschiedenen EE-Technologien in Zukunft führen würden. Lernkurveneffekte sind spekulativ und damit (auch von der Politik) nur schwer prognostizierbar. Das Risiko von Fehlanreizen bei hiermit begründeter Technologieförderung ist entsprechend hoch. Da zudem Lernkurven-Spillovers globale externe Effekte darstellen und davon auszugehen ist, dass der EE-Ausbau in Deutschland zukünftig nur einen sehr begrenzten Anteil des globalen EE-Ausbaus ausmachen wird, abstrahieren wir im Folgenden hiervon. Ausnahme ist Offshore-Wind, da es sich wegen der spezifischen Standortbedingungen in Deutschland (Offshore- Windparks sind wegen geologischer Gegebenheiten und umweltpolitischer Vorgaben in großer Entfernung von der Küste zu errichten) um eine Technologie in der Frühphase der Entwicklung handelt, für die zudem kaum Lernkurveneffekte aus internationalen Erfahrungen zu erwarten sind. Ziele und Instrumente der Förderung von EE

22 14 Frontier Economics November Instrumente der EE-Förderung In Deutschland, wie auch international, kann sich die Förderung der EE aus verschiedenen Mechanismen zusammensetzen, die in ihrer Gesamtheit das Ausmaß an Investitionsanreizen ausmachen: Vergütungsregelung; Vorrangregeln; Bilanzverantwortung; Vergütungsregelung Netznutzung und Netzkosten; Beteiligung an Steuern und Umlagen. Eine erhöhte Vergütung an EE kann auf verschiedenen Wegen gewährt werden: Garantiepreis Unabhängig von den allgemeinen Preisentwicklungen im Strommarkt kann EE-Investoren ein garantierter Preis gewährt werden (der im Erwartungswert über dem allgemeinen Marktpreis für Strom liegen dürfte). Der Preis wäre z.b. von einem Dritten etwa einem Netzbetreiber zu zahlen. Dieser Dritte könnte die implizite gezahlte Subvention (= Differenz zwischen Garantiepreis und Marktwert des Stroms) durch eine Umlage auf die Verbraucher wieder einspielen. Das deutsche Fördermodell folgte bisher diesem Prinzip. Mit dem Modell der Garantiepreise verfolgt die Politik letztlich eine Preislenkung. Hierbei ist a priori nicht bekannt, welches Maß an EE-Ausbau über diese Preislenkung realisiert wird. Das deutsche System fester Einspeisetarife ist ein solches Garantiepreissystem. Zusatzerlöse bei Direktvermarktung Alternativ könnte dem EE- Erzeuger die Pflicht obliegen, seinen erzeugten Strom selbst zu vermarkten. Über den Marktpreis für Strom hinaus könnte er zudem einen zusätzlichen Umsatz für die EE-Stromeigenschaft generieren. Dieser Zusatzumsatz könnte auf zwei Arten gewährt werden: Marktprämie Hierbei wird eine behördlich administrierte Zusatzzahlung geleistet, die auf den Marktpreis aufgeschlagen wird, den der EE-Erzeuger realisiert. Beim Marktprämienmodell genau wie beim Modell mit garantierter Einspeisevergütung verfolgt die Politik letztlich eine Preislenkung. Grünstromzertifikat Dem EE-Erzeuger können für den erzeugten EE-Strom Grünstromzertifikate gewährt werden. Diese Zertifikate wären handelbar und aus dem Handelserlös könnte der EE-Investor einen Zusatzerlös generieren. Ein bestimmter Marktwert für Zertifikate Ziele und Instrumente der Förderung von EE

23 November 2012 Frontier Economics Vorrangregeln kann sichergestellt werden, indem z.b. Stromvertriebsunternehmen verpflichtet werden, für einen festgelegten Prozentsatz ihres Stromabsatzes Grünstromzertifikate nachzuweisen. Das resultierende Fördermodell wird auch als Quotenmodell bezeichnet. Bei diesem Modell verfolgt die Politik letztlich eine Mengensteuerung (es werden die politisch festgelegten Quotenmengen realisiert), während sich der Preis für Grünstromzertifikate im Wettbewerb ergeben soll. Hinsichtlich Vorrangregeln können potentiell zwei Dimensionen unterschieden werden: Netzanschluss In Deutschland (wie auch oft im Ausland) besteht ohnehin eine Anschlusspflicht für Erzeugungsprojekte ( 17 EnWG). Darüber hinaus regelt 5(1) EEG den vorrangigen Anschluss von EE. Einspeisung EE-Erzeugung darf in Deutschland (wie auch oft im Ausland) vorrangig ins Stromnetz eingespeist werden. Der Einspeisevorrang bewirkt letztlich, dass für die EE-Erzeuger der Absatz ihrer Erzeugung gesichert ist. Der Einspeisevorrang hat ursprünglich in einer Welt ohne liquide Strommärkte und einem geringen Interesse der angestammten Versorgungsunternehmen an der Integration von EE-Strom eine hohe Bedeutung. Die Situation hat sich zwar im liberalisierten Strommarkt deutlich relativiert, u.a. da heute aufgrund rechtlicher Vorgaben der Netzbetrieb (der für die Aufnahme von EE-Strom verantwortlich ist) vom Stromvertrieb entbündelt ist. Dennoch hat der Einspeisevorrang auch im liberalisierten Strommarkt noch eine Bedeutung: Er bewirkt, dass EE-Strom auch dann vorrangig aufgenommen werden soll, wenn die variablen Erzeugungskosten aus EE höher liegen als die aktuellen Stromgroßhandelspreise. 10 Dies kann z.b. relevant sein, wenn: Strompreise negativ werden (was einen Überhang an Stromerzeugung gegenüber der Aufnahmefähigkeit des Marktes anzeigt) und Wind- und PV-Anlagen mit sehr geringen, aber dennoch positiven variablen Erzeugungskosten einspeisen (und eine Vergütung erhalten) dürfen; Strompreise geringer sind als die Kosten der EE-Technologien mit nicht vernachlässigbaren positiven variablen Erzeugungskosten (z.b. relevant für Biomassekraftwerke). 10 Netzbetreiber sind gem. 11 EEG nur dann zum Einspeisemanagement berechtigt, wenn ohne Eingriff die Netzstabilität gefährdet ist. Ziele und Instrumente der Förderung von EE

24 16 Frontier Economics November Bilanzverantwortung Im Allgemeinen haben Stromerzeuger und Stromhändler eine Pflicht, ihre geplanten Einspeisungen und Entnahmen aus dem Netz mit Vorlauf zu nominieren und sich (unter Drohung von Kompensationszahlungen) an diese Nominierung zu halten. Auf diesem Wege soll den Netzbetreibern ermöglicht werden, ihr Netz sicher zu führen, selbst wenn Erzeugungsentscheidungen dezentral von zahlreichen Erzeugungsunternehmen getroffen werden. Erzeugern und Händlern ist es allerdings gestattet, ihre Nominierungen in sogenannten Bilanzgruppen zu bündeln, so dass sie dann nur für den Saldo der Abweichung zwischen Nominierung und tatsächlicher Ausführung verantwortlich gemacht werden. Über diese Mechanismen sollen den Marktteilnehmern Anreize gegeben werden, ihre Ein- und Ausspeiseentscheidungen möglichst genau zu planen und zu nominieren und sich im Anschluss an die Nominierung zu halten. Begünstigte EE-Erzeuger sind derzeit in Deutschland (aber auch in vielen anderen Ländern) von der Bilanzverantwortlichkeit ausgenommen. Dies hat verschiedene Wirkungen: Wirkung auf Investitionsanreize der bürokratische Aufwand, aber auch kommerzielle Risiken für EE-Erzeuger sinken und machen EE- Investitionen tendenziell attraktiver; Wirkung auf Verhaltensanreize andererseits haben EE-Erzeuger aber keine Anreize ihre Einspeiseprofile genau zu prognostizieren und sich an ein vorab angekündigtes Profil zu halten. Dies verkompliziert die Systemsteuerung für die Netzbetreiber und erhöht tendenziell die Kosten für die Vorhaltung von Erzeugungsreserven im Erzeugungssystem Netznutzung und Netzkosten Die dezentrale Erzeugung von Strom nahe bei den Verbrauchern könnte prinzipiell dazu beitragen, dass Kosten im physischen Transport und in der Verteilung eingespart werden. Aus dieser Überlegung wird bei der Ausgestaltung von Förderregimes z.t. pauschal gefolgert, dass dezentrale Stromerzeugung per se zu Einsparungen bei den Netzkosten beiträgt. In der Folge werden Anlagen dann z.t. von der Übernahme bestimmter Netzkosten oder Netzentgelte ausgenommen unabhängig davon, ob und in welchem Ausmaß sich tatsächlich Kosteneinsparungen im Netz ergeben. In Deutschland wird dieses Prinzip z.b. im Rahmen der sogenannten Eigenverbrauchsregelung (Eigenverbrauchsprivileg) umgesetzt. Dabei wird der von dezentralen Erzeugern (z.b. Haushalten mit PV-Aufdach-Anlagen) selbst erzeugte Strom von der Belastung mit Netzkosten ausgenommen, selbst wenn dies nicht der Kostenverursachung entspricht, da Eigenerzeugung und Ziele und Instrumente der Förderung von EE

25 November 2012 Frontier Economics 17 Stromverbrauch ggf. zeitlich auseinanderfallen und weiterhin das Netz vorgehalten werden muss. Ein Effekt dieser Regelung ist eine Erhöhung der Attraktivität der dezentralen Erzeugung - auch wenn damit gesamtwirtschaftlich nur geringe oder keine Kosteneinsparungen verbunden sind Beteiligung an Steuern und Umlagen (Eigenverbrauchsprivileg) Die dezentrale oder EE-Stromerzeugung ist z.t. auch von bestimmten Umlagen und Abgaben ausgenommen. In Deutschland ergeben sich über das eben genannte Eigenverbrauchsprivileg z.b. Möglichkeiten für Haushalte, Stromsteuer, EEG-Umlage und Mehrwertsteuern einzusparen. Dies erhöht wiederum die relative Attraktivität von dezentraler Stromerzeugung aus EE. Ein spezieller Effekt der Eigenverbrauchsregelung in Bezug auf die Einsparung der EEG-Umlage ist auch, dass mit der Freistellung von Eigenverbrauch der verbleibende Stromverbrauch stärker belastet wird. Das wiederum macht die dezentrale Erzeugung aus EE wiederum attraktiver, wodurch sich ein selbstverstärkender Effekt ergibt. 2.3 Grundsätzliche Ansatzpunkte für eine weitere Marktintegration von EE Vor dem Hintergrund der verschiedenen Mechanismen, die letztlich zur Attraktivität in EE-Investitionen beitragen, lassen sich Ansätze ableiten, die EE- Erzeugung stärker in verschiedene Bereiche des Strommarktes zu integrieren. Dabei kann man mindestens folgende Dimensionen unterscheiden: Technologieneutralität versus Technologiedifferenzierung der Förderung; Verantwortung für Energiebilanz und Netzkosten; Garantievergütung versus Direktvermarktungsverantwortung (mit Prämie oder Quote). Technologieneutralität versus Technologiedifferenzierung der Förderung Ein erster Schritt der stärkeren Marktintegration könnte darin bestehen, die Technologiedifferenzierung in der EE-Förderung zu reduzieren oder ganz aufzuheben. Dadurch würden verschiedene EE-Technologien zumindest untereinander in unmittelbaren Wettbewerb treten (und nicht nur innerhalb der jeweils administrativ definierten Technologiegruppe). Dieser Schritt ließe sich auch bereits im Rahmen eines Systems mit garantierten Einspeisetarifen realisieren. Ziele und Instrumente der Förderung von EE

26 18 Frontier Economics November 2012 Allerdings wäre dieser Schritt unter ordnungspolitischen Gesichtspunkten noch nicht sehr weitreichend, denn EE-Technologien wären weiterhin abgeschottet von einem Wettbewerb um den Investitionsbedarf im Strommarkt. Zudem wären die EE-Technologien nicht im täglichen Wettbewerb um den Kraftwerkseinsatz und damit auch kurzfristig nicht in Konkurrenz mit konventionellen Stromerzeugungsanlagen. Verantwortung für Energiebilanz und Netzkosten Ein weiterer Schritt könnte darin bestehen, EE-Erzeugern Verantwortung für ihre (individuelle oder kumulative) Erzeugungsbilanz und für Netzkosten zu übertragen, um sie so eher der konventionellen Energieerzeugung gleichzustellen: Bilanzverantwortung Die Übertragung von Bilanzverantwortung ist insbesondere dann sinnvoll, wenn EE-Erzeugern auch eine Verantwortung für die Direktvermarktung des von ihnen erzeugten Stroms übertragen wird. Netzkostenverantwortung Die Übernahme von Netzkostenverantwortung kann bereits innerhalb eines Regimes mit garantierten Einspeisetarifen umgesetzt werden. Selbst bei Beibehaltung des Eigenverbrauchsprivilegs wäre es denkbar, dezentrale EE-Erzeuger für die durch sie tatsächlich im Netz zu verantwortenden Leitungskosten heranzuziehen. Dies könnte z.b. erreicht werden, durch eine Reform des Netztarifsystems und eine stärkere Orientierung der Tarife an der gebuchten oder in Anspruch genommenen Leistung statt an der transportierten elektrischen Arbeit. Der technologische Fortschritt in den letzten Jahren und das Aufkommen von Smart Metering-Ansätzen hat hierfür die technologischen Voraussetzungen geschaffen. Garantievergütung versus Direktvermarktungsverantwortung (mit Prämie oder Quote) Eine weitere Stufe der Marktintegration bestünde in der Aufhebung der Garantievergütung für EE-Strom und die Übertragung der Vermarktungsverantwortung auf die EE-Erzeuger (Direktvermarktung). Das würde nicht automatisch bedeuten, dass sich jeder EE-Erzeuger selbst um die Vermarktung seines Stroms bemühen müsste. Vielmehr könnte die Vermarktung im Auftrag des EE-Erzeugers über etablierte oder neue Intermediäre, wie Stromhändler erfolgen. Auch wenn ein Direktvermarktungsansatz verfolgt wird, bestünde weiterhin (wie schon in diesem Abschnitt angesprochen) die Option, EE-Strom über Marktprämien oder Grünstromzertifikate (im Quotenmodell) zu fördern. Abgesehen von dieser Förderung würde direkt vermarkteter EE-Strom aber direkt mit konventionell erzeugtem Strom konkurrieren. Ziele und Instrumente der Förderung von EE

27 November 2012 Frontier Economics 19 Ein noch weitergehender Integrationsschritt bei Direktvermarktung bestünde darin, die separate EE-Förderung vollständig aufzugeben und die Internalisierung von Umweltaspekten allein über das europäische Emissionshandelsregime zu verfolgen. Bei diesem Ansatz würde der Strom aus EEG-Anlagen mit dem konventionell erzeugten Strom konkurrieren, der zudem durch das Emissionshandelsregime zu besonders CO2-armer Erzeugung (Brennstoffwechsel, Effizienzsteigerung) angereizt wird. Für den weiteren Verlauf der Studie unterstellen wir allerdings, dass die Politik in den nächsten Jahren an einer separaten Förderung der EE festhalten wird. 11 Daher verfolgen wir diese weitreichendste Form der Marktintegration in den weiteren Analysen nicht. 11 Allerdings ist auch zu bedenken, dass die Europäische Kommission die separate EE-Förderung nach Auslaufen der bis 2020 befristeten Ausnahmeregelung vom EU-Beihilferechtstatbestand grundsätzlich auf den Prüfstand stellt. Bestimmte, marktferne Fördermechanismen wären dann ggf. nicht mehr zulässig. Denkbar wäre sogar das die Europäische Kommission dann konkretere Vorgaben zur Zulässigkeit und Ausgestaltung von EE-Förderregimes macht (vgl. auch Europäische Kommission (2012)). Ziele und Instrumente der Förderung von EE

28

29 November 2012 Frontier Economics 21 3 Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) In diesem Abschnitt untersuchen wir: im Rückblick: wichtige bisherige Erfahrungen mit dem EEG und erste Schlussfolgerungen, die sich daraus ziehen lassen; und in einer Projektion: die Entwicklung der EE-Förderung bei Beibehaltung des aktuellen EEG ( EEG 2012 Business-as-Usual ). An diesem Referenzfall lassen sich dann alternative Förderansätze wie sie in den nachfolgenden Abschnitten entwickelt werden messen. 3.1 Wesentliche Förderelemente des EEG Das EEG nutzt die bereits in Abschnitt 2 skizzierten Fördermechanismen, wobei die Ausgestaltung im Detail sehr komplex ist und EE-Investoren jeweils ein Menü aus Förderoptionen offensteht, aus dem sie das für sie attraktivste Förderregime auswählen können Vergütungsregelung Das EEG 2012 bietet qualifizierten Erzeugern drei Wahlmöglichkeiten für die geförderte Vermarktung des Stroms (Abbildung 3): 12 Vermarktung über die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit fixierter garantierter Einspeisevergütung ( 16 EEG); Direktvermarktung durch den EE-Erzeuger + Marktprämie (wiederum über ÜNB abgewickelt ( 33g (1)); Direktvermarktung durch den EE-Erzeuger + Zertifizierung als Grünstrom (Grünstromprivileg, 39 EEG). Dabei steht den qualifizierten EE-Erzeugern auch die Option offen, monatlich neu zu entscheiden, ob sie zwischen einer der beiden und der garantierten Einspeisevergütung ( 16 EEG) wechseln wollen. So können sie in jedem Monat das Regime nutzen, in dem sie erwarten, die höchsten Erlöse zu erzielen. 12 Grundsätzlich besteht auch die Option, den Strom ohne Marktprämie direkt in den Markt zu vermarkten und später wieder in eines der geförderten Systeme zu wechseln. Diese Option betrachten wir im Folgenden nicht weiter, da i.d.r. nach Einführung des Marktprämienmodells die Direktvermarktung mit Marktprämie gegenüber der Vermarktung ohne Prämie für die Anlagenbetreibersicht von Vorteil ist. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

30 22 Frontier Economics November 2012 Abbildung 3. Fördermechanismen innerhalb des EEG EEG ÜNB-Vermarktung (Einspeise-Vorrang und Fixvergütung) 33g Abs 1 EEG Direktvermarktung mit Marktprämie 39 EEG Direktvermarktung i.v.m. mit Grünstromprivileg Zusätzlich indirekte Förderung durch Eigenverbrauchsregelung in allen 3 Regimen Quelle: Frontier auf Basis EEG Bei allen drei Vergütungsmodellen greift zudem eine bevorzugte Behandlung von vor Ort eigenverbrauchtem Strom (Entlastung von Netzentgelten, Umlagen, Steuern). Ferner sind die qualifizierten EE-Erzeuger von der Bilanzverantwortung freigestellt. Vermarktung über die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit fixierter garantierter Einspeisevergütung ( 16 EEG) EE-Erzeuger, die sich für eine garantierte Einspeisevergütung entscheiden, erhalten diese Förderung für 20 Jahre ab dem Inbetriebnahmedatum ( 21(2) EEG). Die Einspeisevergütungen sind dabei nach Technologie differenziert. Dabei werden insbesondere unterschieden Onshore-Wind ( 29 und 30 EEG), Offshore-Wind ( 31 EEG), Photovoltaik ( 32 EEG), Wasserkraft ( 23 EEG), Geothermie ( 28 EEG) und unterschiedliche Formen von Biomasse und Biogas ( 24 bis 27c EEG). Die Einspeisetarife sind innerhalb der Technologiebänder zudem nach Inbetriebnahmejahr und nach Anlagengröße gestaffelt. Die Staffelung sieht geringere Einspeisevergütungen für spätere Anlagengenerationen vor. Die so beschriebenen Grundregeln des Regimes, sind noch durch Detailregelungen ergänzt: Referenzertragsmodell für Wind ( 29(2) EEG) Die Förderdauer von einzelnen Windanlagen kann modifiziert werden, in Abhängigkeit davon, ob eine einzelne Anlage im Vergleich zu einer hypothetischen Referenzanlage einen höheren oder einen niedrigeren Windertrag aufweist. Ist der Windertrag z.b. höher, wird die Förderdauer verkürzt, ist der Ertrag geringer kann die Förderung verlängert werden. Das Referenzertragsmodell wurde konzipiert, um Investitionsanreize auch für Windanlagen an ungünstigen Windstandorten zu geben. Entpuppt sich der Windertrag an einem Standort Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

31 November 2012 Frontier Economics 23 als besonders niedrig, würde die Förderdauer verlängert. Hierdurch kann der Investor dann in späten Lebensjahren der Anlagen noch Erlöse und Deckungsbeiträge aufholen. Atmender Deckel für PV ( 20b EEG) Die Fördersätze für zukünftige PV-Generationen können in Abhängigkeit davon, wie viel PV zuletzt zugebaut wurde, abgesenkt werden. Die implizite Logik ist: wenn mehr (weniger) PV als erwartet zugebaut wird deutet dies auf eine schnellere (langsamere) Kostendegression als erwartet hin. Hierauf sollen die Fördersätze für zukünftige Anlagengenerationen reagieren, und entsprechend werde sie abgesenkt. Direktvermarktung durch den EE-Erzeuger + Marktprämie (wiederum über ÜNB abgewickelt) ( 33g EEG) Das Direktvermarktungsmodell nach 33g EEG ist charakterisiert durch: Rückkehroption zur festen Einspeisevergütung ( 33d EEG) Optieren EE- Erzeuger für das Marktprämienmodell, unterwerfen sie sich (für einen Monat) einer Direktvermarktungspflicht des erzeugten Stroms. Zusätzlich zum Direktvermarktungserlös erhalten sie eine Marktprämie. EE-Erzeuger haben jeden Monat die Option, wieder in eine feste Einspeisevergütung zurück zu wechseln (und dann auch wieder zur Marktprämie zurückzukehren). Die Marktprämie ist kostenbasiert bestimmt Die Marktprämie ist so ermittelt, dass EE-Investoren zu den von der Politik erwarteten Technologiekosten ihre Vollkosten decken können. Die ergibt sich aus der Orientierung der Marktprämie an den festen Einspeisetarifen des EEG. Die Marktprämie ist nach Technologie differenziert Kostspieligere Technologien erhalten eine höhere Marktprämie. Die ergibt sich aus der Orientierung der Marktprämie an den festen Einspeisetarifen des EEG. Die Marktprämie ist variabel ausgestaltet, um dem Investor Strompreisrisiken abzunehmen ( 33h EEG) Die Marktprämie wird dann so bestimmt, dass sie praktisch einen Ausgleich für die Differenz zwischen dem Garantietarif (nach 16 EEG) und dem Marktpreis für Strom bietet. Durch diese Ausgestaltung werden EE-Erzeuger, die in die Direktvermarktung wechseln, praktisch nicht schlechter gestellt als bei einer Vergütung zu garantiertem Einspeisetarif. Es wird eine Zulage für die Transaktionskosten der Direktvermarktung gewährt (sog. Managementprämie, 66f EEG) Hierdurch liegt der Förderbetrag im aktuellen Marktprämienmodell daher noch höher als bei der Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

32 24 Frontier Economics November 2012 garantierten Einspeisevergütung. Allerdings wird die Managementprämie im Zeitverlauf abgesenkt. Direktvermarktung durch den EE-Erzeuger + Zertifizierung als Grünstrom (Grünstromprivileg) ( 39 EEG) Eine sehr komplexe Form der Förderung der Direktvermarktung findet sich im Modell des Grünstromprivilegs. Bei diesem Ansatz zahlen Stromvertriebsunternehmen keine bzw. eine reduzierte EEG Umlage (Vorteil auf 2 c/kwh begrenzt). Die Stromvertriebsunternehmen reichen den Vorteil an EE Erzeuger weiter. Das Grünstromprivileg kann allerdings nur unter sehr restriktiven Voraussetzungen beansprucht werden), u.a Vorrangregeln Netzanschluss mindestens 50 % des an Letztverbraucher gelieferten Stroms muss aus EE stammen, und davon müssen mindestens 20% aus Wind oder PV stammen. Diese Vorgaben müssen im Kalenderjahr der Inanspruchnahme sowie auf Monatsbasis in 8 von 12 Monaten im Durchschnitt eingehalten werden. Anrechnung der EEG Mengen auf 15 min Basis nur in Höhe des aggregierten Absatzes der Letztverbraucher. Netzbetreiber sind verpflichtet EE-Anlagen vorrangig an das Stromnetz anzuschließen ( 5 EEG), auch wenn hierdurch Verstärkungen (andernorts) im Netz erforderlich sind ( 9 EEG). Allerdings trägt der Anlagenbetreiber die Kosten des (unmittelbaren) Netzanschlusses und der erforderlichen Messeinrichtungen ( 13 EEG). Einspeisevorrang Netzbetreiber sind verpflichtet, Strom aus EE-Anlagen vorrangig ins das Netz aufzunehmen und zu verteilen ( 8(1) EEG) Bilanzverantwortung EEG-Erzeuger, die eine Förderung durch garantierte Einspeisetarife in Anspruch nehmen sind anders als konventionelle Stromerzeuger/-händler und EE- Erzeuger, die sich zur Direktvermarktung verpflichten von der Verantwortung für die Einhaltung ihrer Energiebilanz freigestellt. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

33 November 2012 Frontier Economics Eigenverbrauchsprivileg Eigenverbrauchter Strom aus qualifizierten EE-Anlagen (meist ist dies Strom aus PV, Biomasse) erhält zwar keine Einspeisevergütung aber wird von Netzkosten, Abgaben u. Steuern entlastet. Hierdurch wurde eine dezentrale EE- Eigenerzeugung zuletzt besonders vorteilhaft 13, da zahlreiche Kosten ggü. alternativem Netzbezug vermeiden werden können. Es ist damit zu rechnen, dass dieser Vorteil im Zeitverlauf zunimmt auch unabhängig von der Effizienz der Technologie. Dies ergibt sich schon allein durch den Anstieg der EEG Umlage in Folge einer zunehmenden EE- Penetration (Selbstverstärkungseffekt). 3.2 Erreichen der EE-Ausbauziele mit dem EEG Das EEG hat sich bisher als effektives Instrument zur Realisierung der politisch gesteckten (Mindest-) Ziele zum Ausbau von EE erwiesen (Abbildung 4): EE-Ziel aus 2000 Das Ziel aus dem Jahr 2000, den Anteil der Erzeugung aus EE am gesamten Energieverbrauch bis ins Jahr 2010 zu verdoppeln. Hierzu sollten der EE-Anteil an der Stromversorgung deutlich ( 1 EEG 2000) erhöht werden, es gab jedoch keine stromspezifische Zielvorgabe. EE-Ziel aus 2004 Die neue Zielvorgabe aus dem Jahr 2004, bis zum Jahr ,5% der Stromversorgung aus EE zu gewinnen, wurde bereits frühzeitig (im Jahr 2007) erreicht. Im Jahr 2010 wurden über 100TWh aus EE erzeugt, davon rund 80TWh gefördert durch das EEG. Dies entspricht einem Anteil von ca. 17% bezogen auf den Brutto-Inlandsstromverbrauch (BDEW (2011)). Andererseits erweist sich der Mechanismus der festen Einspeisevergütung als nicht zielgenau. Das politische Mindestziel für die EE-Mengen wurde deutlich übertroffen: Die politischen Mindestziele für 2010 (aus dem Jahr 2004) wären z.b. auch ohne die Förderung von PV erreicht worden. 13 Durch das Eigenverbrauchsprivileg werden im Vergleich zu netzbezogenem eingespart: EEG Umlage (~5 c/mwh), variable Netzkosten (~ 6 c/mwh), Stromsteuer (~2 c/mwh) und Mehrwertsteuer (~4 c/mwh). Die Ersparnis macht in Summe also rund 17 c/kwh erzeugten Stroms aus. Im November 2012 lag die Einspeisevergütung aus PV-Anlagen über 10kW bei knapp unter 17 c/kwh. Damit ist die implizite Förderung eigenverbrauchten Stroms heute praktisch höher als die Förderung durch die Einspeisevergütung. Die Einspeisevergütung für zukünftige PV- Generationen wird noch niedriger liegen, während der Wert des Eigenverbrauchsprivilegs aufgrund steigender Netzentgelte und EE-Umlage tendenziell eher zunehmen wird. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

34 TWh pro Jahr 26 Frontier Economics November 2012 Abbildung 4. EE-Erzeugung und EE-Erzeugungsziele in Deutschland Ziel für 2010 aus EEG Wasserkraft (inkl. Gase) Biomasse Geothermie Windkraft Solarenergie Quelle: Frontier basierend auf BMU (2012) 3.3 Kosten und Effizienz des EE-Ausbaus Förderung steigt und ist ungleichgewichtig auf Technologien verteilt Die Analyse der Nettoförderkosten für EEG-Strom liefert folgende Erkenntnisse: Deutlicher Anstieg der Förderkosten Durch den Mengenzuwachs an gefördertem EE-Strom sind auch die Nettoförderkosten für EE-Erzeugung im Zeitverlauf deutlich angestiegen. Betrugen die Nettoförderkosten bis 2003 noch weniger als 2 Mrd. /a, erreichten sie 2011 über 12 Mrd. /a. Dies entspricht einer Versechsfachung über einen Zeitraum von 8 Jahren. Förderung von PV absorbiert einen großen Teil der Förderung Zuletzt entfiel deutlich mehr als die Hälfte der Nettoförderkosten (deutlich über 6 Mrd. /a) auf die PV. Dies gilt, obwohl die PV nur einen relativ geringen Erzeugungsanteil innerhalb des Spektrums der EE hat: im Jahr 2011 stammten rund 20TWh der insgesamt rund 90TWh (ohne Direktvermarktung) geförderten EEG-Strommenge aus PV-Anlagen (Abbildung 6). Der Hintergrund hierfür ist, dass PV-Anlagen bis zuletzt mit Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

35 Nettoförderkosten in Mio. EUR/a nominal November 2012 Frontier Economics 27 deutlich höheren Sätzen gefördert wurden als andere qualifizierte Technologien (Abbildung 7). So lagen die durchschnittliche Netto- Förderkosten von PV im Jahr 2011 bei deutlich über 350 /MWh, während im gleichen Jahr die durchschnittlichen Nettoförderkosten von Onshore- Wind bei unter 50 /MWh lagen. Die durchschnittliche Nettoförderung pro MWh für PV war damit 2011 siebenmal so hoch wie die Nettoförderung von Onshore-Wind. Abbildung 5. EE-Nettoförderkosten* für EEG-Strom ,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 Sinken der Nettoförderkosten durch temporaren Anstieg der Stromgroßhandelspreise Solarenergie Wind offshore Wind onshore Geothermie Biomasse DKG-Gase Wasserkraft 2, * Nettoförderkosten = Differenz zwischen den Zahlungen an EEG-Erzeuger abzüglich der zu Marktbedingungen bewerteten EEG-Erzeugungsmenge Quelle: Frontier auf Basis EEG Mifri-Prognose Mai 2009 (für Werte bis 2008), EEG Jahresabrechnungen 2009, 2010, 2011 Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

36 EEG-Strommengen (ohne direkt vermarktete Mengen) in TWh/a 28 Frontier Economics November 2012 Abbildung 6. Geförderte EEG-Erzeugung (ohne Direktvermarktung) Solarenergie Wind offshore Wind onshore Geothermie Biomasse DKG-Gase Wasserkraft Quelle: Frontier auf Basis EEG Mifri-Prognose Mai 2009 (für Werte bis 2008), EEG Jahresabrechnungen 2009, 2010, 2011 Ein Vergleich der durchschnittlichen Fördersätze (netto) nach EEG zeigt nochmals, wie deutlich die Förderbeiträge an Solarerzeuger über denen für andere EE-Technologien liegen (Abbildung 7). Auffällig ist zudem, dass die durchschnittliche Förderung für Biomasse im Zeitverlauf ansteigt. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

37 Nettoförderkosten EUR/MWh nominal November 2012 Frontier Economics 29 Abbildung 7. Durchschnittliche Nettoförderkosten pro erzeugte MWh (netto, ohne Direktvermarktung) Wasserkraft Biomasse Wind onshore Wind offshore Solarenergie Nettoförderkosten = Differenz zwischen den Zahlungen an EEG-Erzeuger abzüglich der zu Marktbedingungen bewerteten EEG-Erzeugungsmenge Quelle: Frontier auf Basis EEG Mifri-Prognose Mai 2009 (für Werte bis 2008), EEG Jahresabrechnungen 2009, 2010, 2011 Bisherige Förderlogik begünstigt teure Potentiale und lässt günstige Potentiale unerschlossen Bei der Förderung im Rahmen der festen garantierten Einspeisevergütung ist ein grundsätzliches Defizit immanent, das wir schon im allgemeinen Teil angesprochen haben (vgl. Abschnitt 2.1): Aufgrund der Technologiedifferenzierung in den Fördersätzen in Verbindung mit einer Kalkulation der Fördersätze auf Basis durchschnittlicher Anlagen, reichen die Investitionsanreize nicht, um relativ günstige EE-Potenziale auszuschöpfen, denn so werden günstigere Technologien an unterdurchschnittlichen Standorten nicht gefördert, während zugleich deutlich teurere EE-Technologien Gegenstand der Förderung werden. Dies lässt sich an relativ einfachen Beispielen für Fördersätze für das Jahr 2012 illustrieren (Abbildung 8). Die Fördersätze für Onshore-Wind sind so ausgestaltet, dass sie ausreichen, die Gesamtkosten an guten Windstandorten anzuregen, sie reichen aber nicht, um Investitionen an schlechten Standorten zu amortisieren. Daher dürften schlechtere Windstandorte von Investoren nicht ausgeschöpft werden. Gesamtwirtschaftlich wäre die Nutzung ungünstigere Windstandorte immer noch günstiger, als auf eine teurere Technologie zurückzugreifen. So wird ein deutlich höherer Fördersatz für PV gezahlt, was zu Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

38 ct/kwh nominal 30 Frontier Economics November 2012 Folge hat, dass sich PV-Investitionen an günstigen und durchschnittlichen Standorten rentieren. Ähnlich rechnen sich Investitionen an bestimmten Offshore-Windstandorten, während sich Investitionen an bestimmten weniger günstigeren Onshore-Windstandorten aufgrund geringerer Vergütungssätze nicht rechnen. Abbildung 8. EEG Einspeisetarife und Kosten von ausgewählten EE-Technologien Wind Onshore 14, Wind Offshore, PV LRMC FIT (EEG 2012) Hier nur Anfangsvergütung (durchschn. Vergütung abhängig von Direktvermarktungserlösen) Auch im FIT erhebliche Mitnahmeeffekte 15 Variation FIT abhängig von Referenzanlage Wind onshore Wind offshore PV LRMC = Long Run Marginal Cost/Langfristige Grenzkosten (dies entspricht der Summe aus Fix- /Kapitalkosten und laufenden Betriebskosten) FIT = Feed-in-Tariff/Fixierte Einspeisevergütung, z.b. nach 16 EEG Quelle: Frontier u.a. basierend auf EEG Für Onshore-Wind wurde das Referenzertragsmodell folgendermaßen berücksichtigt: Ein guter Standort erhält Anfangsvergütung von 8,93 c/kwh für 16 Jahre, ein schlechter für 20 Jahre. Nach der Anfangsvergütung erfolgt ein Wechsel in die Direktvermarktung mit Erlösen i.h.v. 7 c/kwh. Die garantierte Grundvergütung in den späteren Jahren läge mit 4,97 c/kwh niedriger als der angenommene Direktvermarktungserlös. Für Offshore-Wind wurde in der Graphik nur die Anfangsvergütung (ohne Stauchung) angegeben, da sonst ohne Direktvermarktung Offshore aus dem Geld ist. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

39 November 2012 Frontier Economics Umlage der Kosten des EE-Ausbaus auf Verbraucher Verschiedene Faktoren haben in ihrem Zusammenspiel zu einem Anstieg der Umlage der Nettokosten der EEG-Förderung auf Verbraucher (EEG-Umlage) geführt: Mengeneffekt das Volumen der über das EEG geförderten Strommenge ist stetig angestiegen; Technologieeffekt durch die Förderung der PV ist eine relativ teure Technologie in den Genuss von Förderung gekommen; Effekt bei Freistellung von der Umlage ein Teil des Stromverbrauchs ist von der EEG-Umlage freigestellt. Hierzu zählen bestimmte qualifizierte gewerbliche Stromverbraucher und bestimmte Stromverbraucher mit qualifiziertem Eigenverbrauch. Durch diese Freistellung sinkt die Strommenge, auf welche die Nettoförderkosten umgelegt werden können. Damit steigt die Umlage pro kwh an verbleibende Strommenge. U.a. durch die Zunahme des PV- Eigenverbrauchs wird ein systematischer Anstieg der Umlage allein durch Freistellungen ausgelöst. In Summe ergibt sich hieraus ein Anstieg der EEG-Umlage von derzeit 3,59 c/kwh auf 5,28 c/kwh zum 1. Januar 2013 (Abbildung 9). Im Jahr 2009 betrug die EEG-Umlage lediglich 1,3 c/kwh. Dies entspricht einem Anstieg der Umlage um 320% gegenüber 2009 in einem Zeitraum von 4 Jahren. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

40 TWh pro Jahr cent pro kwh 32 Frontier Economics November 2012 Abbildung 9. EEG-Umlage (und EEG-Mengen) EE Mengen EEG Umlage Quelle: Frontier nach Projektion EE-Förderung bei Beibehaltung des EEG 2012 Projektion für den Basisfall des EEG 2012 Neben einer Rückschau erlaubt unser Prognoseansatz eine Vorausschau auf die zu erwartenden Entwicklungen unter Beibehaltung der Regelungen des EEG 2012 (zu den zugrundeliegenden Annahmen der Modellierung vgl. Anhang 2: Annahmen der Modellierung): EEG weiter effektiv Nach unserer Einschätzung ist das EEG 2012 geeignet, die EE-Ziele für das Jahr 2020 (20% Erzeugung aus EE) trotz der geplanten Absenkung der Fördersätze in etwa zu erreichen (Abbildung 10). Kurzfristig noch Überschießen des Zielpfades Unter der Maßgabe, dass man zwischen den EE-Zielen von 2010 und von 2020 interpoliert, kann man einen Zielpfad beschreiben, der eingehalten werden müsste, um durch einen stetigen Zuwachs der EE-Erzeugung die EE-Ziele zu erreichen. Wir erwarten, dass der (Mindest-)Zielpfad zunächst übertroffen wird, da Investitionsanreize aufgrund der anfänglich noch hohen Fördersätze sehr attraktiv sind. Dies hat zur Folge, dass anfänglich mehr EEG-Strom Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

41 EE-Erzeugung in TWh/a November 2012 Frontier Economics 33 gefördert wird als zur Zielerreichung notwendig wäre, und dass diese Volumina noch mit relativ hohen Fördersätzen gefördert werden. Beides erhöht tendenziell die EEG-Förderkosten. Weiterhin breit gefächertes Technologieportfolio Die Technologiedifferenzierung in den Fördersätzen des EEG 2012 bewirkt, dass auch weiterhin mit einem differenzierten Zubauportfolio an EE zu rechnen ist, welche On- und Offshore-Wind, Biomasse, PV und in geringem Umfang auch Wasserkraft umfassen wird. Im Rahmen dieser Projektion würde der politisch vorgegebene PV-Deckel von 52 GW vor dem Hintergrund der von uns modellierten Degression der Einspeisetarife (nach EEG) und den von uns erwarteten Lernraten bei PV (siehe Abbildung 24) noch nicht ausgeschöpft. Ein signifikanter Teil der EEG-Mengen wird aus Bestandsanlagen (d.h. Anlagen, die bis zum Jahr 2012 errichtet wurden) resultieren. Das bedeutet auch, dass sich mögliche Reformen der Fördermechanismen unter Beachtung eines Vertrauensschutzes für Bestandsanlagen nur auf einen Teil der Fördermenge und der Nettoförderkosten auswirken wird. Abbildung 10. Projektion EEG-Erzeugungsmengen Gase 200 PV Biomasse 150 Geothermie Hydro 100 Wind offshore Wind onshore EEG Bestandsmengen EEG-Ausbauzielpfad Quelle: Frontier Prognose Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

42 Erzeugungsmnegne im RQS nach Technologie und Phase Out EEG Bestand in TWh/a 34 Frontier Economics November 2012 Auf dieser Basis rechnen wir, bei Beibehaltung des EEG 2012, mit einem weiteren Anstieg der EEG-Kernumlage von 4,19 c/kwh im Jahr bis auf rund 5,9 c/kwh, dies entspricht jährlichen Nettokosten in Höhe von ca. 23 Mrd. pro Jahr in zukünftigen Preisen. 16 Sensitivität Kosten der PV Wir haben die Robustheit unserer Analyseergebnisse durch verschiedene Sensitivitätsrechnungen geprüft. Eine dieser Sensitivitätsbetrachtungen betrifft die erwartete Kostenentwicklung der PV. Hierzu haben wir einen Fall gerechnet, in dem statt der angenommen Kostendegression von 7% p.a. bei PV eine Kostendegression von 9% p.a. realisiert würde. In diesem Fall würde bei den im EEG festgeschriebenen Fördersätzen der Ausbau der PV (um rund weitere 20 GW bis 2022) deutlich ansteigen, so dass die politisch vorgegebene Deckelung des PV-Ausbaus letztlich ausgeschöpft würde. Abbildung 11. Projektion EEG-Erzeugungsmengen Sensitivität mit Lernrate PV bei 9% p.a. statt 7% p.a Gase PV Biomasse 150 Geothermie Hydro Wind offshore Wind onshore EEG Bestandsmengen Ausbauziele Quelle: Frontier 15 Die von den ÜNBs am veröffentlichte Umlage von 5,28 c/kwh enthält Nachholungen für das Jahr 2012 in Höhe von 0,67 c/kwh und eine Liquiditätsreserve in Höhe von 0,42 c/kwh. 16 Zum Vergleich: Das EWI (2012) kommt in seinem Referenzszenario zur Abschätzung der möglichen Entwicklungen der EEG-Umlage bis 2018 auf jährliche Nettokosten von 20,9 Mrd. und eine Kernumlage von 5,17 c/kwh im Jahr 2018 (die EEG-Umlage entspricht dabei der Kernumlage, da im Rahmen der Szenarien ab 2015 keine Vor- oder Rückzahlungen berücksichtigt werden). Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

43 November 2012 Frontier Economics 35 In Folge käme es zu einem Anstieg der EEG-Umlage durch zwei Effekte: Mengeneffekt insgesamt würde eine größere EEG-Strommenge gefördert; Technologieeffekt mit PV würde eine relativ teure Technologie zusätzlich gefördert. In Summe entstünde also im Falle eines stärkeren Sinkens der PV-Kosten als von uns im Basisfall angenommen: ein Anstieg der geförderten EE-Erzeugung aus PV entsprechend einer zusätzlichen Kapazität von 20 GW; ein Anstieg der Nettoförderkosten um rund 650 Mio. /a, was einem Anstieg der EEG-Umlage um im Mittel 0,17 c/kwh entspricht. Dieses Szenario wird im Weiteren jedoch nicht zugrunde gelegt, da uns das Szenario mit 7% p.a. Kostendegression (real) realistischer erscheint Fazit zum EEG 2012 Zusammenfassend können wir zum EEG 2012 Folgendes festhalten. Effektivität des EEG Das EEG hat sich als geeignet erwiesen, wichtige politische Ziele zu erreichen: Zielerreichung Die EEG-Ziele (z.b. für 2010) wurden erreicht. Technologievielfalt Das EEG hat zu einem differenzierten Portfolio an Technologien geführt. Lerneffekte Die Fördersätze und die Kosten der Technologien sind über die Zeit gefallen. Aus unserer Sicht war das EEG damit für die Einführung von EE-Technologien ein effektives Mittel. Durch das EEG konnten die Kosten dieser Technologien deutlich gesenkt werden, und es wurde ersichtlich, welche Technologien besonders kostengünstig sind. Das EEG war in seiner frühen Phase also 17 Hierbei gehen wir davon aus, dass ein Teil der Kostendegression auf die niedrigen Zinskosten in Folge der Wirtschaftskrise zurückzuführen sein dürfte. Ähnlich war es zuletzt zu Überkapazitäten in der Technologiebranche gekommen, die jetzt aber durch Marktaustritte bereinigt werden. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass China nach Einschätzung ausländischer Beobachter die heimische PV- Industrie subventioniert, was nicht dauerhaft aufrecht zu erhalten sein wird. Mithin rechnen wir damit, dass sich bestimmte kostensenkende Effekte in der Zukunft nicht weiter fortsetzen werden. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

44 36 Frontier Economics November 2012 geeignet, um Technologiepotenziale zu erschließen und Kostenunterschiede zu identifizieren. Mit der inzwischen deutlich stärkeren Penetration der Stromerzeugung durch EE ist es nun aber angebracht, die Kosten und Effizienz der bislang geförderten Technologien ins Blickfeld zu rücken. 18 Effizienz des EEG Unsere erste Analyse (ergänzt um die Erkenntnisse aus den quantitativen Analysen in nachfolgenden Abschnitten) zeigt Handlungsmöglichkeiten auf, wie zukünftige EE-Ziele kostengünstiger realisiert werden können: Aufhebung oder Reduzierung der Technologiedifferenzierung der Förderung führt zu niedrigeren EE-Produktionskosten Hier wird im Extremfall ein einheitlicher Fördersatz für alle EE-Technologien festgelegt. Dabei setzen sich die kostengünstigsten Technologien durch, bis das Ausbauziel erreicht ist. Der Nachteil der Fördersatzdifferenzierung, der erwähnte Sprung von einer günstigen Technologie unter Umgehung von Lösungen mit vergleichsweise niedrigen Kosten (z.b. Onshore an unterdurchschnittlichen Standorten) auf eine deutlich teurere Technologie entfällt. Gleichzeitig haben Technologien, die anfangs noch nicht mit dem einheitlichen Fördersatz kostendeckend sind, einen Anreiz, die Kosten weiter zu senken, um in den Genuss der Förderung gelangen zu können. Technologiedifferenzierung - insb. Fördersatz PV PV wird mit hoher Nettoförderung pro erzeugter MWh versehen (zusätzlich beflügelt durch die Eigenverbrauchsregelung). Hier ergeben sich Einsparmöglichkeiten, wenn die Förderung nur auf die kostengünstigsten Technologien fokussiert wird. Mengeneffekt Der EE-Ausbau ist über das Ziel hinaus erfolgt. Aufgrund hoher finanzieller Attraktivität war z.b. zuletzt ein extremer Zubau an PV zu konstatieren. Der Grund hierfür liegt darin, dass mit dem EEG eine Lenkung über den Preis und nicht im Hinblick auf ein bestimmtes Ausbauziel erfolgt. Mechanismen, welche die Fördersummen von der Erreichung der Ausbauziele abhängig machen, können hier helfen. Vergütung anhand von Referenzkosten Dieser Ansatz ermöglicht den Ausbau teurerer Technologien (z.b. PV) und lässt Potentiale für günstigere Technologien (z.b. Onshore-Wind) unausgeschöpft. Diesem Problem könnte durch eine Verminderung der Technologiedifferenzierung (s.o.) oder 18 Eine Vielzahl anderer Studien und Beiträge beschäftigt sich jüngst mit möglichen Anpassungen und Umstellungen des EE-Förderregimes in Deutschland. Genannt seien hier z.b. Acatech (2012), Dena (2012), Erdmann (2012) oder Haucap, Kühling (2011). Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

45 November 2012 Frontier Economics 37 einer dynamischeren Ausgestaltung der Fördervergütung (z.b. im Quotenmodell) begegnet werden. Kostendynamik Das Nachführen der Fördersätze auf des Niveau der aktuellen Vollkosten ist in einem Regime mit für viele Jahre im Voraus garantierten Fördersätzen ein inhärentes Problem. Es führt leicht zu Mitnahmeeffekten bei unerwartet hoher Kostendegression oder ggf. den Verzicht auf relativ günstige Ausbaupotenziale, wenn deren Kosten nicht so schnell sinken, wie bei der Kalkulation der Fördersätze prognostiziert wurde. Dies kann durch Mechanismen, bei denen die Fördersumme an den Grad der Erreichung der EE-Erzeugungsziele gekoppelt wird, adressiert werden. Verteilungseffekte Hohe Kostenbasis Die Förderung relativ teurer Technologien schafft eine ineffizient hohe Kostenbasis, die über die Förderumlage überproportional von eher einkommensschwachen Haushalten getragen werden muss (während Eigenheimbesitzer mit Aufdach-PV zu Nutznießern der EE-Förderung zählen). Freistellung Die Freistellung von bestimmten Industriekunden und die Eigenverbrauchsregelung bedingen die Verteilung der umzulegenden Nettokosten auf eine abnehmende Strommenge. Das allein erhöht die Umlage für die verbleibenden Umlageverpflichteten. Mitnahmeeffekte Besonders günstige Anlagen (z.b. günstiger Onshore- Wind-Standort) konnten Zusatzrenditen erzielen, die letztlich über die Umlage zu bezahlen sind. Andererseits können solche Überrenditen auch als Preis dafür gesehen werden, besonders günstige Technologien anzuregen. Nicht nur bei PV lagen Mitnahmeeffekte vor. Insgesamt ist nicht nur das Nachführen der Fördersätze auf des Niveau der aktuellen Vollkosten ein Problem, sondern z.b. auch die Optionsregelung zum Marktprämienmodell. Erfahrungen mit dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)

46

47 November 2012 Frontier Economics 39 4 Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen In diesem Abschnitt diskutieren wir verschiedene Reformoptionen innerhalb des EEG Regimes mit garantierten Einspeisetarifen. Wir diskutieren die Reformschritte konzeptionell und geben auch eine quantitative Schätzung zu den Einsparpotentialen. 4.1 Übersicht über Reformoptionen innerhalb des EEG Auf Basis der bisherigen Analyse (Abschnitt 2 und Abschnitt 3) haben wir folgende Ansatzpunkte für eine Reform innerhalb eines Regimes mit fester Einspeisevergütung identifiziert ( Sofortmaßnahmen ): Technologieneutralität der Förderung; Deckelung oder Begrenzung der Förderung; Einschränkung der Eigenverbrauchsregelung; Weitere mögliche Maßnahmen; Direktvermarktung Aufhebung der Rückfalloption in die Einspeisevergütung; Reform des Grünstromprivilegs. Nachfolgend diskutieren wir entsprechende Reformvorschläge und schätzen ab, welche Einsparungen sich aus Verbrauchersicht ergeben könnten. Dabei gehen wir jeweils davon aus, dass die Reformschritte nur Neuanlagen betreffen, während Altanlagen Bestandsschutz (in Bezug auf die Regelungen des EEG 2012) genießen. 4.2 Technologieneutralität der Förderung Wir haben die Umstellung der Förderung auf eine technologieneutrale Vergütung bereits als eine mögliche Quelle für Einsparungen bei den Nettoförderkosten identifiziert (Abschnitt 2.1) und auch bereits darauf hingewiesen, dass zwei gegenläufige Effekte mit einem solchen Schritt verbunden wären: Technologieeffekt es würden nur noch die Technologien mit den geringsten Produktionskosten gefördert, aber innerhalb dieser würden die Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

48 40 Frontier Economics November 2012 kostengünstigen Potentiale ausgeschöpft. So würde z.b. Onshore-Wind umfangreich zugebaut und zwar auch an weniger guten Standorten. Biomasse würde weiter zugebaut. PV würde hingegen bei Neuanlagen eine deutlich untergeordnete Rolle haben, aufgrund der hohen Kosten der Technologie; Mitnahmeeffekt besonders günstige Technologien erhielten bei einem einheitlichen Fördersatz tendenziell höhere Renditen, weil der einheitliche Fördersatz dann an den Vollkosten der gerade noch zu errichtenden Anlagen wie Onshore-Wind an weniger guten Standorten zu orientieren wäre. 19 Zur Quantifizierung der Einsparmöglichkeiten wurde der Zubau von EE- Anlagen bei einer Umstellung auf einen einheitlichen Einspeisetarif in Höhe von 110 /MWh (real 2010) 20 simuliert (Abbildung 12). Im Vergleich zur Weiterführung des Status-quo (Abbildung 10) ergibt sich im Wesentlichen eine Verschiebung von Offshore-Wind hin zu Onshore-Wind an Standorten mit unterdurchschnittlichen Erträgen. Zudem geht der Zubau von PV im Vergleich zur Weiterführung der Vergütungsregeln im EEG 2012 zurück. 19 Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass im heutigen EEG auch teure Technologien (z.b. PV, kleine Biomasse) sehr hohe Renditen erwirtschaften könnten ( Mitnahmeeffekte ), wenn deren Einspeisevergütungssätze zu hoch also deutlich über ihren wahren Kosten - angesetzt wurden. Diese Mitnahmeeffekte würden bei Technologieneutralität im Gegenzug wegfallen. 20 Die Höhe des hier gewählten Einspeisetarifs von 110 /MWh (real 2010) orientiert sich an den Vollkosten eines unterdurchschnittlichen Onshore-Wind-Standorts und wird für eine Dauer von 20 Jahren gezahlt. Die Höhe wurde so gewählt, dass das Mindestziel von 35% bis zum Jahr 2020 erreicht wird. Für Altanlagen gilt Bestandsschutz und sie erhalten weiterhin die fixierten Einspeisetarife. Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

49 EE-Erzeugung in TWH/a November 2012 Frontier Economics 41 Abbildung 12. EE-Erzeugungspfad bei technologieneutralem Einspeisetarif (einheitlicher Tarif von 110 /MWh, real in Preisen von 2010) Gase 200 PV 150 Biomasse Geothermie 100 Hydro Wind offshore 50 Wind onshore EEG Bestandsmengen Quelle: Frontier Durch die Verschiebungen im EE-Erzeugungsmix ergeben sich folgende Senkungen der durchschnittlichen Produktionskosten der EE-Neuanlagen: Im Jahr ,4 Mrd., was einer Senkung der durchschnittlichen Produktionskosten neuer EE-Anlagen um 8% bzw. 0,87 c/erzeugte kwh entspricht; Im Jahr ,5 Mrd., was einer Senkung der durchschnittlichen Produktionskosten neuer EE-Anlagen um 15% bzw. 1,66 c/ erzeugte kwh entspricht. Gleichzeitig steigen die erzielbaren Renditen für relativ günstige EE- Technologien (u.a. Onshore-Wind an guten Standorten), die im aktuellen EEG 2012 geringere Einspeisevergütungen erhalten würden. Es stellt sich somit die Frage, wie der Nettoeffekt aus beiden Effekten hinsichtlich der Belastung der Stromverbraucher ausfällt. Unsere Prognoserechnungen zeigen, dass der Nettoeffekt einer Senkung der EEG-Umlage im Jahr 2022 von 0,58 c/kwh bzw. 10%, bezogen auf den nicht-privilegierten Letztverbrauch, entspricht. In den Nettoförderkosten enthalten sind zudem der erwartete Anstieg der Strompreise auf dem Großhandel und die Veränderung der Wertigkeit der EE-Erzeugung durch den veränderten EE-Erzeugungsmix. Behandlung Offshore-Wind Ein Effekt dieser Form der Förderung wäre ggf., dass Investitionen in neue Offshore-Windparks abgewürgt würden. Andererseits wäre es nach unseren Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

50 42 Frontier Economics November 2012 Berechnungen nicht sinnvoll, die technologieneutrale Einspeisevergütung auf das Niveau der Vollkosten von Offshore-Wind anzuheben. Dann würden nämlich die Mitnahmeeffekte bei günstigen Technologien den Technologieeffekt mehr als kompensieren; sprich: das Regime wäre dann für Verbraucher noch teurer als das EEG Eine gesonderte Förderung von Offshore-Wind könnte sinnvoll sein, da es sich bei Offshore-Wind in Deutschland wegen der spezifischen deutschen Standortbedingungen (Offshore-Windparks sind wegen geologischer und umweltpolitischer Gegebenheiten in großer Entfernung von der Küste zu errichten) um eine Technologie in der Frühphase der Entwicklung handelt, für die zudem kaum Lernkurveneffekte aus internationalen Erfahrungen zu erwarten sind. Für Offshore-Wind könnte deshalb erwogen werden, eine separate, technologiespezifische Förderung beizubehalten. Optionen für eine separate Förderung von Offshore-Wind diskutieren wir in Abschnitt Deckelung oder Begrenzung der Förderung Es bestehen prinzipiell verschiedene Möglichkeiten der Deckelung oder Eingrenzung des Fördervolumens. International werden verschiedene Ansätze verfolgt, die sich in Ansätzen auch schon in den Regelungen des EEG 2012 wiederfinden: Fester Deckel Absolute Deckelung der Förderung, z.b. durch Deckelung des Förderbetrags, der geförderten EE-Mengen oder der geförderten Kapazität; Variable Deckelung der Vergütungssätze ( atmender Deckel ) für Neuanlagen, z.b. durch Absenkung der Garantievergütung von neuen Anlagen, wenn bestimmte Schwellenwerte des EE-Ausbaus überschritten werden; Variable Ausgestaltung der Vergütungssätze für Bestandanlagen in Abhängigkeit von der tatsächlichen Auslastung der Anlagen ( Referenzertragsmodell ). In Deutschland gilt inzwischen die politische Vorgabe, dass die PV-Erzeugung nur bis zu einer Gesamtkapazität von 52 GW gefördert werden soll ( 20b EEG 2012). Genauso wäre denkbar, dass eine Deckelung auf die gesamte EE- Kapazität oder EE-Erzeugungsmenge eingeführt wird. Dabei kann der Deckel sich beziehen auf die kumulierte Zubauten (dies entspricht dem Deckel von 52 GW für PV in Deutschland); oder Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

51 November 2012 Frontier Economics 43 jährliche Zubauten (z.b. in Spanien praktiziert). Sofern ein Deckel so gewählt wird, dass das EE-Ausbauziel erreicht wird, liefert eine Deckelung für sich genommen aber noch keine Einsparmöglichkeit. Entweder greift der Deckel und die EE-Ziele werden erreicht, oder der Deckel ist redundant. Eine Deckelung könnte somit allenfalls genutzt werden, um das Überschießen der EE-Ziele oder die finanzielle Wirkung des Überschießens zu begrenzen. Von daher schreiben wir einer absoluten Deckelung im Folgenden kein eigenes Einsparpotential zu, betrachten die Deckelung aber als eine Form der Risikobegrenzung Dabei sollte aber auch bedacht werden, dass eine Deckelung nicht trivial zu implementieren ist und ggf. selbst Ineffizienzen und damit Mehrkosten hervorrufen kann. Dies zeigt sich z.b. an den Erfahrungen aus Ländern, die mit Förderdeckeln agieren. Wird z.b. begrenzt, welche Kapazitäten jährlich zusätzlich gefördert werden, ergeben sich verschiedene Warteschlangenprobleme: Bürokratie Es muss ein Melde- und Zuschlagsverfahren für Fördermittel etabliert werden, welches in der öffentlichen Verwaltung und bei privaten Investoren Transaktionskosten auslöst und letztlich die Förderung verteuert. Dies ist insbesondere problematisch, wenn an die Beantragung bestimmte Genehmigungen (z.b. Baugenehmigung) geknüpft sind, die der Investor einholen muss, ohne zu wissen, ob er überhaupt oder zumindest aktuell einen Förderzuschlag erhält. Windhundproblematik Erfolgt der Zuschlag in der Reihenfolge der Beantragung, besteht das Risiko, dass Projekte nach dem Antragszeitpunkt und nicht nach ihrer Kosteneffizienz selektiert werden. Umsetzung von Projekten Es besteht keine Gewähr, dass die beantragten und positiv beschiedenen Projekte auch tatsächlich realisiert werden. Gleichzeitig könnten Projekte mit höheren Erfolgsaussichten abgelehnt werden, wenn sie z.b. zu einem Zeitpunkt beantragt werden, zu dem das Förderbudget (eines Jahres) schon ausgeschöpft erscheint. Diese einfache Diskussion zeigt, dass ein fester Deckel für die Förderung ein Instrument zur Begrenzung von Risiken eines Überschießens der Ausbauziele ist. Ein Deckel selbst generiert aber noch keine Einsparung. Atmender Deckel der Vergütung für PV-Anlagen Beim Modell des atmenden Deckels wird die Garantievergütung für zusätzlich installierte Neuanlagen abgesenkt, wenn bestimmte Schwellenwerte des EE- Ausbaus überschritten werden. Diese Anpassung kann bei Erreichen technologiespezifischer Schwellenwerte oder bei Erreichen unspezifischer Schwellenwerte greifen. So kann der EE-Ausbau verlangsamt, oder die Rendite Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

52 44 Frontier Economics November 2012 für Zusatzanlagen begrenzt werden, wenn sich die Investition in eine Technologie als attraktiver darstellt, als dies bei der Kalkulation der Fördersätze erwartet wurde. Eine entsprechende Regelung greift z.b. für die PV-Förderung in Deutschland ( 20b EEG 2012). Diese Regelung liegt auch unseren Prognoserechnungen zugrunde, d.h. in unseren Modellierungen ist zumindest für PV das Konzept des atmenden Deckels bereits im Referenzfall des EEG 2012 berücksichtigt. Bei der Implementierung eines atmenden Deckels ergeben sich ähnliche Warteschlangenprobleme wie zuvor für den fixen Deckel diskutiert. Bei der expliziten Ausgestaltung sind daher die entsprechenden Vor- und Nachteile abzuwägen. Analog zum festen Deckel gilt, dass ein wesentlicher Nutzen in der Begrenzung des finanziellen Risikos für die Verbraucher liegt. Im Unterschied zum fixen Deckel sind diese jedoch nur gedämpft, im Gegenzug bestehen jedoch Einsparpotenziale, wenn Überrenditen verringert werden. Referenzertragsmodell zur Deckelung der Vergütung für Windanlagen Eine weitere Möglichkeit der Deckelung besteht darin, die effektive Vergütung von Bestandsanlagen davon abhängig zu machen, inwiefern die betreffenden Anlagen eine höhere Auslastung erzielen, als dies bei Kalkulation des Fördersatzes auf Basis der erwarteten Kosten einer Referenzanlage angesetzt wurde. So wäre z.b. denkbar, dass die spezifische Vergütung ( c/kwh) für eine Windanlage gekürzt oder die Förderdauer der Anlage reduziert wird, wenn ihre Auslastung um eine bestimmte Anzahl von Stunden über der einer Referenzanlage liegt. Dieser Mechanismus bewirkt eine Abschöpfung eines Teils des Mehrertrags im Vergleich zu einem Referenzertrag, er wirkt also wie eine Steuer (ohne eine Steuer im fiskalischen Sinne zu sein). Eine spezifische Anwendung eines solchen Referenzertragsmodells findet sich in 29 EEG. Danach wird der durchschnittlich gezahlte Einspeisevergütung für Windanlagen angepasst in Abhängigkeit davon, ob die Auslastung der Anlage schlechter oder besser als die der Referenzanlage ist. Dies geschieht durch eine Verlängerung der Dauer, in der die erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird, für Windanlagen mit geringen Erträgen. Auch wenn das Prinzip im EEG verankert wurde, um stärkere Anreize für Windausbau an weniger windstarken Standorten zu geben, kann das Modell genauso dazu dienen, Mehrerlöse bei besonders ertragreichen Anlagen abzuschöpfen. Durch eine Variation der Förderdauer (statt der Förderprämie) wird dem Investor anfänglich zudem eine hohe Planungssicherheit gegeben. Die Korrektur der Förderprämie erfolgt im EEG- Ansatz erst gegen Ende der Lebensdauer der Anlage. Auch dieser Mechanismus im EEG 2012 ist in unserer Modellierung verankert. Sie wirkt sich aber vor allem mittelbar auf die prognostizierte EEG-Umlage aus, da in der kurzen Frist über das Referenzertragsmodell nur die Investitionsentscheidung (und damit die EEG-Strommenge), nicht jedoch die Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

53 November 2012 Frontier Economics 45 Höhe der spezifischen Förderprämie ( c/kwh) in den ersten Jahren der Förderung beeinflusst wird. 4.4 Einschränkung der Eigenverbrauchsregelung Die sogenannte Eigenverbrauchsregel begünstigt EE-Investoren, die den erzeugten Strom selbst verbrauchen, da der eigenverbrauchte Strom gegen die netzbezogene Stromentnahme gerechnet werden darf, selbst wenn Eigenerzeugung und Verbrauch zeitlich auseinanderfallen. Heute liegt der Eigenverbrauchsanteil bei PV Anlagen aus Sicht des Investors in günstigen Fällen bei rund 15-20% des in den PV-Anlagen erzeugten Stroms. Durch diese Saldierung reduziert sich die Bemessungsgrundlage für die Berechnung von: variablen Netzentgelten; Umlagen, wie der EEG-Umlage selbst; Steuern insb. Stromsteuer und Mehrwertsteuer. In Bezug auf die Nettoförderkosten und die EEG-Umlage hat diese Vergünstigung verschiedene Effekte: Mengeneffekt Durch diese Maßnahmen wird dezentrale EE- Eigenerzeugung noch attraktiver. Somit wird mehr zu fördernde EE- Kapazität zugebaut. Dies erhöht für sich genommen bereits die EEG- Umlage. Technologieeffekt Durch das Eigenverbrauchsprivileg wird faktisch insbesondere die dezentrale Eigenerzeugung aus PV begünstigt. Diese Technologie ist in der Logik des EEG 2012 mit relativ hohen Fördersätzen (pro kwh) bedacht. Die Fördersätze sind insbesondere für die Strommengen aus PV-Anlagen relevant, die über den Eigenverbrauch hinausgehen. Der Ausbau dezentraler PV wirkt also besonders steigernd auf die EEG-Umlage, da zum einen eigenverbrauchter Strom von der EEG-Umlage befreit ist und somit den umlagefähigen Letztverbrauch mindert, und zudem eingespeister Strom vergleichsweise hoch vergütet wird. Umlageeffekt Eigenverbrauchter Strom ist gleichzeitig von der EEG- Umlage freigestellt. Je mehr verbrauchter Strom vom Eigenverbrauchsprivileg profitiert, desto geringer ist die verbleibende Umlagebasis, auf welche die Nettoförderkosten abgewälzt werden können. Dieser Effekt führt zu einer zusätzlichen Belastung des nicht eigenverbrauchten, nicht privilegierten Stroms. Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

54 EE-Erzeugung in TWh/a 46 Frontier Economics November 2012 Um den Effekt zu quantifizieren, wurde eine Simulation des EE-Ausbaus auf Basis der EEG-Vergütungssätze bei gleichzeitigem eines Wegfalls des EV- Privilegs wiederholt. Abbildung 13. EE-Erzeugungspfad bei Wegfall des Eigenverbrauch-Privilegs und Beibehaltung der Fördersätze im EEG Gase 200 PV Biomasse 150 Geothermie 100 Hydro Wind offshore 50 Wind onshore EEG Bestandsmengen Quelle: Frontier Die Aufhebung des Eigenverbrauchsprivilegs hätte zur Folge, dass insgesamt ein geringerer Ausbau der PV (kleine Aufdach-Anlagen) erfolgt (Abbildung 13). Dies führt zu einer Senkung der durchschnittlichen Produktionskosten aller EEG-Neuanlagen (nicht nur PV), und zwar: im Jahr 2015 um 5% bzw. 0,50 c/erzeugte kwh; im Jahr 2022 um 3% bzw. 0, 33 c/erzeugte kwh. Unter Berücksichtigung von Mitnahmeeffekten und des Einflusses auf die Wertigkeit des EEG-Stroms ergibt sich hieraus eine Senkung der EEG-Umlage um 0,14 c/kwh im Jahr 2022 (bezogen auf den nicht-privilegierten Letztverbrauch). 21 Die Einsparmöglichkeiten sind im Vergleich zur Maßnahme des Übergangs zu einer technologieneutralen Förderung relativ gering und nehmen in unserer Modellierung im Zeitverlauf ab. Dies liegt daran, dass die kostentreibende Wirkung des Eigenverbrauchsprivilegs vor allem durch dadurch geförderten Zubau an kleinen PV-Aufdach-Anlagen getrieben wird. Wie die 21 Im Gesamteffekt enthalten sind neben dem Produktionskosteneffekt auch Mengeneffekte durch die geringere PV-Einspeisung (4TWh). Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

55 November 2012 Frontier Economics 47 Sensitivitätsrechnungen in Kapitel 3.5 zeigen, kann der Zubau von PV bei höheren Lernraten erheblich höher ausfallen. In diesem Fall wäre der Hebel des EV-Privilegs entsprechend höher. 22 Der Effekt eines Wegfalls des EV-Privilegs ist damit im Vergleich zur Technologiebereinigung insgesamt eher gering und kann alternativ teilweise bereits durch die Technologiebereinigung (insb. bei dezentraler PV und kleiner Biomasse) im Wege des Übergangs zu einer technologieneutralen Förderung erreicht werden. 4.5 Weitere mögliche Maßnahmen Direktvermarktung Aufhebung der Rückfalloption in die Einspeisevergütung EE-Erzeuger können monatlich jeweils erneut für Direktvermarktung statt Vergütung per garantierter Einspeisevergütung optieren. Entscheiden sie sich für die Direktvermarktung, erhalten sie neben dem Strompreis aus der Direktvermarktung eine Marktprämie. Diese setzt sich zusammen aus einer technologiespezifischen (am Einspeisetarif orientierten) Zulage und einer zeitlich degressiven Vermarktungsprämie (Managementprämie) 23. EEG-Erzeuger haben einen Anreiz, immer dann vom Einspeisetarif in die Direktvermarktungsoption zu wechseln, wenn ihre erwarteten Erlöse (Verkauf plus Marktprämie plus Managementprämie) höher als der fixe Einspeisetarif sind. Immer dann, wenn die IST-Erzeugung einer Anlage relativ zur im Gesetz definierten Referenzeinspeisung günstig ist, profitiert der Investor durch die Aggregation der Managementprämien oder auch zufällige oder gewollte Abweichungen von der Referenzeinspeisung (bei gewollten Abweichungen als Reaktion auf Preissignale hat er aber auch einen Mehrwert im System geschaffen). Auf diese Weise haben Investoren eine einseitige zusätzliche Gewinnchance auf Mehrerlöse durch die (für sie kostenfreie) Optionalität des Wechsels zwischen Einspeisevergütung und Direktvermarktung mit Marktprämie. Es kommt zu Mitnahmeeffekten. Das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung schätzt die Kosten der Mitnahmeeffekte auf bis zu 600 Mio. Euro für das Jahr 2012 und kommt auch unter Einberechnung sehr optimistischer Einspareffekte auf über 22 Wir gehen hierbei davon aus, dass Altanlagen Bestandsschutz genießen. 23 Mittlerweile wurde die Managementprämie (PV, Wind) von 1,2 c/kwh auf 0,65 c/kwh gesenkt. Im Jahr 2014 soll sie 0,45 c/kwh, im Jahr ,30 c/ kwh betragen. Bei fernsteuerbaren Anlagen (Wind, PV) erfolgt ein Aufschlag von 0,1 c/kwh. Zusätzlich wird für Biogas eine Flexibilitätsprämie gewährt. Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

56 48 Frontier Economics November Mio. Euro an Zusatzkosten. 24 Allerdings ist damit zu rechnen, dass aufgrund der derzeit geplanten stark degressiven Ausgestaltung der Managementprämie innerhalb der Prämienzahlung 25 (und damit der stärkeren Vorteilhaftigkeit des dauerhaften Rückfalls in die feste Einspeisevergütung) in Zukunft weniger Gebrauch von der Wechseloption gemacht wird. Damit dürfte die Problematik von Mitnahmeeffekten über die Zeit an Bedeutung verlieren. Um Mitnahmeeffekte zu vermeiden, könnte die Rückfalloption aus der Direktvermarktung in die Einspeisevergütung abgeschafft werden. Diese Maßnahme könnte auch für Bestandanlagen gerechtfertigt sein Reform des Grünstromprivilegs Wie bereits in Abschnitt diskutiert zahlen Energieversorgungsunternehmen keine bzw. eine reduzierte EEG-Umlage auf nach 39 EEG 2012 direkt vermarkteten Strom. Der Vorteil ist allerdings auf 2 c/kwh begrenzt. Energieversorgungsunternehmen reichen den Vorteil an EE-Erzeuger weiter. Voraussetzungen für die Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs sind (neuerdings), dass mindestens 50 % des an Letztverbraucher gelieferten Stroms aus EE erzeugt werden; und davon mindestens 20% aus Wind oder PV stammen. Diese Vorgaben müssen im Kalenderjahr der Inanspruchnahme sowie auf Monatsbasis in 8 von 12 Monaten im Durchschnitt eingehalten werden. Das Grünstromprivileg führt zu Verzerrungen zwischen Vertriebsportfolien mit unterschiedlichem Grünstromanteil und ist in seiner Anreizwirkung für EE- Investitionen nicht nachhaltig, da langfristig die Umlagebasis geschmälert wird und es somit zu einer Entsolidarisierung führt. Insbesondere führt die Regelung aufgrund der restriktiven Anforderungen zu einer Zersplitterung der Vertriebsportfolien. Allerdings ist die Kostenwirkung des Mechanismus gegrenzt (u.a. weil der Vermarktungsvorteil von Grünstrom bei 2 c/kwh gekappt ist). Im Rahmen des Grünstromprivilegs werden nach Schätzung R2B Energy Consulting (2012) im Jahr 2013 nur noch 1,5TWh vermarktet. Das entspricht einem Rückgang von mehr als 60% im Vgl. zur Schätzung des IE Leipzig (2011) aus dem Vorjahr (in Folge der Limitierung des Umlagevorteiles und der sonstigen Verschärfungen bei den Voraussetzungen). 24 FHG-ISI (2012). 25 Mittlerweile wurde die Managementprämie (PV, Wind) von 1,2 c/kwh auf 0,65 c/kwh gesenkt. Im Jahr 2014 soll sie 0,45 c/kwh, im Jahr ,30 c /kwh betragen. (Bei fernsteuerbaren Anlagen (Wind, PV) erfolgt Aufschlag von 0,1c /kwh.) Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

57 November 2012 Frontier Economics 49 Schaffte man das Grünstromprivileg in seiner jetzigen Form ab, ließen sich nach unserer Einschätzung langfristig keine signifikanten Einsparpotenziale erzielen, da das Privileg im EEG 2012 bereits stark begrenzt wurde. 4.6 Fazit zu Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen Produktionskosten für EE Ohne weitere Reformmaßnahmen am EEG 2012 erwarten wir durchschnittliche Produktionskosten aus neuen EEG-Anlagen von nominal rund 10,4 c/ erzeugte kwh im Jahr 2015 und 11,4 c/erzeugte kwh im Jahr Auf Basis dieser Analysen sehen wir Einsparmöglichkeiten innerhalb des EEGregimes mit festen Einspeisevergütungen insbesondere in folgenden Bereichen (Abbildung 14): Technologieneutralität Die größten Einsparpotentiale sehen wir in einer Verminderung der Technologiedifferenzierung. Hierdurch ließen sich nach unserer Einschätzung die durchschnittlichen Produktionskosten von neuen EE-Anlagen um 0,87 c/kwh (2015) bis 1,66 c/kwh (2022) absenken. Eigenverbrauchsprivileg Durch die Einschränkung bzw. Abschaffung des Eigenverbrauchsprivilegs erwarten wir, dass die Produktionskosten für neue EE-Anlagen um 0,50 c/kwh (2015) bis 0,33 c/kwh (2022) gesenkt werden können. Allerdings wirkt der Wegfall des Eigenverbrauchsprivilegs nicht additiv, da die hier technologieneutral geförderten Technologien nur noch in geringem Ausmaß zugebaut würden. Der inkrementelle Effekt der Abschaffung des Eigenverbrauchsprivilegs wäre viel geringer wenn er mit anderen Maßnahmen (insb. Technologieneutralität) kombiniert würde (er beträgt dann nur noch etwa 10% des Effekts ohne andere Maßnahmen). Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

58 Durchschnittliche Produktionskosten EE-Anlagen in ct/kwh (zukünftige Preise) Durchschnittliche Produktionskosten EE-Anlagen in ct/kwh (zukünftige Preise) 50 Frontier Economics November 2012 Abbildung 14. EE-Produktionskosten von Neuanlagen und Einsparmöglichkeiten durch Reformen innerhalb der Logik garantierter Einspeisetarife 2015, Kostenersparnis zum Teil schon durch Technologieneutralität gehoben (nicht perfekt additiv) kein signifikanter Einfluss auf Produktionskosten von Neuanlagen (nur Bestand betroffen) Gesamt (Neu) FIT Technologie- Neutralität EV- Privileg* Wegfall MP Option (Bestand) nach Sofortmaßnahmen Kostenersparnis zum Teil schon durch Technologieneutralität gehoben (nicht perfekt additiv) kein signifikanter Einfluss auf Produktionskosten von Neuanlagen (nur Bestand betroffen) Gesamt (Neu) FIT Technologie- Neutralität EV- Privileg* Wegfall MP Option (Bestand) nach Sofortmaßnahmen Quelle: Frontier EEG-Umlage Für die Ermittlung der Nettoförderkosten und der daraus resultierenden EEG- Umlage spielen, wie zuvor schon diskutiert, neben der Entwicklung der Produktionskosten auch Mitnahmeeffekte und Wertigkeit der Stroms am Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

59 November 2012 Frontier Economics 51 Großhandel eine Rolle. 26 Beide Größen werden ebenfalls mit Hilfe des Simulationsmodells ermittelt. Dies ergibt in Summe folgende Einsparmöglichkeiten für die EEG-Umlage (für Alt- und Neuanlagen, bezogen auf einen nicht-privilegierten Letztverbrauch von 390TWh) im Jahr 2022 (Abbildung 15, alle Angaben in nominalen Werten): EEG-Umlage ohne Reform läge die EEG-Kernumlage bei 5,93 c/kwh; Technologieneutralität mit Einführung einer technologieneutralen Förderung von Neuanlagen ließe sich die EEG-Umlage um 0,57 c/kwh senken; Eigenverbrauchsprivileg durch Aufhebung des Eigenverbrauchsprivilegs ließe sich alternativ die EEG-Umlage um 0,14 c/kwh senken (dieser Effekt wirkt allerdings nicht additiv zur Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung. Vielmehr lassen sich diese Vorteile weitgehend bereits durch eine technologieneutrale Förderung erschließen). Alle weiteren Maßnahmen haben nur geringe Effekte. Allerdings ist die Wirkung der Maßnahmen Technologieneutralität und Eigenverbrauchsprivileg nur in geringem Maße additiv, da Aufdach-PV-Anlagen und kleine Biomasseanlagen, die von der EV-Regelung profitieren, bei technologieneutraler Einspeisevergütung weitestgehend verdrängt würden. Deshalb schätzen wir den zusätzlichen Effekt des Wegfalls des EV-Privilegs auf 10% des Einzeleffekts ab. Somit ergibt sich nach diesen Reformmaßnahmen noch eine Kern-EEG-Umlage in Höhe von 5,35 c/kwh (im Vergleich zu einer Kernumlage im Jahr 2013 von 4,19 c/kwh). 26 Zudem wird die absolute Höhe der Förderkosten durch Mengeneffekte beeinflusst. Die Höhe des einheitlichen Einspeisetarifs wurde so gewählt, dass das Mindestziel im EEG 2012 von 35% erreicht wird. Dies führt zu einer Erhöhung der EE-Erzeugung um 10 TWh in Durch den Wegfall des EV-Privilegs kommt es hingegen zu einer leichten Reduktion um 4 TWh, da ein geringerer PV- Zubau erfolgt. Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

60 Förderumlage in c/kwh nichtprivilegierter Letztverbrauch 52 Frontier Economics November 2012 Abbildung 15. EEG-Umlage (für Bestands- und Neuanlagen) mit ersten Reformmaßnahmen 2013, Einsparung durch Technologieneutralität zum gehoben (nicht perfekt additiv) Langfristig keine signifikanten Mitnahmeeffekte durch Optionalität Liquiditätsreserve + Übertrag aus 2012 EEG-Umlage 2013 Beibehaltung Status quo FIT Technologie- Neutralität EV-Privileg Wegfall MP Option (Bestand) 1.09 nach Sofortmaßnahmen Anmerkung: Die Liquiditätsreserve (für das Jahr 2013) wurde nur aus Gründen der Vergleichbarkeit dargestellt, Hierdurch lässt sich illustrieren, welche EEG-Umlage resultieren würde, wenn sich ein ähnlicher Aufholeffekt, wie er für das Jahr 2013 beobachtet wird, im Jahr 2022 wiederholte. Im einfacheren Vergleich sollte die Kernumlage des Jahres 2013 (4,19 c/kwh) mit der prognostizierten Kernumlage für das Jahr 2022 (5,93 c/kwh ohne Reformen bzw. 5,35 c/kwh mit Reform des EEG) vergleichen werden. Quelle: Frontier Reformoptionen innerhalb eines Regimes mit Einspeisetarifen

61 November 2012 Frontier Economics 53 5 Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell In diesem Abschnitt diskutieren wir die Eignung weitreichenderer Reformen der Förderung von EE im Hinblick auf ihre Wirkung bezüglich einer Senkung der Produktionskosten, der Senkung der EE Förderumlage bzw. einer stärkeren Marktintegration von EE. Dabei diskutieren und bewerten wir insb. folgende Optionen: Marktprämienmodell (modifiziert ggü. dem Modell des aktuellen EEG); Quotenmodell; Auktionsmodell. 5.1 Übersicht über Vergütungsmodelle in der internationalen Praxis Grundmodelle Neben dem bereits diskutierten Modell mit festen und garantierten Einspeisetarifen (Feed-in-Tariff, FIT), finden in der internationalen Praxis verschiedene andere Fördermodelle Anwendung (Abbildung 16): Marktprämienmodell Direktvermarktung von EE-Strom und Zahlung einer Zulage auf erzeugten EE-Strom; Quotenmodell Direktvermarktung von EE-Strom in Verbindung mit einer verpflichtenden Quote an EE-Strom für Stromvertriebsunternehmen; 27 Auktionsmodell Beschaffungsauktion für EE-Strom. Wir diskutieren diesen Mechanismus als eine Option für die separate Förderung von Offshore-Wind (insb. wenn die EE-Förderung ansonsten technologieneutral ausgestaltet ist). 27 Denkbar wäre z.b. auch eine Verpflichtung der Erzeuger. Dieser Ansatz hat sich international nicht durchgesetzt und wird hier nicht weiter verfolgt. Die wesentlichen Schlussfolgerungen der folgenden Abschnitte gelten allerdings auch bei einer Verpflichtung der Erzeuger statt der Vertriebsunternehmen. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

62 54 Frontier Economics November 2012 Abbildung 16. Grundsätzliche Fördermodelle für EE Übersicht Einspeisetarif (Feed-in Tariff, FIT) Marktprämienmodell (fix) Quotenmodell Ausschreibungswettbewerb/ Auktion Steuerungslogik Preissteuerung Mengensteuerung Form der Vergütung - Marktprämie Garantierter Einspeisetarif Garantierte Marktprämie + Strompreis Zertifikatpreis + Strompreis Auktionspreis ggf. + Strompreis Methode zur Bestimmung Fördersatz Variation der Förderung (Optionen) administrativ Fix Ggf. degressiv (je Jahr oder je Monat) Variabel, wird bestimmt im Zertifikatmarkt Fixiert, auf Basis erfolgreicher Gebote Technologiedifferenzierung Bilanzverantwortung Vermarktung Optional: abhängig von Technologie, Inbetriebnahmejahr, Anlagengröße Sehr schwer an EE zu übertragen Durch Abnahmeverpflichteten (z.b. ÜNB) Optional: abhängig von Technologie, Anlagengröße Bilanzierung und Ausgleichsenergierisiko kann an EE Erzeuger übergeben werden (erhöht dann allerdings ceteris paribus auch notwendige (technologieneutrale?) Prämie) Direktvermarktung durch Erzeuger Abhängig von Spezifikation der Ausschreibung Durch Abnahmeverpflichteten (z.b. ÜNB) Quelle: Frontier Die Modelle lassen sich in verschiedenen Dimensionen klassifizieren, u.a.: Logik der politischen Lenkung Beim Einspeisetarifmodell und beim Marktprämienmodell wird der Förderpreis administrativ festgelegt und private Investoren entscheiden, wie viel EE-Kapazität sie zubauen und damit auch wie viel EE-Strom sie erzeugen (Preislenkung). Beim Quotenund beim Auktionsmodell wird ein bestimmtes Quantum an erneuerbarer Erzeugungsmenge oder Erzeugungskapazität festgelegt (Mengenlenkung). Über Wettbewerbsprozesse wird dann bestimmt, zu welchem Förderpreis dieses Mengenziel realisiert wird. Form der Vergütung Diese unterscheidet sich grundsätzlich in den vier Modellen: Einspeisetarifmodell hier wird die gesamte Vergütung für EE- Erzeuger administrativ festgelegt; Marktprämienmodell hier erzielen EE-Erzeuger Erlöse aus zwei Quellen: einen marktbasierten Erlös aus der Direktvermarktung des EE-Stroms und eine administrativ festgelegte Zulage, die Marktprämie; Quotenmodell hier erzielen EE-Erzeuger Erlöse aus zwei Quellen: einen marktbasierten Erlös aus der Direktvermarktung des EE-Stroms und einen Erlös aus der Vermarktung von Grünstromzertifikaten; Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

63 November 2012 Frontier Economics 55 Auktionsmodell hier bestehen verschiedene Möglichkeiten, die Vergütung auszugestalten. So könnte im Auktionsverfahren eine feste Einspeisevergütung oder Marktprämie identifiziert werden, zu der EE- Erzeuger bereit sind, EE-Strom zu liefern. Diejenigen EE-Erzeuger kämen zum Zuge, die bereit wären, zu den geringsten Garantiepreisen zu erzeugen. Bestimmung und Variation der Fördersätze Hier gibt es zwei grundsätzlich unterschiedliche Ansätze: Administrative Festlegung Beim Einspeisetarif- und Marktprämienmodell werden die Fördersätze administrativ festgelegt. Dabei werden die (für die Einzelanlage i.d.r. fixen) Fördersätze oft nach Inbetriebnahmejahren der EE-Anlagen degressiv ausgestaltet (d.h., dass eine Anlage, die im Jahr 2012 in Betrieb geht, einen höheren Fördersatz erhält als eine Anlage, die ein Jahr später ans Netz geht). Damit soll in sinkenden Fördersätzen die Erwartung technologischen Fortschritts und sinkender Kosten zukünftiger Anlagengenerationen ausgedrückt werden. Bestimmung über Wettbewerbsprozesse Beim Quotenmodell ergibt sich die implizite Förderprämie im Handel von Grünstromzertifikaten. Der Preis kann von Tag zu Tag, Woche zu Woche etc. in Abhängigkeit von Angebot und Nachfrage nach Grünstrom schwanken. Beim Auktionsmodell wird der Förderpreis ebenfalls in einem Wettbewerbsprozess bestimmt. Ist der Preis dort identifiziert, bleibt er für eine Anlage, die den Förderzuschlag erhalten hat, i.d.r. konstant. Technologieneutralität oder Differenzierung Anders als dies landläufig in der Fachdiskussion anklingt, ist die Technologiedifferenzierung in der EE-Förderung kein konstitutives Merkmal der verschiedenen Fördermodelle. Mit anderen Worten: die hier diskutierten Fördermodelle können sowohl technologieneutral als auch technologiedifferenziert ausgestaltet werden. Beim Modell mit fixierten Einspeisetarifen und beim Marktprämienmodell kann eine Differenzierung durch technologiespezifische Fördersätze implementiert oder durch eine Vereinheitlichung der Tarife aufgehoben werden. Auch im Quotenmodell kann eine technologiedifferenzierte Förderung implementiert werden. Dazu kann z.b. administrativ festgelegt werden, wie viele Grünstromzertifikate den Anlagen unterschiedlicher Technologien je erzeugter MWh zugewiesen werden sollen. Durch diese Festlegung ergibt sich dann praktisch ein Umrechnungskurs für die Wertigkeit von EE-Strom aus unterschiedlichen Technologien. Z.B. könnten Technologien mit geringen Vollkosten weniger Zertifikate je MWh zugewiesen werden, um hierdurch Mitnahmeeffekte Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

64 56 Frontier Economics November 2012 (sehr hohe Renditen, die letztlich durch die Verbraucher über die EE Förderumlage finanziert werden müssten) zu vermeiden. Direktvermarktung und Bilanzverantwortlichkeit Die Pflicht zur Direktvermarktung des erzeugten EE-Stroms ist ein konstitutiver Aspekt des Marktprämien- und des Quotenmodells. Im Zuge der Übertragung der Vermarktungsverantwortung ist es sinnvoll, auch die Bilanzverantwortung auf die EE-Erzeuger zu übertragen (obwohl die Übertragung der Bilanzverantwortung kein konstitutives Merkmal im Marktprämien- oder Quotenmodell ist). 28. Im Auktionsmodell kann je nach Ausgestaltung die Vermarktungs- und Bilanzverantwortung auf den Erzeuger übertragen werden (in dem Fall würde im Auktionsprozess eine Zulage auf den Direktvermarktungserlös bestimmt), oder sie könnte beim Agenten, z.b. dem ÜNB, verbleiben Hybridmodelle In der Praxis sind auch Hybridmodelle anzutreffen, bei denen innerhalb eines Landes unterschiedliche Förderansätze Anwendung finden, z.b. abhängig von: der Technologie; oder Internationale Praxis dem Inbetriebnahmejahr einer Anlage (insb., wenn im Zeitverlauf ein Regimewechsel erfolgte und Altanlagen nach einem älteren Regime vergütet werden). In Europa werden praktisch alle der zuvor aufgeführten Modelle praktiziert, wobei sich national sehr spezielle Variationen entwickelt haben (Abbildung 17): Einspeisetarifmodelle finden sich (neben Deutschland) z.b. in Österreich und in der Schweiz; Marktprämienmodelle wurden u.a. in Spanien, Dänemark, der Tschechischen Republik und als Optionsregelung nach 33g(1) EEG auch in Deutschland praktiziert; Quotenmodelle wurden zuletzt in Großbritannien, Belgien, Polen und Schweden praktiziert; Auktionsmodelle werden ergänzend z.b. in Dänemark für Offshore- Wind eingesetzt. 28 Die Bilanzverantwortlichkeit ist in einem Regime mit fixen garantierten Einspeisetarifen nur schwer auf EE-Erzeuger zu übertragen. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

65 November 2012 Frontier Economics 57 Abbildung 17. Praktizierte EE-Förderregimes in der EU FIT FIT/Prämie Quotenmodell FIT/Auktion FIT/Quote Offshore: Auktion Nicht dargestellt FIT = Feed-in-Tariff (Einspeisetarif). Quelle: Frontier nach Vermarktungs- und Bilanzverantwortung für EE Direktvermarktung Die Direktvermarktung des EE-Stroms ist ein wesentliches Element sowohl des Marktprämienmodells als auch des Quotenmodells. Daher kann die Diskussion der Wirkung der Direktvermarktung an dieser Stelle allgemeiner ( vor die Klammer gezogen ) diskutiert werden. Durch die Pflicht zur Vermarktungsverantwortung steigen die Anreize für EE- Investoren, auf eine möglichst bedarfsgerechte Einspeisung hinzuarbeiten. Dem EE Investor stehen drei Optionen zur Verfügung, diese bedarfsgerechtere, höherwertige Einspeisung zu erreichen. Investitionsentscheidung Der Investor kann sich in Folge der Anreize für eine steuerbare Technologie oder eine Technologie mit einem Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

66 58 Frontier Economics November 2012 bedarfsgerechteren Einspeiseprofil entscheiden. Zudem erhält er über den Strompreis insgesamt einen Anreiz, in Situationen mit hohen Strompreisen infolge von Kapazitätsknappheit, EE-Erzeugungskapazitäten zuzubauen. Standortwahl Der Investor kann sich in Folge der Anreize für einen Anlagenstandort entscheiden, an dem sich dank des Wind-, Sonnen- oder Wasserdargebots eine höhere Korrelation von Strombedarf und seiner eigenen Erzeugung einstellt. Ein Anlagenbetreiber kann beispielsweise einen Windanlagenstandort wählen, der zeitlich versetzt zu den übrigen Windanlagen einspeist, um somit einen höheren Wertigkeitsfaktor seiner eigenen Erzeugung zu erzielen. Einsatzentscheidung Der Investor kann in Folge der Anreize den Einsatz seiner EE Anlage anpassen. Dieser Effekt (bedarfsgerechtere Einspeisung) wird in der derzeitigen politischen Diskussion im heutigen Kontext oft überschätzt. Es ist zu bedenken, dass die Existenz von Preissignalen alleine noch keine Effizienzen hebt die Empfänger dieser Preissignale müssen auch darauf reagieren können oder wollen. Praktisch wirken sich die Strompreissignale in den meisten Fällen heute allenfalls auf die Einsatzentscheidung bei steuerbaren Anlagen wie Biomasse 29 oder Biogas aus, aber kaum außer bei negativen Strompreisen auf klimatisch bedingt einspeisende Anlagen mit Grenzkosten nahe Null (z.b. Wind, PV, Laufwasser). In Zukunft könnte bei noch höheren EE-Anteilen die Bedeutung der Preissignale für den Kraftwerkseinsatz allerdings auch für Anlagen mit sehr niedrigen variablen Kosten ansteigen, da es in einer zunehmenden Anzahl von Stunden zu einer Überversorgung des Marktes mit Strom kommen könnte. Im heutigen Kontext ist v.a. der Investitionseffekt relevant (siehe Abschnitt 5.1). Dieser bewirkt, dass allgemeine Strompreissignale aus dem Markt nicht nur die Investitionssignale für konventionelle Energie setzen, sondern auch für EE. Vereinfacht gesprochen: Je enger allgemein die Kapazitätsreserve im Strommarkt, desto höher der allgemeine Strompreis und umso höher auch die Anreize in Kraftwerkskapazitäten ob konventionelle oder erneuerbare zu investieren. Damit stehen konventionelle und erneuerbare Kapazitäten auch in unmittelbarerer Konkurrenz um die Schließung einer Kapazitätslücke. In Zeiten von Überkapazitäten sänken die Investitionsanreize nicht nur für konventionelle Anlagen, sondern auch für EE-Anlagen. Eine genaue Bewertung der positiven Effekt der verbesserten Investitionslenkung über die Direktvermarktung von EE erfordert letztlich eine 29 Selbst einige der steuerbaren Anlagen wie Biomasse oder Biogas können oft auch nur eingeschränkt auf Strompreissignale reagieren, z.b. wenn sie als KWK-Anlage gleichzeitig eine Wärmeversorgungsaufgabe wahrnehmen. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

67 November 2012 Frontier Economics 59 integrierte Modellierung der Investitionen in konventionelle Kraftwerke und EE, die über die in dieser Studie verwendete Methodik hinausgeht. Selbst dann entziehen sich diese Vorteile auch einer detaillierten quantitativen Bewertung. Damit wird der positive Effekt der verbesserten Investitionslenkung über die Direktvermarktung in dieser Studie systematisch unterschätzt. Die Vorteile aus Direktvermarktung werden daher in dieser Studie eher konservativ abgeschätzt Bilanzverantwortung Als weitere Reformmaßnahme könnte den EE-Erzeugern in Verbindung mit der Direktvermarktungsverantwortung auch die Bilanzverantwortung für den durch sie erzeugten Strom übertragen werden. Der Vorteil dieser Maßnahme besteht darin, dass EE-Erzeuger Anreize erhalten, ihre Einspeiseprofile genauer zu prognostizieren. 31 Dies kann es den Übertragungsnetzbetreibern erlauben, Reservevorhaltungskosten im System und damit letztlich auch die Kostenbelastung von Verbrauchern zu senken. Die Abschätzung der Einsparmöglichkeiten durch Übertragung der Bilanzverantwortung basiert auf folgender einfachen Logik: Wir gehen davon aus, dass die Ausgleichsenergiekosten rund 6 /MWh eingespeisten Wind (On und Offshore) betragen. 32 Nimmt man an, dass nach Übertragung der Bilanzverantwortung die verbesserte Einspeiseprognose zu einer Senkung der Ausgleichsenergiekosten um 20% führt, ergäben sich auf Basis einer für das Jahr 2022 (auf Basis unserer Modellierung) erwarteten Winderzeugung von ca. 100 TWh Einsparmöglichkeiten von 120 Mio. /a (=100TWh/a x 6 /MWh x 20%). 30 In der Modellierung wurde eine Erhöhung der Wertigkeit durch optimierte Einspeisung bzw. Standortwahl von 5%-Punkten unterstellt, was die EEG-Umlage im Jahr 2022 um ca. 0,12 c/kwh senken würde. Dieser Effekt wird überlagert durch Änderungen der Wertigkeiten in jedem Jahr in Abhängigkeit der Einspeisung je Technologie (siehe Tabelle 12). 31 Zwar kann argumentiert werden, dass im aktuellen EEG-Regime, in dem die ÜNB eine Prognose für die EE-Erzeuger aussprechen aufgrund der Größe des Portfolios bereits eine hohe Prognosegenauigkeit erreicht würde. Dem sind allerdings verschiedene Aspekte entgegen zu halten: Zum einen sind dem aktuellen Prognoseansatz keine Anreize immanent, dass die dezentralen Erzeuger ihre Kenntnis von Technologie und lokalen Bedingungen einbringen um die Prognose zu unterstützen. Dies würde im vorgeschlagenen Modell geheilt. Zum anderen ist ja mit der vorgeschlagenen Reform nicht ausgeschlossen, dass Portfolien wieder gebündelt werden, um bestimmte Größeneffekte auszureizen (Erfahrungsgemäß ist dafür nicht die Bündelung der kompletten Erzeugung erforderlich). Damit sehen wir nicht, dass durch den Reformvorschlag ein Nachteil entsteht, es besteht aber die Chance einer verbesserten Prognose durch bessere Nutzung dezentraler Informationen. 32 Sensfuß und Ragwitz (2011) geben als Basiswert für die Profilservicekosten von Wind und PV einen Wert von 5,8 /MWh an. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

68 60 Frontier Economics November 2012 Dies würde es theoretisch erlauben, die EEG-Umlage im Jahr 2022 um 0,03 c/kwh abzusenken. 33 Das Effizienzpotential durch Übertragung der Bilanzverantwortung ist also (unabhängig von Prämien- oder Quotenmodell) im Vergleich zu den Effizienzgewinnen bei technologieneutraler Förderung recht gering dies ist auch intuitiv zu erwarten, wenn man eine Senkung der Ausgleichsenergiekosten von 6 auf 5 /MWh mit den Kosteneinsparungen vergleicht, die man erzielen könnte, wenn man statt einer MWh Erzeugung aus PV Anlagen (für ca. 200 /MWh) auf Onshore-Windanlagen zurückgreifen würde, die zum Preis von 90 /MWh produzieren können (Einsparung wäre dann 110 /MWh). 5.3 Marktprämienmodell Definition des Marktprämienmodells Das Marktprämienmodell kann als ein Modell der Preislenkung charakterisiert werden, bei dem der EE-Erzeuger die Pflicht zur Direktvermarktung hat (Tabelle 1). Der EE-Erzeuger erhält zusätzlich zum Direktvermarktungserlös eine administrativ zu bestimmende Marktprämie (wir diskutieren in Abschnitt 6) auch die Möglichkeit, die Marktprämie per Auktion zu bestimmen), die je erzeugter kwh gezahlt wird. Es ist möglich und durchaus systemkonform, dem EE-Erzeuger auch die Bilanzverantwortung zu übertragen. Ein solches Prämienmodell weicht in dreierlei Hinsicht von der Direktvermarktung mit Marktprämie nach 33g(1) EEG 2012 ab: Die Marktprämie wird technologieneutral festgelegt (d.h. die gleiche Prämie würde z.b. für Onshore-Wind wie für PV gelten); Die Marktprämie wird nicht für jede Marktsituation rein kostenbasiert kalkuliert (sonst würde das Modell stets Investitionsanreize geben, selbst, wenn im Markt Überkapazitäten bestehen). Entsprechend würde auch kein expliziter Zuschlag für das Management von Direktvermarktung gewährt; Es besteht keine Rückfalloption in einen garantierten Einspeisetarif. 33 Dieser Effekt wird in der Aggregation der Effekte in Abbildung 21Abbildung 13 zum Teil überlagert durch Mengeneffekte, da durch Veränderungen im EE-Mix die Ausgleichsenergiekosten ohne Verbesserung der Prognosegüte ansteigen würden. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

69 November 2012 Frontier Economics 61 Tabelle 1. Stellschrauben im Marktprämienmodell Stellschraube Steuerungslogik Form der Vergütung - Marktprämie Preissteuerung Marktprämie, die qualifiziertem EE-Erzeuger für erzeugten Strom vergütet wird Zusätzlich erzielt Erzeuger Erlös aus Direktvermarktung des Stroms Variation der Förderung (Optionen) Ähnliche Variationsoptionen wie bei FIT einheitlicher Tarif, gestaffelt nach Inbetriebnahmejahr der Anlagen, degressiv (nach ex ante definierter Regel) Weitere Optionen Atmend in Abhängigkeit von Strompreisniveau; dadurch Abfederung von Strompreisrisiken (ggf. Sliding Scale) Variabel in Abhängigkeit von Erreichung des EE-Ausbauziels Dauer der Förderung Technologiedifferenzierung Bilanzverantwortung Vermarktung Bestandsanlagen Fixiert in Anzahl von Jahren ab Inbetriebnahmejahr Optional in Bezug auf Technologie, Anlagengröße und Inbetriebnahmejahr (Ähnlich FIT) Bilanzierung und Ausgleichsenergierisiko kann an EE-Erzeuger übergeben werden (erhöht allerdings ceteris paribus auch notwendige Prämie) Erfolgt durch EE-Erzeuger Bilanzierung und Ausgleichsenergierisiko kann an EE-Erzeuger übergeben werden (erhöht allerdings ceteris paribus auch notwendige Prämie) Quelle: Frontier Es gibt zahlreiche Freiheitsgrade hinsichtlich der konkreten Ausgestaltung eines Marktprämienmodells. Für die nachfolgend dargestellten quantitativen Betrachtungen gehen wir von folgenden Prämissen aus (ohne dass damit präjudiziert werden soll, dass in der Praxis genau diese Spezifikation gewählt werden sollte): Technologiedifferenzierung Auf Basis der Erkenntnisse aus der Analyse des Einspeisetarifmodells ziehen wir die Schlussfolgerung, dass die Förderung technologieneutral auszugestalten ist. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

70 62 Frontier Economics November 2012 Festlegung und Variation der Förderung Wir unterstellen eine Marktprämie von 40 /MWh, die über den Betrachtungszeitraum jährlich mit 1,5% inflationiert wurde. Bei dieser Prämienhöhe erwarten wir zu den von uns prognostizierten Stromgroßhandelspreisen 34 die Erfüllung der EE- Ausbauziele bis Förderdauer Wir unterstellen, dass die Förderung für 20 Jahre gewährt wird. Wie beim heutigen EEG ist die Marktprämie über die Lebensdauer für eine individuelle Anlage abhängig vom Inbetriebnahmejahr. D.h. im Jahr 2020 wird es beispielsweise Onshore-Windanlagen geben, die innerhalb des gleichen Marktprämienmodells vergütet werden, aber je eingespeiste MWh Strom eine andere Prämie erhalten (die älteren Anlagen erhalten wie im heutigen EEG tendenziell eine höhere Vergütung) Wirkung des Marktprämienmodells Zusammensetzung des EE-Portfolios an Neuanlagen Bei Anwendung des Marktprämienmodells erwarten wir einen ähnlichen EE- Zubaupfad wie bei Anwendung eines technologieneutralen Einspeisetarifregimes (Abbildung 12). Insbesondere wäre mit dem Erschließen umfangreicher Onshore-Wind-Potentiale sowie dem weiteren Ausbau der Biomasse (Verstromung in größeren Anlagen) zu rechnen. In weit geringerem Umfang würden auch andere Technologien zugebaut (z.b. kleine Wasserkraft) (siehe Abbildung 18). PV würde bei diesem Ansatz (unter den getroffenen Annahmen zu Lernkurven der PV, siehe Anhang) in den nächsten 10 Jahren praktisch nicht weiter ausgebaut. Wind Offshore würde über den Bestand hinaus ebenfalls kaum zugebaut. Allerdings diskutieren wir später noch eine separate Förderung für Offshore- Wind (der für die Erreichung der EE-Ziele bis 2020 nicht entscheidend), aber für die Erreichung der langfristigen EE-Ziele jenseits 2020 bedeutsam wäre). 34 Im Simulationsmodell wird darüber hinaus die Rückwirkung des Zubaus auf die Wertigkeit der einzelnen EE-Technologien am Großhandel berücksichtigt. 35 Bei einer entsprechenden Marktprämie ergäbe sich in Kombination mit unserer Strompreisprognose ein Gesamterlös von mindestens 8,8 c/kwh und steigenden Erlösen im Verlauf bis Zu diesem Erlös rentieren sich Investitionen in verschiedene Technologien, z.b. Wind-Onshore, Wasserkraft und bestimmte Biomasse und Biogase. Zunächst würden die günstigsten Anlagen zugebaut und in späteren Jahren mit steigenden Strompreisen auch weniger günstige Anlagen. Wäre der Strompreis in der Direktvermarktung tatsächlich niedriger als von uns prognostiziert, hieße dies zunächst, dass im Markt Überkapazität besteht. Damit wären dann aktuell keine Kraftwerksinvestitionen sinnvoll weder in konventionelle noch in EE-Anlagen. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

71 Erzeugungsmnegne im RQS nach Technologie und Phase Out EEG Bestand in TWh/a November 2012 Frontier Economics 63 Abbildung 18. EE-Erzeugungspfad bei Marktprämienmodell (einheitliche Prämie von 40 /MWh, real in Preisen von 2012) Gase 200 PV Biomasse 150 Geothermie Hydro 100 Wind offshore 50 Wind onshore EEG Bestandsmengen Quelle: Frontier Wirkung auf Förderkosten Die Einführung eines technologieneutralen Marktprämienmodells (mit einer Förderprämie in Höhe von 40 /MWh 36, die über den Betrachtungszeitraum mit 1,5% p.a. inflationiert wurde) würde sich in verschiedenerlei Hinsicht senkend auf die Nettoförderkosten auswirken: Technologieneutralität Im Vergleich zum aktuellen EEG 2012 ergäben sich bereits durch die Einführung einer technologieneutralen Förderung erhebliche Einsparungen. Dies entspricht einem Effekt, der sich auch bereits im Modell mit festen, technologieneutralen Einspeisetarifen erzielen ließe (von für sich betrachtet 0,57 c/kwh an nicht-privilegiertem Stromverbrauch und der sich wiederum aus den gegenläufigen Effekten einer technologischen Portfoliobereinigung und von Mitnahmeeffekten bei besonders günstigen Technologien zusammensetzen würde). Vermarktungsverantwortung Diesen Effekt haben wir eben bereits unter Abschnitt erläutert. Für sich genommen macht dieser Effekt eine Einsparung bei der EE-Umlage von 0,12 c/kwh an nicht-privilegiertem Stromverbrauch aus. Allerdings wirkt der Effekt nicht additiv zur 36 Die Prämienhöhe wurde so abgeschätzt, dass mit ihr das EE-Ausbauziel im Jahr 2020 erreicht wird. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

72 64 Frontier Economics November 2012 Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung, sondern überlagert sich mit diesem teilweise. Bilanzverantwortung Durch die Übernahme der Bilanzverantwortung bestehen Anreize, die Prognosegenauigkeit zu erhöhen bzw. stärker prognosekonform einzuspeisen. Dies erhöht die Planungsgenauigkeit der ÜNB und senkt Reservekosten im System. Bezogen auf das Jahr 2022 rechnen wir allerdings nur mit einer geringfügigen materiellen Einsparung (wie bereits in Abschnitt diskutiert, für sich genommen um 0,03 c/kwh an nicht-privilegiertem Stromverbrauch aus. Allerdings wirkt der Effekt nicht additiv den vorgenannten Effekten, sondern überlagert sich mit diesen teilweise) 37. Als Gesamteffekt des Wechsels vom EEG 2012 auf ein Regime mit technologieneutraler Marktprämie ergäben sich so Einsparungen in der EE- Umlage von 0,67 c/kwh, bzw. 2,6 Mrd.. bei den Nettoförderkosten im Jahr Der inkrementelle Kostensenkungsbeitrag zusätzlich zum Vorteil aus technologieneutraler Förderung - beträgt also 0,09 c/kwh. In dieser Kalkulation sind noch nicht zusätzliche Vorteile aus einer verbesserten Koordination des allgemeinen Investitionsbedarfs in Kraftwerkskapazitäten (ob konventionell oder EE) und einer besseren täglichen Koordination des EE- und konventionellen Kraftwerkseinsatzes enthalten. Rolle von Finanzierungskosten des EE-Ausbaus Im Rahmen unserer quantitativen Analyse nehmen wir an, dass die Finanzierungskosten für EE-Projekte unabhängig vom verfolgten Förderregime sind. Eine Gegenthese lautet, dass die Finanzierungskosten des EE-Ausbaus bei einem Wechsel vom Regime mit fixierten Einspeisevergütungen zum Marktprämienmodell (oder auch zum Quotenmodell) ansteigen würden. Diese könnte die Kostensenkungswirkung des Regimewechsels dämpfen oder sogar überkompensieren. Dies spräche gegen Modelle, die Investoren höhere kommerzielle Risiken aufbürden. Diese Sichtweise erachten wir allerdings für den Vergleich der Vorteilhaftigkeit der verschiedenen Regimes aus gesamtwirtschaftlicher Sicht nicht für relevant: 37 Nicht enthalten wären hier ggf. eintretende Einsparungen bei der Vorhaltung von Regelleistung. In Folge der verbesserten Prognose (Vorhaltekosten gehen ja nicht in die Ausgleichsenergiepreise ein, sondern werden über Netzentgelte sozialisiert). 38 Die oben beschriebenen Einzeleffekte werden in der Berechnung des Gesamteffekts zum Teil überlagert durch Mengeneffekte überlagert, die durch Veränderungen im EE-Mix hervorgerufen werden. Zudem werden Veränderungen in den Mitnahmeeffekten und den Einfluss des Zubaus auf die Wertigkeit je Technologie berücksichtigt. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

73 November 2012 Frontier Economics 65 Fehlen einer empirischen Grundlage Bisher liegen keine belastbaren empirischen Erkenntnisse dahingehend vor, ob bzw. in welchem Umfang die Finanzierungskosten in marktnäheren Förderregimen tatsächlich höher liegen. Eine oft zitierte Studie von Redpoint (2010) für das Britische Energie- und Klimaministerium (DECC) behauptet zwar einen solchen Anstieg, weist ihn aber nicht nach. Unsere eigenen Analysen lassen allenfalls den Rückschluss zu, dass die kalkulatorischen Eigenkapitalkosten von Investoren, die auf EE-Projekte fokussieren in einer Brandbreite von ca. 2%-Punkten variieren. Es lässt sich aber nicht klar identifizieren, inwiefern dies systematisch mit den Risiken unterschiedlicher Förderregimen zusammenhängt. Logische Irrelevanz für den Systemvergleich Zunächst ist zu betonen, dass durch die Freistellung der EE-Investoren von bestimmten Risiken die Risiken nicht aus dem System verschwinden. Z.B. werden die Risiken im Regime mit festen Einspeisevergütungen auf die Endverbraucher abgewälzt. Die Risiken bestehen z.b. darin, dass in Folge einer Einspeisegarantie (zu festen Preisen) a priori unklar ist, wieviel EE-Erzeugung und damit welche Förderkosten resultieren. Ferner besteht ein Risiko darin, dass in EE investiert wird, obwohl im System eigentlich Überkapazitäten bestehen. Hierdurch wird der Kapitalstock an konventionellen Anlagen, die im Wettbewerb stehen, entwertet. Dies trifft Investoren. Wie real diese Risiken sind zeigt auch die aktuelle politische Diskussion in Deutschland. Die Risiken bleiben also auch in Regimen mit festen Einspeisetarifen bestehen, sie werden nur anders und ggf. ineffizient verteilt. Diese logische Überlegung spricht also für sich genommen bei einer Analyse mit volkswirtschaftlicher Orientierung gegen nach Förderregime differenzierte Annahmen zu Finanzierungskosten. Ordnungspolitisch bedenklich Es wäre sogar ordnungspolitisch bedenklich, wenn man ein Förderregime für Technologien in der Breitenanwendung 39 damit rechtfertigt, dass man hierdurch Kapitalkosten senken könne. Wenn diese Logik korrekt wäre, müsste man eigentlich auch andere kapitalintensive Branchen vom Wettbewerb ausnehmen. Damit würde man aber die Grundprinzipien der Marktwirtschaft in Deutschland und Europa in Frage stellen. 39 In der Frühphase einer Technologie könnte man ggf. noch eine begrenzte Förderung mit bestimmten Marktversagen in Verbindung mit der Erschließung von Lernkurveneffekten rechtfertigen. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

74 66 Frontier Economics November 2012 Zudem ist es sinnvoll, Investoren tatsächlich die mit ihrer Investition verbundenen Risiken zu signalisieren. Bei zahlreichen EE-Technologien handelt es sich um äußerst kapitalintensive Kapazitäten. Eine implizite Subvention der Finanzierungskosten (durch Preisgarantie) kann zu einer zu hohen Kapitalintensität in der Stromwirtschaft führen, die letztlich von den Verbrauchern zu bezahlen wäre. Das Gesamtrisiko für die Volkswirtschaft ändert sich beim Wechsel zwischen Förderregimen nicht grundsätzlich. Schützt man EE Investoren vor Risiken müssen Andere (Verbraucher oder thermische Erzeuger) diese tragen. Die derzeit deutlich angestiegene EEG Umlage und niedrige Auslastung von thermischen Anlagen zeigen, dass diese Risiken real sind. Man muss natürlich konstatieren, dass EE-Investoren sich tatsächlich unterschiedlich verhalten würden, je nachdem, welchem Risikoanteil sie letztlich ausgesetzt sind. Um hier beim Systemvergleich ganz exakt vorzugehen, müsste man eine zweistufige Bewertung durchführen, Zunächst wäre das Verhalten der EE-Investoren zu analysieren (das haben wir hier vorgenommen). Dabei könnte man Unterschiede in den Finanzierungskosten berücksichtigen (z.b. höher bei Quote und Marktprämienmodell als bei festen Einspeisetarifen). Dann müsste man die Marktergebnisse aus Verbrauchersicht analysieren. Hier wäre z.b. für das Modell mit festen Einspeisetarifen ein Risikozuschlag auf die Förderkosten vorzunehmen (da die Förderkosten bei diesem Regime systematisch aber auch aus der praktischen Erfahrung unsicher sind). Praktisch ist ein solcher Zuschlag aber nur schwer zu bestimmen. Mit unserer Annahme einheitlicher Finanzierungskosten bei allen Regimes haben wir diese Analyse abgekürzt. Dies ist unseren Ermessens auch sachgerecht, denn wir gehen davon aus, dass diese Verkürzung unsere Einschätzung zum Modellvergleich (insb. Modelle mit fester Einspeisevergütung versus Modelle mit Direktvermarktungspflicht) nicht verzerrt. Vor diesem Hintergrund halten wir es für sinnvoll, im Base Case und für die Zwecke des Systemvergleichs die angenommenen Finanzierungskosten nicht mit dem Fördermodell zu variieren. Dennoch haben wir im Rahmen einer Sensitivitätsrechnung nachvollzogen, wie sich steigende Finanzierungskosten hypothetisch und kalkulatorisch auf die Vollkosten neuer EE-Projekte auswirken würden. Man käme für den Fall des Anstiegs der Finanzierungskosten um 1%-Punkt bei Regimewechsel 40 im Mittel 40 Praktisch haben wir diese Abschätzung auf Basis eines Quotenmodells vorgenommen, da man so den EE-Zielpfad konstant halten und die Wirkung der Änderung der Finanzierungskosten getrennt Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

75 November 2012 Frontier Economics 67 zu einem Anstieg der EE-Umlage in Höhe von rund 0,25 c/kwh (in zukünftigen Preisen, bezogen auf den nicht privilegierten Stromverbrauch). Die sinkenden Risiken durch einen Regimewechsel für die restliche Volkswirtschaft sind hier jedoch nicht gegengerechnet und dürften diese Mehrbelastung durch höhere EE- Kosten aufwiegen Stärken und Schwächen des Marktprämienmodells 41 Vorteile des Marktprämienmodells bestünden (im Vergleich zu einem Ansatz mit festen Einspeisetarifen) also insbesondere in (Tabelle 2): der Übertragung von Vermarktungsverantwortung (Reaktion auf kurzfristige Strompreissignale beim Einsatz der EE Anlagen); der Übertragung von Bilanzverantwortung (zur Reduktion der Ausgleichsenergiekosten); der Signalisierung des allgemeinen Zubaubedarfs im Strommarkt (jenseits des speziellen Zubaubedarfs an EE-Anlagen). Dieser Aspekt wurde in unserer Modellierung nicht quantifiziert, ist aber ordnungspolitisch bedeutsam, da er eine engere Verzahnung von Investitionssignalen im konventionellen und im EE-Kraftwerkspark bedeutet. Das Regime erlaubt zudem das Erschließen günstiger EE-Potentiale, wenn es technologieneutral ausgestaltet wird (eine Wirkung, die sich prinzipiell auch schon mit technologieneutralen Einspeisetarifen erreichen lässt). Das Regime hat allerdings auch verschiedene Schwächen: Notwendigkeit einer administrativen Festlegung der Förderprämie Genau wie im Regime mit festen Einspeisetarifen ist weiterhin eine administrative Festlegung der Marktprämie erforderlich. Diese ist so zu bemessen, dass aus der Kombination von Prämie und erwarteten Strompreisen mittelfristig der angepeilte EE-Zubau erfolgt. Wir diskutieren in Abschnitt 6 auch die Idee, die Marktprämie per Auktion zu bestimmen, zeigen dort aber auch Nachteile dieses Ansatzes auf. Risiko der Zielverfehlung Das Regime verfolgt eine Preislenkung, keine Mengensteuerung. Werden Marktprämien ermittelt, die nicht genau den nicht durch Einnahmen der Direktvermarktung im Strommarkt gedeckten Technologiekosten entsprechen, besteht das Risiko des Über- oder betrachten kann. Sofern im Marktprämienmodell die Prämie optimal ausgestaltet wäre, kann man das Ergebnis aus der Analyse des Quotenmodells auf das Marktprämienmodell übertragen. 41 Eine Diskussion des Marktprämienmodells findet sich auch bei Sensfuß und Ragwitz (2011). Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

76 68 Frontier Economics November 2012 Unterschießens des EE-Ziels. Dies Risiko entspricht prinzipiell dem beim Regime mit festen Einspeisetarifen. Wir illustrieren diesen Effekt später noch im Vergleich zum Quotenmodell (Abschnitt 5.4). Tabelle 2. Marktprämienmodell Stärken und Schwächen Effektivität Umsetzbarkeit Risikoverteilung Effizienz Stärken Bei entsprechend (hoher) Prämie ist Modell effektiv (wie bei FIT) Mindestens so einfach umsetzbar wie FIT Atmende Prämie denkbar (Höhe der Prämie abhängig von Erreichung EE-Ziel), um Risiko der Zielverfehlung zu begrenzen (ähnlich dem atmenden Deckel für PV im aktuellen EEG) Ggf, zusätzlich zur atmenden Prämie oder alternativ: Cap, um Risiko eines Zielüberschießens zu begrenzen EE-Investoren reagieren auf Marktsignale aus dem Strommarkt. Auch EE- Investoren reagieren auf Kapazitätsknappheit Anreiz zur Investition in Technologien und Standorte, die eher prognosetreu und bedarfsgerecht einspeisen Schwächen Risiko der Verfehlung der EE-Ziele (da mehr Erlösvolatilität als bei FIT) Fördersätze weiterhin administrativ festzusetzen (Kein Nachteil relativ zu FIT) Ohne weitere Maßnahmen besteht Risiko von Mengeneffekt (wenn EE- Kosten stärker sinken als erwartet, erfolgt starker Zubau und Förderumlage steigt) Bei entsprechender Ausgestaltung ähnlich wie im FIT Keine Anreize für netztopologisch gute Standortwahl (wie auch bei FIT und Quote) Verteilungsaspekte Modell so zu kalibrieren, dass Vorteil aus Kosteneffizienz Mitnahmeeffekte überkompensiert (wie bei FIT) Risiko von Mitnahmeeffekten bei geringer Technologiedifferenzierung (analog zu Risiko bei FIT) Quelle: Frontier Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

77 November 2012 Frontier Economics Quotenmodell Definition des Quotenmodells Das Quotenmodell kann als ein Modell der Mengenlenkung charakterisiert werden, bei dem der EE-Erzeuger die Pflicht zur Direktvermarktung hat (Tabelle 3). Der EE-Erzeuger erhält zusätzlich zum Direktvermarktungserlös einen Erlös aus dem Verkauf von Grünstromzertifikaten für den erzeugten EE- Strom. Stromvertriebsunternehmen 42 sind dabei verpflichtet, für einen bestimmten Prozentsatz ihres Stromabsatzes Grünstromzertifikate nachzuweisen. Sie werden die direkten oder die Opportunitätskosten von Grünstromzertifikaten im wettbewerblich organsierten Stromvertriebsmarkt letztlich an ihre Kunden weiterreichen. Letztlich tragen darüber erneut die Endverbraucher die Nettokosten des EE-Förderregimes allerdings dann nicht in Form einer administrierten Umlage, sondern in Form eines Anstiegs der Endverbraucherpreise. Es ist möglich und durchaus systemkonform, dem EE- Erzeuger auch die Bilanzverantwortung zu übertragen. 42 In der Regel werden Stromvertriebsunternehmen verpflichtet, dies kann aber variieren, z.b. in Italien wurden die Stromerzeuger verpflichtet. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

78 70 Frontier Economics November 2012 Tabelle 3. Stellschrauben im Quotenmodell Stellschraube Form der Vergütung - Marktprämie Variation der Förderung (Optionen) Verkauf von Grünstromzertifikat Zusätzlich erzielt Erzeuger Erlös aus Direktvermarktung des Stroms Die Höhe der Förderung ergibt sich aus der Nachfrage (politische determiniert) und dem Angebot von Zertifikaten Entsprechend sinkt der Zertifikatpreis tendenziell mit dem Erreichen des Ausbauziels, bzw. er steigt bei Verfehlen des Ausbauziels Dauer der Förderung Technologiedifferenzierung Bilanzverantwortung Fixiert in Anzahl von Jahren ab Inbetriebnahmejahr Optional über Technology Banding oder Boni/Mali Bilanzierung und Ausgleichsenergierisiko kann an EE-Erzeuger übergeben werden (erhöht allerdings ceteris paribus auch notwendige Prämie) Quotenverpflichtete Versorger sind typischerweise Verpflichtete (z.t. auch Erzeuger) Zertifikatnachweispflicht in Abhängigkeit (eines Prozentsatzes) des belieferten Letztverbrauchs Buy-Out-Preise Mindestpreise Banking Politik kann einen Höchstpreis festlegen, zu dem sich Verpflichtete von der Zertifikatpflicht freikaufen können (senkt die Risiken für Versorger) Politik kann einen Mindestpreis festlegen, zu dem Erzeuger Zertifikate an eine Behörde verkaufen können (senkt Risiken für Erzeuger) Banking (insb. Übertrag von Zertifikaten in späteren Jahren) wird erlaubt, um Preisvolatilität zu senken Quelle: Frontier Es gibt verschiedene Freiheitsgrade hinsichtlich der konkreten Ausgestaltung eines Quotenmodells. Für die nachfolgend dargestellten quantitativen Betrachtungen gehen wir von folgenden Prämissen aus (ohne dass damit präjudiziert werden soll, dass in der Praxis genau diese Spezifikation gewählt werden sollte): Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

79 November 2012 Frontier Economics 71 Technologiedifferenzierung Auf Basis der Erkenntnisse aus der Analyse des Einspeisetarifmodells ziehen wir die Schlussfolgerung, dass die Förderung technologieneutral auszugestalten ist. Banking und Borrowing Wir unterstellen, dass Grünstromzertifikate handelbar sind. Einmal erhaltene Zertifikate müssen nicht in der aktuellen Erzeugungsperiode eingereicht werden, sondern können auch in spätere Jahre übertragen werden. Allerdings wird das Borrowing annahmegemäß nicht zugelassen. D.h. wir lassen zwar das Sparen von Zertifikaten zu, nicht jedoch die Kreditaufnahme von Zertifikaten. Quotenvorgabe Wir haben die Quotenvorgabe so ermittelt, dass im Jahr 2020 genau die EE-Ziele erreicht werden und in den Jahren davor genau Quoten auf einem Pfad dorthin erreicht werden müssen. Der Zertifikatpreis selbst ergibt sich endogen aus unserer Modellierung Wirkung des Quotenmodells Zusammensetzung des EE-Portfolios an Neuanlagen Bei Einführung eines Quotenmodells ergäbe sich ein ähnliches Portfolio aus neuen EE-Anlagen wie beim Marktprämienmodell, da der Zubau durch Onshore-Wind und Biomasse dominiert wird. Es gibt allerdings auch Unterschiede zum EE-Ausbauprofil beim Quotenmodell, die sich daraus erklären, dass Investoren im Quotenmodell eine mehrperiodische Betrachtung anstellen und auch zukünftige Kostendegressionen antizipieren würden (Abbildung 19). 43 Das hätte zur Folge, dass der EE-Ausbau im Rahmen unserer Modellierung zunächst zwar konform mit dem Zielpfad, aber anfänglich weniger stark ansteigen würde als bei Regimen mit festen Einspeisetarifen oder festen Marktprämien. In späteren Jahren würde dann ein stärkerer Zubau von PV erfolgen als in den Regimen mit festen Einspeisetarifen oder festen Marktprämien. Dies ist so zu interpretieren, dass Investoren die zukünftige Kostendegression bei PV abwarten würden und erst in PV einsteigen würden, wenn diese noch deutlich günstiger ist. 44 Dies ist einer der gewünschten Effekte 43 Im Quotenmodell bildet sich die der jährliche Quotenpreis endogen in Abhängigkeit des Nettoförderbedarfs. Im Gegensatz hierzu wurde Förderung (Einspeisevergütung bzw. Marktprämie) in den anderen hier Regimen exogen bestimmt. Rationale Investoren antizipieren die Quotenpreisentwicklung in zukünftigen Perioden in ihrer Investitionsentscheidung. 44 Dies basiert auf der Einschätzung, dass zukünftige Kostendegressionen anders als noch in der Frühphase der PV-Entwicklung, als fast ausschließlich Deutschland PV förderte weitgehend unabhängig von der Förderung in Deutschland anfallen. Im Marktprämienmodell tritt ein ähnlicher Effekt zeitlich verzögert auf und fällt somit nicht mehr in den Berichtszeitraums Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

80 EE-Erzeugung in TWh/a 72 Frontier Economics November 2012 des Quotenmodells eine Konkurrenz von EE-Projekten um die implizite oder explizite Förderung nicht nur innerhalb eines Jahres, sondern auch dynamisch über mehrere Jahre und Anlagengenerationen hinweg. 45 Abbildung 19. EE-Erzeugungspfad bei Quotenmodell Markt wartet im Quotenmodell bis PV wieder im Geld ist 200 Gase PV 150 Biomasse Geothermie 100 Hydro Wind offshore Wind onshore 50 EEG Bestandsmengen Quelle: Frontier Wirkung auf Förderkosten Beim Quotenmodell werden die Förderkosten nur mittelbar auf Konsumenten umgelegt. Die EE-Erzeuger erhalten einen Zusatzerlös aus der Vermarktung von Grünstromzertifikaten. Stromvertriebsunternehmen, die einen Nachweis über den EE-Anteil des von ihnen vermarkteten Stroms führen müssen, werden Zertifikate erwerben. Mittel- bis langfristig müssen Stromvertriebsunternehmen den Wert der Grünstromzertifikate im Vertriebspreis weitergeben, um finanziell zu bestehen. Auf diesem Weg (und nicht über eine administrierte Umlage) werden die Preise für Grünstromzertifikate an Verbraucher überwälzt. In einem solchen System können EE-Investoren davon ausgehen, dass der Zertifikatpreis und der Strompreis gegenläufig reagieren, da die Gesamterlöse ausreichen müssen, um den Zubau von EE bis zum Erreichung des Mengenziels zu ermöglichen sie haben also einen Art impliziten Hedge. 45 Auch in einem Marktprämienmodell könnte ein Investor geneigt sein, abzuwarten, wenn er von künftig deutlich niedrigeren Investitionskosten ausgehen kann. Im Gegensatz zur Quote bestünde hierin ein Optionswert, da im Marktprämienmodell die Prämie zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung fixiert wird und für nicht wie im Quotenmodell für alle Anlagengeneration jährlich variiert wird. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

81 November 2012 Frontier Economics 73 Zunächst birgt das Quotenmodell die gleichen Vorteile wie das Marktprämienmodell im Hinblick auf die Höhe der Förderkosten: Technologieneutralität Analog zum Marktprämienmodell im vorangegangenen Kapitel ergibt sich der Hauptteil der Einsparung durch die Einführung einer technologieneutralen Förderung. Dies entspricht einem Effekt, der sich auch bereits im Modell mit festen, technologieneutralen Einspeisetarifen erzielen ließe. Vermarktungsverantwortung Diesen Effekt haben wir bereits unter Abschnitt 5.2 erläutert. Er dürfte quantitativ etwa dem Effekt bei Verwendung des Marktprämienmodells entsprechen. Bilanzverantwortung Durch die Übernahme der Bilanzverantwortung bestehen Anreize, die Prognosegenauigkeit zu erhöhen, bzw. stärker prognosekonform einzuspeisen. Wie für das Marktprämienmodell erläutert, rechnen wir allerdings langfristig nur mit einer geringfügigen materiellen Einsparung. In Summe ergäben sich so im Jahr 2022 Einsparungen von 0,67 c/kwh in der EE-Umlage bzw. 2,6 Mrd. bei den Nettoförderkosten, die denen des Marktprämienmodells entsprechen. 46 In dieser Kalkulation sind noch nicht enthalten, dass das Quotenmodell zusätzliche Vorteile aus einer verbesserten Koordination des allgemeinen Investitionsbedarfs in Kraftwerkskapazitäten (ob konventionell oder EE) und einer besseren Koordination des EE- und konventionellen Kraftwerkseinsatzes von Tag zu Tag ermöglicht. Die Diskussion um die Finanzierungskosten bei unterschiedlichen Fördermodellen, die wir in Abschnitt mit Bezug auf das Marktprämienmodell geführt haben, lässt sich analog auch auf einen Regimewechsel auf das Quotenmodell anwenden. Auch hier erachten wir es aus den bereits genannten Gründen für sinnvoll, keine Änderung der Finanzierungskosten zu modellieren. Es gelten die genannten Gründe (insb. Risiken verschwinden bei Regimewechsel nicht aus dem Gesamtsystem). 46 Die Äquivalenz der beiden Modelle hinsichtlich ihres Einsparungspotenzials ist eine Folge der vollkommenen Voraussicht und der exakten Parametrierbarkeit im Modell. In der realen Umsetzbarkeit der beiden Modelle bestehen jedoch Unterschiede, die im weiteren Verlauf näher erläutert werden. Bei der Aggregation werden die oben beschrieben Einzeleffekte zum Teil überlagert durch Mengeneffekte, die durch Veränderungen im EE-Mix hervorgerufen werden. Zudem werden Veränderungen in den Mitnahmeeffekten und den Einfluss des Zubaus auf die Wertigkeit je Technologie berücksichtigt. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

82 74 Frontier Economics November Stärken und Schwächen des Quotenmodells 47 Vorteile des Quotenmodells bestünden (im Vergleich zu einem Ansatz mit festen Einspeisetarifen) also insbesondere in (Tabelle 4): der Übertragung von Vermarktungsverantwortung (wie auch im Marktprämienmodell); der Übertragung von Bilanzverantwortung (wie auch im Marktprämienmodell); der Signalisierung des allgemeinen Zubaubedarfs im Strommarkt (jenseits des speziellen Zubaubedarfs an EE-Anlagen; wie auch im Marktprämienmodell 48 ). Dieser Aspekt wurde in unserer Modellierung nicht quantifiziert, ist aber ordnungspolitisch bedeutsam, da er eine engere Verzahnung von Investitionssignalen im konventionellen und im EE-Kraftwerkspark bedeutet; einer Konkurrenz unter EE-Projekten nicht nur innerhalb eines Investitionsjahres, sondern auch dynamisch über zukünftige Jahre. Dieser Vorteil kann im Marktprämienmodell nicht realisiert werden. Das Modell erlaubt zudem das Erschließen günstiger EE-Potentiale, wenn es technologieneutral ausgestaltet wird (eine Wirkung, die sich prinzipiell auch schon mit technologieneutralen Einspeisetarifen erreichen lässt). Das Regime hat allerdings auch verschiedene Schwächen: Stabilität des Förderregimes In einem Quotenmodell müssen den Investoren langfristige EE-Mengenziele vorgegeben werden, die sie für ihre Investitionsplanungen nutzen können. Bei Anlagenlebensdauern von 20 Jahren oder mehr müssen die Rahmenbedingungen für mindestens 20 Jahre über den Zeitpunkt der letzten Investition in diesem Regime hinaus definiert werden. Angesichts der anstehenden Diskussion auf EU-Ebene über die Zukunft der EE-Förderung in Europa ist es für die nationale Politik schwierig, diese langfristig verlässlichen Rahmenbedingungen glaubhaft zu schaffen. Allein mögliche Zweifel am Fortbestand des Systems können den EE-Ausbau bremsen und damit die Zertifkatpreise hochtreiben. 47 Eine Diskussion des Quotenmodells findet sich auch bei RWI (2012), Monopolkommission (2011) und Haucap und Kühling (2012). 48 Im Quotenmodell sinkt der Quotenpreis auf null, wenn das langfristige EE-Mengenziel erreicht wird. In einer solchen Situation stehen EE in direkter Konkurrenz zu konventionellen Kraftwerksneubauten. Im Marktprämienmodell hingegen würde bei einer positiven Prämie die Zubauentscheidung zu Gunsten von EE verzerrt, auch wenn das EE-Mengenziel bereits erreicht wurde. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

83 November 2012 Frontier Economics 75 Praktische Ausgestaltungsfragen Der Wechsel vom derzeitigen festen Einspeisetarif hin zu einem Quotenmodell würde einen grundsätzlichen Strukturbruch bei der EE-Förderung in Deutschland bedeuten. Neue Instanzen und Prozesse müssten entwickelt werden. Z.B. müsste eine Art DEHST für Grünstromzertifikate etabliert werden, die die Konten der Verpflichteten verwaltet. Da das alte EEG für Bestandsanlagen noch weiterlaufen würde, würden also zwei Parallelsysteme etabliert werden. Tabelle 4. Quotenmodell Stärken und Schwächen Effektivität Umsetzbarkeit Risikoverteilung Effizienz Verteilungsaspekte* Stärken Bei richtiger Ausgestaltung ist Modell effektiv Mengensteuerung schützt vor Kostenexplosion bzw. Zielverfehlung Preise/Fördersätze müssen nicht administrativ bestimmt werden (sondern im Markt) Durch Hedge (Quoten- /Strompreis) werden Preisrisiken gedämpft Geringes Risiko für Verbraucher Auch EE-Investoren reagieren auf Kapazitätsknappheit im Strommarkt EE Investition reagiert zusätzlich auf Erreichung der EE-Ziele Anreiz zur Investition in Technologien und Standorte die eher prognosetreu und bedarfsgerecht einspeisen Modell so zu kalibrierbar, dass Vorteil aus Kosteneffizienz Mitnahmeeffekte überkompensiert (wie bei FIT) Schwächen Verwässerung der Zielerreichung im Fall von Banding und Buy-out Politische Risiken bei Zielfestlegung Administrative Kosten durch Umstellung des Systems Ggf. administrative Entscheidungen über Banding, Buy-out etc. Tendenziell höheres Risiko bei Investor als beim FIT Keine Anreize für netztopologisch gute Standortwahl (wie auch bei FIT und Prämienmodell) Risiko von Mitnahmeeffekten bei geringer Technologiedifferenzierung (analog zu Risiko bei FIT) * Weitere Maßnahmen hierzu diskutieren wir in Abschnitt 6. Quelle: Frontier Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

84 76 Frontier Economics November Fazit zu Marktprämien und Quotenmodell An dieser Stelle kann ein erstes Fazit zum Modellvergleich gezogen werden. Nach rein analytischen Überlegungen ist das Quotenmodell überlegen Unsere verschiedenen konzeptionellen Abwägungen zeigen, dass das Quotenmodell zumindest theoretisch den anderen Modellen überlegen ist (Abbildung 20). Mit diesem Modell lassen sich verschiedene Defizite im aktuellen Regime beheben: Durch die Übertragung der Vermarktungsverantwortung erfolgt eine bessere Integration der EE in den Strommarkt - und zwar sowohl kurzfristig im Hinblick auf den Kraftwerksabruf, als auch langfristig im Hinblick auf gleichlaufende Investitionssignale für EE und konventionelle Kapazitäten. Moderate, weitere Vorteile ergeben sich auch durch Übertragung der Bilanzverantwortung. Hinsichtlich der Feinabstimmung des EE-Ausbaus ergeben sich weitere Vorteile Beim Quotenmodell reagieren die Förderzulagen auf den Grad der Erreichung des EE-Ausbauziels. Zudem konkurrieren beim Quotenmodell auch unterschiedliche Generationen von EE-Projekten untereinander. EE-Investoren können davon ausgehen, dass Zertifikatpreis und Strompreis gegenläufig reagieren sie haben also einen Art impliziten Hedge. 49 Beim Marktprämienmodell müssen demgegenüber bestimmte Abstriche hinsichtlich der Effizienz gemacht werden. Dort erzielt man zwar die gleichen Vorteile aus der Übertragung der Vermarktungsverantwortung wie beim Quotenmodell. Zudem könnte man bei entsprechender Ausgestaltung die Höhe der Förderprämien von neuen Anlagengenerationen von der bisherigen Erreichung der EE-Ziele abhängig machen. Allerdings ist bei diesem Modell kein dynamischer Wettbewerb zwischen Kraftwerksgenerationen möglich. Vielmehr ist für jedes Jahr die Förderprämie administrativ für neue EE-Anlagen festzulegen. 49 Wie die derzeitigen Diskussionen um den EU ETS und mögliche Eingriffe durch die Politik zeigen, ist auch das politische Risiko im Falle einer Mengensteuerung nicht zu unterschätzen. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

85 November 2012 Frontier Economics 77 Abbildung 20. Schematischer Modellvergleich von Einspeisetarif, Marktprämie und Quotenmodell Vermarktungsverantwortung Reaktion EE auf Optimierung EE-Ausbau Reaktion EE-Förderumlage auf Langfristige Preissignale tägliche Preissignale beim Einsatz untertägige Schwankungen (Bilanzverantwortung) Anpassung von EE-Förderumlage an EE- Zubau (ex-post) Dynamik bei EE- Technologien System Wirkung Effiziente Investitionen Bedarfsgerechte Einspeisung Anreize zu höherer Prognosegüte Erreichung EE- Ziel im betreffenden Jahr Antizipation zukünftiger Kostenentwicklungen EEG (technologieneutral) Fixe Marktprämie Theoretisch möglich, aber nicht systemlogisch Optional, je nach Ausgestaltung Optional, je nach Ausgestaltung Quote Quelle: Frontier Großteil der Vorteile lässt sich alleine durch Wechsel auf technologieneutrale Förderung erzielen auch schon im Modell mit Einspeisetarifen Der materiell bedeutendste Reformschritt wäre die Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung. Dieser Reformschritt lässt sich schon innerhalb eines Regimes mit festen Einspeisetarifen gehen (Abbildung 21): Durch die in Abschnitt 4 diskutierten Sofortmaßnahmen inkl. der Umstellung auf eine technologieneutralen Förderung ließe sich im Jahr 2022 die EEG-Umlage um 0,58 c/kwh senken. Zusätzlich hierzu ließe sich durch die Übertragung der Vermarktungsverantwortung nur eine vergleichsweise kleiner Senkung der Förderumlage erreichen Für sich genommen macht der Effekt der Vermarktungsverantwortung eine Einsparung bei der EE- Umlage von 0,12 c/kwh an nicht-privilegiertem Stromverbrauch aus. Wie bereits in Abschnitt diskutiert, macht der Vorteil der Übertragung der Bilanzverantwortung für sich genommen 0,03 c/kwh an nicht-privilegiertem Stromverbrauch aus. Allerdings wirken beide Effekte nicht additiv zum Effekt der Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung, sondern überlagern sich teilweise. Der in Abbildung 21 dargestellte aggregierte Effekt aus Direktvermarktung beträgt 0,09 c/kwh und ist somit geringer als die Summe der Einzeleffekte, die zuvor dargestellt wurden. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

86 78 Frontier Economics November 2012 Erwägt man separat eine begrenzte Förderung von Offshore-Wind zu höheren spezifischen Fördersätzen, käme es wieder zu einem leichten Anstieg der Förderumlage. 51 Die Option der separaten Förderung von Offshore-Wind diskutieren wir noch im nächsten Unterabschnitt (Abschnitt 5.6) Als Gesamteffekt des Wechsels vom EEG 2012 auf ein Regime mit technologieneutraler Marktprämie ergäben sich so Einsparungen in der EE- Umlage von 0,67 c/kwh, bzw. 2,6 Mrd.. bei den Nettoförderkosten im Jahr Der inkrementelle Kostensenkungsbeitrag zusätzlich zum Vorteil aus technologieneutraler Förderung - beträgt also 0,09 c/kwh. Diese werden durch Mitnahmeeffekte und Veränderungen der Wertigkeiten sowie Mengeneffekten überlagert werden. 51 Im in Abbildung 21 dargestellten Beispiel sind wir von einer separaten Prämie für Offshore-Wind in Höhe von 50 /MWh (real 2010) ausgegangen. Dies resultiert in einem Zubau von 10GW Offshore-Wind bis 2022, der ohne die Sonderförderung nicht realisiert würde. 52 Die oben beschriebenen Einzeleffekte werden in der Berechnung des Gesamteffekts zum Teil überlagert durch Mengeneffekte überlagert, die durch Veränderungen im EE-Mix hervorgerufen werden. Zudem werden Veränderungen in den Mitnahmeeffekten und den Einfluss des Zubaus auf die Wertigkeit je Technologie berücksichtigt. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

87 Förderumlage in c/kwh nichtprivilegierter Letztverbrauch November 2012 Frontier Economics 79 Abbildung 21. EEG-Umlage (für Bestands- und Neuanlagen) mit Marktprämien- und Quotenmodell 2013, Anstieg im Vergleich zum Quotenmodell ohne separate Offshore-Förderung Liquiditätsreserve + Übertrag aus 2012 EEG-Umlage 2013 Beibehaltung Status quo Quotenmodell Sofortmaßnahmen Marktprämienmodell Quoten-modell mit separater Offshore Förderung 1.09 Minimale Umlage aller Regime Anmerkung: Die Liquiditätsreserve (für das Jahr 2013) wurde nur aus Gründen der Vergleichbarkeit dargestellt, Hierdurch lässt sich illustrieren, welche EEG-Umlage resultieren würde, wenn sich ein ähnlicher Aufholeffekt, wie er für das Jahr 2013 beobachtet wird, im Jahr 2022 wiederholte. Im einfacheren Vergleich sollte die Kernumlage des Jahres 2013 (4,19 c/kwh) mit der prognostizierten Kernumlage für das Jahr 2022 (5,93 c/kwh ohne Reformen bzw. 5,26 c/kwh mit Reform des EEG) vergleichen werden. Quelle: Frontier Es sei hier allerdings nochmals erwähnt, dass in dieser Betrachtung wichtige weitere Vorteile der Modelle mit Direktvermarktung noch nicht quantitativ bewertet sind, insb. die Vorteile aus verbessertem Kraftwerkseinsatz und aus abgestimmten Investitionssignalen an konventionelle und EE-Projekte. Marktprämien- und Quotenmodell reagieren sehr unterschiedlich auf unerwartete Änderungen der Technologiekosten Entwickeln sich die tatsächlichen Technologiekosten anders als von Politik und Verordnungsgeber erwartet, so wirkt sich das im Marktprämien- und im Quotenmodell sehr unterschiedlich aus. Dabei sind unterschiedliche Effekte zu beachten: ein Mengeneffekt, ein Kosten- bzw. Preiseffekt. Bei den Modellen mit Preislenkung (also Marktprämienmodell und Einspeisetarifmodell) sind die Wirkungen wie folgt: Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

88 80 Frontier Economics November 2012 Mengeneffekt Bei unerwartet sinkenden Technologiekosten dürften mehr Investitionsprojekte rentabel werden, so dass mehr EE-Kapazität errichtet wird als ursprünglich prognostiziert. Damit wäre auch eine größere EE- Menge zu fördern. Preiseffekt Da die Fördersätze a priori festgesetzt sind, ändern sich bei einer unerwarteten Kostensenkung bei den Technologien die Fördersätze zunächst nicht. Damit dominiert beim Marktprämienmodell zumindest kurzfristig der Mengeneffekt. Gleichzeitig würden bei unerwartet sinkenden Technologiekosten die Nettoförderkosten und die Umlage zur EE- Förderung ansteigen. Allerdings enthielte die Stromerzeugung dann insgesamt auch einen höheren EE-Anteil als erwartet. Zwar könnten in Folge der Erfahrung stärker sinkender Kosten die Fördersätze für neue Anlagen gesenkt werden. Allerdings ließen sich damit hohe Renditen und Mitnahmeeffekte bei der Technologiegeneration, die durch Kostensenkung überrascht hat, nicht vermeiden. Anders verhält es sich beim Quotenmodell (Mengensteuerung). Bei diesem Modell ist die EE-Strommenge per Quote vorbestimmt. Hier würde bei einer unerwarteten Kostensenkung der Wettbewerb intensiviert, und die Preise für Grünstromzertifikate würden sinken. Mithin würde bei einer unerwarteten Kostensenkung im Marktprämienmodel (und im Einspeisetarifmodell) die Förderumlage steigen, während sie im Quotenmodell was auch intuitiv ist sinken würde. Die Entwicklung der Förderumlage verhält sich im Quotenmodell also ökonomisch intuitiver als im Marktprämienmodell. Das liegt daran, dass es dem Quotenmodell immanent ist, dass die implizite Förderprämie über Marktmechanismen bestimmt wird, während sie im konventionellen Marktprämienmodell administrativ festgelegt wird. Aus ordnungspolitischer Sicht ist dies ein klarer Vorzug des Quotenmodells. 53 Marktprämienmodell ist unter praktischen Aspekten einfacher umzusetzen Auch wenn das Quotenmodell theoretische Vorteile aufweist, ist es in der Praxis mit erheblichen Herausforderungen bei der (kurzfristigen, nationalen) Implementierung verbunden, insbesondere: 53 Andererseits regt dies auch Überlegungen an, wie man die Höhe einer Marktprämie ggf. stärker marktbezogen ermitteln kann. Das diskutieren wir eingehender in Abschnitt 6. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

89 November 2012 Frontier Economics 81 Schaffung eines Marktrahmens, der von Anfang an die Voraussetzungen für liquiden Zertifikathandel erlaubt. Dauerhafte Verlässlichkeit des Rahmens nicht nur für aktuelle Anlagengenerationen, sondern auch für die zukünftigen (Verlässlichkeit des Regimes bis zu 20 Jahre nach der letzten EE-Investition). Ansonsten lässt sich kein stabiler Handelsmarkt aufbauen. Vor diesem Hintergrund haben wir Zweifel, ob sich ein dauerhaft stabiles Quotenregime zumindest im nationalen Alleingang implementieren lässt. Andererseits wäre das Modell für eine mögliche europaweit koordinierte Förderung denkbar. Bis dahin dürfte ein Marktprämienansatz praktikabler sein. 5.6 Auktionsmodell (für Großprojekte) Kontext - Separater Förderansatz für Offshore- Wind? Eine technologieneutrale EE-Förderung würde neben den vielen Vorteilen der Kostensenkung dazu führen, dass das genutzte EE-Technologieportfolio schmaler würde, da heute vergleichsweise teure Technologien wie Offshore- Wind von den Investoren nicht mehr umgesetzt werden könnten. Im Hinblick auf die Zukunft von Offshore-Wind wäre allerdings zu bedenken: Langfristig wird Offshore-Wind für das Erreichen nationaler EE- Langfristziele (von über 65% bis zum Jahr 2040) aufgrund begrenzter Potentiale für Standorte anderer Technologien wohl benötigt werden; Stromerzeugung mit Offshore-Wind für Standorte mit den geologischen bzw. umweltpolitischen Standortspezifika Deutschlands (große Entfernung der Windparks von der Küste notwendig) ist eine vergleichsweise neue Technologie, die voraussichtlich noch ein signifikantes Kostensenkungspotenzial aufweist. Wegen der deutschen Spezifika ist zudem kaum mit Lernkurveneffekten bzw. der Realisierung von Kostensenkungspotenzialen aus anderen internationalen Projekten zu rechnen. Z.B. weist das IWES Fraunhofer Institut 54 für deutsche Offshore-Windanlagen eine durchschnittliche Wassertiefe von 28m (und eine durchschnittliche Küstenentfernung von 51km) aus, während im europäischen Durchschnitt die Anlagen in einer Wassertiefe von 14,5m (bei einer Küstenentfernung von 28km) stehen. Die DENA 55 weist zahlreiche der in Deutschland noch zu errichtenden Offshore 54 www_reisi_page_new.show_page?page_nr=423&lang=de Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

90 82 Frontier Economics November 2012 Windparks in einer noch größeren Wassertiefe von bis zu 40m aus. Die Verankerung und Wartung der Anlagen wirft unter diesen extremen Bedingungen besondere Herausforderungen auf; und derzeit sind schon viele Offshore-Parks in der Planungsphase die Entwicklungskosten für die Investoren wären bei einem abrupten Regimewechsel verloren. Dies könnte langfristig das Vertrauen der EE- Investitionen in den Wirtschaftsstandort Deutschland schwächen. Eine limitierte, kostenbewusste und separate Förderung von Offshore-Wind in Deutschland könnte daher auch weiterhin politisch gewünscht sein. Neben den oben beschriebenen Ansätzen über eine separate Einspeisevergütung oder eine Offshore-Prämie könnte dies auch über einen Ausschreibungswettbewerb ( Auktion ) erfolgen. Ziel einer solchen Auktion könnte es sein, über einen Bietmechanismus jeweils die günstigsten Investitionsprojekte zu identifizieren und priorisiert und kostengünstig zu fördern. Bietparameter könnte die vom Investor geforderte Einspeisevergütung oder Marktprämie sein Definition des Auktionsmodells Ein Fördermodell, in dem der Fördersatz über eine Einkaufsauktion bestimmt wird, kann auf verschiedene Arten ausgestaltet werden (Tabelle 5): Vermarktungspflicht beim ÜNB In diesem Fall wäre über einen Auktionsmechanismus zu bestimmen, zu welchem Einspeisetarif der EE- Investor bereit wäre, ein Projekt anzuschließen. Im Wettbewerb würden die Investoren den Zuschlag erhalten, die bereit sind, zu den geringsten Einspeisetarifen einzuspeisen. Ein alternatives Design, bei dem die Investoren um eine möglichst niedrige Kapazitätsprämie konkurrieren und der ÜNB dann die Vermarktungspflicht hätte, ist nicht sinnvoll. Hier ergäbe sich nämlich ein Interessenkonflikt für den Investor, der nach erhaltener Kapazitätszahlung keinen Anreiz mehr hätte, dass die Anlage mit hoher Zuverlässigkeit betrieben wird. 56 Vermarktungspflicht beim EE-Investor In diesem Fall wäre über einen Auktionsmechanismus z.b. zu bestimmen, zu welcher Marktprämie der EE-Investor bereit wäre, ein Projekt anzuschließen. Im Wettbewerb würden die Investoren den Zuschlag erhalten, die bereit sind, zu den geringsten Marktprämien einzuspeisen. Ein alternatives Design, bei dem die Investoren um eine möglichst niedrige Kapazitätsprämie konkurrieren und die Vermarktungspflicht beim EE-Investor läge, wäre auch denkbar. Der 56 Dem könnte man allenfalls begegnen, indem dem Investor zusätzlich zur Kapazitätszahlung noch ein Erzeugungsabhängiger Preis gezahlt würde. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

91 November 2012 Frontier Economics 83 Anreiz, Direktvermarktungserlöse zu realisieren dürfte Investoren dazu anhalten, eine hohe Auslastung ihrer Anlagen zu realisieren. Daneben ist bei der Ausgestaltung eines Auktionsmodells eine Reihe weiterer Designentscheidungen zu treffen. Wir fokussieren dabei zunächst auf jene Dimensionen, die auch für die bereits diskutierten Fördermodelle zu bestimmen wären: Technologiedifferenzierung Es ist zu bestimmen, welche Technologien im Rahmen einer Auktion zugelassen sind. Förderdauer Ferner ist zu bestimmen, für welche Dauer [Jahre] die Förderung gewährt wird. Zudem sind einige, für Auktionen spezifische Festlegungen zu treffen: Präqualifikation Welche Bedingungen müssen Investoren im Vorfeld nachweisen, wenn sie sich am Auktionsprozess beteiligen wollen? Pönale bei Nichterfüllung Welche Regelung soll greifen, wenn Investoren der Investitionszusage nicht nachkommen? In frühen Auktionsmechanismen für EE in Großbritannien betrachteten die Bieter einen gewonnen Vertrag als eine kostenlose Option, eine Vergütung zu erhalten, falls man ein Kraftwerk errichtet. In der Folge wurden nur wenige Projekte realisiert. Inzwischen müssen in Auktionsverfahren oft Sicherheiten hinterlegt werden, die verloren gehen, wenn ein Projekt nicht realisiert wird. Dies sichert, dass seriöse Bieter an Auktionsverfahren teilnehmen. Allerdings werden sie in ihr Gebot auch das Risiko einkalkulieren, dass sie ein Projekt am Ende nicht realisieren werden und ihre Einlage verloren geht. Damit dürften auch die geforderten Förderprämien steigen. Möglichkeit von Zusatzangeboten Ferner ist zu entscheiden, ob man auch Zusatzangebote zulassen will, bei denen Investoren weitere als die ausgeschrieben Leistungen anbieten (z.b. eine bestimmte gesicherte Leistung). Einerseits könnte dies zum Angebot innovativer Leistungen führen, andererseits würde der Auswahlprozess verkompliziert und weniger transparent. Single/Multi Site Zudem ist zu entscheiden, ob Investoren EE-Erzeuger von einem Netzknoten aus anbieten müssen, oder ob sie ein Portfolio anbieten dürfen. Da in Deutschland bereits heute die Genehmigungen zur Errichtung und Betrieb von Offshore-Windanlagen an einer Vielzahl der Wind-Offshore Standorte vergeben sind, wäre nur eine Multi-Site-Auktion sinnvoll. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

92 84 Frontier Economics November 2012 Auktionsdesign Zudem ist zu bestimmen, wie der Bietprozess ablaufen soll. Denkbare Modelle wären: Uniform Price (alle siegreichen Bieter erhalten die gleiche Vergütung) vs. Pay-as-Bid (jeder Bieter erhält die von ihm gebotene Vergütung); First Price -Auktion (der Marktpreis wird anhand des Gebots des teuersten siegreichen Bieters bestimmt) vs. Second Price -Auktion (der Marktpreis wird anhand des Gebots des nächst teureren Bieters bestimmt); Ascending Clock (Gebote werden in aufsteigender Reihenfolge in einer offenen Auktion ausgerufen) vs. Descending Clock (der Auktionator ruft in einer offenen Auktion Kaufpreise in absteigender Reihenfolge aus und Bieter signalisieren, bei welchem niedrigen Preis sie aussteigen) vs. Sealed Bid (Bieter geben ein geheimes Angebot ab). Zuschlagskriterium Es ist zu bestimmen, anhand welcher Parameter siegreiche Gebote ausgewählt werden. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

93 November 2012 Frontier Economics 85 Tabelle 5. Stellschrauben im Auktionsmodell Stellschraube Form der Vergütung - Marktprämie Variation der Förderung (Optionen) Dauer der Förderung Auktionspreis (Erzeuger bieten auf Ausschreibung, die günstigsten Anbieter erhalten den Zuschlag) Langfristig fixiert, auf Basis erfolgreicher Gebote Fixiert in Anzahl von Jahren ab Inbetriebnahmejahr (danach z.b. Direktvermarktung) Technologiedifferenzierung Vermarktung Bilanzverantwortung Abhängig von Spezifikation der Ausschreibung Kann an Auktionsgewinner übertragen werden je nachdem, ob Vergütung via Prämie oder Fixpreis erfolgt, die vorab durch Auktion bestimmt worden sind Bilanzierung und Ausgleichsenergierisiko kann an EE-Erzeuger übergeben werden (erhöht allerdings ceteris paribus auch Prämie/Angebotspreis) Weitere Überlegungen zur Konkretisierung Präqualifikation Pönale bei Nichterfüllung Möglichkeit von Zusatzangeboten Single/Multi site Bietparameter Auktionsdesign Zuschlagskriterium Quelle: Frontier Verringert Risiko späterer Disqualifikation, reduziert aber ggf. den Wettbewerb Gewinn der Auktion stellt eine kostenlose Option für den Investor dar. Durch Pönale/Sicherheiten Gewährleistung, dass nur ernstgemeinte Angebote abgegeben werden Hierüber möglich, dass Investoren Verbesserungsvorschläge machen, allerdings wird Auswahl komplexer (eher problematisch) Da in Deutschland eine Vielzahl der Wind-Offshore Gebiete (Claims) bereits vergeben sind, wäre nur eine Multi Site Auktion sinnvoll Investitionszuschuss oder Einspeisevergütung oder Marktprämie Uniform price vs pay-as-bid First vs Second price Auktion Ascending vs Descending clock vs sealed bid Preis oder mehrere Kriterien Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

94 86 Frontier Economics November Stärken und Schwächen des Auktionsmodells Ein Vorteil von klar definierten Auktionen wäre u.a. die kontrollierte Förderung bestimmter Kapazitäten, welche die Verbraucher vor Kostenexplosionen schützt. Zudem bestünde so die Möglichkeit, den Offshore-Windausbau mit dem nationalen und internationalen Netzausbau besser zu koordinieren. Auktionsmodelle sind aufgrund hoher Transaktionskosten v.a. für Großprojekte mit wenigen, sophistizierten Bietern geeignet (z.b. Offshore-Wind), aber nicht für Situationen mit vielen kleinen Anbietern (z.b. Aufdach-PV). Wie schon angesprochen, stellt die unter Umständen mangelnde Effektivität des Mechanismus eine mögliche Schwäche dar. Dies gilt selbst, wenn Investoren über von ihnen hinterlegte Sicherheiten (die bei Nicht-realisierung verloren werden) einen Anreiz haben sollen, Projekte zu realisieren. Bei der detaillierten Ausgestaltung der Auktionsregeln ist darauf zu achten, dass ein ausreichender Bieterwettbewerb gewährleistet ist und die Förderkosten in ihrer Höhe begrenzt werden. Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

95 November 2012 Frontier Economics 87 Tabelle 6. Auktionsmodell Stärken und Schwächen Effektivität Umsetzbarkeit Risikoverteilung Effizienz Verteilungsaspekte Quelle: Frontier Stärken Mengensteuerung Effektivität kann durch Errichtungsverpflichtung bei Zuschlag erreicht werden Investor trägt im Wesentlichen das Risiko, seine eigenen Kosten richtig einzuschätzen Möglichkeit, Informationen über die Kosten (Einschätzung) von Technologien zu erhalten, mit denen noch wenige Erfahrungen vorliegen (z.b. Offshore-Wind) Vergleichsweise günstige Möglichkeit der Beschaffung bei unbekannten Technologiekosten Schwächen Teilweise werden Anlagen nicht errichtet Ohne Verpflichtung bedeutet Zuschlag in Auktion für Erzeuger zunächst nur Option zu investieren und noch keine Pflicht Ausgestaltung der Auktion ist komplex, insb. wenn dem Gewinner Pflicht zur Durchführung eines Projektes übertragen werden soll Möglichkeit, dass Projekte nicht errichtet werden ( winners curse ), daher hohe Ungewissheit über EE-Zubau Verpflichtung, Projekte auch bei sehr hohen Gebotspreisen zu vergeben (wenn Errichtungsverpflichtung besteht) Je nach Zahlungsregel (z.b. pay as bid) unterschiedliche Förderung für jeden Windpark Weitergehende Reformoptionen für das Vergütungsmodell

96

97 November 2012 Frontier Economics 89 6 Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland Im vorhergehenden Abschnitt 5 haben wir zum aktuellen EEG alternative Modelle zur Förderung Erneuerbarer Energien identifiziert und grundsätzlich verglichen. Als Modelle mit Optimierungspotenzial gegenüber den aktuellen Regelungen haben wir diskutiert: Modelle für die Förderung in der Fläche, d.h. ein Marktprämienmodell (Abschnitt 6.2); oder ein Quotenmodell (Abschnitt 6.3); separate Auktionen für Offshore-Wind (Abschnitt 6.4). In diesem Kapitel fassen wir zunächst die zuvor gewonnenen wesentlichen Erkenntnisse zur grundsätzlichen Ausgestaltung dieser Alternativmodelle zusammen (Abschnitt 6.1). Im Anschluss daran thematisieren wir weitere detailliertere Ausgestaltungsoptionen, welche bei einer Modellimplementierung in der Praxis bestimmt werden müssten (Abschnitte ). 6.1 Zusammenfassung grundsätzlicher Leitlinien Im Folgenden geben wir kurz die grundsätzlichen Leitlinien für die als sinnvoll identifizierten alternativen Fördermodelle wider Verpflichtende Direktvermarktung In allen drei hier diskutierten EE-Fördermodellen unterliegen die EE-Erzeuger einer Direktvermarktungspflicht. Es gäbe dabei anders als in der Direktvermarktungsoption nach derzeitigem EEG keine Rückfalloption in einen garantierten Einspeisetarif. Zusätzlich zu den Erlösen aus dem Stromverkauf erhielten die EE-Erzeuger Erlöse durch: eine Marktprämie (im Marktprämienmodell); den Verkauf von Grünstromzertifikaten (im Quotenmodell); oder Erlöse aus der Auktion (im Fall der Wind-Offshore-Auktionen). Erhoffte Wirkungen der verpflichtenden Direktvermarktung wären: effiziente Investitionsentscheidungen (Wann?, Wie viel?, Wo?), wobei die Wirkungen stark von der Ausgestaltung der zusätzlichen Fördererlöse abhängen (siehe Abschnitte ); Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

98 90 Frontier Economics November 2012 eine bedarfsgerechtere Einspeisung, d.h. eine Anpassung der Produktion an die jeweils aktuelle Nachfrage (bzw. die Strompreise) Bilanzverantwortung Die Vermarktungspflicht wird sinnvollerweise mit der Übertragung der Bilanzverantwortlichkeit auf den EE-Erzeuger verknüpft. D.h. der EE-Erzeuger ist verpflichtet, sein Erzeugungsprofil einen Tag im Voraus zu prognostizieren und sich in Echtzeit an sein Prognoseprofil zu halten. Mit der Übertragung der Bilanzverantwortlichkeit hätten damit alle Erzeuger inkl. EE-Erzeuger einen Anreiz, genaue Erzeugungsprognosen abzugeben und möglichst prognosetreu einzuspeisen. Die Risiken für den einzelnen EE-Erzeuger würden sich hierdurch allerdings erhöhen. Um dieses Risiko zu mindern, könnten sich, genau wie dies konventionellen Erzeugern und Stromhändlern heute in Deutschland schon möglich ist, EE-Erzeuger einem größeren Bilanzkreis anschließen, so dass sie nicht individuell ihre Bilanz einhalten müssten, sondern Durchmischungsvorteile in größeren Bilanzkreisen nutzen können. Von diesen Vorteilen würden auch die einzelnen EE-Erzeuger profitieren Technologieneutrale Förderung Die vorherigen Analysen zeigen, dass eine kosteneffiziente Förderung Erneuerbarer Energien grundsätzlich technologieneutral erfolgen sollte. Den Mitnahmeeffekten eines einheitlichen Fördersatzes (bzw. Förderprämie bzw. Grünstromzertifikatspreises) für günstige Technologien an günstigen Standorten (z.b. Onshore-Wind an der Küste) stehen Einsparungen aus dem Verzicht der Förderung teurer Technologien gegenüber. Der Nettoeffekt der Technologieneutralität für die Nettoförderkosten (und damit für die EEG- Umlage) ist dabei in unseren Rechnungen negativ, d.h. Technologieneutralität führt im Basisfall zu einer gegenüber Technologiespezifität sinkenden Umlage der Förderkosten auf den Stromverbrauch. Aus zwei Gründen kann ein Abweichen von diesem allgemein gültigen Rational sinnvoll sein: Begrenzung Mitnahmeeffekte Um die Mitnahmeeffekte für EE- Anlagen günstiger Technologien an guten Standorten zu begrenzen, können Mechanismen wie eine Besteuerung von Übergewinnen oder die Einführung von asymmetrischen Referenzwertverfahren eingeführt werden. Wichtig ist dabei jedoch, dass es dadurch nicht zu Verzerrungen durch ineffiziente Investitionsentscheidungen zu Gunsten von kostenintensiveren Anlagen und zu Ungunsten von kostengünstigeren Anlagen kommt. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

99 November 2012 Frontier Economics 91 Internalisierung externer Lernkurveneffekte Für Technologien, für die mit ausreichender Sicherheit von zukünftigen Lernkurveneffekten auszugehen ist, welche ohne den durch Förderung in Deutschland implizierten Ausbau nicht realisiert werden, kann eine technologiespezifische Förderung effizient sein. Von derartigen Lernkurven-Spillovers ist derzeit allenfalls im Fall von Offshore-Wind auszugehen. 57 Daher diskutieren wir die Organisation von Auktionen insbesondere für Offshore-Wind-Anlagen (siehe Kapitel 6.4). 6.2 Marktprämienmodell für die Förderung in der Fläche Grundsätzliche Ausgestaltung Beim Marktprämienmodell erhalten die EE-Erzeuger zusätzlich zu Strommarkterlösen eine Marktprämie, welche z.b. über die ÜNB ausgezahlt werden. Die damit verbundenen Kosten könnten auf andere Netzbetreiber und letztlich Endverbraucher weitergewälzt werden. Ein Marktprämienmodell ist derzeit bereits im EEG vorgesehen ( 33g Abs.1). Das hier vorgeschlagene Marktprämienmodell weicht jedoch dadurch fundamental vom EEG- Marktprämienmodell ab, weil in dem von uns vorgeschlagenen Modell die Marktprämie technologieneutral festgelegt würde (d.h. die gleiche Prämie z.b. für Onshore-Wind wie für PV gelten würde); und die Direktvermarktung verpflichtend wäre (d.h. keine Rückfalloption in einen garantierten Einspeisetarif und keine Möglichkeit zur Förderung über ein Grünstromprivileg bestünde). Zudem gibt es neben dem im aktuellen EEG gewählten Mechanismus verschiedene denkbare Wege zur Bestimmung der Höhe der Marktprämie. Die Kalkulation der Marktprämie sowie die Festlegung ihrer Entwicklung im dynamischen Kontext haben erhebliche Auswirkungen auf die Effektivität der EE-Förderung und die Effizienz bezüglich Investitionsentscheidungen. Aus diesem Grund werden diese zentralen Herausforderungen bei der Implementierung eines Marktprämienmodells im Folgenden weiter erörtert. 57 Ursache ist, dass es sich wegen der spezifischen Standortbedingungen in Deutschland (Offshore- Windparks sind wegen geologischer und umweltpolitischer Gegebenheiten in großer Entfernung von der Küste zu errichten) um eine Technologie in der Frühphase der Entwicklung handelt, für die zudem kaum Lernkurveneffekte aus internationalen Erfahrungen zu erwarten sind. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

100 92 Frontier Economics November Kalkulation der Marktprämie Wie erläutert, besteht eine zentrale Herausforderung bei der Ausgestaltung des Marktprämienmodells darin, die Höhe und Entwicklung der Marktprämie festzulegen. Es sind dabei grundsätzlich zwei Ansätze denkbar: Administrative Festlegung Dabei würde ein Basiswert der Marktprämie für Neuanlagen für mehrere Jahre administrativ fixiert und könnte dynamisch durch einen Korrekturmechanismus in Abhängigkeit der Erreichung der EE-Ausbauziele ergänzt werden ( atmender Deckel, siehe Abschnitt 4.3). Festlegung in Auktion Dabei würde die Marktprämie für in einem zu definierenden Zeitraum zugebaute Neuanlagen in einem Auktionsverfahren bestimmt. Dazu müssten die je Zeitraum auszuschreibenden EE-Mengen sowie der Transformationsmechanismus der Auktionsergebnisse auf Kleinanlagen (welche an der Auktion aus Transaktionskostengründen kaum teilnehmen können) administrativ bestimmt werden. Die Förderhöhe würde sich dabei in der Auktion ergeben. Administrative Bestimmung der Marktprämie Eine administrative Bestimmung der Marktprämie entspricht analog zum derzeitigen Vorgehen bei Einspeisevergütung und Marktprämienmodell im EEG der Logik eines preisgesteuerten Fördermechanismus. Da ein rein preisgesteuerter Mechanismus allerdings einerseits zur Untererfüllung der EE- Ziele oder andererseits wie die jüngsten Erfahrungen mit dem EEG zeigen zu erheblichen Überförderungen führen kann (wenn die Administration die Lerneffekte bei EE-Technologien nicht genau antizipiert), wird auch ein zielgerichtetes und effizientes Marktprämienmodell mengensteuernde Elemente enthalten ( atmender Deckel ). Zunächst gilt es, einen Basiswert für die Marktprämie zu bestimmen, der darauf abzielt, welche Zulage auf EE-Anlagen ggü. konventionellen Kraftwerksprojekten zu zahlen wäre, so dass ihr Ausbau im Einklang steht mit dem allgemeinen Zubaubedarf an Kraftwerken und dem angestrebten EE-Ziel. Zur administrativen Bestimmung des Basiswertes sind dabei u.a. folgende zwei Ansätze denkbar: Vollkosten der EE-Grenztechnologie abzgl. aktuellem Strompreis Bei diesem Ansatz müssten die Vollkosten der Technologie geschätzt werden, die zur Erreichung der EE-Ausbauziele (z.b. innerhalb der nächsten Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

101 November 2012 Frontier Economics 93 5 Jahre) gerade noch benötigt werden. 58,59 Von diesen wäre der für die EE- Anlagen zu erwartende realisierbare Strompreis abzuziehen. Konzeptionell sollte hierbei auf einen langfristig gleichgewichtigen Strompreis abgestellt werden, bei dem die Vollkosten konventioneller Kraftwerke gedeckt werden. Aus praktischen Gründen könnte man z.b. auf den Base-Forward für die kommenden Lieferjahre (korrigiert um die Wertigkeit des Stroms der Grenztechnologie) zurückgreifen. Würde man hingegen auf einen aktuellen, z.b. niedrigen Strompreis abstellen, würde man heute eine hohe Marktprämie ermitteln, die dann bei Anstieg des Strompreisniveaus zu einer deutlichen Verzerrung der Investitionen zugunsten von EE-Anlagen führen würde. Vollkosten der EE-Grenztechnologie abzgl. Vollkosten Gaskraftwerk Hierbei würden von den Vollkosten der oben definierten EE- Grenztechnologie die Vollkosten eines konventionellen Kraftwerks (z.b. Gaskraftwerk) zum Zeitpunkt der Startwertbestimmung subtrahiert. Die Vollkosten des konventionellen Kraftwerks wären hierbei eine Approximation für den langfristig zu erwartenden gleichgewichtigen Strompreis. Beiden Ansätzen ist gemein, dass die Prämie für Neuanlagen fixiert wird. Der Vorteil dieser Fixierung gegenüber einer laufenden Ex-post-Anpassung für Altanlagen (s. heutiges Marktprämienmodell des EEG) besteht in der Generierung knappheitsbasierter Investitionssignale. Durch die fixierte Marktprämie entstehen höhere Investitionssignale in Zeiten höherer Strompreise, welche ein wichtiger Indikator für Kapazitätsknappheit im Strommarkt sind. Umgekehrt entstehen in Zeiten von Überkapazitäten, die mit geringeren Strompreisen einhergehen, geringere Anreize für Investitionen in EE-Anlagen. Diese Kopplung der Investitionsentscheidungen an die aktuell erwartete Knappheit an Kraftwerkskapazität kann durch Systeme mit (kostenbasierter) Expost-Anpassung der Marktprämie nicht erreicht werden. Beispielsweise generiert das aktuelle EEG-Marktprämienmodell mit monatlicher Ex-post-Anpassung der Prämie auf Basis der tatsächlichen Strompreise Investitionsanreize unabhängig von aktuellen (und erwarteten) Strompreisen. Die Ursache dafür ist, dass die Gesamterlöse im Erwartungswert unabhängig von der Höhe der erwarteten 58 In unserer Modellierung waren dies Onshore-Windanlagen an eher ungünstigen Standorten (Anlagengröße von 3MW, Auslastung von1600 h/a). 59 Für die Abschätzung der Vollkosten müssen analog zur Kalkulation der Einspeisetarife im aktuellen EEG u.a. die Investitionskosten, Finanzierungskosten und laufende Betriebskosten geschätzt werden. Aufgrund der vorgeschlagenen technologieneutralen Ausgestaltung der Förderung ist die Kalkulation allerdings nicht für alle Technologien, sondern nur für die als Grenztechnologie erwarteten Anlagen präzise vorzunehmen. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

102 94 Frontier Economics November 2012 Strompreise immer den administrativen geschätzten Vollkosten der jeweiligen Technologie (= dem Einspeisetarif) entsprechen. 60 Mengensteuerung in der Marktprämie Trotz der oben beschriebenen Vorteile einer längerfristig fixierten Marktprämie für knappheitsbasierte Investitionsentscheidungen kann es sinnvoll sein, Elemente einer Mengensteuerung in das Marktprämienmodell zu integrieren. Ein solches Hybrid-Modell aus preis- und mengengesteuertem Fördermechanismus hätte den Vorteil, sowohl auf potenzielle Untererfüllung der EE-Ausbauziele als auch auf mögliche Überförderungen, z.b. im Fall stark sinkender Technologiekosten, angemessen reagieren zu können. Ziel im Rahmen eines sogenannten atmenden Deckels wäre es, die Marktprämie für neue Anlagengenerationen dynamisch nachzuführen, und zwar nach klar definierten und transparenten Kriterien bzw. Regeln. Hierdurch soll die Notwendigkeit von politischen oder administrativen Ad hoc -Eingriffen verringert werden. Beispielsweise könnte formelhaft festgelegt werden, dass die Marktprämie für Anlagen, die im Folgejahr in den Markt treten, abgesenkt wird, wenn das EE-Ausbauziel im Vorjahr bereits erreicht wurde. Im aktuellen EEG 2012 ist eine solche Begrenzung in 20b EEG 2012 für den Ausbau der PV vorgesehen. Die Logik lässt sich aber auch auf den gesamten EE-Ausbau übertragen. Die Herausforderung besteht hierbei darin, dass in diesem Fall noch weitere administrative Festlegungen zu treffen wären. Zum Beispiel wären Schwellenwerte (des EE-Ausbaus) festzulegen, bei deren Erreichen die Marktprämie abzusenken wäre. Ferner wäre a priori festzulegen, um wie viel die Prämie bei Erreichen des Schwellwertes abzusenken wäre. Begrenzung von Mitnahmeeffekten Eine technologieneutrale EE-Förderung impliziert, wie oben detailliert erläutert, zwei gegenläufige Effekte in Bezug auf die Nettoförderkosten, die letztlich vom Endverbraucher zu tragen sind: Den Einsparungen aus dem Verzicht der Förderung teurer Technologien wie PV stehen Mitnahmeeffekte für günstige Technologien an günstigen Standorten gegenüber. Zwar zeigen unsere quantitativen Analysen, dass die Kosteneinsparungen unter den getroffenen Annahmen die Mitnahmeeffekte überwiegen, so dass eine technologieneutrale EE-Förderung langfristig sowohl zu den geringsten 60 Berechnungskalkulation ist: Marktprämie = Vollkosten Strompreis. Die Gesamterlöse bestehen aus Strompreis + Marktprämie, entsprechen also den geschätzten Vollkosten. Geringfügige Abweichungen entstehen durch die derzeit gewährte zusätzliche Prämienkomponente (für Profilservice) sowie mögliche Mehr- oder Mindererlöse durch mehr oder weniger prognosekonforme Einspeisung. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

103 November 2012 Frontier Economics 95 volkswirtschaftlichen Kosten als auch zu einer Verminderung der EEG-Umlage (im Vergleich zur Technologiedifferenzierung) führt. Sollen allerdings aus verteilungspolitischen Gründen ein Teil der Mitnahmeeffekte vermieden werden, ist dies auch im Rahmen eines Marktprämienmodells möglich. Die Abschöpfung der Mitnahmeeffekte wäre dabei möglichst so zu gestalten, dass die Signale für Investitionsanreize beibehalten werden; und die Anreize zur Investition in günstige EE-Anlagen (bzw. an günstigen Standorten) zu Gunsten von Investitionen in weniger günstige Anlagen (bzw. an weniger günstigen Standorten) nicht verzerrt werden. Hierfür stehen z.b. die folgenden zwei Ansätze zur Verfügung: Unmittelbare Abschöpfung von Übergewinnen, z.b. mit Hilfe von Gewinnsteuern: Ein Ansatz könnte darin bestehen, bei besonders rentablen Anlagen einen Teil (bestimmten Prozentsatz) der Mehrrendite oberhalb eines normalen Niveaus abzuschöpfen. Vorteilhaft wäre, dass die Gewinnabschöpfung technologieneutral wäre. Allerdings wäre dieser Ansatz administrativ relativ aufwändig, da für jede Anlage oder für klare abgegrenzte Gruppen von Anlagen eine Renditerechnung vorzulegen wäre. Zudem wäre zu klären, ob eine solche Gewinnsteuer steuersystematisch in Deutschland zulässig wäre. Auf Referenzerträgen basierendes Modell zur Abschöpfung der Gewinne: Ist eine Abschöpfung über eine Besteuerung von Mehrrenditen aus fiskalischer bzw. rechtlicher Sicht nicht möglich, könnte ein auf Referenzerträgen basierendes Modell zur Anwendung kommen. Dieser Ansatz entspräche in etwa dem heute schon in Anlage 4 des EEG 2012 verankerten Referenzertragsmodells für Windanlagen. Das Modell ist im EEG verankert, um Anlagen mit geringer Auslastung Mehrerlöse zu billigen, aber es bewirkt umgekehrt auch eine Minderung von Mehrerlösen im Falle einer hohen Auslastung. Man könnte die Logik des Referenzertragsmodells auf andere Technologien ausweiten. Für die Begrenzung von Mitnahmeeffekten könnte die Förderdauer der Anlage verkürzt werden, wenn sie über die bisherige Lebensdauer einen bestimmten Erzeugungsnormwert überschritten hat. Wird dieser erreicht oder überschritten, würde die Anlage nur noch Erlöse aus der Direktvermarktung erzielen. Möchte man Mitnahmeeffekte über verschiedene Technologien einschränken, müsste man die Referenzerzeugungswerte technologiespezifisch festlegen. Zur Abschöpfung des Großteils der Mitnahmeeffekte wäre es jedoch auf Basis unserer Berechnungen ausreichend, das Verfahren auf die günstigste EE- Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

104 96 Frontier Economics November 2012 Erzeugungstechnologie zu beschränken, also im deutschen Fallbeispiel auf Onshore-Wind (wie bereits im EEG verankert). Wichtig wäre dabei, dass das Verfahren nicht zu einer Verzerrung von Investitionsanreizen führt. Das bedeutet, dass das Verhältnis der zu erzielenden Renditen zwischen verschiedenen Technologien bzw. Standorten nicht verändert werden darf. Beispielsweise sollte sich mit einer Onshore-Windanlage an einem guten Standort auch nach Einführung des Referenzverfahrens noch eine höhere Rendite erzielen lassen als mit einer Onshore-Windanlage an einem weniger guten Standort (gleiches müsste für einen Vergleich der Technologien gelten). Ansonsten kommt es zu einem ineffizienten Kraftwerkspark, der zu unnötig hohen volkswirtschaftlichen Kosten führt. Ein Weg, dies zu erreichen, bestünde darin, das Referenzertragsmodell derart asymmetrisch zu gestalten, dass es jenseits eines bestimmten Referenzertragswerts zu einer Absenkung der Marktprämie käme, bei einem Unterschreiten des Wertes jedoch nicht zu einer Erhöhung der Marktprämie. Je höher man diesen Referenzwert (über den Erwartungswert einer repräsentativen Referenzanlage hinaus) wählt, desto geringer ist die Abschöpfung von Mitnahmeeffekten; aber desto sicherer vermeidet man eine ineffiziente Verzerrung von Investitionsentscheidungen. Es müsste also sichergestellt sein, dass der Schwellenwert ausreichend hoch ist, um auch kostenungünstigeren Anlagen einer Technologieklasse (aber z.b. im Vergleich zu anderen Technologieklassen noch günstige Anlagen) die Realisierung zu ermöglichen. Das System wäre mithin relativ komplex, und aufgrund der Diversität der Kosten eine administrative Festlegung der Referenzerträge nicht trivial. Grundsätzlich bleibt deshalb festzuhalten, dass mit diesem Ansatz das Prinzip der Technologieneutralität graduell aufgegeben würde, was mit entsprechenden Risiken für die Effizienz des Fördersystems einhergehen würde Bestimmung der Marktprämie in einer Auktion Die Ausführungen zur administrativen Bestimmung der Marktprämie haben gezeigt, dass in diesem Ansatz eine Reihe von administrativen Entscheidungen zu treffen wären, die teilweise mit nicht unerheblichen Unsicherheiten einhergehen. Ein alternativer Ansatz könnte darin bestehen, die Marktprämie (für in einem zu definierenden Zeitraum zugebaute Neuanlagen) im Rahmen eines Auktionsverfahrens zu bestimmen. Im Grundsatz müsste dazu die je Zeitraum auszuschreibende EE-Menge administrativ bestimmt werden. Die Förderhöhe würde sich in einer Auktion ergeben. Auch dieser Ansatz wirft einige Herausforderungen auf: Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

105 November 2012 Frontier Economics 97 Auktionen sind praktisch nur für Großanlagen durchführbar, nicht jedoch für kleinere Anlagen wie z.b. Aufdach-PV. Denkbar wäre daher, die Bestimmung der Marktprämie in Auktionen auf Großanlagen zu beschränken. Für Kleinanlagen könnte ein separates Regime eingeführt bzw. beibehalten werden (siehe oben). Allerdings impliziert dies die Notwendigkeit einer administrativen Festlegung, welche Technologien welcher Größe Teil welchen Regimes sein sollten. Damit käme es auch zu (mindestens) zwei unterschiedlichen Förderprämien, was den oben erläuterten Vorteilen von Technologieneutralität zuwider laufen würde. Alternativ könnte man das Marktergebnis (d.h. die Marktprämie) der Auktion für Großanlagen auch auf alle neuen Kleinanlagen desselben Inbetriebnahmezeitraums übertragen, die nicht an der Auktion teilnehmen können bzw. dürfen. Das birgt jedoch die Gefahr, dass die nicht in der Auktion teilnehmenden Anlagen eigentlich die Grenztechnologie darstellen und man die EE-Förderung auch hätte günstiger erzielen können. Zudem steht man, wie auch bei dem Regime mit administrativ bestimmter Marktprämie, vor der Herausforderung, dass man administrativ bestimmen muss, welche Technologie den Benchmark für die Marktprämie setzt. Die Auktion kann zwecks Liquiditätserfordernissen nicht allzu oft stattfinden, so dass sich i.d.r. ein Warteschlangenproblem einstellt (Investoren müssen bis zur nächsten Auktion warten). Denkbar wäre, dass die Marktprämie, die in der letzten Auktion bestimmt wird, als Marktprämie gilt, bis eine weitere Auktion durchgeführt wird. In diesem Fall bestünde allerdings der Anreiz für potenzielle Investoren, sich aus der Auktion zurückzuhalten und das Auktionsergebnis abzuwarten. Auch hierdurch treten Verzerrungen auf. Die Politik müsste bestimmen, wie viel EE-Kapazität pro Jahr per Auktion kontrahiert wird. Das würde aber dazu führen, dass auch in Jahren mit geringen allgemeinen Strompreisen und damit fehlendem Kapazitätszubaubedarf trotzdem investiert würde. Damit würde der Vorteil einer Investitionslenkung durch Marktkräfte größtenteils verlorengehen. Zusammenfassend hat die Bestimmung der Marktprämie in einer Auktion zwar den Vorteil, dass die Höhe der Marktprämie über die Marktkräfte bestimmt wird, auf der anderen Seite entstehen jedoch eine Reihe zusätzlicher Herausforderungen, welche bei der administrativen Bestimmung der Marktprämie nicht bestehen. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

106 98 Frontier Economics November Risikobegrenzung im Marktprämienmodell Risikobegrenzung für Investoren Investoren sind potenziell zwei Risiken auf der Erlösseite ausgesetzt: Risiko des Fördererlöses Im vorgeschlagenen Marktprämienmodell mit fixer Prämie hätte der EE-Investor kein Risiko in Bezug auf die Höhe der Prämie. Das verbleibende Risiko bezöge sich auf die Auslastung der Anlage. Es ist sinnvoll, dieses Risiko beim Investor zu belassen, um ihm Anreize für eine hohe Auslastung seiner Anlage zu geben. Risiko des Direktvermarktungserlöses Im vorgeschlagenen Marktprämienmodell wären EE-Investoren einem Preisrisiko im Strommarkt ausgesetzt. Es liegt allerdings in der Logik des Marktprämienmodells, dass dieses Risiko auf den Investor übertragen wird, um Anreize für einen effizienten Kraftwerkseinsatz und effiziente Investitionen (im Hinblick auf Technologie, Standort, Investitionszeitpunkt etc.) zu geben. Zudem bietet der Strommarkt schon heute Instrumente zur Absicherung gegen Strompreisrisiken (zumindest für die nächsten 3-5 Jahre über Börsentransaktionen, für außerbörsliche Liefergeschäfte auch länger). So nutzen konventionelle Stromerzeuger intensiv Futures, Forwards und langfristige Lieferverträge zur Preisabsicherung. Es wäre auch denkbar, eine administrative Absicherung für längerfristige Risiken zu schaffen. Eine solche Absicherung könnte z.b. erreicht werden, indem die Marktprämie so modifiziert wird, dass sie sich (teilweise) umgekehrt zum Marktpreis entwickelt (wie dies in der aktuell im EEG verankerten Marktprämie der Fall ist). Es wäre auch denkbar, dass über die Marktprämie kein vollständiger, sondern ein partieller (z.b. 50%) Ausgleich für das Strompreisrisiko gewährt wird. Praktisch würde dem EE-Investor auf diesem Weg eine kostenlose Versicherung gegen Strompreisrisiken gewährt, die letztlich von Stromverbrauchern zu finanzieren wäre. Die Effizienzanreize würden über derartige Mechanismen allerdings gleichzeitig zunehmend verloren gehen (Trade-Off). Wir sehen mit Blick auf die Zielsetzung administrative Preisabsicherungen von daher kritisch. Risikobegrenzung für Verbraucher Wir haben bereits in Abschnitt verschiedene Mechanismen angesprochen, über die das Kostenrisiko für Verbraucher begrenzt werden kann. Als ein Instrument haben wir hierbei einen atmenden Deckel spezifiziert, bei dem die Marktprämie abgesenkt (oder angehoben) würde, wenn der EE-Ausbau über das EE-Ziel hinaus erfolgt (oder dahinter zurückfällt). Dieser Mechanismus hätte z.b. im Fall intensiven EE-Ausbaus und Konvergenz gegen das EE-Ziel zwei Effekte: Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

107 November 2012 Frontier Economics 99 Preiseffekt die Förderprämie für zukünftige EE-Anlagen würde sinken; und Mengeneffekt mit sinkender Förderprämie werden EE-Investitionen weniger attraktiv und es würde weniger zugebaut (als bei unveränderter Prämie). 6.3 Quotenmodell für die Förderung in der Fläche Auch bei der Ausgestaltung eines Quotenmodells sind verschiedene detaillierte administrative Festlegungen zu treffen, die wir nachfolgend kurz diskutieren. Dabei orientiert sich die Diskussion an Praxiserfahrungen mit Quotenmodellen aus Großbritannien, Belgien, Schweden und Polen Grundsätzliche Ausgestaltung des Quotenmodells Im Rahmen eines Quotenmodells erhielten EE-Erzeuger neben den Erlösen aus der Direktvermarktung ihrer Stromerzeugung Erlöse aus dem Verkauf von Grünstromzertifikaten. Die Nachfrage nach Grünstromzertifikaten wird durch eine administrative Festlegung einer verpflichteten EE-Quote generiert. Hierzu muss festgelegt werden, welches EE-Ausbauziel (z.b. Erzeugungsmenge) über die zusätzlich zu der im bisherigen Regime bereits geförderten EE-Erzeugung aus Bestandsanlagen in verschiedenen Jahren erreicht werden soll; und welchem Anteil an der nicht privilegierten Stromversorgung dies entsprechen würde. Dazu ist festzulegen, ob bzw. welche Stromversorgung von einer Quotenverpflichtung ausgenommen werden sollte (privilegierter Stromverbrauch) und was das Volumen der verbleibenden Stromversorgung wäre. Auf dieser Basis ließe sich dann der zu erfüllende EE-Anteil (die Quote) an der nicht-privilegierten Stromversorgung ermitteln. Quotenverpflichtete können z.b. die Stromlieferanten der nicht-privilegierten Abnehmer sein. Sie könnten den Quotennachweis durch Grünstromzertifikate aus eigenen Erzeugungsanlagen oder durch den Ankauf von Grünstromzertifikaten von Dritten erbringen. Würde man zum Nachweis auch Grünstromzertifikate aus EE-Erzeugung im Ausland zulassen, käme es zu einer internationalen Integration der Zertifikatregimes Technologieneutralität und Begrenzung von Mitnahmeeffekten Auf Basis der Erkenntnisse aus der Analyse des Einspeisetarifmodells ziehen wir die Schlussfolgerung, dass die Förderung grundsätzlich technologieneutral ausgestaltet werden sollte. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

108 100 Frontier Economics November 2012 Sollte aus verteilungspolitischen Gründen dennoch eine Abschöpfung von Mitnahmeeffekten gewünscht sein, stehen ähnlich wie im Marktprämienmodell mehrere Optionen zur Verfügung: Unmittelbare Abschöpfung von Übergewinnen, z.b. mit Hilfe von Gewinnsteuern Es wäre auch im Quotenmodell möglich, bei besonders rentablen Anlagen einen Teil (bestimmter Prozentsatz) der Mehrrendite oberhalb eines normalen Niveaus abzuschöpfen. Vor- und Nachteile entsprechen denen, der in Abschnitt diskutierten Aspekte. Auf Referenzerträgen basierendes Modell zur Abschöpfung der Gewinne Auch im Quotenmodell könnte man sich an dem für das Marktprämienmodell diskutierten Referenzertragsmodell orientieren. Dafür wäre ein Referenzertrag (gemessen in MWh Erzeugung über die Lebensdauer einer Anlage) festzulegen, bis zu dem eine Anlage eine normale Zertifikatzuteilung erhielte. Wird diese erreicht oder überschritten, würde die Anlage nur noch Erlöse aus der Direktvermarktung erzielen. Faktisch würde also bei besonders rentablen Anlagen die Förderdauer (d.h. die Zeit, für die Grünstromzertifikate erworben werden können) verkürzt. Zudem besteht beim Quotenmodell die Option des Bandings : Dafür wäre festzulegen, inwieweit Anlagen aus unterschiedlichen Erzeugungstechnologien je MWh EE-Erzeugung unterschiedlich viele Grünstromzertifikate erhalten würden. Dieser Ansatz wird z.b. in Großbritannien praktiziert. Allerdings wird durch das Banding die Zielgenauigkeit des Quotensystems unterminiert, und die Festlegung der technologiedifferenzierten Zertifikategutschriften unterliegt den gleichen Schwierigkeiten und Ineffizienzen wie bei technologiedifferenzierten Einspeisetarifen. Wir raten deshalb von einer Technologiedifferenzierung der Förderung auch hier eher ab Liquidität im Zertifikatmarkt Eine spezielle Herausforderung bei Quotenmodellen besteht darin, die Rahmenbedingungen für einen liquiden Zertifikathandel zu schaffen. So kann, vor allem in den Anfangsperioden das Problem auftreten, dass der verpflichteten Nachfrage noch kein ausreichendes Angebot aus den neu zu errichtenden EE- Anlagen gegenübersteht. Um dennoch ausreichende Liquidität zu gewährleisten, sind verschiedene Weichenstellungen relevant: Banking und Borrowing Einmal erhaltene Zertifikate müssen nicht in der aktuellen Erzeugungsperiode eingereicht werden, sondern können auch in spätere Jahre übertragen werden. In diesem Fall wäre das Sparen (Banking) von Zertifikaten zugelassen, nicht jedoch die Kreditaufnahme von Zertifikaten. In der Frühphase (z.b. den ersten 1-2 Jahren) der Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

109 November 2012 Frontier Economics 101 Einführung könnte man allerdings (unter strikten Bonitätsauflagen) auch ein Borrowing zulassen, um so Preise für Grünstromzertifikate zu stabilisieren. Behandlung von Altanlagen Die Liquidität im Handel könnte erhöht werden, in dem sich auch Bestandsanlagen (die derzeit noch mit Einspeisevergütung oder optionaler Marktprämie gefördert werden) für den Quotenhandel qualifizieren können. Allerdings wäre dann eine Doppelvergütung des EE-Anteils zu vermeiden. D.h. die Anlagen müssten aus dem bisherigen Förderregime herausoptieren. Analog zu ihrem Wechsel ins Quotenregime müsste die aus Grünstromzertifikaten nachzuweisende Quote angehoben werden. Anreize für einen solchen Wechsel dürften allerdingst nur bestehen, wenn für ältere Anlagen mit höheren Kosten noch eine weitere Zulage gezahlt wird. Dies würde die Aufnahme von Bestandsanlagen in das Quotenregime erheblich verkomplizieren. Market Maker In einer Frühphase des Regimes könnte es sinnvoll sein, einen Market Maker einzusetzen, der zugleich Kauf- und Verkaufsgebote für Grünstromzertifikate abgibt. Hierdurch kann die Liquidität im Handel in der Frühphase weiter beflügelt werden. Umgang mit Marktmacht im Zertifikatmarkt Potenziell könnte Marktmacht eine Herausforderung im Markt für Grünstromzertifikate darstellen, zumindest wenn in der Frühphase ein oder wenige Anbieter einige EE-Großprojekte realisieren würden. Quotenverpflichtete Stromvertriebsunternehmen könnten dann dem Risiko ausgesetzt sein, nicht hinreichend Zertifikate erwerben zu können, oder diese nur zu überhöhten Preisen kaufen zu können. Sollen marktstrukturelle Eingriffe (wie die Verpflichtung zur Veräußerung von Anlagen oder Capacity Release - Programme für marktmächtige Unternehmen), die einen sehr starken Markteigriff darstellen würden, vermieden werden, kämen in diesen Fällen Verhaltensauflagen in Betracht: Auktion Große EE-Erzeuger könnten verpflichtet werden, einen bestimmten Prozentsatz der von ihnen innerhalb eines Jahres generierten Grünstromzertifikate am Markt in einem transparenten Verfahren zu auktionieren. Damit würde ein Marktmachtproblem noch nicht behoben, aber es würde zumindest transparenter, falls Marktmacht zur Ausübung käme; Market Maker Dominante EE-Erzeuger könnten verpflichtet werden, als Market Maker für eine bestimmte Zertifikatmenge und zu einem administrativ festgelegten Bid-Ask-Spread anzubieten. Dieser Mechanismus würde das Angebotsverhalten tendenziell dergestalt disziplinieren, dass der Market Maker Gefahr läuft, beim Versuch die Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

110 102 Frontier Economics November 2012 Preise zu überhöhen, selbst Grünstromzertifikate zu überhöhten Preisen kaufen zu müssen Risikobegrenzung im Quotenmodell Risikobegrenzung für EE-Erzeuger im Quotenmodell Teilweise wird diskutiert, die Risiken für EE-Erzeuger dadurch zu begrenzen, dass ein bestimmter Mindestpreis für Zertifikate definiert wird. Sollte der Zertifikatpreis im Markt unter diesen Preis Floor fallen, würde eine Institution den Aufkauf von Zertifikaten zum Garantiepreis vornehmen. Diese Regelung könnte z.b. auch dann greifen, wenn ein Quotenmodell langfristig auslaufen soll und damit die Zertifikatepreise im Zeitablauf an Wert verlieren. Je höher der Garantiepreis gesetzt wird, desto eher erhält das Regime den Charakter eines Modells mit festen garantierten Einspeisetarifen. Zudem müssten die Auslagen für den Garantiepreis (genau genommen die Nettokosten des Garantiepreises nach Abzug der Vermarktungserlöse aus der Weitervermarktung des EE-Stroms) über einen separaten Mechanismus zusätzlich auf die Verbraucher umgelegt werden. D.h. man müsste bei Gewährung von Mindestpreisen ein Instrumentarium analog zu Einspeisevergütungen unterhalten. Wirkt der Garantiepreis bindend d.h. sinkt der Zertifikatpreis im Markt regelmäßig auf das Niveau des Garantiepreises verliert das Regime auch den Charakter einer Mengenlenkung. Mithin würde das EE-Mindestausbauziel dann eher übertroffen, und die Umlagekosten für EE würden gegenüber einem reinen Quotenmodell ansteigen. Mindestpreise würden insofern die Vorteile von Quotenmodellen relativieren. Wird dennoch die Einführung von Mindestpreisen erwogen, sollten die Garantiepreise allerdings aus den bereits genannten Gründen technologieneutral ausgestaltet werden. Risikobegrenzung für quotenverpflichtete Stromlieferanten Auch die quotenverpflichteten Stromlieferanten wären im Quotenmodell Risiken schwankender Quotenpreise ausgesetzt zumindest solange sie die Quotenverpflichtung nicht exakt aus Eigenerzeugung erfüllen. Um auch die Stromlieferanten gegen Preisrisiken abzusichern, könnte ein Maximalpreis festgelegt werden, zu dem sich Stromlieferanten von der Quotenpflicht freikaufen können (sog. Buy-out-Preis). Der Buy-out-Preis gewinnt letztlich den Charakter eines Höchstpreises für Zertifikate. Je niedriger der Buy-out-Preis festgelegt wird, desto eher versuchen sich die Stromlieferanten freizukaufen, statt die Quotenpflicht zu erfüllen. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

111 November 2012 Frontier Economics 103 Je geringer der Buy-out-Preis, desto weniger wahrscheinlich ist es, die EE- Ausbauziele zu realisieren, da sich Stromlieferanten zumindest teilweise von der Quotenpflicht freikaufen werden Schlussfolgerung Das Quotenmodell erscheint zwar in seiner Grundform als effizientes System, das sich rein technisch auch in Deutschland implementieren ließe. Zentrale Herausforderung ist allerdings die Unsicherheit bezüglich der langfristigen zukünftigen Stabilität des Förderregimes. Im Gegensatz zu einem Modell mit festen Einspeisetarifen oder Marktprämien sind im Quotenmodell auch Bestandsanlagen auf eine Fortführung des Systems für Neuanlagen angewiesen (denn sonst lässt sich kein aussagekräftiger Zertifikatpreis für die Zukunft bestimmen). Daher hätte alleine der Zweifel potenzieller Investoren am Fortbestand des Systems Folgen für die Kosten des EE-Ausbaus. Investoren könnten sich aufgrund politischer Risiken zu gegebenen Zertifikatpreisen zurückhalten, was die Zertifikatpreise hochtreiben würde Die Risiken könnten für die Investoren zwar verringert werden, indem vorab festgelegt wird, dass bei Abschaffung des Quotensystems in Folge der zuletzt beobachtete Zertifikatpreis eingefroren oder ein Mindestpreis wie eine Marktprämie ausgezahlt würde, doch könnten Investoren nicht sicher sein, dass diese Regelungen bzw. Zusagen auch in Zukunft Bestand haben werden. 6.4 Separate Förderung für Offshore-Wind In den Abschnitten 5 und 6.1 haben wir diskutiert, dass für Offshore-Wind aufgrund der deutschen Spezifika eine separate (temporäre) Förderung politisch begründbar sein kann. Als möglicher Fördermechanismus wurde dabei ein Auktionsverfahren identifiziert, bei dem ex ante definierte Kapazitäten für zu installierende Offshore-Windanlagen ausgeschrieben werden. Nachdem in Kapitel 5 bereits verschiedene grundsätzliche Ausgestaltungsoptionen für die Beschaffung von Offshore-Wind über Auktionsverfahren diskutiert wurden, beschreiben wir an dieser Stelle exemplarisch eine mögliche Ausgestaltung eines Auktionsdesigns detaillierter (Tabelle 7). Folgende Überlegungen beziehen wir hierbei mit ein: Gebot auf Marktprämie Die Auktion könnte derart ausgestaltet werden, dass die Investoren auf eine (fixe) Marktprämie bieten. Die Marktprämie würde über die Lebensdauer der Anlage oder einen vorher definierten Zeitraum an die Investoren in c/kwh eingespeister Energie gezahlt. Der Umsatz des EE-Investors würde sich dementsprechend aus dem Direktvermarktungserlös und der Prämie, die sich auf Basis der Auktion ergibt, zusammensetzen. Hierbei gilt, dass die Investoren mit geringerer Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

112 104 Frontier Economics November 2012 erwarteter Auszahlungsdauer die Gebote erhöhen würden. Alternativ könnte z.b. auch auf Kapazitätsbereitstellung geboten werden. Direktvermarktung Die Vorteile aus der Übertragung der Direktvermarktungsverantwortung (und damit der Bilanzverantwortung) sollten auch im Auktionsmodell genutzt werden. Dementsprechend sollten die Anlagenbetreiber den erzeugten Strom im Markt direkt selbst vermarkten. Zuschlagskriterium Das Zuschlagskriterium wäre hier die Höhe des Gebots auf die Marktprämie, zu der der EE-Erzeuger bereit ist, zu investieren (oder alternativ der Kapazitätspreis, zu dem der Investor bereit ist, zu investieren). Den Zuschlag erhalten die Anbieter, die bereit sind, für die geringsten Marktprämien zu erzeugen. Auktionsverfahren Es kommen verschiedene Auktionsdesigns in Frage. Eine Möglichkeit wäre z.b. die Verwendung einer Variante der Descending Clock -Auktion. Dabei ruft der Auktionator absteigende Marktprämien auf und die Bieter müssen signalisieren, bei welchem Wert der Marktprämie sie nicht mehr bereit wären, mitzubieten. Dieses Auktionsverfahren erlaubt es einerseits, den Markträumungspreis (also die Markt- oder Kapazitätsprämie, zu der die kontrahierte Kapazität beschafft werden kann) zu bestimmen. Zudem kann auch nachvollzogen werden, zu welchen Marktprämien welche Kapazitäten bereit gewesen wären, anzubieten. Somit erhält der Auktionator (und die Politik) auch einen Einblick in die Kostenkurve jener Anlagen, die in der aktuellen Auktion nicht zum Zuge kamen. Hinterlegung einer Sicherheit Zudem sollten die Bieter vor Beginn der Auktion jeweils eine Sicherheit hinterlegen. Diese Sicherheit wird zurückerstattet, wenn der Investor erfolgreich ist und er das Projekt tatsächlich realisiert (bis zur vollständigen Rückzahlung sollte eine zu definierende Erzeugungsmenge erbracht worden sein); oder der Investor in der Auktion nicht erfolgreich ist und somit auch keine Erzeugungsverpflichtung eingeht. Qualifikation Da Windstandorte ( Claims ) im deutschen Offshore- Bereich schon vielfach vergeben sind, kann sich die Auktion nicht mehr auf die Durchführung von Projekten an bestimmten Standorten beziehen, sondern muss übergreifend über eine größere Anzahl von Standorten erfolgen. Angebote wären dann auch aus einem Portfolio von Standorten möglich. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

113 November 2012 Frontier Economics 105 Tabelle 7. Auktionsmodell Modellvorschlag für Offshore-Wind Stellschraube Technologiedefinition Bietparameter Wind-offshore Marktprämie ( c/kwh) alternativ: Kapazitätsprämie ( /kw) Volumen Dauer der Förderung es ist eine zu definierende Kapazität auszuschreiben fixiert in Anzahl von Jahren ab Inbetriebnahmejahr Vermarktung Bilanzverantwortung Präqualifikation Direktvermarktungsverantwortung bei EE-Investor Bilanzverantwortung bei EE-Investor Nachweis des Zugriffs auf Windstandort (claim) Wirtschaftliche und technische Qualifikation Pönale bei Nichterfüllung Single/Multi site Auktionsdesign Zuschlagskriterium Sicherheit zu hinterlegen, die nach Inbetriebnahme (und ggf. in Abhängigkeit von tatsächlicher Erzeugung zurückgezahlt wird) Angebot aus einem Portfolio möglich Verschiedene Varianten möglich, z.b. Descending clock Geforderte Marktprämie (EE-Erzeuger, welche bereit sind, zur niedrigsten Marktprämie zu erzeugen, erhalten den Zuschlag) (alternativ: Kapazitätsprämie) Preisbildung Pay-as-bid oder uniform-price Quelle: Frontier Die genannte Ausgestaltung von Auktionen zur Beschaffung von Offshore- Wind-Erzeugung orientiert sich an internationalen Praxisbeispielen und Erfahrungen mit Auktionen. Im Detail wären die einzelnen Stellgrößen und Parameter weiter auszugestalten und zu definieren. Ausgestaltungsfragen bei Anwendung alternativer Fördermodelle in Deutschland

114

115 November 2012 Frontier Economics Zusammenfassung 7.1 Ausgangslage EE-Ziele werden erreicht aber zu hohen Kosten Deutschland stützt sich bei der Förderung der EE derzeit auf ein Maßnahmenbündel bestehend aus Einspeisevorrang für EE, garantierte Einspeisevergütung (wobei auch Optionen zur Direktvermarktung des EE- Stroms bestehen) und bestimmten Ausnahmeregeln (zu Bilanzverantwortlichkeit für den erzeugten Strom und zur Tragung der Netzkosten im vorgelagerten Stromnetz), die in Summe die Investitionen in zahlreiche EE-Projekte sehr attraktiv machen. Das Instrumentarium ist im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in seiner seit 1. April 2012 gültigen Fassung (vom 17. August 2012) verankert. EEG ist effektiv Mit diesem Instrumentarium ist es in Deutschland bisher gelungen, die selbst gesteckten Ausbauziele für EE zu erreichen und sogar zu übertreffen. Heute stammen rund 20% der Stromversorgung in Deutschland aus EE. Das im Jahr 2004 gesteckte Politikziel war ein Erzeugungsanteil von mindestens 12,5% bis zum Jahr aber hat zu einem Anstieg der Förderkosten geführt Allerdings sind mit dem EE-Ausbau auch die Förderkosten gestiegen. Die Nettoförderkosten beliefen sich im Jahr 2011 auf ca. 12 Mrd. Die sogenannte EEG-Umlage auf den Stromverbrauch soll zum 1. Januar 2013 von derzeit 3,59 c/kwh auf 5,28 c/kwh steigen. Allerdings sei darauf hingewiesen, dass die Erhöhung der Umlage einmalige Nachholungseffekte für das Jahr 2012 sowie die Bildung einer Liquiditätsreserve enthält. Bei korrekter Periodisierung (Zurechnung der jeweiligen jährlichen Kosten auf die Umlage) käme man derzeit auf eine Kernumlage für 2013 in Höhe von ca. 4,19ct./kWh, die allerdings im Vergleich zu den Vorjahren immer noch einen sehr deutlichen Anstieg darstellt. Ohne eine Reform der Fördermechanismen droht ein weiterer Anstieg der Kernumlage, denn Deutschland hat das ambitionierte Ziel, bis zum Jahr 2020 mindestens 35% des Stroms aus EE zu erzeugen. Unsere Simulationen zeigen z.b., dass es ohne weitere Reform in den nächsten 10 Jahren zu einem weiteren Anstieg der Kernumlage (innerhalb der EEG-Umlage) um weitere 1,7 c/kwh kommen würde. Vor diesem Hintergrund hat eine Diskussion um eine Reform des EEG begonnen. Wir gehen bei unseren Betrachtungen davon aus, dass EE-Bestandsanlagen einen Vertrauensschutz genießen und ihre Förderung daher unverändert bleibt. Unsere Zusammenfassung

116 108 Frontier Economics November 2012 qualitative und quantitative Analyse fokussiert daher auf eine Reform der Förderung noch zu errichtender EE-Erzeugungsanlagen. 7.2 Sofortmaßnahmen innerhalb der Logik des aktuellen EEG In der öffentlichen Diskussion scheint Einigkeit zu bestehen, dass sich die EE stärker im Wettbewerb behaupten müssen, um den EE-Ausbau in Zukunft zu vertretbaren Kosten zu realisieren. Effizienzsteigernde Reformen der Förderung der EE sind auf mehreren Ebenen vorstellbar. Wir unterscheiden zwischen Sofortmaßnahmen (diese sind innerhalb des heutigen EEG möglich) und weitergehenden Schritten, wie einer grundlegenden Umstellung des Fördersystems hin zu einem Quoten- oder Prämienansatz. Im aktuell geltenden EEG ergeben sich bereits verschiedene spezifische Reformoptionen. Unsere quantitativen Analysen ergeben die nachfolgend erläuterten Einsparungen bei der EEG-Umlage bezogen auf das Jahr 2022 (Abbildung 22). Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung verspricht größte Einsparung Derzeit gelten verschiedene Fördersätze für unterschiedliche Technologien. So werden geringe Fördersätze für Technologien mit geringen Kosten (z.b. Onshore-Wind) und hohe Fördersätze für Technologien mit hohen Kosten (Photovoltaik, PV) gewährt. Die Folge ist, dass EE nicht nur nicht mit konventionellen Energien konkurrieren, sondern auch untereinander nicht im Wettbewerb stehen. Eine Technologiedifferenzierung in den Fördersätzen hat zwar einerseits den Effekt, dass hohe Renditen bei kostengünstigen Technologien vermieden werden. Andererseits bleiben aber kostengünstige EE- Potentiale ungenutzt (z.b. Onshore-Wind an weniger günstigen Standorten), da Investoren in teurere Projekte anderer Technologien einsteigen, die wegen der höheren Fördersätze höhere Renditen versprechen (z.b. PV). Unsere Analysen bestätigen, dass dies in Deutschland ein materielles Problem darstellt. Die Analysen zeigen weiterhin, dass ein Übergang zu einer technologieneutralen Förderung (mit einheitlichen Fördersätzen für alle Technologien) insgesamt zu erheblichen Einsparungen bei den Förderkosten beitragen kann. Die Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung wäre bei allen von uns diskutierten Vergütungsmodellen für EE denkbar. Nach unseren Berechnungen würde ein einheitlicher Einspeisevergütungssatz für alle neuen EE-Anlagen, der so ausgestaltet ist, dass die EE-Ziele erreicht werden, zu einer Reduktion der Förderumlage um 0,57 c/kwh im Jahr 2022 führen. Diese Einsparung ergäbe sich v.a. aus einer Ausgrenzung relativ teurer Technologien (PV, Offshore-Wind) Zusammenfassung

117 November 2012 Frontier Economics 109 aus der Förderung und der besseren Erschließung bei relativ günstigeren Technologien (z.b. Onshore-Wind an relativ weniger günstigen Standorten). Kostensenkungspotenzial aus weiteren Reformmaßnahmen innerhalb des EEG ist begrenzt Demgegenüber ist das Kostensenkungspotenzial aus weiteren Reformmaßnahmen innerhalb des EEG begrenzt: Abschaffung des Eigenverbrauchsprivilegs der Wegfall der indirekten Subventionen 61 für vor Ort erzeugten und eigenverbrauchten Strom für Neuanlagen würde (wenn ansonsten keine anderen Maßnahmen wie Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung ergriffen werden) zu Einsparungen in Höhe von 0,14 c/kwh (in 2022) führen. 62 Aufhebung Optionalität der Direktvermarktung die Aufhebung der Rückfalloption in die garantierte Einspeisevergütung für EE-Erzeuger, die für direkt vermarkteten Strom eine Marktprämie ( 33g EEG) erhalten, führt kurzfristig v.a. zu Mitnahmeeffekten durch die Inanspruchnahme der sogenannten Management-Prämie durch EE-Investoren. Langfristig sehen wir jedoch aufgrund der ohnehin geplanten Senkung der Management- Prämie eher eine moderate Wirkung. Abschaffung Grünstromprivileg das Einsparpotential eines Wegfalls der Befreiung von der EEG-Umlage ( 39 EEG) ist eher gering, da schon das Privileg im EEG 2012 begrenzt wurde. 61 Vor Ort erzeugter und eigenverbrauchter Strom, z.b. aus Aufdach-PV-Anlagen oder kleinen Biomasseanlagen ist heute von Abgaben und Steuern befreit (z.b. EEG Umlage oder Stromsteuer). Zudem kann der Eigenerzeuger seinen Anteil an der Kostentragung der Netzkosten im heutigen Netztarifsystem stark absenken, da er für eigenverbrauchten Strom auch keine variablen Netznutzungsentgelte zahlt, obwohl er faktisch die (Großteils durch die Netzbereitstellung anfallenden) Netzkosten durch seine Eigenerzeugung kaum senkt (im Falle von großen PV- Leistungen, z.b. auf Einfamilienhäusern oder Bauernhöfen, ggf. sogar erhöht). 62 Die Wirkung dieses Reformschrittes ist allerdings nur in geringem Maße additiv zur Technologieneutralität, da Aufdach-PV-Anlagen und kleine Biomasseanlagen, die von der EV- Regelung profitieren, bei technologieneutraler Einspeisevergütung weitestgehend verdrängt würden. Deshalb schätzen wir den zusätzlichen Effekt des Wegfalls des EV-Privilegs auf 10% des Einzeleffekts ab (wenn diese Maßnahme zusätzlich zur Umstellung auf eine technologieneutrale Förderung greifen soll). Zusammenfassung

118 Förderumlage in c/kwh nichtprivilegierter Letztverbrauch 110 Frontier Economics November 2012 Abbildung 22. Einsparmöglichkeiten bei EEG-Umlage durch Sofortmaßnahmen 2013, Einsparung durch Technologieneutralität zum gehoben (nicht perfekt additiv) Langfristig keine signifikanten Mitnahmeeffekte durch Optionalität Liquiditätsreserve + Übertrag aus 2012 EEG-Umlage 2013 Beibehaltung Status quo FIT Technologie- Neutralität EV-Privileg Wegfall MP Option (Bestand) 1.09 nach Sofortmaßnahmen Anmerkung: Die Liquiditätsreserve (für das Jahr 2013) wurde nur aus Gründen der Vergleichbarkeit dargestellt, Hierdurch lässt sich illustrieren, welche EEG-Umlage resultieren würde, wenn sich ein ähnlicher Aufholeffekt, wie er für das Jahr 2013 beobachtet wird, im Jahr 2022 wiederholte. Im einfacheren Vergleich sollte die Kernumlage des Jahres 2013 (4,19 c/kwh) mit der prognostizierten Kernumlage für das Jahr 2022 (5,93 c/kwh ohne Reformen bzw. 5,35 c/kwh mit Reform des EEG) vergleichen werden. Quelle: Frontier Insgesamt zeigt sich, dass das größte Einsparpotenzial durch die Einführung einer technologieneutralen Einspeisevergütung erreicht werden kann. Die Konkurrenz der EE-Technologien untereinander führt zu einer Auswahl der jeweils kostengünstigsten Alternative. Weitere Einsparpotenziale, wie etwa der Wegfall des EV-Privilegs, sind zudem nicht additiv, da die hier geförderten Technologien bei technologieneutraler Förderung nur noch in geringem Ausmaß zugebaut würden. 7.3 Weitergehende Reform des Vergütungsmodells Marktprämie und Quotenmodell Verschiedene Modelle der EE-Förderung bei Direktvermarktung sind möglich Die weitreichendste Form der Marktintegration bestünde darin, EE-Strom direkt in der Vermarktung mit konventioneller Energie konkurrieren zu lassen. Es gibt Mechanismen, mit denen sich EE dann zusätzlich fördern ließen: Zusammenfassung

119 November 2012 Frontier Economics 111 (Modifiziertes) Marktprämienmodell Es wird eine Zulage auf den Direktvermarktungserlös gezahlt. Anders als im aktuellen Förderregime schlagen wir vor, die Direktvermarktung als Pflicht (nicht als Option) vorzusehen, die Förderprämie einheitlich (und nicht nach Technologie differenziert) auszugestalten und die Höhe der Marktprämie für einmal installierte Anlagen nicht mit dem Strompreis zu variieren. Quotenmodell Hierbei werden Stromvertriebsunternehmen verpflichtet, einen bestimmten Erzeugungsanteil an EE nachzuweisen. Der Nachweis kann erbracht werden, indem Grünstromzertifikate von EE-Erzeugern erworben werden. Über den Verkauf der Zertifikate erzielen EE-Erzeuger zusätzliche Erlöse. Das Modell bewirkt, dass über Marktanreize letztlich genau die EE-Quote erfüllt wird. Dabei bildet sich der Preis für Grünstromzertifikate und damit die EE-Förderprämie im Wettbewerbsmarkt. Auktionsmodell Beschaffungsauktion für EE-Strom. als Option für die separate Förderung von z.b. Offshore-Wind (insb., wenn die EE-Förderung ansonsten technologieneutral ausgestaltet ist). Modelle mit Direktvermarktung helfen, die Förderkosten weiter zu senken Verschiedene Mechanismen bewirken in Fördermodellen mit Direktvermarktung eine Senkung der Förderkosten: Eine Verpflichtung zur Direktvermarktung des EE-Stroms, wie beim Marktprämien- oder Quotenmodell, verspricht weitere Vorteile hinsichtlich der Marktintegration der EE durch (Abbildung 23): Bessere Koordination der Standortwahl und des Abrufs von EE und konventionellen Kraftwerken EE-Erzeuger haben einen Anreiz, eine bedarfsgerechtere Netzeinspeisung zu erreichen, um höhere Erlöse durch Direktvermarktung zu erzielen. Eine Erhöhung der Wertigkeit des Stroms aus neuen EE-Anlagen um 5%-Punkte würde für sich genommen beispielsweise die Förderumlage um ca. 0,12 c/kwh senken. 63 Bessere Koordination von Investitionssignalen für Kraftwerksneubauten Bei den Direktvermarktungsmodellen würden 63 Der in Abbildung 23 dargestellte aggregierte Effekt aus Direktvermarktung beträgt 0,09 c/kwh und ist somit geringer als die Summe der beschriebenen Einzeleffekte, da diese durch Mitnahmeeffekte und Veränderungen der Wertigkeiten sowie Mengeneffekten überlagert werden. Zusammenfassung

120 112 Frontier Economics November 2012 konventionelle wie EE-Investoren die gleichen Preissignale aus dem Markt spüren. Auch EE-Investoren würden im Regime mit Direktvermarktung ihre Kraftwerksinvestition von Marktpreissignalen abhängig machen. Beim aktuellen Regime der Einspeisevergütung erhalten EE-Investoren hingegen aktuell Investitionssignale, auch wenn die aktuell niedrigen Strompreise anzeigen, dass im Markt Überkapazität herrscht und keine neuen Kapazitäten benötigt werden. Dieser Aspekt wurde hier nicht näher quantifiziert, weshalb wir die Vorteile der marktnahen Direktvermarktung unterschätzen. Übertragung der Bilanzverantwortung Hieraus ergäben sich nur moderate zusätzliche Einsparungen bei der EEG-Umlage von für sich genommen 0,01 c/kwh bis 2015 und von 0,03 c/kwh bis Erwägt man separat eine (im Beispiel auf 10 GW) begrenzte Förderung von Offshore-Wind zu höheren spezifischen Fördersätzen, käme es im Vergleich zu einem Verzicht auf die separate Förderung zu einem leichten Anstieg der Förderumlage in Höhe von ca. 0,14 c/kwh bis Im in Abbildung 23 dargestellten Beispiel sind wir von einer separaten Prämie für Offshore-Wind in Höhe von 50 /MWh (real 2010) ausgegangen. Dies resultiert in einem Zubau von 10GW Offshore-Wind bis 2022, der ohne die Sonderförderung nicht realisiert würde. Zusammenfassung

121 Förderumlage in c/kwh nichtprivilegierter Letztverbrauch November 2012 Frontier Economics 113 Abbildung 23. Einsparmöglichkeiten bei EEG-Umlage durch weitergehende Maßnahmen 2013, Anstieg im Vergleich zum Quotenmodell ohne separate Offshore-Förderung Liquiditätsreserve + Übertrag aus 2012 EEG-Umlage 2013 Beibehaltung Status quo Quotenmodell Sofortmaßnahmen Marktprämienmodell Quoten-modell mit separater Offshore Förderung 1.09 Minimale Umlage aller Regime Anmerkung: Die Liquiditätsreserve (für das Jahr 2013) wurde nur aus Gründen der Vergleichbarkeit dargestellt, Hierdurch lässt sich illustrieren, welche EEG-Umlage resultieren würde, wenn sich ein ähnlicher Aufholeffekt, wie er für das Jahr 2013 beobachtet wird, im Jahr 2022 wiederholte. Im einfacheren Vergleich sollte die Kernumlage des Jahres 2013 (4,19 c/kwh) mit der prognostizierten Kernumlage für das Jahr 2022 (5,93 c/kwh ohne Reformen bzw. 5,26 c/kwh mit Reform des EEG) vergleichen werden. Quelle: Frontier Quotenmodell ist aus theoretischer Sicht optimal, aber Marktprämienmodell ist praktikabler Die Gegenüberstellung der Einsparpotenziale zeigt, dass der Haupthebel in der Technologieneutralität des Fördermechanismus liegt. Dieser Ansatz erlaubt das Erschließen günstiger EE-Potentiale (eine Wirkung, die sich prinzipiell auch mit technologieneutralen Einspeisetarifen erreichen lässt). Zusätzliche Vorteile des Marktprämienmodells bestünden (im Vergleich zu einem Ansatz mit festen Einspeisetarifen) also insbesondere in: der Übertragung von Vermarktungsverantwortung und den daraus resultierenden Effekten eines verbesserten Kraftwerkseinsatzes und einer besseren Reaktion von EE-Investoren auf das allgemeine Marktpreisniveau (z.b. mehr Investitionen auch in EE bei höheren allgemeinen Strompreisen); der Übertragung von Bilanzverantwortung und die daraus resultierende verbesserte Prognose der EE-Einspeisung. Diese hilft wiederum, die Reservekosten im System zu senken. Zusammenfassung

122 114 Frontier Economics November 2012 Das Regime mit Marktprämienmodell hat allerdings auch verschiedene Schwächen: Notwendigkeit einer administrativen Festlegung der Förderprämie Genau wie im Regime mit festen Einspeisetarifen ist weiterhin eine administrative Festlegung der Marktprämie erforderlich. Risiko der Zielverfehlung Das (modifizierte) Marktprämienregime verfolgt eine Preislenkung, keine Mengensteuerung. Werden Marktprämien ermittelt, die nicht genau den Technologiekosten entsprechen, besteht das Risiko des Über- oder Unterschießens des EE-Mindestziels. Dies Risiko entspricht prinzipiell dem beim Regime mit festen Einspeisetarifen. Das Quotenmodell ist in seiner Grundform ein effizientes Förderregime, das sich rein technisch auch in Deutschland implementieren ließe. Ein Vorteil im Hinblick auf Effektivität ist hierbei die Zielgenauigkeit des Modells. Zudem sind Informationen über die Kosten der EE-Technologien, die grundsätzlich im Marktprämienmodell (und natürlich auch im Einspeisetarifmodell) administrativ nur unvollkommen zu ermitteln sind, nicht erforderlich. Ein weiterer Vorteil des Modells ist die Schaffung von Wettbewerb zwischen EE-Projekten nicht nur innerhalb eines Investitionsjahres, sondern auch dynamisch über verschiedene Jahre und Anlagengenerationen hinweg. Investoren werden beim Quotenmodell z.b. erst später investieren, wenn sie mit einer starken Kostendegression rechnen. So kann die Erfüllung der EE-Ziele insgesamt kostengünstiger erreicht werden. Dieser Vorteil kann im Marktprämienmodell nicht realisiert werden. Eine wesentliche Herausforderung des Quotenmodells besteht allerdings in der Schaffung und Aufrechterhaltung eines langfristig stabilen Ordnungsrahmens für den Handel von Grünstromzertifikaten. Bestehen aus Investorensicht Zweifel an der Stabilität des Handelsregimes über die Lebensdauer der Anlage bzw. Laufzeit der Förderung (20 Jahre) da z.b. nationale oder europäische politische Rahmenbedingungen geändert werden könnten könnte dies u.a. Investitionsanreize mindern. Beim Marktprämienmodell hingegen könnten im Falle eines Regimewechsels Bestandsanlagen weiterhin nach dem bisherigen Regime vergütet werden ein Übergang in ein neues Regime (oder die Aufgabe des Regimes für Neuanlagen) wäre dementsprechend einfacher zu implementieren. 7.4 Separate Förderung von Offshore-Wind Eine technologieneutrale EE-Förderung würde neben den Vorteilen der Kostensenkung dazu führen, dass das genutzte EE-Technologieportfolio schmaler würde, da heute vergleichsweise teure Technologien wie Offshore- Zusammenfassung

123 November 2012 Frontier Economics 115 Wind von den Investoren nicht mehr umgesetzt werden könnten (und von der Allgemeinheit dann auch nicht mehr finanziert werden müssten). Im Hinblick auf die Zukunft von Offshore-Wind wäre allerdings zu bedenken: Langfristig wird Offshore-Wind für die Erreichung nationaler EE- Langfristziele von über 65% bis zum Jahr 2040 voraussichtlich benötigt werden; Offshore-Wind ist (insbesondere in Deutschland mit den entsprechenden Standortspezifika) eine vergleichsweise neue Technologie mit noch geringer Marktdurchdringung (auch z.b. im Vergleich zu PV), die voraussichtlich noch entsprechende Lernkurven und damit erhebliches Kostensenkungspotenzial aufweist; und derzeit sind schon viele Offshore-Projekte in der Planungsphase die Entwicklungskosten für die Investoren wären bei einem abrupten Regimewechsel verloren dies könnte langfristig das Vertrauen der EE- Investitionen in den Wirtschaftsstandort Deutschland schwächen. Eine limitierte, kostenbewusste und separate Förderung von Offshore-Wind in Deutschland könnte daher auch weiterhin politisch gewünscht sein. Neben den oben beschriebenen Ansätzen über eine separate Einspeisevergütung oder eine Offshore-Prämie könnte dies auch über einen Ausschreibungswettbewerb ( Auktion ) erfolgen. Ziel einer solchen Auktion wäre es, über einen Bietmechanismus jeweils die günstigsten Investitionsprojekte zu identifizieren und priorisiert zu fördern. Bietparameter könnte die vom Investor geforderte Einspeisevergütung, Marktprämie oder auch eine Kapazitätszahlung sein. Der Vorteil von klar definierten Auktionen wäre u.a. die kontrollierte Förderung bestimmter Kapazitäten, welche die Verbraucher vor unerwarteten Kostenexplosionen schützen würde. Herausforderung bei der Ausgestaltung einer Auktion ist, dass viele Offshore- Standorte schon an Investoren vergeben sind. Der Staat als Auktionator müsste einen Wettbewerb um die Errichtung von Projekten an unterschiedlichen Standorten organisieren. 7.5 Ausblick Bei der Reform der EE-Förderung in Deutschland sind zudem die zukünftigen politischen Rahmenbedingungen, insbesondere auch im internationalen Kontext, im Blick zu behalten: Umfang der EE-Ziele entscheidend für Förderkosten Die EE- Ausbauziele sind unmittelbar ein entscheidender Treiber für die Kosten des EE-Ausbaus und damit für die Umlagekosten. Daher muss die Politik Zusammenfassung

124 116 Frontier Economics November 2012 bereits bei der Definition der Ausbauziele neben dem intendierten Nutzen auch die Kosten des EE-Ausbaus berücksichtigen und transparent machen. Dies ist mindestens ebenso bedeutsam wie die Frage der Gestaltung der Fördermechanismen zur Erreichung dieser Ziele. Europäische Klima- und CO 2 -Politik Die EU verfolgt langfristig ambitionierte Ziele zur Senkung des CO 2 -Ausstoßes auf rund 20% des Niveaus von 1990 bis zum Jahr Im Zuge dieser Entwicklung werden in den nächsten Jahrzehnten die Preise für die im europäischen Emissionshandelssystem gehandelten CO 2 -Zertifikate deutlich steigen. Dies wird die konventionelle Stromerzeugung erheblich verteuern und die EE im Vergleich dazu deutlich konkurrenzfähiger machen. Es ist zu erwarten, dass dies zu selbstragenden und nachhaltigen Investitionsanreizen für EE führt. Daher ist offen, inwiefern langfristig noch separate Fördermechanismen für EE benötigt werden. Europäische Integration der EE-Fördermechanismen Innerhalb der EU leisten wir uns derzeit eine Pluralität an Fördermechanismen, die in zweierlei Hinsicht zu Mehrkosten führen dürfte: Erstens werden die EE- Anlagen im Land des Fördergebers errichtet und nicht unbedingt am ertragreichsten Standort in Europa (z.b. PV-Ausbau in Deutschland statt in Südeuropa). Zweitens deutet der Pluralismus darauf hin, dass nicht alle Fördermechanismen wirklich effizient ausgestaltet sind. Eine europäische Harmonisierung und Integration der Förderung birgt also das Potential von Kostensenkungen. Andererseits wird die europainterne Koordination nicht einfach sein: Schon heute zeichnet sich keine Einigkeit darüber ab, welche Technologien gefördert und welche Fördermechanismen genutzt werden sollen, oder ob man sich bei der EE-Förderung unmittelbar auf die Wirkungen des europäischen Emissionshandelsregimes verlassen sollte. Vor diesem Hintergrund sollte in Deutschland solchen Reformmaßnahmen der Vorzug geben werden, die sich kurz- und mittelfristig umsetzen lassen und die langfristig mit politischen Trends in der EU kompatibel sind. Gleichzeitig sollten sich die erheblichen internationalen Effizienzpotenziale mit den Fördersystemen heben lassen. Die Modelle mit Direktvermarktung (Quote, Marktprämien) erfüllen diese Anforderungen eher als das aktuelle Modell mit garantierter Einspeisevergütung, da sie die EE im Hinblick auf Konkurrenz zu konventionell erzeugtem Strom und Übernahme für Bilanzverantwortung an wettbwerbliche Rahmenbedingungen heranführen. Zusammenfassung

125 November 2012 Frontier Economics 117 Literaturverzeichnis 50hertz, Amprion, Tennet, Transnet BW (2011), EEG-Anlagenstammdaten, 50hertz, Amprion, Tennet, Transnet BW (2009), EEG-Jahresrechnung 2009, 50hertz, Amprion, Tennet, Transnet BW (2010), EG-Jahresrechnung 2010; 50hertz, Amprion, Tennet, Transnet BW (2011), EEG-Jahresrechnung 2011, acatech (Hrsg.), Die Energiewende finanzierbar gestalten, acatech Position, September Agentur für Erneuerbare Energien (2010), Erneuerbare Energien 2020 Potenzialatlas Deutschland, 2. Auflage, Februar 2010, Potenziale/Potenzialatlas_2020_online.pdf. BDEW (2011), Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken (2011), Berlin, 15. Dezember 2011 (korrigierte Fassung vom 23. Januar 2012). Böhringer, Rosendahl (2009), Green Serves the Dirtiest - On the Interaction between Black and Green Quotas, Discussion Papers No. 581, April 2009, Statistics Norway, Research Department.Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2000), Erneuerbare-Energien-Gesetz vom , php. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2012), Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland, Stand Juli Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2011), Erfahrungsbericht 2011 zum Erneuerbare-Energien-Gesetz, Stand , Literaturverzeichnis

126 118 Frontier Economics November 2012 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2004), Erneuerbare-Energien-Gesetz vom , php. Bundesverband WindEnergie (2012), Repowering von Windenergieanlagen, Effizienz, Klimaschutz, regionale Wertschöpfung, publication/repowering-von-windenergieanlagen/repoweringbroschuere_ 2012_web.pdf. Consentec, R2B (2010), Voraussetzungen einer optimalen Integration erneuerbarer Energien in das Stromversorgungssystem, Endbericht für das BMWi, bericht-optimale-intergration-erneuerbare-energie,property=pdf, bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf. Deutsche Energie-Agentur (2012), Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt, Berlin, Deutsche Energie-Agentur (2010), dena-netzstudie 2, DLR, Fraunhofer IWES, IfnE (2012), Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global, Schlussbericht, EnBW Transportnetze AG, RWE Transportnetz Strom GmbH, Transpower Stromübertragungs GmbH, Vattenfall Europe Transmission GmbH (2009), EEG-Mittelfristprognose: Entwicklungen , kwk.net/cps/rde/xbcr/eeg_kwk/ _eeg-mittelfristprognose-bis- 2015_mitUeNB-Logos_Fussnote-korr.pdf. Erdmann (2012), Kapazitäts-Mechanismus für konventionelle und intermittierende Elektrizität, Überarbeitetes Thesenpapier für das AGORA- Fachgesrpäch am 24. August 2012 in Berlin. Erneuerbaren Energien, Das Magazin (2012), Ausbauziel nicht mehr zu erreichen, Artikel vom , Literaturverzeichnis

127 November 2012 Frontier Economics 119 EWI, gws, prognos (2010), Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung, Studie für das BMWi, allgemein/application/pdf/energieszenarien_2010.pdf. EWI (2012), Mögliche Entwicklung der Umlage zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien durch das Erneuerbare- Energien-Gesetz bis 2018, Kurzexpertise im Auftrag der Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft, November FHG-ISI (2012), Grüne fordern Änderung des Marktprämienmodells, Artikel in Photovoltaik, beitrag/grne-fordern-nderung-des-marktprmienmodells_ / Fraunhofer IWES (2011), Studie zum Potenzial der Windenergienutzung an Land, Kurzfassung der Studie für den Bundesverband Windenergie e.v., Potenzial_onshore_2011.pdf. Fraunhofer IWES (2012), Vorstudie zur Integration großer Anteile Photovoltaik in die elektrische Energieversorgung, Studie im Auftrag des BSW, n_lang.pdf. Haucap, Kühling (2012), Eine Quote für den Grünstrom, Gastbeitrag in der Frankfurter Allgemeinen Zeitung, , IE Leipzig (2011), EEG-Mittelfristprognose: Entwicklungen 2012 bis 2016, Stand: 15. November 2011, Ingenieurbüro Floecksmühle, Universität Stuttgart, Hydrotec, Fichtner GmbH & Co.KG (2010), Potentialermittlung für den Ausbau der Wasserkraftnutzung in Deutschland als Grundlage für die Entwicklung einer geeigneten Ausbaustrategie, Schlussbericht für das BMU, Ingenieurbüro Floecksmühle, Fichtner GmbH & Co.KG, Forschungsstelle Umwelt, Energie, Recht e.v., IHS (2011), Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2011 gemäß 65 EEG, Vorhaben lld Spartenspezifisches Vorhaben Wasserkraft, Endbericht für das BMU, Literaturverzeichnis

128 120 Frontier Economics November pdf/eeg_eb_2011_windenergie_bf.pdf. Matthes (2010), Der Instrumenten-Mix einer ambitionierten Klimapolitik im Spannungsfeld von Emissionshandel und anderen Instrumenten, Bericht für das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Mai 2010, Berlin. Monopolkommission (2011), Energie 2011: Wettbewerbsentwicklung mit Licht und Schatten, Sondergutachten 59 gemäß 62 Abs. 1 EnWG. R2B Energy Consulting (2012), EEG-Mittelfristprognose: Entwicklungen 2013 bis 2017 (Trend-Szenario), Entsolidarisierung, Redpoint (2010), Electricity Market Reform Analysis of policy options, A report by Redpoint Energy in association with Trilemma UK, Dezember Schmidt, C.; aus dem Moore N. (2012), Sparen durch Grünstromzertifikate, Financial Times Deutschland, Sensfuß, F.; Ragwitz, M. (2011), Weiterentwickeltes Fördersystem für die Vermarktung von erneuerbarer Stromerzeugung. 7. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien, Februar Literaturverzeichnis

129 November 2012 Frontier Economics 121 Anhang 1: Modellierungsansatz In diesem Anhang beschreiben wir die Modellstruktur sowie die Modellogik für die betrachteten Fördermodelle: Zielfunktion und Logik der Modellrechnungen diese variiert je nach analysiertem EE-Fördermodell; Struktur und zeitliche Auflösung der Modelle diese ist für alle Modellrechnungen identisch; und Format der Modellergebnisse. Eine ausführliche Beschreibung der Annahmen und Quellen für diese Annahmen ist im Anhang 2 zu finden im Folgenden konzentrieren wir uns auf die Darstellung der Logik und Struktur der verwendeten Modelle. Logik der Modellrechnungen Alle Modelle wurden als lineare Optimierungsmodelle in GAMS formuliert. Optimiert wurden Zubauentscheidungen in verschiedene EE-Technologien in Deutschland in den nächsten 40 Jahren. Ausgewertet und verglichen wurden dann die sich jeweils einstellenden Marktergebnisse für die nächsten 10 Jahre. Untersucht wurden hierbei drei Fördermodelltypen: Förderung über eine fixe Einspeisevergütung; Förderung über ein Marktprämienmodell; und Förderung über ein Quotenmodell. Die Zielfunktion/Logik der Modelle ist hierbei wie folgt: Einspeisevergütungsmodelle (heutiges EEG) Die Investoren maximieren ihre Rendite, die sich bestimmt aus den politisch vorgegebenen Vergütungssätzen (bzw. im Falle von Eigenverbrauch durch vermiedene Strombezugskosten), abzüglich der Vollkosten für eine EE-Technologie. Sie wählen Anlagentechnologie und Investitionszeitpunkt so, dass sie eine bestmögliche Rendite erzielen und sie investieren nur, wenn die Renditeerwartung ihre Kapitalkosten (inkl. Kalkulatorischer Eigenkapitalverzinsung) deckt. Der Zubau/die Investition in EE ist hierbei beschränkt durch technische Potenziale für jede Technologieoption (maximale Installationszahlen in GW bzw. maximaler jährlicher Zubau in MW/a). Falls diese Restriktionen bindend sind, konzentrieren sich die Investoren im Modell auf die Investitionsprojekte mit der höchsten Renditeerwartung. Anhang 1: Modellierungsansatz

130 122 Frontier Economics November 2012 (Modifiziertes) Marktprämienmodell Auch im Prämienmodell maximieren die Investoren ihre Rendite, die sich zusammensetzt aus Erlösen aus dem Stromverkauf zu prognostizierten Großhandelspreisen (zur Strompreisprognose vgl. Anhang 2); Erlösen aus einer (fixen) Marktprämie; und im Falle von Eigenverbrauch durch vermiedene Strombezugskosten. Der Zubau/die Investition in EE ist auch hier durch (identische) technische Potenziale für jede Technologieoption (maximale Installationszahlen in GW bzw. maximaler jährlicher Zubau in MW/a) beschränkt. Quotenmodell Die Modelllogik des Quotenmodells unterscheidet sich von der Logik der beiden zuvor dargestellten Modelle. Im Quotenmodell wird eine bestimmte EE-Erzeugungsmenge pro Jahr vorgegeben. Diese geforderte EE-Erzeugungsmenge wird dann kostenminimal erreicht (oder ggf. verfehlt, wenn ein Buy-out -Preis greift). Unser Modell lässt auch den Übertrag von Zertifikaten in Folgejahre (sogenanntes Banking ) zu. Eine Kreditaufnahme ( Borrowing ) von Zertifikaten wird andererseits nicht zugelassen. Das Modell berechnet dann den sich einstellenden Grünstromzertifikatepreis 65. Die Erlöse der EE-Investoren sind dann: Erlöse aus dem Stromverkauf zu prognostizierten Großhandelspreisen; Erlöse aus dem Verkauf eines grünen Zertifikates; und im Falle von Eigenverbrauch durch vermiedene Strombezugskosten. Die Modelle greifen hierbei alle auf einen identischen Datensatz bezüglich allgemeiner Entwicklungen (z.b. Stromnachfrage, Strompreise), der Kosten und der technischen Potenziale je Technologie zurück. Unterschiedlich sind jeweils nur die Parameter, die das Fördermodell selbst definieren. Dies sind beispielsweise Einspeisevergütungsmodell Hier sind zu definieren: Höhe und Dauer der Fördersätze (Anfangsvergütung/Grundvergütung) nach Technologie, Anlagengröße und Inbetriebnahmejahr; und Degression der Fördersätze für neue Anlagengenerationen (z.b. von Inbetriebnahmejahr zu Inbetriebnahmejahr) und atmende Deckel für PV. 65 Als Schattenpreis der Nebenbedingung minimale EE-Menge pro Jahr. Anhang 1: Modellierungsansatz

131 November 2012 Frontier Economics 123 Prämienmodell Hier sind zu definieren: Höhe und Dauer der Prämie ggf. nach Technologie, Anlagengröße und Inbetriebnahmejahr; und Degression der Fördersätze für neue Anlagengenerationen (z.b. von Inbetriebnahmejahr zu Inbetriebnahmejahr). Quotenmodell Hier sind zu definieren: Mengenvorgabe je Jahr; qualifizierte Technologien; Vorgaben bezüglich der Möglichkeiten eines Banking/Borrowing; und Höhe eines möglichen Buy-out - Preises. Struktur und Granularität des Modells Das Modell optimiert jeweils Zubauentscheidungen von Investoren in EE- Technologien über den Zeitraum 2012 bis Die Einsatzentscheidung der betreffenden Anlagen wird nicht optimiert, sondern anhand von typischen Einspeiseprofilen abgeschätzt. Eingehender dargestellt wurden von uns die sich mittelfristig in den nächsten 10 Jahren (2013 bis 2022) einstellenden Effekte. In das Optimierungskalkül fließen je nach Fördermodell ein: Erlöse der EE Erzeuger: Erlöse aus Stromverkäufen jährlicher prognostizierter Basepreis und Wertigkeit der Einspeisung (diese hängt ab vom Einspeiseprofil und der Durchdringung einer Technologie); Erlöse aus Fördermittel Erlöse der Erzeuger aus Einspeisetarif, (modifizierter) Prämie oder über den Zertifikatemarkt sowie ggf. Nutzen aus Eigenerzeugung. Kosten der EE Erzeugung diese sind technologiespezifisch ermittelt und beinhalten: annuitätische Investitionskosten die spezifischen Investitionskosten sinken über die Zeit abhängig von globalen Lerneffekten bei zukünftigen Anlagengenerationen; Lebensdauer der Anlagen; Abschreibungsdauern und technologiespezifische Finanzierungskosten ( WACC ); Anhang 1: Modellierungsansatz

132 124 Frontier Economics November 2012 fixe und variable O&M-Kosten; Brennstoffkosten (insb. bei Biomasse); Ausgleichsenergiekosten (je nach Förderregime werden diese durch den Investor oder durch die Allgemeinheit getragen); Gutschriften für eine parallele Wärmeauskopplung (bei KWK-Anlagen). Technische Einschränkungen für jedes Modelljahr geben wir technische Potenziale vor: Zubaupotenziale je Technologie in MW und Jahr; Maximaler Zubau insgesamt in GW und daraus abgeleitetmaximale Erzeugung je Technologie und Jahr. Format der Modellergebnisse Wesentliche Ergebnisse der Modellrechnungen sind dann jeweils für die unterschiedlichen Fördermodelle der sich einstellende jährliche Ausbau an EE in Deutschland (in MW und TWh/a); die jährlichen Produktionskosten der EE-Erzeugung für Bestandsanlagen und Neuanlagen (in Mio. /a); der Wert der EE-Erzeugung (in Mio. /a) ermittelt auf Basis der prognostizierten EE-Einspeisemengen, Einspeiseprofile und der Strompreisprognose; die Nettoförderkosten insgesamt (in Mio. /a) basierend auf den Umsatzerlösen der EE-Erzeuger (die sich je nach Förderregime wie zuvor beschrieben zusammensetzen) abzüglich der Wertigkeit der EE- Erzeugung; und die sich ergebende EEG-Umlage in c/kwh (diese ergibt sich aus den Nettoförderkosten dividiert durch den nicht privilegierten Stromverbrauch). Anhand dieser Kennzahlen wurden die entsprechenden Fördermodelle dann verglichen und bewertet. Tabelle 8 fasst noch einmal die wichtigsten Aspekte der Modelllogik zusammen. Anhang 1: Modellierungsansatz

133 November 2012 Frontier Economics 125 Tabelle 8. Übersicht - Logik der Modelle Parameter FIT Prämie Quote Logik Zielfunktion Maximiere Rendite der Investoren Maximiere Rendite der Investoren Minimiere Kosten zur Erreichung des Mengenziels Steuerungslogik Preissteuerung EUR/MWh (Einspeisetarif) Preissteuerung EUR/MWh(Prämie) Mengensteuerung (TWh/a an EE) Betrachtungszeitraum 2012 bis 2035 Granularität Modellregion EE-Technologien Variable für Optimierung Einsatz der Anlagen Optimiert wird über den gesamten Betrachtungszeitraum, Zubau kann jährlich erfolgen Deutschland 25 verschiedene EE-Technologieoptionen 66 mit unterschiedlichen Kosten und Potenzialen Zubauentscheidung (was wird wann gebaut?) wird optimiert, Einsatz ist technologieabhängig festgelegt Erfolgt anhand typischer Einspeiseprofile (definiert über Wertigkeit der Einspeisung und Volllaststunden) Quelle: Frontier 66 Weitere Details zu den Technologieoptionen können im Anhang 2 eingesehen werden. Anhang 1: Modellierungsansatz

134 126 Frontier Economics November 2012 Tabelle 9 fasst die wesentlichen Modellergebnisse zusammen. Tabelle 9. Übersicht Format der wesentlichen Ergebnisse aus den Modellen Parameter Einspeisetarif (FIT) (modifizierte) Prämie Quote Bruttoförderung Summe aller FIT Zahlungen, ggf. zuzügl. indirekte Subventionen (z.b. Eigenverbrauch, Übernahme Bilanzierungskosten) Summe aller Prämien Zahlungen, ggf. zuzügl. indirekte Subventionen (z.b. Eigenverbrauch, Übernahme Bilanzierungskosten) Summe aller Zertifikate- Zahlungen, ggf. zuzügl. indirekte Subventionen (z.b. Eigenverbrauch, Übernahme Bilanzierungskosten) Wert des eingespeisten Stroms Jährlicher Base Preis, bereinigt um technologiespezifische Wertigkeitsfaktoren der Einspeiseprofile Nettoförderung - Belastung für die Verbraucher Bruttozahlungen aus FIT minus Wert des eingespeisten Stromes Bruttozahlungen aus Prämie Bruttozahlungen aus Zertifikaten Förderumlage in ct/kwh Nettoförderkosten eines Jahres geteilt durch nicht privilegierten Stromverbrauch eines Jahres Quelle: Frontier Anhang 1: Modellierungsansatz

135 November 2012 Frontier Economics 127 Anhang 2: Annahmen der Modellierung In diesem Anhang fassen wir zusammen: Annahmen zur Modellierung der Reformmodelle; Annahmen zur Kosten- und Technologieparametern von unterschiedlichen EE-Technologien; Ausbaupotentiale für EE unterschiedlicher Technologien; Annahmen zur Entwicklung des Strommarktes. Annahmen zur Modellierung der Reformmodelle Anhang 2: Annahmen der Modellierung

136 128 Frontier Economics November 2012 Kosten- und Technologieparameter von EE Investitionskosten Tabelle 10. Annahmen an die Investitionskosten Klasse Beschreibung Typische Auslastung Investitionskosten (overnight) 2010 Quelle Investitionskosten h/a EUR(2010)/MW Wind onshore Onshore wind band 1 (<3MW, Standard Standort) 1,400 1,203,600 BMU (2011) Wind onshore Onshore wind band 2 (<3MW, guter Standort) 1,800 1,203,600 BMU (2011) Wind onshore Onshore wind band 3 (von <2MW, Repowering Standard) 2,000 1,083,240 Frontier: 90% der Neubaukosten Wind onshore Onshore wind band 4 (von <2MW, Repowering guter Standort) 2, ,916 Frontier: 90% der Neubaukosten Wind onshore Onshore wind band 3 (>3MW, Standard Standort) 2,000 1,400,000 ISE (2012), mittlerer Wert für Onshore 2-3MW Wind onshore Onshore wind band 4 (>3MW, guter Standort) 2,200 1,400,000 ISE (2012), mittlerer Wert für Onshore 2-3MW Wind offshore Offshore Wind Band 1- Nordsee küstennah 3,300 3,200,000 SE (2012), Offshore mittlerer Wert Wind offshore Offshore Wind Band 2- Nordsee Standardküstendistanz 3,500 3,570,000 BMU (2011) Wind offshore Offshore Wind Band 3- Nordsee küstenfern 3,700 4,000,000 ISE (2012), Offshore obere Grenze Wind offshore Offshore Wind Band 4 - Ostsee 3,500 3,570,000 BMU (2011) Hydro Wasser < 0.5 MW 4,500 3,213,000 BMU (2011) Hydro Wasser < 2 MW 4,800 3,213,000 BMU (2011) Hydro Wasser < 5 MW 5,000 2,244,000 BMU (2011) Hydro Wasser > 5 MW 5,500 2,244,000 BMU (2011) Geothermie Geothermie (ohne petrothermale Technik) 5,000 11,730,000 BMU (2011) Biomasse Güllebiogasanlage bis 75 kw 6,500 2,856,000 BMU (2011) Biomasse Feste Biomasse mit Einsatzstoffklasse 1 < 5MW 6, ,200 BMU (2011) Biomasse Biogas/-methan < 150kW 7,000 2,652,000 BMU (2011) Biomasse Biogas/-methan < 500kW 7,000 1,632,000 BMU (2011) Biomasse Biogener Abfall bis 20 MW 6, ,200 BMU (2011) PV Aufdach PV < 10 kw 900 2,196,786 ISE (2012), PV Aufdach bis 10kW, mittlerer Wert, 9% Lernkurve zurückgerechnet PV Aufdach PV < 1MW 900 1,965,545 PV Aufdach bis 1MW, mittlerer Wert, 9% Lernkurve zurückgerechnet PV Freifläche < 10 MW 900 1,849,925 ISE (2012), PV Freufläche, mittlerer Wert, 9% Lernkurve zurückgerechnet Gase KGD < 5 MW 7,500 1,377,000 BMU (2011) Quelle: Frontier Anhang 2: Annahmen der Modellierung

137 Lerneffekt (real, 2012 = 100%) November 2012 Frontier Economics 129 Lernkurven Abbildung 24. Annahme zu Lernkurven % 120% 100% 80% 60% Wind onshore Wind offshore Hydro Biomasse PV 40% PV: 7% bis 2015, 4% bis 2020 Wind offshore: 4,4% bis 2015, 3% bis % 0% Jahr der Inbetriebnahme Quellen: Wir greifen im Wesentlichen auf die Annahmen in den BMU Leitszenarien 2011 zurück. Davon abweichende Annahmen: PV: niedrigerer Startwert und schwächeres Lernen, so dass ungefähr Investitionskosten in 2015 aus BMU Leitstudie 2011 erreicht werde Lernkurve Offshore zwischen etwas reduziert, da erwarteter Offshore-Boom verzögert ist Anhang 2: Annahmen der Modellierung

138 130 Frontier Economics November 2012 Sonstige Anlagenparameter Tabelle 11. Annahmen an sonstige Anlagenparameter - Parameter Klasse Beschreibung fixe O&M Abschreibedauer/ Lebensdauer Bauzeit für Bauzins Gearing Debt Rate Equity rate Zinssatz (WACC) % Investkosten a a % % % %/a real Wind onshore Onshore wind band 1 (<3MW, Standard Standort) 4% % 4.0% 9% 5.3% Wind onshore Onshore wind band 2 (<3MW, guter Standort) 4% % 4.0% 9% 5.3% Wind onshore Onshore wind band 3 (von <2MW, Repowering Standard) 4% % 4.0% 9% 5.3% Wind onshore Onshore wind band 4 (von <2MW, Repowering guter Standort) 4% % 4.0% 9% 5.3% Wind onshore Onshore wind band 3 (>3MW, Standard Standort) 4% % 4.0% 9% 5.3% Wind onshore Onshore wind band 4 (>3MW, guter Standort) 4% % 4.0% 9% 5.3% Wind offshore Offshore Wind Band 1- Nordsee küstennah 6% % 4.0% 12% 6.8% Wind offshore Offshore Wind Band 2- Nordsee Standardküstendistanz 6% % 4.0% 12% 6.8% Wind offshore Offshore Wind Band 3- Nordsee küstenfern 6% % 4.0% 12% 6.8% Wind offshore Offshore Wind Band 4 - Ostsee 6% % 4.0% 12% 6.8% Hydro Wasser < 0.5 MW 5% % 4.0% 9% 5.3% Hydro Wasser < 2 MW 5% % 4.0% 9% 5.3% Hydro Wasser < 5 MW 5% % 4.0% 9% 5.3% Hydro Wasser > 5 MW 5% % 4.0% 9% 5.3% Geothermie Geothermie (ohne petrothermale Technik) 5% % 4.0% 9% 5.3% Biomasse Güllebiogasanlage bis 75 kw 7% % 4.0% 9% 5.3% Biomasse Feste Biomasse mit Einsatzstoffklasse 1 < 5MW 6% % 4.0% 9% 5.3% Biomasse Biogas/-methan < 150kW 7% % 4.0% 9% 5.3% Biomasse Biogas/-methan < 500kW 7% % 4.0% 9% 5.3% Biomasse Biogener Abfall bis 20 MW 6% % 4.0% 9% 5.3% PV Aufdach PV < 10 kw 1% % 4.0% 6% 4.8% PV Aufdach PV < 1MW 1% % 4.0% 6% 4.8% PV Freifläche < 10 MW 1% % 4.0% 9% 5.3% Gase KGD < 5 MW 7% % 4.0% 9% 5.3% Quelle: Frontier Anhang 2: Annahmen der Modellierung

139 November 2012 Frontier Economics 131 Tabelle 12. Annahmen an sonstige Anlagenparameter - Wertigkeitsfaktoren Startwert 2012 Inkrementeller Effekt Rechenbeispiel %-Base-Preis %/TWh TW h %-Base-Preis Wind onshore 92% -0,28% 10 89% Wind offshore 95% -0,10% 10 94% PV 105% -0,53% % Andere 100% 0,00% % Quelle: Frontier Startwert abgeleitet aus Werten 2011, inkrementeller Effekt aus Frontier Modellierung Ausbaupotenziale für EE Tabelle 13. Definition und Vorgehen bei der Bestimmung der EE-Potenziale Beschreibung Definition Potenzial Funktion: Obergrenze im Modell Unterscheidung in Gesamtpotenzial jährliches Zubaupotenzial Interpretation: Quasi-technische Potenziale Was ist maximal unter realistischen technischen und ökonomischen Randbedingungen zu erwarten Herangehensweise Sichtung zitierfähiger, externer Quellen BMU, Dena, IWES, Netzbetreiber, EEG Erfahrungsbericht etc. Struktur Bestandsanlagen EEG Anlagenregister der ÜNBs (Stand 2011) Cross-checks anhand von Ergebnissen aus anderen Studien Dena, BMU Leitstudie, BMU Studie zum Marktprämienmodell Quelle: Frontier Anhang 2: Annahmen der Modellierung

140 TWh 132 Frontier Economics November 2012 Abbildung 25. EE-Potenziale über die Zeit in der Übersicht (in TWh/a) Potenzial in 2012 entspricht einer Erzeugung von ca. 150 TWh (25% der Bruttostromnachfrage) Potenzial in 2035 entspricht einer Erzeugung von ca. 550 TWh (ca. 90% der Bruttostromnachfrage) KGD < 5 MW Freifläche < 10 MW Aufdach PV < 1MW Aufdach PV < 10 kw Biogener Abfall bis 20 MW Biogas/-methan < 500kW Biogas/-methan < 150kW Feste Biomasse mit Einsatzstoffklasse 1 < 5MW Güllebiogasanlage bis 75 kw Geothermie (ohne petrothermale Technik) Wasser > 5 MW Wasser < 5 MW Wasser < 2 MW Wasser < 0.5 MW Offshore Wind Band 4 - Ostsee Offshore Wind Band 3- Nordsee küstenfern Offshore Wind Band 2- Nordsee Standardküstendistanz Offshore Wind Band 1- Nordsee küstennah Onshore wind band 4 (>3MW, guter Standort) Onshore wind band 3 (>3MW, Standard Standort) Onshore wind band 4 (von <2MW, Repowering guter Standort) Onshore wind band 3 (von <2MW, Repowering Standard) Onshore wind band 2 (<3MW, guter Standort) Onshore wind band 1 (<3MW, Standard Standort) Quelle: Frontier Potenziale von Wasserkraft in Deutschland Vorgehen 67 : Das noch vorhandene Potenzial beträgt lt. BMU (2010, 2011): 3,5TWh (ca. 700MW); hiervon ca. 1,35TWh für Wasser <5MW. Potenzial besteht fast ausschließlich aus Modernisierung/Erweiterung (90%). Annahme jährliches Zubaupotenzial: 10% des Gesamtpotenzials (70MW/a) realisierbar. 67 Basierend auf BMU (2010), BMU (2011), ÜNB EEG Anlagenregister (Stand 2011). Anhang 2: Annahmen der Modellierung

141 November 2012 Frontier Economics 133 Tabelle 14. Abschätzung der Verteilung der Potenziale aus Wasserkraft (nach BMU 2010a) nach BMU Potenzialstudie Abschätzung für Grenze 5MW <5MW >5MW Summe Erweiterungspotenzial an best. WKA [TWh] Neubaupotenzial an best. QBW [TWh] <1MW 0,56 >1MW 2,55 >1MW 0,10 1,2 2,0 3,2 0,15 0,15 0,3 Summe [TWh] ca. 3,2 1,35 2,15 ca. 3,5 Quelle: BMU Annahme Modell: Zubau Gesamt: 700MW (3,5 TWh); Zubau pro Jahr: 130MW/a. Potenziale von Gasen (KGD) in Deutschland Vorgehen 68 : Ökonomisch sinnvolles Potenzial heute bereits weitestgehend ausgeschöpft (siehe EEG EB 2011); Annahme: Gesamtpotenzial wird auf Niveau in 2010 von ca. 620MW fixiert; Das jährliche maximale Zubaupotenzial ergibt sich aus der berechneten Sterbelinie der bestehenden Anlagen - aber maximal 200MW/a. Annahme Modell: Gesamt: 620MW (5 TWh); Zubau: MW/a. Potenziale von PV in Deutschland Vorgehen 69 : 68 Basierend auf BMU Leitstudie 2011, ÜNB EEG Anlagenregister (Stand 2011). 69 Basierend auf IWES (2012), Anlagenregister (Stand 2011). Anhang 2: Annahmen der Modellierung

142 134 Frontier Economics November 2012 Die vom IWES (2012) berechneten Potentiale sind teilweise als theoretische Obergrenze anzusehen: Konkurrenzanwendungen (z.b. Solarthermie) nicht berücksichtigt; Besitzverhältnisse nicht berücksichtigt; Berücksichtigtes Gesamtpotenzial 169GW p : untere Grenze, exkl. Schienen und Autobahnen; Frontier-Annahme: jährliches Zubaupotenzial 8 bis 11GW p : max. historisch beobachteter Zubau 9,7GW p in Tabelle 15. Potenziale von PV in Deutschland in GWp Kaltschmitt aktualisiert Quaschning aktualisiert DLR/ IFEU Eigene Berech-nung Einschätzung Dachflächen Fassadenflächen Versiegelte Flächen Flächen entlang von Schienenwegen Flächen entlang von Autobahnen (20%) (20%) Konversionsflächen Gesamt Quelle: IWES (2012) Annahmen Modell: Gesamt: 169GW p (137 TWh); Zubau: 11 GW p /a. Potenziale von Geothermie in Deutschland Vorgehen 70 : 70 Basierend auf AEE Potenzialatlas, Anlagenregister (Stand 2011). Anhang 2: Annahmen der Modellierung

143 November 2012 Frontier Economics 135 Rein technisch nahezu unbegrenztes Potenzial, aber bisher nur 7,5MW realisiert; Ende 2008: 15 Projekte in Planung, 180 Aufsuchungserlaubnisse beantragt; Dies entspricht einem Potenzial von 540MW el ; Annahme: alle Projekte zur Stromerzeugung, angenommene Anlagengröße 3MWel; Frontier-Annahme: jährliches Zubaupotenzial auf 10% des Gesamtpotenzials pro Jahr begrenzt. Abbildung 26. Geothermische Kraft- und Heizwerke in Betrieb und im Bau Quelle: AEE Potenzialatlas Annahme Modell: Gesamt: 540MW el (3 TWh); Zubau: 54MW el /a. Anhang 2: Annahmen der Modellierung

144 136 Frontier Economics November 2012 Potenziale von Wind onshore in Deutschland (ohne Repowering) Vorgehen 71 : Ausgangspunkt: Potenzialstudie vom IWES (2011) für den BWE: Potentialermittlung auf Basis von GIS-Daten; Plausibilisierung der BWE Annahme, dass 2% der Fläche nutzbar; IWES ermittelt auf Basis 2% der Fläche ein Onshore-Potenzial von 189GW (390TWh): An guten Standorten wurden 3 MW Windenergieanlage mit 2,6 m2/kw und einer Nabenhöhe von 100 m angenommen; An weniger guten Standorten wird die 3 MW Schwachwindanlage mit 3,5 m2/kw und einer Nabenhöhe von 150 m installiert 72 ; Frontier-Annahme: Zubaupotenzial ca WEA pro Jahr mit 2-3MW Historisches Maximum: 2231 WEA in Basierend auf IWES (2011), Anlagenregister (Stand 2011). 72 Teurere Anlage an den schlechteren Standort? - In der Realität (und ohne Referenzertragsregelung) dürfte man zukünftig auch größere/ teurere/bessere Anlagen an die besseren Windstandorte setzen. Anhang 2: Annahmen der Modellierung

145 November 2012 Frontier Economics 137 Tabelle 16. Potenziale von Wind onshore in Deutschland (ohne Repowering) Quelle: IWES (2011) oder EEG-Anlagenstammdaten (Stand 2011) Annahme Modell: Gesamt: 189GW (390 TWh); Zubau: 4GW/a (2012) bis 6GW/a (2035). Potenziale von Wind Repowering in Deutschland Vorgehen 73 : Rein technisch ist Repowering nur durch die Anzahl der Bestandsanlagen begrenzt die Hälfte der Windenergieanlagen ist älter als 10 Jahre; 2011 wurden allerdings nur 170 alte WEA (123 MW) durch 95 neue Anlagen (238 MW) ersetzt; BWE spricht von einem jährlichen Potenzial von 1000MW/a (Interpretation: Neuanlagen); Dena II ermittelt realisierte Repowering-Potenziale von ca. 200MW/a: 73 Basierend auf DENA II (2010), IWES (2011), BWE (2012), Anlagenregister (Stand 2011). Anhang 2: Annahmen der Modellierung

146 138 Frontier Economics November ,7TWh (ca. 1GW) bis 2015; 3,4 TWh (ca. 2GW) bis 2020; Frontier-Annahme: Gesamtpotenzial: 20GW (theoretisch); Jährliches Potenzial MW/a. Abbildung 27. IWES-Windkarte Zuordnung zu guten Standorten (nach Bundesländern) anhand der IWES Windkarte Quelle: IWES Annahme Modell: Gesamt: begrenzt durch Altanlagen; Zubau: 500MW/a 750MW/a. Gute Standorte werden tendenziell früher Repowered, da Bestandsanlage dort früher in die Grundvergütung fällt. Anhang 2: Annahmen der Modellierung

147 November 2012 Frontier Economics 139 Potenziale von Offshore-Wind in Deutschland Zusammenfassung 74 : Potenziale bzw. erwarteter Ausbau deutlich über den realistischen Ausbauten Dena II: 14-16GW bis 2020, 22-25GW bis 2030; Ziele der Bundesregierung: 10GW bis 2020, 25GW bis 2030; Frontier-Ansatz: mittelfristig liegen die Potenziale unter den Zielen der Bundesregierung (Annahme: 8GW, Quelle: Windresearch ); langfristige Ziele der Bundesregierung als Potenzialgrenze (25GW); jährlicher Zubau auf Basis von bereits genehmigten Offshore-Parks, aber mit zeitlicher Verzögerung von 2-3 Jahren. Tabelle 17. Modifiziertes Szenario für den Offshore-Windenergieausbau Quelle: DEWI Kommentar: Szenario_dena_II_mod um12,5% reduziert wegen Kritik des BMU einer zu optimistischen Ausbauerwartung Annahme Modell: Gesamt: 8GW bis 2020, 25GW bis 2035; und Zubau: 550MW/a (2012) 3,2GW/a (2035) Basierend auf DENA II, Windresearch 75 Verzögerung ggü. Planung angenommen. Anhang 2: Annahmen der Modellierung

148 140 Frontier Economics November 2012 Potenziale von Biomasse in Deutschland Zusammenfassung 76 : Laut BMU Leitstudie beträgt Primärenergie-inhalt von in DE maximal 430 TWh_th/a: Reststoffen ca. 220 TWh/a (inkl. organische Abfälle), davon ca. 180 TWh/a feste Reststoffe; Davon stehen ca. 300TWh/a für die Strom- und Wärmeerzeugung zur Verfügung: 220 TWh/a Feststoffe, 80TWh/a Bruttogasertrag; Langfristig Verdopplung auf bis zu 60TWhel (KWK-Anteil von 80%) lt. BMU denkbar; In den Energieszenarien für das Energiekonzept Potenzial für Stromerzeugung auf 157TWh th, Erzeugung bei ca. 40 TWh el (Modellergebnis); Zubau auf 10% p.a. beschränkt (~max. beobachtetem Zubau von 830MW in 2006). 76 Basierend auf BMU Leitstudie 2011, EWI (2010), Anlagenregister (Stand 2011). Anhang 2: Annahmen der Modellierung

149 November 2012 Frontier Economics 141 Abbildung 28. Stromproduktion aus Biomasse nach Art der eingesetzten Energieträger, Ist-Daten nach [AGEE-Stat 2011] in 2010 ca. 33,5TWh el aus Biomasse, davon ca. 1/3 aus Biogas und Biomethan Quelle: DLR, Fraunhofer IWES, IfnE (2012), Abbildung 3.14 Annahme Modell: Gesamt: 9GW el (60 TWh el ); Zubau: 1,3GW el /a. Sonstige Annahmen zur Entwicklung des Strommarktes Strom- und Brennstoffpreise (real 2010) Erdgas: real steigende Preise auf knapp unter 30 /MWh erwartet; CO 2 : Langfristiger Anstieg auf ca. 40 /t, mittelfristig deutlich geringere Preise, die aktuelle Marktlage reflektieren; Stromgroßhandel (modelliert): realer Anstieg auf ca. 75 /MWh. Anhang 2: Annahmen der Modellierung