Ökonomische Parameter der Energiewende 2011

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1 Ökonomische Parameter der Energiewende 2011 Berlin, 23. November 2011 Prof. Dr. Justus Haucap Heinrich-Heine Universität Düsseldorf 1

2 Energiewende 2011 Moratorium nach dem Reaktorunglück in Fukushima, Sofortige Stilllegung von acht Kernkraftwerke und stufenweiser e se vollständiger Atomausstieg bis 2022, Ausbau der erneuerbaren Energien auf 35% des Stromverbrauchs bis 2020, bis 2050 sogar auf 80%, Kernfragen aus ökonomischer Sicht: Wie wird der Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien forciert? Wie werden die Ziele Versorgungssicherheit und Preisgünstigkeit gewährleistet? 2

3 Förderung erneuerbarer Energien Bisher: Ausbau durch das EEG gesteuert, Ausdifferenzierte Fördersätze nach Erzeugungstechnologie (Solar, Biomasse, Wind, Geothermie, e e, etc.) etc) Ausdifferenzierte Förderung nach Anlagengröße, Ausdifferenzierte Förderung nach Anlagenstandort. EEG zeichnet sich durch nahezu völlige Abwesenheit von Markt und Wettbewerb aus. Ausnahme: (optionale) Marktprämie aber: Was bringt das wirklich? 3

4 EEG Förderung Entwicklung der EEG-Vergütungssummen nach Energieträgern in Mio. Euro in Mio o Wasser Gase Biomasse Geothermie Wind Solar 4

5 Probleme des EEG I Massive Überförderung einzelner Technologien, insbes. PV (38% der EEG-Förderung für 14% des EEG-Stroms). Ökologisch/klimapolitisch ist das EEG absolut wirkungslos: Zunahme des EEG-Stroms in Deutschland führt zu sinkender Nachfrage nach CO2-Zertifikaten Preis fällt, Stromproduktion mit Braunkohle wird günstiger, Andere Industrien (Stahl, etc.) können günstiger CO2 ausstoßen, Gesamtmenge an CO2-Ausstoß aber durch Gesamtmenge an Zertifikaten gedeckelt, nicht durch Menge an EEG-Strom berührt. Klimaeffekt des EEG = Null. 5

6 Alternativen zum EEG Alternativen zur EEG-Förderung: 1. Einheitlicher EEG-Einspeisetarif ohne jede Ausdifferenzierung, 2. Ausschreibungsmodell: EE-Strommengen werden ausgeschrieben (à la Bestellverkehr bei der Bahn, öffentliche Ausschreibungen), 3. Quotenmodell: Stromversorger und/oder Netzbetreiber werden verpflichtet, x % EE-Strom zu vertreiben bzw. aufzunehmen. 6

7 Alternatives Quotenmodell zum EEG Quelle: Sachverständigenrat (2011) 7

8 Weitere Probleme des EEG Bedarf an Regelenergie g nimmt zu (und damit die Kosten), Negative Preise wegen Abnahmegarantie (Entsorgungsgebühren), Wie wird die Versorgungssicherheit garantiert (auch Folge des Merit-Order-Effektes des EEG) aber: Statische Sichtweise. Brauchen wir Kapazitätsmärkte, Kapazitätszahlungen o.ä.? 8

9 Merit-Order-Effekt Nachfrage Merit-Order in Deutschland Öl Gas Wind Hydro Kernenergie Braunkohle Steinkohle Menge 9

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13 Ein deutscher Kapazitätsmarkt? Kompatibilität mit dem Binnenmarkt? Verpflichtung zur Erzeugung in Deutschland? Wie ist mit einer fortschreitenden Marktintegration in Europa umzugehen? Quersubventionierung der Versorgungssicherheit in Nachbarstaaten? Optimale Ansiedlung des Kraftwerkparks in Europa? 13

14 Ein europäischer Kapazitätsmarkt? Mitnahmeeffekte? Wer organisiert den Kapazitätsmarkt? Wie? Präferenzunterschiede? Politische Einflussnahme? Fortschreitende Marktintegration in Europa? 14

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16 Fazit Die Energiewende ist ein tiefgreifender, fundamentaler Einschnitt in die Energiewirtschaft, Der massive Ausbau der Erneuerbaren Energien ist sehr teuer, marktfern und für den Klimaschutz wirkungslos, Ohne einen Systemwechsel bei der EE-Förderung wird von Markt und Wettbewerb bald nicht mehr viel übrig sein, Die Einrichtung eines deutschen Kapazitätsmarktes wäre mit zahlreichen Problemen verbunden, Die angebliche Notwendigkeit eines Kapazitätsmarktes ergibt sich primär (wenn überhaupt) aus einer isolierten Betrachtung Deutschlands. 16

17 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Professor Dr. Justus Haucap Heinrich-Heine-Universität Düsseldorf Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE) Universitätsstr. 1 D Düsseldorf Fax: justus.haucap@dice.uni-duesseldorf.de i 17