Volkswirtschaftliche Bewertung des EEG

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1 Bachelorarbeit im Studiengang Agrarwissenschaften Volkswirtschaftliche Bewertung des EEG vorgelegt von Christian Ceynowa (1251) Erstgutachter: Prof. Dr. Jens-Peter Loy Zweitgutachter: Prof. Dr. Martin Schellhorn Abteilung Marktlehre Agrar- und Ernährungswissenschaftlichen Fakultät der Christian-Albrechts-Universität zu Kiel

2 Inhaltsverzeichnis Seite 1. Einleitung 1 2. Funktionsweise, Entwicklung und Wirkungen des EEG Zielsetzung und Funktionsweise Historische Entwicklung des EEG Stromeinspeisungsgesetz von Einführung des EEG im Jahr EEG-Novelle EEG-Novelle EEG-Novelle Bilanz der bisherigen Wirkungen 6 3. Ökonomische Bewertung des EEG im Vergleich zu einem alternativen Quotenmodell Bewertungskriterien Funktionsweise eines Quotensystems Anreizwirkungen zum EE-Ausbau Einhalten der Zielvorgaben Kosteneffizienz Nutzung der kostengünstigsten Optionen zum Ausbau der EE Kostendruck für Akteure am EE-Strommarkt Vermeidung von Mitnahmeeffekten Technologieförderung Schlussbetrachtung 27 Literaturverzeichnis 30

3 Abbildungsverzeichnis Seite Abb. 1: Abb. 2: Abb. 3: Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlands- Stromverbrauch und Ziele der Bundesregierung 7 Spannbreiten der EEG-Vergütung und durchschnittliche Vergütung Anteil der EE-Technologien an der Stromerzeugung aus EE und an den EEG-Auszahlungen in Abb. 4: Schematische Darstellung des Quotensystems 13 Abb. 5: Abb. 6: Abb. 7: Preisindizes für installierte Photovoltaik-Aufdachanlagen bis 100 Kilowattpeak (2.Vierteljahr 2006 = 100) 16 Kostenvergleich zwischen Einspeisevergütungssystem und Quotenmodell 19 Preisbildung auf dem Strommarkt und Wirkung zusätzlicher EE-Einspeisung 23 Tabellenverzeichnis Tab.1: Entwicklung der EEG-Umlage in den letzten Jahren 10

4 Verwendete Abkürzungen AusglMechV BEE BDEW BMU DPG EE EEG EEX F&E GWh kwh kv KWK-G MWh NAWARO-Bonus RWI SVR SVU Ausgleichsmechanismusverordnung Bundesverband Erneuerbare Energie e.v. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Deutsche Physikalische Gesellschaft Erneuerbare Energien Erneuerbare-Energien-Gesetz European Energy Exchange AG (Energiebörse in Leipzig) Forschung und Entwicklung Gigawattstunde = Megawattstunden Kilowattstunde Kilovolt = Volt Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung Megawattstunde = Kilowattstunden Bonuszahlung für Strom, der aus nachwachsenden Rohstoffen erzeugt wird Rheinisch-Westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung Stromversorgungsunternehmen

5 1. Einleitung Der weltweite Energieverbrauch steigt ständig und wird bislang überwiegend aus fossilen und somit endlichen Energieträgern gedeckt (vgl. OECD 2012: 1). Bereits aus dieser Tatsache ergibt sich die Notwendigkeit auf mittel- und langfristige Sicht die Energieversorgung durch erneuerbare Energieformen sicherzustellen. Unterstützt wird dies durch den Umstand, dass bedingt durch das Verbrennen der fossilen Ressourcen zur Energiegewinnung, CO2 in die Atmosphäre freigesetzt wird, welches durch den so genannten Treibhauseffekt ursächlich für die anthropogene Erwärmung der Erdatmosphäre ist. In der politischen Diskussion hat sich für den Übergang auf erneuerbare Energien mit der Zeit der Begriff Energiewende herausgebildet und in Deutschland durch den Atom-Unfall in Fukushima im März 2011 den Status eines überparteilichen konsensualen Ziels erreicht. Um mit Hilfe von Erneuerbaren Energien eine nachhaltige Stromversorgung voranzutreiben, trat in Deutschland am 1. April 2000 das so genannte Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Kraft. Durch eine garantierte, technologiespezifische Vergütung und einen Einspeisevorrang im Stromnetz werden den potentiellen Investoren die üblichen Preis- und Absatzrisiken des Marktes genommen und somit ein hoher Investitionsanreiz geboten. In der Folge sind in den letzten zwölf Jahren erhebliche Stromerzeugungskapazitäten aus Windkraft, Biomasse und Photovoltaik entstanden. Gleichzeitig ist die Zahl der Kritiker des EEG stetig gewachsen. Es wird vorrangig kritisiert, dass das EEG durch seinen planwirtschaftlichen Ansatz (Haucap und Kühling 2012: 3) zu zahlreichen Ineffizienzen führe. Die Überförderung der teuren Photovoltaiktechnologie ließe beispielsweise in Zukunft einen Kosten-Tsunami befürchten (vgl. Frondel et al. 2010: 36). Im Zuge der Kritik wird unter anderem von Seiten der Monopolkommission und des SVR der Wechsel hin zu einem Quotenmodell gefordert, welches bereits in anderen EU-Ländern praktiziert wird. Die vorliegende Bachelorarbeit hat zum Ziel, aus volkswirtschaftlicher Sicht mit Hilfe von qualitativen Bewertungskriterien zu beurteilen, ob das EEG oder das Quotenmodell besser zur Förderung der EE in Deutschland geeignet ist. Da es sich hierbei um ein höchst aktuelles Thema handelt, werden hauptsächlich neuere Studien als Quellen herangezogen. 1

6 Es folgt zunächst in Gliederungspunkt zwei eine Beschreibung der Zielsetzung und der generellen Funktionsweise des EEG. Anschließend werden dessen historische Entwicklung dargestellt und die bisher erzielten Wirkungen bilanziert. Im dritten Gliederungspunkt erfolgt die Bewertung des EEG im Vergleich zum alternativen Quotenmodell. Hierzu werden zuerst die Bewertungskriterien erläutert und die allgemeine Funktionsweise des Quotensystems vorgestellt. Im Anschluss erfolgt die Bewertung anhand der erbrachten Anreizwirkung zum EE-Ausbau, des Einhaltens der Zielvorgaben, der Kosteneffizienz und der Förderung der Technologien. Die Arbeit schließt mit einer Zusammenfassung der Ergebnisse und einer Abschätzung der Realisierbarkeit eines Quotenmodells unter den aktuellen politischen Bedingungen. 2. Funktionsweise, Entwicklung und Wirkungen des EEG 2.1 Zielsetzung und Funktionsweise Die Hauptziel des Gesetzes für den Vorrang erneuerbarer Energien (Erneuerbare- Energien-Gesetz) ist es, im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung ( 1 Abs.1 EEG) voranzutreiben. Dabei sollen die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte verringert werden. Des Weiteren sollen fossile Energieressourcen geschont, sowie die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien gefördert werden (vgl. 1 Abs. 1 EEG). Um diese Ziele zu erreichen, wird in 1 Abs. 2 EEG festgelegt, welchen Anteil der Strom aus Erneuerbaren Energien an der Gesamtstrommenge in den nächsten Jahren bzw. Jahrzehnten mindestens erreichen soll. Demnach soll der Anteil bis zum Jahr 2020 auf 35 %, bis 2030 auf 50 %, bis 2040 auf 65 % und bis 2050 auf 80 % anwachsen. Diese Zielvorgabe ist allerdings lediglich deklaratorisch, d.h. es sind keine gesetzlichen Folgen an die Erreichung bzw. das Verfehlen dieser Ziele geknüpft. Zu den geförderten Erneuerbaren Energien zählen Wasserkraft, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Energie aus Biomasse und Geothermie. 2

7 Um die ehrgeizigen Ziele erreichen zu können, setzt der Gesetzgeber auf zwei Mechanismen. Zum einen wird den Betreibern von EEG-Anlagen garantiert, dass die Anlagen an das Stromnetz des nächstgelegenen Verteilungsnetzbetreibers angeschlossen werden und zudem der Strom auch abgenommen wird (Anschluss- und Abnahmegarantie). Zum anderen erhalten die Anlagenbetreiber für eine Laufzeit von 20 Jahren garantierte Vergütungssätze, die nach Art, Größe und Standort der Anlage differenziert sind (garantierte Einspeisevergütung). Der in das Netz eingespeiste Grünstrom wird von den Übertragungsnetzbetreibern am Spotmarkt der Strombörse (European Energy Exchange - EEX) verkauft. Da die mittleren Börsenpreise für Strom unter den garantierten Einspeisevergütungen liegen, wird der Fehlbetrag über die so genannte EEG-Umlage refinanziert. Diese entspricht nach der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) der Differenz zwischen den von den Netzbetreibern zu zahlenden Einspeisevergütungen und den an der Börse erzielten Verkaufserlösen und wird von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern berechnet (Prognose zum 15. Oktober für das folgende Kalenderjahr). Die EEG-Umlage beträgt zurzeit 5,277 Cent pro Kilowattstunde (Vorjahr 3,592 Ct/kWh) (vgl. Übertragungsnetzbetreiber 2012: 1). Sie wird über die Stromversorgungsunternehmen letztlich den privaten oder gewerblichen Endkunden in Rechnung gestellt. Das Umlagevolumen wird für das Jahr 2013 von den Netzbetreibern auf 20,36 Milliarden Euro geschätzt. Die hier dargestellte Wirkungsweise des EEG ist zwar in Grundzügen bereits im Vorgängergesetz von 1991 angelegt gewesen, sie hat sich aber im Laufe der mehrfachen Novellierungen erst in den letzten zwei Jahrzehnten zu dem heute geltenden Gesetz mit den darauf aufbauenden Verordnungen entwickelt. Die Veränderungen waren jeweils ausgelöst durch die Erfahrungen des Gesetzesvollzugs und den sich daraus ergebenden stetigen Änderungsbedarf. Im nächsten Kapitel sollen daher zum besseren Verständnis die wichtigsten Stationen der Gesetzesentwicklung dargestellt werden. 3

8 2.2 Historische Entwicklung Stromeinspeisungsgesetz von 1991 Die Vorläuferregelung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes war das Stromeinspeisungsgesetz vom 7.Dezember 1990, welches mit Beginn des Jahres 1991 in Kraft trat. Das Gesetz verpflichtete die Elektrizitätsversorgungsunternehmen den im jeweiligen Versorgungsgebiet erzeugten Strom aus erneuerbaren Energien in ihr Verbundnetz einzuspeisen. Zudem sicherte das Gesetz den EE-Stromerzeugern Mindestvergütungen zu, welche als Anteil von dem zwei Jahre zuvor erzielten Durchschnittserlös der Elektrizitätsversorgungsunternehmen für Strom berechnet wurden. Zwei wesentliche Bestandteile des heutigen EEG, nämlich die Abnahme- und Vergütungspflicht, waren also schon in diesem Gesetz vorhanden. Die Vergütungen für Wasserkraft-, sowie Klär-, Deponie- und Biogasanlagen betrugen nach der Gesetzeseinführung 75 % und für Sonnenenergie sowie Windkraftanlagen 90 % des zwei Jahre zuvor ermittelten Durchschnittserlöses (vgl. 3 Stromeinspeisungsgesetz). Besonders Windkraftanlagen erfuhren durch das Stromeinspeisungsgesetz in küstennahen Regionen einen Aufschwung Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Jahr 2000 Das Stromeinspeisungsgesetz wurde zum 1.April 2000 vom Erneuerbaren-Energien-Gesetz abgelöst. Als erklärtes Ziel wurde festgelegt den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch bis zum Jahr 2010 mindestens zu verdoppeln ( 1; EEG-Fassung vom 29.März 2000). Inhaltlich wurden im Vergleich zum Vorgängergesetz die Vergütungen für die einzelnen Technologien differenziert und zudem fixiert, so dass den Anlagenbetreibern eine sichere Kalkulationsbasis geboten wurde. Um den Ausbau der Erneuerbaren Energien stärker voran zu treiben, wurden zum einen noch kleinere Anlagen und zum anderen die Stromerzeugung aus Geothermie in die Förderung mit einbezogen. Um parallel zur Kostendegression der einzelnen Technologien die Förderkosten anzugleichen, wurden ab dem 1.Januar 2002 jährlich die Mindestvergütungen für Strom aus Biomasse (um 1 %), Windkraft (um 1,5 %) und Sonnenergie (um 5 %) gekürzt (vgl. 5, 7, 8; EEG-Fassung vom 29. März 2000). 4

9 2.2.3 EEG-Novelle 2004 Am 1.August 2004 trat eine novellierte Fassung des EEG in Kraft. Das im ursprünglichen EEG ausgegebene Ziel der Verdopplung des Anteils erneuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch Deutschlands wurde konkretisiert und für das Jahr 2010 auf 12,5 % und für 2020 auf 20 % festgelegt. Ein Hauptpunkt der Novelle war der Wegfall der Vertragspflicht zwischen den örtlichen Netz- und den EE-Anlagenbetreibern. An die Stelle dieses privatrechtlichen Vertrages trat ein gesetzliches Schuldverhältnis, das dem Anlagenbetreiber einen unmittelbaren gesetzlichen Anspruch an den Netzbetreiber auf Anschluss, Abnahme und Vergütung gibt. Dieses gesetzliche Schuldverhältnis kann vom Netzbetreiber nicht abgewehrt werden. Ein weiterer wichtiger Punkt der Novelle von 2004 war die Korrektur einiger Vergütungspreise und die Einführung des so genannten Nawaro-Bonus für Strom aus nachwachsenden Rohstoffen (z.b. Mais). Durch diesen Bonus wurde nachfolgend ein starker Investitionsboom in Biomasseanlagen ausgelöst EEG-Novelle 2009 Ende 2008 wurde das EEG wiederholt nachgebessert, so dass am 1.Januar 2009 das novellierte EEG in Kraft trat. Die Grundstruktur blieb dem vorherigen Gesetz von 2004 ähnlich. Jedoch wurde es im Detail vollständig überarbeitet und wuchs von 22 auf 66 Paragrafen an. Inhaltlich wurde das Ziel des Gesetzes korrigiert und festgelegt den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 Prozent ( ) zu erhöhen ( 1 Abs. 2; EEG-Fassung vom ). Des Weiteren wurden einige Details hinzugefügt. Beispielsweise wurde der Anlagenbegriff neu definiert, um Anlagenbetreiber davon abzuhalten mehrere Kleinanlagen statt einer Großanlage zu bauen, um in der Summe eine höhere Förderung zu erhalten EEG-Novelle 2012 Die vorläufig letzte umfassende Überarbeitung trat am 1. Januar 2012 in Kraft (vgl. BMU 2012). Die Ausbauziele des Energiekonzepts der Bundesregierung von 2010 wurden übernommen. Nunmehr wird ein EE-Anteil am Stromverbrauch von 35 % bis 2020, 50 % bis 2030 und 80 % bis 2050 angestrebt. 5

10 Die materiellen Änderungen beinhalten vor allem eine detaillierte Neujustierung der Vergütungssätze sowie erste Ansätze zur Marktintegration. Wegen des technischen Fortschritts wurden die Vergütungssätze grundsätzlich vermindert, z.b. eine Erhöhung der Degression bei Onshore-Windkraftanlagen von 1,0 auf 1,5 %, bei Biomasseanlagen von 1,0 auf 2,0 %. Bei Biomasseanlagen wurde der Einsatz von Mais und Getreide zur Begrenzung negativer ökologischer Effekte auf 60 % begrenzt. Bei der Photovoltaik wurde wegen ständig sinkender Investitionskosten eine halbjährliche Anpassung der Degressionsregelung ( atmender Deckel ) zur Verminderung von Überförderungen eingeführt. Eine wichtige Neuerung ist die in Teil 3a des Gesetztes eröffnete Möglichkeit für den EE-Stromerzeuger, den Strom direkt zum Marktpreis an einen Abnehmer zu verkaufen (Direktvermarktung). Von den in 33b EEG genannten drei Formen der Direktvermarktung ist die zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie die interessanteste, weil sie grundsätzlich geeignet ist, eine Reaktion des EE-Stromerzeugers auf Preissignale zu ermöglichen. Die Grünstromerzeuger können monatlich zwischen der garantieren Einspeisevergütung und der neu eingeführten Direktvermarktung wählen. Bei Direktvermarktung verkaufen sie den Strom zum Marktpreis und erhalten zusätzlich eine Prämie. Diese so genannte Marktprämie ist der Unterschiedsbetrag zwischen der anlagenspezifischen EEG-Vergütung und dem monatlich ex-post auf Grundlage der durchschnittlichen Börsenpreise ermittelten Referenzwert. Zusätzlich wird eine so genannte Managementprämie für den Mehraufwand der Eigenvermarktung gezahlt. Für den Grünstromerzeuger ist die Direktvermarktung dann attraktiv, wenn die Summe aus Markterlös, Markt- und Managementprämie im Referenzzeitraum höher ist als die Einspeisevergütung. Der administrative Aufwand dieses Systems ist allerdings enorm und wurde schon in der Expertenanhörung des Bundestages während der Gesetzesentstehung kritisiert (vgl. Deutscher Bundestag 2011). 2.3 Bilanz der bisherigen Wirkungen In der deutschen Politik gilt das EEG als sehr erfolgreiches Instrument zur Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien und wurde zudem in mittlerweile über 60 anderen Ländern übernommen, bzw. als Vorlage zur Gestaltung ähnlicher Gesetze 6

11 verwendet. Seit der Einführung des EEG im Jahr 2000 ist der Anteil der EE am Brutto-Inlandsstromverbrauch von sieben auf mittlerweile 23 Prozent (Stand 2012) angewachsen (siehe Abbildung 1). Auch die ehrgeizigen Mindestziele der Bundes- Abbildung 1: Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlandsstromverbrauch und Ziele der Bundesregierung BEITRAG UND ZIELE DER EE 80% 65% 50% 35% 4% 5% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 10% 12% 14% 15% 16% 17% 20% 23% *vorläufig **Mindestziele im Energiekonzept der Bundesregierung Quelle: BDEW, eigene Darstellung regierung für die kommenden Jahrzehnte könnten bei Beibehaltung des derzeitigen dynamischen Ausbaus durchaus realisiert werden. Das EEG hat sich daher im Hinblick auf den Kapazitätsausbau der EE sicherlich bewährt. Der Grund dafür liegt in dem großen Investitionsanreiz, der durch die bis zu 20 Jahre festgelegte, garantierte und zudem meist monetär attraktive Einspeisevergütung gegeben ist. Investoren können damit für die gesamte Abschreibungsdauer ihrer Anlage auf einer sicheren Grundlage kalkulieren. Dies soll im Folgenden näher erläutert werden. Die Intention des Bundesgesetzgebers war es mit Hilfe der Vergütungssätze die Gestehungskosten der Anlagenbetreiber zu decken und zusätzlich eine angemessene Rendite zu ermöglichen. Aufgrund der unterschiedlichen Gestehungskosten der einzelnen Technologien hat sich ein System von differenzierten Einspeisevergütungen entwickelt, welche sich in der Höhe danach unterscheiden, welche Technologie genutzt wird, wann und an welchem Standort die Anlage errichtet wurde und welche Gesamtleistung die Anlage pro Jahr erbringt. Zusätzlich ist durch die häufigen Änderungen des EEG mit je- 7

12 weiligem Bestandsschutz für Altanlagen im Laufe der Zeit ein kaum noch zu durchschauendes Regelwerk von Vergütungssätzen entstanden. Mittlerweile gibt es insgesamt etwa verschiedene Vergütungssätze, von denen allein zum Bereich der Biomasse gehören (vgl. BDEW 2013: 51). In Abbildung 2 sind die Spannbreiten der EEG-Vergütungen und die durchschnittliche Vergütung für die einzelnen Technologien aufgeführt. Die Anlagen, die ab dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen wurden und somit den neu geregelten Vergütungssätzen der EEG-Novellierung von 2012 unterliegen, weisen bei fast allen Technologien kleinere Spannbreiten auf. Besonders auffällig sind die großen Vergütungsspannbreiten und -höhen bei Biogas- und besonders bei Photovoltaikanlagen, die vor dem 31. Dezember 2011 in Betrieb genommen wurden. Die durchschnittliche Vergütung ist bei Photovoltaikanlagen um etwa das Vierfache größer als bei Onshore-Windkraftanlagen. Abbildung 2: Spannbreiten der EEG-Vergütung und durchschnittliche Vergütung 2011 Quelle: BDEW 2013: 53 Bis zu den Jahren 2004/2005 waren bei Photovoltaik- und auch Biogasanlagen die Gewinnspannen, bedingt durch den damaligen Stand der Technik und den damit einher gehenden relativ hohen Gestehungskosten, noch recht gering, so dass es nur zu einem langsamen Ausbau dieser Technologien kam (vgl. Haucap und Kühling 2012: 34). Ab dem Jahr 2005 setzte dann allerdings eine drastische Kostendegression ein. Dadurch, dass die Vergütungssätze einer deutlich geringeren Degression unterlagen, stiegen die Gewinnspannbreiten stark an und es kam zu einem massiven 8

13 Ausbau von Biogas- und vor allem von Photovoltaikanlagen. Bei Biogasanlagen wurde diese Entwicklung auch durch den 2004 eingeführten Bonus für nachwachsende Rohstoffe (NAWARO-Bonus) forciert. Im Jahr 2005 betrug die EEG-geförderte Strommenge aus Photovoltaikanlagen GWh. Bis Ende 2012 wuchs die Strommenge um ca. das 19-fache auf GWh (vgl. BDEW 2013: 51). In der EEG-Novelle von 2012 wurde darauf reagiert und die Vergütung für Photovoltaik stark gekürzt. Zudem wurde ein atmender Deckel installiert, so dass die Vergütungen automatisch umso stärker gekürzt werden, je mehr Anlagen zugebaut werden. Für das Jahr 2013 wird dennoch ein Anstieg um weitere GWh prognostiziert (vgl. BDEW 2013: 51). Diese massive Förderung hat zur Folge, dass heute über 40 % der weltweit installierten Kapazität an Solarenergieanlagen in Deutschland steht, einem nicht besonders sonnenreichen Land (Haucap und Kühling 2012: 39). Abbildung 3: Anteil der EE-Technologien an der Stromerzeugung aus EE und an den EEG- Auszahlungen in 2012 Wind Biomasse Wasser Photovoltaik Siedlungsabfälle 3,7% 0,2% 21,1% 15,1% 26,6% 48,6% 1,6% 26,4% 33,5% 23,2% Anteil an der Stromerzeugung aus EE Quelle: BDEW 2013; eigene Darstellung Anteil an den EEG-Auszahlungen Durch die hohe fixierte Vergütung über im Regelfall 20 Jahre und den starken Ausbau verursacht die Photovoltaik zudem fast die Hälfe der EEG-Förderkosten, obwohl sie nur 21,1 % der gesamten Stromerzeugung aus EE liefert (Abbildung 3). Windkraftwerke liefern dagegen 33,5 % des grünen Stroms und beanspruchen dabei nur 23,3 % der EEG-Auszahlungen. Der Strom aus Wasserkraft ist besonders kostengünstig, allerdings ist das Potential in dieser Technologie bereits weitgehend ausgeschöpft. 9

14 In der Gesellschaft stößt das EEG, aufgrund der gestiegenen EEG-Umlage, die letztendlich von den Stromendverbrauchern getragen wird, zunehmend auf Ablehnung. Seit 2003 ist die Umlage von Jahr zu Jahr gestiegen. Betrug die Umlage 2003 noch 0,41 ct/kwh, ist sie bis zum Jahr 2012 um 3,12 ct/kwh auf 3,53 ct/kwh angestiegen. Für 2013 prognostizierten die Übertragungsnetzbetreiber nunmehr einen weiteren drastischen Anstieg um 47 % auf 5,277 ct/kwh. Tabelle 1: Entwicklung der EEG-Umlage in den letzten zehn Jahren Jahr EEG-Umlage in ct/kwh 0,41 0,58 0,68 0,88 1,02 1,12 1,13 2,047 3,53 3,592 5,277 abs. Änderung zum Vorjahr 0,17 0,1 0,2 0,14 0,1 0,01 0,917 1,483 0,062 1,685 Quelle: EEG/KWK-G; eigene Darstellung Nach Berechnungen des BEE besteht die EEG-Umlage 2013 zu 44 % aus den reinen Förderkosten. Die Privilegierung einiger Industrieunternehmen nimmt 23 %, der Rückgang des Börsenstrompreises 16 % und die Nachholung aus 2012 aufgrund falscher Prognosen 13 % der Umlagekosten ein. Jeweils zwei Prozent der Umlage verursachen die Liquiditätsreserve, sowie die Marktprämie (vgl. BEE 2012: 5). Hauptursache für den Anstieg der EEG-Umlage ist also neben den stetig ansteigenden Vergütungszahlungen (siehe Photovoltaik) die teilweise Befreiung von besonders energieintensiven Unternehmen von der Zahlung der Umlage. Demnach zahlen Unternehmen, die zwischen einer bis zehn GWh Strom pro Jahr verbrauchen nur zehn Prozent der EEG-Umlage und Unternehmen, die zwischen zehn und 100 GWh pro Jahr verbrauchen, nur ein Prozent der Umlage. Die Zahlung von Unternehmen, welche mehr als 100 GWh Strom pro Jahr verbrauchen, ist auf 0,05 ct/kwh begrenzt (vgl. 41 Abs. 3 EEG). Eine Nebenbedingung ist bei allen Kürzungen zudem, dass die Stromkosten mindestens 14 % der Bruttowertschöpfung des Unternehmens betragen. Die Bundesregierung begründet die teilweise Befreiung der energieintensiven Unternehmen damit, dass deren internationale Konkurrenzfähigkeit bei Zahlung der vollen Umlage leiden würde und somit Arbeitsplätze, sowie die Wettbewerbsfähigkeit in Gefahr wären (BMU 2012: 8). Laut Berechnungen des BDEW sind im Jahr 2013 vier Prozent aller Industriebetriebe (etwa 2000 Betriebe) von der Umlage befreit. Diese Betriebe machen allerdings 53 % des Stromverbrauchs aller Industriebetriebe aus (vgl. BDEW 2013: 46). 10

15 Dies hat zur Folge, dass die Kosten der EEG-Umlage für kleine und mittlere Unternehmen, sowie Privathaushalte ansteigen. Mit Blick auf diese Mehrbelastungen, als auch auf die entstehende Wettbewerbsverzerrung und die ökologisch fragwürdigen Anreizeffekte stößt die Entlastung der energieintensiven Unternehmen auf breite Kritik. Zudem steht das EEG bedingt durch einige Ineffizienzen, wie zum Beispiel die Überförderung der teuren Photovoltaik-Technologie oder die mangelhafte zeitliche und räumliche Koordinierung des Ausbaus, derzeit im Zentrum einer intensiven politischen Debatte. Dabei wird unter anderem von Seiten der Monopolkommission und des Sachverständigenrates zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung ein Systemwechsel hin zu einem Quotenmodell, wie es schon in einigen anderen EU-Ländern praktiziert wird, gefordert. Im folgenden Kapitel wird eine Bewertung des bestehenden EEG mit Hilfe des Quotenmodells als alternativem Referenzsystem vorgenommen. 3. Ökonomische Bewertung des EEG im Vergleich zu einem alternativen Quotenmodell 3.1 Bewertungskriterien Um das EEG ökonomisch mit Hilfe eines Referenzsystems bewerten zu können, bedarf es geeigneter Bewertungskriterien. Diese können aus der EU-Richtlinie 2001/77/EG vom Oktober 2001 abgeleitet werden vgl. Ragwitz et al. 2006: 1). Hauptaspekt dieser Richtlinie war es den Ausbau EE bis 2010 auf 21 % zu steigern. Dabei ließ man den Mitgliedsstaaten bei der Wahl des Förderinstruments freie Wahl. Allerdings wurde zeitgleich beschlossen die Entwicklungen in den jeweiligen Mitgliedsländern zu beobachten und anhand bestimmter Parameter zu bewerten. Zum einen soll das gewählte Förderinstrument zu einem möglichst effektiven Ausbau führen. Dies kann aus den Aspekten Erfüllung der nationalen Richtziele und Wirksamkeit des Ausbaus EE abgeleitet werden (vgl. EU-Richtlinie 2001, Erwä- 11

16 gungsgrund 16). Die Effektivität des Ausbaus EE kann also anhand des Anbauanreizes, den das jeweilige Förderinstrument initiiert und an dem Einhalten der Zielvorgaben bewertet werden. Zum anderen soll das Förderinstrument eine optimale ökonomische Effizienz gewährleisten. Dies implizieren die Aspekte einer möglichst effizienten, insbesondere kosteneffizienten Förderung und der Beachtung verschiedener Energiequellen und unterschiedlicher Technologien (vgl. EU-Richtlinie 2001, Erwägungsgrund 16). Die ökonomische Effizienz eines Förderinstruments kann also anhand der Kosteneffizienz und der Förderung der Technologien bewertet werden. Im Folgenden wird nun zunächst die Funktionsweise des Quotenmodells kurz vorgestellt und anschließend eine vergleichende Bewertung des EEG und des Quotenmodells anhand der Bewertungsparameter Anreizwirkung zum EE-Ausbau, Einhalten der Zielvorgaben, Kosteneffizienz sowie Technologieförderung vorgenommen. 3.2 Funktionsweise des Quotenmodells Im Gegensatz zum EEG, das auf einer preisbasierten Förderung beruht, wird im Quotenmodell die Förderung über die Menge geregelt. Dies geschieht, indem die Stromversorgungsunternehmen verpflichtet werden einen bestimmten Anteil ihres an die Letztverbraucher verkauften Stroms aus EE zu beziehen 1. Da Strom ein homogenes Gut ist, dessen Herkunft physikalisch nicht unterschieden werden kann, bekommen die EE-Stromerzeuger je erzeugte MWh Strom ein sogenanntes Grünstromzertifikat. Durch den Kauf dieser Grünstromzertifikate können die Stromversorgungsunternehmen den Bezug von Strom aus EE nachweisen. Am besten geeignet für den Handel dieser Zertifikate ist eine Börse, auf der sich dann ein einheitlicher Preis bildet. Es wäre beispielsweise vorstellbar, diese bei der Strombörse European Energy Exchange (EES) in Leipzig anzusiedeln, bei der auch Kohlendioxid-Emissionszertifikate gehandelt werden. 1 Die Quote kann auch für Verteilnetzbetreiber oder Stromerzeuger vergeben werden. Die Quotenvergabe für Stromversorgungsunternehmen ist allerdings die in der Literatur (z.b. SVR 2012/13: 283 oder Haucap und Kühling 2012: 56 ff) fast ausschließlich genannte und sinnvollste Variante. Deswegen gehe ich in dieser Arbeit von einem Quotenmodell mit Quotenvergabe für die SVU aus. 12

17 Das Durchsetzen der Quote wird durch Strafzahlungen garantiert, welche die Stromversorgungsunternehmen bei Nichteinhalten der Quote an den Staat zahlen müssen. Anders als beim EEG, erhalten die EE-Stromerzeuger keinen festen Vergütungssatz, sondern eine Vergütung, die zum einen aus dem Erlös des Verkaufs der Grünstromzertifikate und zum anderen aus dem Erlös des Stromverkaufs besteht. Abbildung 4: Schematische Darstellung des Quotensystems Quelle: SVR 2011/12: Anreizwirkungen zum EE-Ausbau Eine Hauptaufgabe des Instruments zur Förderung Erneuerbarer Energien ist es, den potentiellen Investoren gewisse Investitionsanreize zu geben, so dass es zu einem verstärkten Ausbau von EE-Anlagen kommt und sich dadurch der Anteil von Strom aus EE an der gesamten erzeugten Strommenge erhöht. Die Entscheidung eines potentiellen Investors, ob in den Bau einer EE-Anlage investiert werden soll, hängt von der wirtschaftlichen Attraktivität des Projektes ab. Um diese vorab monetär einschätzen und bewerten zu können, wird der Investor alle anfallenden Ein- und Ausgaben für den Zeitraum der voraussichtlichen Betriebsdauer der Anlage gegenüber stellen. Dabei spielen verschiedene Risiken eine 13

18 zentrale Rolle. Zu diesen Risiken zählen unter anderem das durch den Markt verursachte Risiko z.b. durch Preis- oder Mengenveränderungen) oder auch das Risiko, das durch politische Eingriffe in die Rahmenbedingungen entsteht (z.b. Einspeisevergütungen, Mindestpreise, Quoten). Beim EEG tragen die EE-Anlagenbetreiber durch die auf 20 Jahre festgelegte Vergütung und den Einspeisevorrang EE einzig das mengenmäßige Risiko, was bei Windkraft und Solarenergie hauptsächlich wetterabhängig ist. Das durch Preis-, Nachfrage- und Wettbewerbsentwicklungen verursachte eigentlich typische unternehmerische Risiko trägt nicht der Betreiber, sondern wird auf die Netzbetreiber und von diesen teils auf die Endkonsumenten und teils auf die konventionellen Stromerzeuger umgewälzt (vgl. Haucap und Kühling 2012: 4). Dadurch wird den EE-Anlagenbetreibern eine hohe Planungssicherheit geboten, was zu einem großen Investitionsanreiz führt. Der starke Zuwachs von Strom aus EE-Anlagen seit Einführung des EEG bestätigt dies (siehe Abbildung 1). Diekmann et al. stellen heraus, dass diese Verminderung von Investitionsrisiken ein entscheidender Vorteil des EEG gegenüber dem Quotenmodells ist (vgl. Diekmann et al. 2012: 18). Im Quotenmodell erhält der EE-Anlagenbetreiber anstatt einer garantierten Einspeisevergütung jeweils einen Grünstromzertifikat- und einen Strompreis, welche beide auf dem Markt in Abhängigkeit von Angebot und Nachfrage entstehen. Das bedeutet, dass sowohl der Grünstromzertifikat- als auch der Strompreis Schwankungen unterliegen und somit risikobehaftet sind. Diese Risiken lassen sich allerdings zum Beispiel durch langfristige Stromverträge mit den Stromversorgungsunternehmen oder Hedging-Geschäfte am Strommarkt begrenzen. Politische Eingriffe, wie etwa Mindestpreise für Grünstromzertifikate könnten ebenfalls ein Mittel sein, um die Planungssicherheit für die EE-Anlagenbetreiber zu erhöhen und somit einen stärkeren Investitionsanreiz zu setzen. Eine wichtige Rolle zum Eindämmen des Investitionsrisikos spielt zudem die politische Rahmensetzung. Wie beim EEG, wo die Vergütungen mit einer Laufzeit von bis zu 20 Jahren langfristig gesetzlich fixiert sind, sollte auch in einem Quotenmodell die Quotenhöhe über einen hinreichend langen Zeitraum (20 Jahre) politisch glaubwürdig und vollzugsverbindlich fixiert (Schwarz et al. 2008: 14) sein. Geschieht dies nicht, könnten in Folge von großen Unsicherheiten die Risikoaufschläge für EE-Anlagen steigen, so dass hauptsächlich Anlagen mit geringem 14

19 Fixkostenanteil gebaut und Anlagen mit hohem Fixkostenanteil systematisch diskriminiert werden würden (vgl. Schwarz et al. 2008: 14). Aktuell befinden sich etwa die Hälfte der EE-Anlagen im Eigentum von Privatpersonen und Landwirten. Die vier großen Energieversorgungsunternehmen Vattenfall, Eon, RWE und EnBW besitzen dagegen nur einen Anteil von etwa sechs Prozent (vgl. Agentur für EE 2011). Durch das hohe Investitionsrisiko und die somit schwierige Sicherstellung der Finanzierung ist zu erwarten, dass bei einem Quotenmodell der Zubau von EE-Anlagen durch Privatpersonen, kleine und mittelständische Unternehmen oder Bürgerwindparks deutlicher geringer ausfallen würde und somit der Hauptteil der Finanzierung des Zubaus bei den Energieversorgungsunternehmen liegen würde (vgl. Goldammer et al. 2012: 5). Insgesamt gesehen bietet das EEG naturgemäß eine hohe Planungssicherheit für die EE-Anlagenbetreiber. Das führt zu einem großen Investitionsanreiz. Allerdings kann es auch zu starken Fehlanreizen kommen. Die zu hohen Fördersätze für Photovoltaikanlagen führten beispielsweise zu einer drastischen Überförderung der Photovoltaik. Beim Quotenmodell sind die Unsicherheiten größer, können aber durch die beschriebenen Möglichkeiten eingedämmt werden. Wichtig ist vor allem, dass es einen gesetzlich festgelegten, langfristigen Zeitrahmen gibt, um Verzerrungen und Wohlfahrtseinbußen zu vermeiden. 3.4 Einhalten der Zielvorgaben Neben der Stimulierung des Ausbaus von EE-Anlagen ist es wichtig, dass die vorgegebenen Ziele, welchen Anteil der Strom aus EE am erzeugten Gesamtstrom in den nächsten Jahren erreichen soll, möglichst genau eingehalten werden. Kommt es zu einem Unterschreiten der Zielvorgabe, werden zum Beispiel die Stromversorgung gefährdet und andere mit der Zielvorgabe gekoppelte ökologische und technologische Ziele verfehlt. Die anfallenden Kosten sind dann von der Gesellschaft zu tragen (vgl. Häder 2005: 26). Bei Überschreiten der Zielvorgabe entstehen für die Gesellschaft Opportunitätskosten, da durch die unerwartet hohen Förderkosten Zahlungsmittel gebunden werden, welche somit für andere Zwecke nicht mehr zur 15

20 Verfügung stehen (vgl. Schwarz et al. 2008: 23). Solange der Anteil der EE am erzeugten Gesamtstrom gering ist, fallen die Kosten in beiden Fällen kaum ins Gewicht. Sobald der Anteil der EE allerdings wie in Deutschland eine gewisse Höhe erreicht hat, kann dies zu bedeutenden Zusatzbelastungen führen. Das EEG erreicht die festgelegten Ausbauziele über die Steuerung der Vergütungspreise. Vereinfacht gesagt verläuft der Ausbau umso schneller, je größer die Differenz zwischen der Vergütung und den Gestehungskosten der jeweiligen Technologie ausfällt. Wenn die Gestehungskosten der EE-Anlagen im Zeitverlauf sinken, müssen die Fördersätze zügig angepasst werden, um eine Überförderung zu vermeiden. Genau darin, liegt ein großes Problem des EEG. Nach Meinung des Sachverständigenrates ist bislang der Politik die rechtzeitige Anpassung der Fördersätze kaum gelungen (SVR 2012/13: 273). Wie bereits in Kapitel 2.3 erläutert, kam es besonders bei der Photovoltaiktechnologie infolge einer starken Kostendegression in Kombination mit einer nicht zeitgerechten Vergütungsanpassung zu einem starken Ausbau. Die Abbildung 5 zeigt den Verlauf der Preisindizes für installierte Abbildung 5: Preisindizes für installierte Photovoltaik-Aufdachanlagen bis 100 Kilowattpeak (2.Vierteljahr 2006 = 100) Quelle: SVR 2011/12: 250 Photovoltaik-Aufdachanlagen bis 100 Kilowattpeak (schwarzer Verlauf) und die EEG-Vergütungssätze (roter Verlauf) im Zeitraum von Mitte 2006 bis Mitte Man erkennt, dass die Anlagenpreise in diesem Zeitraum um etwa 50 % gesunken sind. Die Vergütungssätze konnten dieser Entwicklung kaum folgen. Das EEG neigt also zur Überförderung und somit zum Überschreiten der Zielvorgaben. In der EEG-Novelle von 2004 (siehe Kapitel 2.2.3) wurde beispielsweise 16

21 festgelegt den Anteil des Stroms aus EE bis zum Jahr 2010 auf 12,5 % anzuheben. Tatsächlich wurde aber bereits im Jahr 2007 ein Anteil von 14 % erreicht war der Anteil des Grünstroms in Deutschland bei bereits 17 % (RWI 2012: 35). Ein interessanter Aspekt, warum das EEG zum Über- und nicht zum Unterschreiten (was ja theoretisch auch möglich wäre) der Zielvorgaben neigt, liegt in der Anfälligkeit des Fördermechanismus für Lobbyismus (vgl. Frondel und Schmidt 2010: 652). Die Vergütungen stellen politisch verhandelte Preise dar, bei denen die (potentiellen) Anbieter von EE-Strom gegenüber der Politik Informationsvorteile bezüglich der Angebotskurve für Regenerativstrom besitzen (Häder 2005: 33). So werden tendenziell höhere Vergütungen festgelegt, als nötig. Dies zeigt sich unter anderem dadurch, dass bisher bei jeder EEG-Novelle die Vergütungen für einzelne Technologien wieder erhöht wurden. Bei der Novelle 2008 wurde beispielsweise die Windstromvergütung mit Verweis auf stark gestiegene Strompreise angehoben (Frondel und Schmidt 2010: 652). Neben den enormen Förderkosten hat das Überschreiten der Zielvorgaben beim EEG zudem zur Folge, dass die Stromnetzkapazitäten teilweise an ihre Grenzen stoßen und den produzierten Strom nicht mehr aufnehmen können. Dies ist insbesondere bei Windkraftanlagen der Fall, weil diese pro Anlage hohe Strommengen erzeugen können und außerdem alle Anlagen einer Region ähnliche Windverhältnisse haben und dadurch zur gleichen Zeit hohe bzw. niedrige Strommengen produzieren. Dadurch kann es bei Leistungsspitzen dazu kommen, dass das so genannte Einspeisemanagement der Netzbetreiber Windkraftanlagen abregelt. So waren 2011 mindestens 3,4 GW, das heißt mindestens 13 % der in Deutschland installierten Windleistung von Abschaltungen betroffen. Ursache dafür waren Überlastungen im 110 kv-netz, allerdings vereinzelt auch im Hochspannungsnetz (380 kv) (vgl. Börner 2011: 9). Im Quotenmodell werden die Mengenziele dagegen deutlich präziser eingehalten. Anders als beim EEG wird die zu produzierende Menge (Quote) und deren Entwicklung für die kommende Jahre festgelegt. Das Einhalten der Quote wird durch die Androhung von Strafzahlungen, die bei Unterschreiten der Quote von den Quotenverpflichteten gezahlt werden müssen, gewährleistet. Diese Strafzahlungen müssen ausreichend hoch sein, so dass der Kauf von Grünstromzertifikaten dem Zahlen der Strafe vorgezogen wird. Im äußerst erfolgreichen Quotenmodell in 17

22 Schweden beträgt diese Strafzahlung beispielsweise 150 % des durchschnittlichen Grünstromzertifikatspreis (vgl. Schwarz et al. 2008: 70). In Großbritannien wurden dagegen hauptsächlich aufgrund einer zu geringen Strafzahlung (vgl. Schwarz et al. 2008: 38) die Quoten in den Jahren 2002 bis 2009 nur zu etwa zwei Dritteln erfüllt (vgl. SVR 2012/13: 295). Zusammenfassend kann gesagt werden, dass sich das EEG die im Kapitel 3.3 besprochene Preissicherheit über die Unsicherheit in der Menge erkauft (vgl. Schwarz et al. 2008: 21). Es neigt dazu, die ausgegebenen Mengenziele deutlich zu übertreffen. Die dadurch entstehenden Kosten verursachen durch den inzwischen großen Anteil der EE am produzierten Gesamtstrom eine große Zusatzbelastung für die Gesellschaft. Die Förderung der EE durch ein Quotenmodell würde hingegen vor einem unerwartet schnellen Ausbau erneuerbarer Technologien schützen (vgl. SVR 2012/13: 286), denn die Ausbauziele werden mit Hilfe einer langfristigen Rahmensetzung und einer ausreichenden Strafzahlung präzise und sicher erreicht. Dadurch ließe sich auch der Netzausbau mit dem fortschreitenden Ausbau der EE besser koordinieren. 3.4 Kosteneffizienz Neben der erzielten Effektivität des Förderinstruments von EE spielt die Kosteneffizienz eine ebenso bedeutende Rolle. Das Förderinstrument, das den Ausbau der EE mit dem geringsten Kostenaufwand bewerkstelligt, ist zu bevorzugen. Hierzu werden das EEG und das Quotenmodell dahin gehend untersucht, ob durch sie die kostengünstigsten Optionen für den Ausbau EE genutzt werden, ob zwischen den Akteuren im EE-Strommarkt Wettbewerb herrscht, der durch Kostendruck zu effizientem Wirtschaften anreizt und ob Mitnahmeeffekte bei den EE-Anlagenbetreibern vermieden werden (vgl. Häder 2005: 43) Nutzung der kostengünstigsten Optionen zum Ausbau der EE Anhand der Abbildung 6 lassen sich die Kostenunterschiede zwischen einem Einspeisevergütungssystem und einem Quotenmodell anschaulich zeigen. Es wird vereinfachend angenommen, dass es nur zwei Technologien gibt, die innerhalb einer 18

23 Periode die gleiche Menge an Strom produzieren können. Allerdings realisieren sie dies zu unterschiedlichen Kosten. Die im Schaubild zu sehende schwarz-gestrichelte Linie, welche entlang der Kostenkurven von Technologie eins und zwei verläuft, entspricht bei variierenden Preisen der Stromangebotsfunktion. Da bei Q = 3 die Kapazitätsgrenze von Technologie 1 erreicht ist, macht die Funktion dort einen Sprung. Erst ab einem Preis, der die Kosten von Technologie 2 deckt, wird von dieser eine zusätzliche Menge bereitgestellt (vgl. SVR 2012/13: 284). Abbildung 6: Kostenvergleich zwischen Einspeisevergütungssystem und Quotenmodell Quelle: SVR 2012/13: 284 Im folgenden Beispiel soll nun die Menge Q* = 2 in einer Periode aus EE erzeugt werden. Wenn man annimmt, dass es im Einspeisevergütungssystem eine einheitliche Vergütung gibt, das heißt alle Technologien die gleiche Vergütung erhalten, dann führen das Einspeisevergütungssystem und das Quotenmodell zum gleichen Ergebnis. Im Fall des Einspeisevergütungssystems müsste demnach der Preis P* festgelegt werden, um die erwünschte Menge Q* zu produzieren. Im Fall des Quotenmodells würde die Menge Q* festgelegt werden und sich auf dem Grünstromzertifikatmarkt der gleiche Preis P*, der im Einspeisevergütungssystem festgelegt wurde, bilden. Es wird jedoch deutlich, dass beim Einspeisevergütungssystem der Informationsbedarf ungleich höher ist als beim Quotenmodell. Beim EEG gibt es allerdings keine einheitliche Vergütung, sondern wie bekannt ein ausdifferenziertes, technologiespezifisches Vergütungssystem. Bezogen auf die 19

24 Grafik müsste also die geplante zu produzierende Menge Q* = 2 auf beide Technologien gleichmäßig aufgeteilt werden. Jede Technologie müsste also je eine Einheit produzieren. Das heißt Q1* = Q2* = 1. Folglich ist also von der Planungsinstanz durch Einschätzen der durchschnittlichen Kosten für die Technologie 1 der Preis P1* und für die Technologie 2 der Preis P2* zu setzen. Es zeigt sich, dass wenn sich die Kostenverläufe der beiden Technologien sehr stark unterscheiden (wie z.b. bei Photovoltaik und Windenergie), sich bei gleicher produzierter Strommenge eine sehr viel kostenintensivere Förderung als durch ein technologieneutrales Einspeisevergütungssystem oder Quotenmodell ergibt. Ein weiteres erhebliches Risiko ergibt sich beim Einspeisevergütungssystem dadurch, dass die Produktionsmengen nicht begrenzt sind und falsch eingeschätzte Kostenverläufe zu erhöhten Kosten führen können. Es wird also beispielsweise nach Einschätzen der Kostenfunktion von Technologie 2 der Preis P2* in der Erwartung festgelegt, dass Q2* produziert wird. Wenn sich nun für die Zeitperiode aufgrund technischen Fortschritts oder falschen Einschätzens der Kosten, eine niedrigere Kostenfunktion als die erwartete herausstellt (blau-gestrichelte Kostenfunktion), werden statt den geplanten Q2* = 1 Q2 = 2 Mengeneinheiten produziert. Diese unerwartete Mengenerhöhung bringt entsprechende Mehrkosten mit sich. Das häufige Korrigieren der Ausbauziele des EEG (siehe EEG-Novellen) weist darauf hin, dass es in der Vergangenheit wiederholt zu falschem Einschätzen der Kostenfunktionen gekommen ist, die zur Kostenexplosion beigetragen haben dürften (vgl. SVR 2012/13: 285). Ein technologieneutrales Quotenmodell nutzt dagegen die kostengünstigen Optionen zum Ausbau. Denn dadurch, dass alle Technologien, Standorte sowie Anlagengrößen durch den einheitlichen Grünstromzertifikatspreis miteinander im Wettbewerb stehen, werden sich die jeweils effizientesten Kombinationen durchsetzen (vgl. Haucap und Kühling 2012: 60). Das Rheinisch-westfälische Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) rechnet in seiner Studie zur zukünftigen Förderung von EE vor, dass bei einem sofortigen Umstieg auf ein quotenbasiertes Modell bis zum Jahr 2020 Förderkosten im Wert von 52 Mrd. Euro eingespart werden könnten. Der Rechnung liegt die Annahme zu- 20

25 grunde, dass bei Einführen des Quotenmodells einzig in die derzeit günstigste Technologie, also in Onshore-Windkraftanlagen, investiert werden würde. Das Anbauziel für 2020 könnte daher, bei Berechnung mit der aktuellen durchschnittlichen Vergütung für Onshore-Windkraftanlagen, mit 6,8 Mrd. statt 58,8 Mrd. Euro erzielt werden (vgl. RWI 2012: 5). Es ist hierbei aber durchaus anzuzweifeln, ob es für diesen erheblichen Windkraftanlagen-Ausbau geeignete Standorte gibt, da ungünstige Topographien, Naturschutzgebiete, Regionen mit schwachen Windverhältnissen und die hohe Siedlungsdichte die möglichen Eignungsflächen für die Windräder deutlich einschränken (vgl. Goldammer et al. 2012: 2). So werden beispielsweise die Eignungsflächen für Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein wegen der Nutzungskonflikte durch die Landesplanung in den so genannten Regionalplänen ausgewiesen. Sie wurden jüngst um rund ha auf insgesamt 1,7 % der Landesflächen erhöht (vgl. Schleswig-Holstein 2012). Damit dürfte eine Obergrenze erreicht sein. Der intensive Windkraftanlagen-Ausbau würde zudem mit hoher Wahrscheinlichkeit in der Gesellschaft auf Widerstand treffen. Aus rein ökonomischer Sicht führt das Quotenmodell zu den kostengünstigsten Optionen zum Ausbau EE und ist dem EEG vorzuziehen. Ob die langfristigen Ausbauziele der EE allerdings ausschließlich mit dem Zubau von der aktuell günstigsten Technologie, der Onshore-Windkraft, realisierbar sind, erscheint fraglich. Es könnte also durchaus in Frage kommen, bei einem möglichen Quotenmodell in Deutschland, mehr Technologien als die Onshore-Windkraft zu fördern, indem teurere Technologien mit einer höheren Zuteilungsrate pro erzeugten MWh ausgestattet werden und somit auch für diese Technologien ein Investitionsanreiz gegeben ist (vgl. Haucap und Kühling 2012: 62) Kostendruck für Akteure am EE-Strommarkt Das Vorhandensein von Wettbewerbsdruck bzw. Kostendruck ist ein weiteres Kriterium zur Bewertung der Kosteneffizienz des EEG und des Quotensystems. Im Wettbewerb miteinander stehende Akteure werden durch den daraus resultierenden Kostendruck dazu angereizt möglichst kostengünstig zu produzieren, das heißt das vorhandene Kostensenkungspotential zu nutzen. Sobald die Akteure allerdings 21

26 nicht im Wettbewerb stehen, bzw. keinem Kostendruck unterliegen, hängt das Nutzen des Kostensenkungspotentials einzig von der Motivation ab, einen größeren Gewinn erwirtschaften zu wollen. Zu den wichtigsten Akteuren im EE-Strommarkt gehören die EE-Anlagenhersteller, die EE-Anlagenbetreiber und die Stromversorgungsunternehmen (vgl. Häder 2005: 45). Die Anlagenhersteller sehen sich unabhängig vom Fördersystem dem gleichen Wettbewerb ausgesetzt. Die per Quote zum Grünstromzertifikatkauf verpflichteten Stromversorgungsunternehmen stehen ebenfalls unabhängig vom Fördersystem mit ihren Konkurrenten im Wettbewerb um die Gunst der Letztverbraucher. Gerade jetzt in Zeiten stetig steigender Strompreise legen die Letztverbraucher immer größeren Wert auf einen günstigen Stromanbieter. Zuletzt stieg die Zahl der Anbieterwechsel stark an (vgl. Süddeutsche 2013). Das regt den Wettbewerb unter den Stromanbietern positiv an. Beim Quotenmodell wäre zudem zu beachten, dass die Stromanbieter die Nachfrageseite auf dem Grünstromzertifikatmarkt bilden. Durch die allerdings eher atomistische Struktur im Endkundenmarkt (Schwarz et al. 2008: 14) dürfte die bestehende Gefahr der Bildung von Marktmacht ausgeschlossen sein. Beim EEG stehen die Anlagenbetreiber in keinerlei Wettbewerb miteinander. Es kommt also auch zu keinerlei Kostendruck, da jedem Betreiber eine feste, technologie- und standortspezifische Vergütung zusteht. Beim Quotenmodell hingegen stehen die Anlagenbetreiber in einem ständigen Wettbewerb um zum Beispiel die Technologien und die besten Standorte. Der Kostendruck reizt die Anlagenbetreiber also an ihr Kostensenkungspotential ständig zu überprüfen und auszunutzen, um einen Kostenvorteil gegenüber ihren Konkurrenten zu haben. Es ist zudem ein weiterer wichtiger Aspekt hervorzuheben. An der Strombörse bildet sich der Strompreis, indem beginnend mit den niedrigsten Grenzkosten Kraftwerke mit höheren Grenzkosten zugeschaltet werden, bis die Nachfrage gedeckt ist. Die Grenzkosten der wichtigsten EE, wie zum Beispiel Windkraft- oder Solarenergie, sind allerdings nahezu null (vgl. Bode 2010: 644). Dies hat also zur Folge, dass die EE-Anlagen, wie in Abbildung 7 zu erkennen, die mit höheren Grenzkosten 22

27 Abbildung 7: Preisbildung auf dem Strommarkt und Wirkung zusätzlicher EE-Einspeisung Quelle: Bode 2010: 644 produzierenden Kraftwerke verdrängen und den Strompreis senken (Merit-Order- Effekt). Hierbei ist problematisch, dass die Produktion von Windkraft- und Solaranlagen witterungsabhängig ist, was ein volatiles Stromangebot zur Folge hat. Dies kann zum Beispiel an sehr windigen Tagen und damit sehr hoher Einspeisung bei gleichzeitig geringer Nachfrage dazu führen, dass der Gleichgewichtspreis so stark sinkt, dass Grundlastkraftwerke, bei denen das An-und Abschalten der Anlage mit hohen Kosten verbunden ist, für einzelne Stunden negative Preise anbieten, weil dies für sie kostengünstiger ist also eine temporäre Abschaltung der Anlage (vgl. Bode 2010: 644). Derzeit haben die EE-Anlagenbetreiber kaum einen Anreiz an dieser Situation etwas zu ändern und nachfrageorientiert zu produzieren, da sie ihre feste Einspeisevergütung unabhängig von dem Preisgeschehen am Spotmarkt erhalten. Beim Quotenmodell hingegen sind die Anlagenbetreiber abhängig von dem sich an der Strombörse bildenden Strompreis. Es besteht also ein Anreiz diesen zu optimieren. Dies ist nur durch technischen Aufwand, z.b. durch Investitionen in intelligente Stromnetze ( Smart Grids ) oder Speichertechnologien (vgl. SVR 2011/12: 250) möglich, den der Einzelerzeuger nicht leisten kann. Es ist jedoch durchaus vorstellbar, dass Grünstromerzeuger im Verbund mit Netzbetreibern oder Versorgungsunternehmen solche technischen Investitionen im gemeinsamen wirtschaftlichen Interesse betreiben. Zumindest kann davon ausgegangen werden, dass durch das Quotenmodell der Anreiz zu einer nachfrageorientierteren Grünstromproduktion deutlich erhöht würde. 23

28 3.4.3 Vermeidung von Mitnahmeeffekten Nachdem nun zunächst in den ersten beiden Gliederungspunkten und das EEG und das Quotenmodell dahingehend untersucht wurden, ob sie den EE- Ausbau mit den volkwirtschaftlich gesehen geringst möglichen Kosten erreichen, wird nun untersucht, inwiefern die Förderkosten im jeweiligen Modell effizient zum Ausbau der EE eigesetzt werden (vgl. Häder 2005: 48). Die Förderung der EE ist dann nicht kosteneffizient, wenn es bei den EE-Anlagenbetreibern zu Mitnahmeeffekten kommt. Das ist der Fall, wenn die Anlagenbetreiber für eine Leistung belohnt werden, die sie auch ohne staatliche Förderung erbracht hätten, beziehungsweise, wenn die Förderzahlungen weniger den EE-Ausbau anreizen, sondern viel mehr den Anlagenbetreibern hohe Renditen einbringen. Demnach ist die Förderung der EE umso ineffizienter, je höher die Summe der Mitnahmeeffekte ist. Dadurch, dass die Einspeisevergütungen beim EEG nach der Art, dem Standort, und der Größe der Anlage differenziert sind, kommt es zu keinerlei Mitnahmeeffekten für die EE-Anlagenbetreiber. Im Sinne der Fördereffizienz ist allerdings die bereits diskutierte, durch hohe Renditen erzeugte Überförderung der Photovoltaik kritisch zu sehen. Im Quotenmodell hingegen ist die Gefahr von Mitnahmeeffekten groß. Durch die meist technologieneutrale Ausgestaltung gibt es nur einen einheitlichen Preis für die Grünstromzertifikate. Allerdings gibt es eine Vielzahl von Standorten, Technologien und Anlagengrößen, die jeweils unterschiedliche Kosten aufweisen. Besonders kostengünstig produzierende EE-Anlagen können also bedeutende Mitnahmeeffekte realisieren. Dieser Effekt wird umso gravierender, je höher der Anteil der EE an der Stromversorgung ist, da bei steigender Quote davon ausgegangen werden muss, dass auch auf teurere Technologien zurückgegriffen werden muss (vgl. Weber und Hey 2012: 49). Bei Einführung des Quotenmodells in Schweden wurde diesbezüglich ein Fehler begangen, indem bereits bestehende Anlagen berechtigt wurden Grünstromzertifikate zu erhalten. Die Idee dabei war, durch diese Maßnahme sofort einen liquiden Grünstrommarkt zu erzeugen. Allerdings resultierte daraus, dass die Betreiber der 24