Arbeitspapier Nr. 7. Christoph Freimuth. Ökonomische Folgenabschätzung des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) am Beispiel der Photovoltaik

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1 Universität Lehrstuhl für Institutionenökonomik Bayreuth Arbeitspapier Nr. 7 Christoph Freimuth Ökonomische Folgenabschätzung des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) am Beispiel der Photovoltaik Januar 2014 Lehrstuhl für Institutionenökonomik Universität Bayreuth Bayreuth

2 Christoph Freimuth Ökonomische Folgenabschätzung des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) am Beispiel der Photovoltaik Inhaltsverzeichnis 1. Inhaltsverzeichnis...I 2. Abbildungsverzeichnis...II 3. Abkürzungsverzeichnis...III 1 Einleitung Problemstellung Zielsetzung der Arbeit und Aufbau Theoretische Grundlagen Begriffsdefinitionen und ökonomische Theorien Einordnung der Arbeit Entwicklung der Photovoltaik und Ziele des EEG Entwicklung der Photovoltaik vor dem EEG Entwicklung der Photovoltaik seit Inkrafttreten des EEG Ziele und Anreize Entwicklung der Ziele seit dem EEG Ziele des EEG Anreize zur Zielerreichung Grad der Zielerreichung Kosten-Nutzen-Analyse Kosten Nutzen Abwägung von Kosten und Nutzen Akzeptanz des EEG und der Photovoltaik Novellierungsbedarf Schluss Literaturverzeichnis...35

3 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1 Vergleich von installierter Leistung und Stromproduktion ( ) 7 Abbildung 2 Entwicklung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung bezogen auf den Bruttostromverbrauch ( ) 9 Abbildung 3 Vergleich von gesamter Stromerzeugung und nach EEG vergüteter Stromerzeugung aus Photovoltaik 10 Abbildung 4 Vergütung der Stromproduktion in ct/kwh abhängig von der installierten Leistung der jeweiligen Anlage 15 Abbildung 5 EEG-Umlage 20 Abbildung 6 Merit-Order-Effekt 24 Abbildung 7 Strompreissteigerung durch EEG-Umlage und Strompreissenkung durch Merit-Order-Effekt 29 III

4 Abkürzungsverzeichnis Bil. Billion BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit ct Cent ct/kwh Cent pro Kilowattstunde CO 2 Kohlenstoffdioxid EEG Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare- Energien-Gesetz - EEG) EEG 2000 EEG in der Fassung vom EEG 2004 EEG in der Fassung vom EEG 2008 EEG in der Fassung vom EEG-Vergütung Vergütung nach 16, 20 ff., 32 EEG EnLAG Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen (Energieleitungsausbaugesetz - EnLAG) Euro EEX European Energy Exchange GWh Gigawattstunde GWh/Jahr Gigawattstunde pro Jahr km Kilometer kwh Kilowattstunde kw p Kilowatt Peak Mio. Million Mrd. Milliarde MW p Megawatt Peak Pf Pfennig t Tonne TWh Terawattstunde US $ US Dollar Wh Wattstunde IV

5 1 Einleitung 1.1 Problemstellung Energie ist der Dreh- und Angelpunkt einer modernen Volkswirtschaft. Für eine positive wirtschaftliche Entwicklung ist die Verfügbarkeit von ausreichenden Energie-Ressourcen eine notwendige Voraussetzung. Aus diesem Grund ist die Energiepolitik in Deutschland, das als Wirtschaftsnation in der Mitte Europas nur über geringe fossile Energieressourcen verfügt, bereits seit Langem sehr umstritten. Ein Beispiel für die Eskalation eines energiepolitischen Streits ist der geplante aber schließlich aufgrund von großen Protesten durch die Bevölkerung und Umweltaktivisten doch nicht verwirklichte Bau der Wiederaufbereitungsanlage in Wackersdorf (Bayern) in den 1980er Jahren. Auch 30 Jahre später steht die Energiegewinnung und -versorgung im Zentrum der Politik. Zuerst verlängerte am der Bundestag durch die Änderung des Atomgesetzes die Laufzeiten für Atomkraftwerke in Deutschland, 1 um nach nicht einmal einem Jahr und der Atomkatastrophe in Fukushima am den Ausstieg aus der Stromproduktion mittels Atomenergie und die Energiewende zu beschließen. 2 Eine Folge dieses Beschlusses ist die Forcierung des Ausbaus der erneuerbaren Energien 3. Instrument für die Umsetzung der Energiewende als nationales Gemeinschaftsprojekt 4 ist das Erneuerbare Energien Gesetz (im Folgenden EEG 5 ). Aufgrund der zentralen Stellung für den Umbau der Energieversorgung der deutschen Volkswirtschaft von fossilen Energieträgern hin zu den erneuerbaren Energien, wie beispielsweise der Photovoltaik 6, ist eine Analyse der ökonomischen Auswirkungen des EEG besonders interessant. 1 Vgl. Deutscher Bundestag (2013a). 2 Vgl. Deutscher Bundestag (2013b). 3 Unter erneuerbaren Energien versteht man nach 3 Nr. 3 EEG: Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie; für eine allgemeinere Definition siehe Mertens (2011), S Vgl. Deutscher Bundestag (2013b). 5 Ohne Zusatz ist das EEG in der Fassung vom (BGBl. I (2008), S. 2074), das zuletzt am (BGBl. I (2012), S. 2730) geändert worden ist, gemeint. 6 Photovoltaik ist eine Technik, die Sonnenlicht direkt in elektrische Energie umwandelt, also Strom produziert; siehe Mertens (2011), S. 29; Das EEG nennt statt Photovoltaik jeweils den Überbegriff solare Strahlungsenergie, der auch die Solarthermie umfasst. Solarthermie ist in Deutschland aber wegen ungeeigneter Strahlungsverhältnisse nicht einsetzbar, vgl. Salje (2012), 3 Rn

6 1.2 Zielsetzung der Arbeit und Aufbau Ziel der Arbeit ist es, die Auswirkungen des im Jahr 2000 erlassenen und immer wieder geänderten EEG herauszuarbeiten, zu bewerten und eine Handlungsempfehlung abzugeben. Hierfür wird eine retrospektive Gesetzesfolgenabschätzung am Beispiel der nach dem EEG geförderten Stromerzeugung durch Photovoltaik durchgeführt. Diese Arbeit analysiert die ökonomischen Folgen des EEG. In Kapitel 2 werden die hierfür notwendigen Grundlagen geschaffen. Im dritten Kapitel wird darauf eingegangen, wie sich die Photovoltaik in Deutschland entwickelt hat, welche Ziele und Anreize das EEG für diese Entwicklung gesetzt hat und ob die Ziele des EEG erreicht beziehungsweise zu welchem Grad sie erreicht wurden. Zuerst werden im vierten Kapitel die ökonomischen Kosten und anschließend der ökonomische Nutzen des EEG herausgearbeitet und analysiert. In einem weiteren Schritt geschieht eine Abwägung der beiden Positionen. In den Kapiteln fünf bis sieben werden die Akzeptanz der Photovoltaik und ein eventuell bestehender Novellierungsbedarf beschrieben sowie Novellierungsvorschläge entwickelt und ein abschließendes Statement abgegeben. 2 Theoretische Grundlagen 2.1 Begriffsdefinitionen und ökonomische Theorien Ein Teilgebiet der Ökonomischen Analyse des Rechts ist die ökonomische Gesetzesfolgenabschätzung. Sinn und Zweck einer Gesetzesfolgenabschätzung ist es, Folgen und Nebeneffekte von Regelungsvorhaben zu ermitteln und zu beurteilen 7 und die Erreichung der beabsichtigten Ziele zu überprüfen. Hierbei ist jedoch zwischen der prospektiven Gesetzesfolgenabschätzung, die im Vorfeld des Erlasses und der Ausarbeitung einer Regelung den Regelungsbedarf und die optimale Regelungsalternative ermittelt, der begleitenden und der retrospektiven Gesetzesfolgenabschätzung zu unterscheiden. Die begleitende dient der Ausarbeitung des Entwurfs einer Regelung. Die retrospektive wird ex post, also nach Erlass der Regelung, eingesetzt, um die Bewährung der Norm zu überprüfen und gegebenenfalls bei Reformnotwendigkeit Handlungsempfehlungen zu geben. 8 Hierfür müssen die ökonomischen Kosten herausgearbeitet werden. Das sind diejenigen Kosten, die einem Unternehmen aus der Nutzung der wirtschaftlichen Ressourcen in der Pro- 7 Vgl. Böhret/Konzendorf (2001), S Vgl. Böhret/Konzendorf (2001), S. 2. 2

7 duktion entstehen. 9 Begrifflich kann man die Kosten weiter unterteilen. Kosten, die auf den Abschluss und die Durchführung von Verträgen zurückzuführen sind, werden als Transaktionskosten bezeichnet. 10 Die Opportunitätskosten sind die zusätzlichen kalkulatorischen Kosten, die man für ein Gut aufwendet, indem man auf ein anderes Gut verzichtet. 11 Nehmen die langfristigen durchschnittlichen Gesamtkosten bei zunehmender Produktionsmenge ab, so liegen zunehmende Skaleneffekte vor. 12 Dies ist beispielsweise der Fall, wenn bei einer Verdopplung des Inputs der Output um mehr als das Doppelte steigt. 13 Der Gegenpart zu den Kosten ist der Nutzen. Er bezeichnet die Befriedigung, die ein Gut durch und beim Konsum beim Verbraucher erzeugt. 14 Der Nutzen kann sich unter anderem im Erlös einer Unternehmung zeigen. Dies ist der Geldbetrag, der aus dem Verkauf der Produktionserzeugnisse erzielt wird. Der Gewinn im volkswirtschaftlichen Sinn berechnet sich aus der Differenz des gesamten durch den Verkauf erlösten Geldbetrages und den Opportunitätskosten. 15 Hierbei müssen auch positive beziehungsweise negative technische externe Effekte mit einbezogen werden. Ob die Kosten auch den Nutzen überwiegen, wird in einer Kosten-Nutzen-Analyse festgestellt. Hier wird von einem weiten Begriff der Kosten-Nutzen-Analyse ausgegangen. Im Rahmen der Kosten-Nutzen-Analyse sind mit Kosten die in Geldeinheiten gemessenen Aufwendungen zur Realisierung jener Regelungsvorhaben 16 gemeint. Mit Hilfe dieser wird überprüft, wie sich der Nutzen im Vergleich zu den Kosten verhält. Es gilt hierbei die Auswahlregel, dass das Verhältnis zwischen Kosten und Nutzen größer oder gleich eins sowie die Differenz zwischen absoluten monetären Beträgen größer oder gleich null sein muss. 17 Um Anreize für den Konsum eines Gutes oder Investitionen zu schaffen, können Subventionen gewährt werden. 18 Dies ist eine Zahlung, durch die der vom Käufer bezahlte Preis niedriger wird als der vom Verkäufer erzielte Preis. Insofern stellt eine Subvention eine negative Steuer dar Vgl. Pindyck/Rubinfeld (2009), S Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S Vgl. Krugman/Wells (2010), S Vgl. Krugman/Wells (2010), S Vgl. Pindyck/Rubinfeld (2009), S Vgl. Woll (2011), S Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S. 324, Vgl. Böhret/Konzendorf (2001), S Vgl. Böhret/Konzendorf (2001), S. 230; vgl. Krugman/Wells (2010), S Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S Vgl. Pindyck/Rubinfeld (2009), S. 442; vgl. Mankiw/Taylor (2012), S

8 Nach dem Pareto-Kriterium ist eine Investition ökonomisch effizient, wenn eine Person besser gestellt wird, ohne eine andere zu benachteiligen. Erfüllt eine Situation diese Bedingung, so ist sie als Pareto-effizient zu bezeichnen. 20 So stellt der Nutzen einer Unternehmung in der Form eines erwarteten Erlöses oder in einer anderen Form für Investoren einen wichtigen Anreiz für eine Investition dar. Anreiz ist die Aussicht auf Belohnung, die ein bestimmtes Handeln einer Person auslöst. 21 Insbesondere können politische Entscheidungen die Setzung von Anreizen verändern, und auf diese Weise Einfluss auf das Verhalten von Personen nehmen. 22 Der Nutzen einer rechtsförmigen Regelung besteht in der in Geldeinheiten ausgedrückten Wertschätzung. 23 Insbesondere stellt die ökonomische Rente einen Anreiz dar. Unter dieser ist der Betrag zu verstehen, den ein Nachfrager bereit ist zu bezahlen abzüglich des Mindestbetrags, der notwendig ist, dass ein Gut oder Produktionsfaktor auf dem Markt angeboten wird. 24 Hierbei spielt jedoch das Risiko die erwartete ökonomische Rente auch wirklich zu erhalten, eine entscheidende Rolle. Diese Sicherheit kann durch eine Subvention gewährt werden. Bei dieser wird eine Zahlung an den Käufer und/oder Verkäufer geleistet mit dem Ziel, den Erlös zu erhöhen oder die Kosten zu senken und dadurch Anreize für den Kauf oder Verkauf zu setzen. 25 Unter anderem können Subventionen auch Anreize setzen externe Effekte zu internalisieren. Externe Effekte unterteilen sich in positive und negative externe Effekte. Diese Effekte können für einen Akteur vorteilhaft sein, also einen positiven externen Effekt darstellen. Als positiver externer Effekt wird der Nutzen bezeichnet, der einem Individuum oder einem Unternehmen zukommt, ohne dass es dafür kompensiert wird. 26 Jedoch können diese Effekte auch nachteilig auf einen Dritten wirken. In einem solchen Fall ist ein negativer externer Effekt gegeben. Dies sind die nicht kompensierten Kosten eines Individuums oder eines Unternehmens, die es dritten auferlegt. 27 So ist bei positiven externen Effekten der gesellschaftliche Grenznutzen eines Gutes oder einer Aktivität größer als derjenige des einzelnen Konsumenten. 28 Negative externe Effekte wirken sich hierzu gegenteilig auf den gesellschaftlichen Grenznutzen aus. Darüber hinaus kann man zwischen technischen und pekuniären externen 20 Vgl. Varian (2011), S Vgl. Krugman/Wells (2010), S Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S Vgl. Böhret/Konzendorf (2001), S Vgl. Varian (2011), S. 473; Pindyck/Rubinfeld (2009), S Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S. 141; vgl. Varian (2011), S Vgl. Krugman/Wells (2010), S Vgl. Krugman/Wells (2010), S Vgl. Krugman/Wells (2010), S

9 Effekten unterscheiden. Technische externe Effekte liegen vor, wenn Handlungen eines Akteurs die Produktionsbedingungen eines anderen Akteurs beeinflussen ohne von einem Marktmechanismus erfasst zu werden. 29 Pekuniäre stellen im Gegensatz dazu nur die Marktbeziehungen dar und spiegeln sich im Preis wieder. Diese sind nach der Preistheorie im Gegensatz zu den technischen externen Effekten unbedenklich. 30 Somit sind allein technische externe Effekte kausal für die Verursachung von Marktversagen, indem sie zu einer ineffizienten Ressourcenallokation an den Märkten führen. 31 Externe Effekte sind Formen von Marktversagen. Dieses ist gegeben, wenn durch einen Markt die vorhandenen Ressourcen nicht effizient verteilt werden. 32 Um Marktversagen zu verhindern, können externe Effekte internalisiert werden. Dies kann zum einen über eine von Coase favorisierte Marktlösung gehen. Danach führt die Zuteilung von Eigentumsrechten 33 und die Schaffung eines Marktes, an dem diese gehandelt werden können, zu einem ökonomisch effizienten Ergebnis, indem externe Effekte internalisiert werden. 34 Zum anderen kann dies auch über politische Maßnahmen geschehen. Hierfür können Märkte reguliert werden, also Ge- und Verbote geschaffen oder bestehende Anreize so abgeändert werden, dass externe Effekte internalisiert werden. Dies ist nach Pigou mit einer nach ihm benannten Steuer bei negativen und einer Subvention bei positiven externen Effekten möglich Einordnung der Arbeit Die folgende Arbeit im Rahmen der ökonomischen Analyse des Rechts ist Teil einer ökonomischen Gesetzesfolgenabschätzung. Aus einer ex-post-perspektive werden die ökonomischen Folgen des EEG analysiert, die sich insbesondere auf die Photovoltaik beziehen. So werden mit dieser Arbeit auch Bezüge zur Umwelt- und Wohlfahrtsökonomik hergestellt und überprüft, ob eine effiziente Ressourcenallokation gegeben ist. Aufgrund der Thematik wird der deutsche Elektrizitätsmarkt im Mittelpunkt der Analyse stehen. 29 Vgl. Woll (2011), S. 136 f. 30 Vgl. Woll (2011), S Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S. 13, 192, 247; Varian (2011), S Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S Engl.: property rights. 34 Vgl. Woll (2011), S. 138; Mankiw/Taylor (2012), S. 255 f., 259 f. 35 Vgl. Mankiw/Taylor (2012), S. 260 f. 5

10 3 Entwicklung der Photovoltaik und Ziele des EEG Bei der Analyse der Entwicklung der Photovoltaik ist zwischen der Stromproduktion, die aufzeigt, wie viel [Wh] Strom mittels Photovoltaik erzeugt werden können, und der installierten Leistung 36 zu unterscheiden. Das EEG unterteilt die verschiedenen Vergütungsgruppen nach installierter Leistung, weshalb diese für eine ökonomische Folgenabschätzung besonders wichtig ist. 3.1 Entwicklung der Photovoltaik vor dem EEG Bereits vor 1990 gab es in Deutschland einige Photovoltaikanlagen, die jedoch die Ausnahme bildeten und vor allem zu Forschungs- und Demonstrationszwecken dienten. 37 Zwar gab es ab 1991 eine Förderung für den Bereitsteller durch das Stromeinspeisungsgesetz i. H. v. 90 % der Durchschnittskosten eines Verbrauchers pro kwh, was etwa 8,5 ct/kwh entspricht, sowie nur in geringem Umfang eine kostendeckende Förderung durch das BMU und einige Bundesländer. 38 Aufgrund der fehlenden ökonomischen Rente konnten aber keine Investitionsanreize gesetzt werden. Erst die Förderung durch das Dächer-Programm brachte durch das Gewähren einer ökonomischen Rente etwas Schwung in den Bau von Photovoltaikanlagen. Bis 1995 wurden im Rahmen dieses Programms über Photovoltaikanlagen auf Hausdächern installiert. 39 Dieses Programm führte bis zum Jahr 2000 zu einem Ausbau der installierten Leistung von Photovoltaikanlagen auf 76 MW p und der Stromproduktion auf 64 GWh/Jahr Entwicklung der Photovoltaik seit Inkrafttreten des EEG Der Ausbau der Photovoltaik bekam im Jahr 2000 mit dem Dächer-Programm der Bundesregierung neuen Schwung. 41 Im Folgenden soll diese Entwicklung anhand von Ausbauzahlen zur installierten Leistung, der Stromproduktion und dem Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch 42 aufgezeigt werden. 36 Die installierte Leistung ist die elektrische Wirkleistung einer Anlage, die diese bei bestimmungsgemäßem Betrieb ohne zeitliche Einschränkungen unbeschadet kurzfristiger geringfügiger Abweichungen technisch erbringen kann, 3 Nr. 6 EEG. In dieser Arbeit bezieht sich die installierte Leistung in der Regel auf die gesamte installierte Leistung aller in Deutschland betriebenen Photovoltaikanlagen. 37 Vgl. Hoffmann, in Sonnenenergie, 6/2008, S II Stromeinspeisungsgesetz. 39 Vgl. Hoffmann, in Sonnenenergie, 6/2008, S Vgl. BMU (2013a), Tab. 3 und Vgl. Salje (2012), 3 Rn Der Bruttostromverbrauch ist hier die in Deutschland produzierte Gesamtstrommenge, die aus allen Quellen erzeugt wurde, zuzüglich Einfuhren, abzüglich Ausfuhren; siehe Presse- und Informationsamt der Bundesregierung (2013a). 6

11 Jahr installierte Leistung in [MW] Stromproduktion in [GWh] Abbildung 1: Vergleich von installierter Leistung und Stromproduktion ( ). Quelle: BMU (2013a), Tab. 3 und 4. Die obenstehende Tabelle zeigt die Entwicklung der Stromerzeugung aus Photovoltaik in [GWh] sowie die installierte Leistung in [MW] seit Im Jahr 2000 hat sich im Vergleich zum Jahr 1999 die installierte Leistung von 32 MW p auf 76 MW p mehr als verdoppelt und es konnten 64 GWh Strom durch die Photovoltaik produziert werden. 43 Im Jahr 2001 wurden weitere 110 MW p Leistung installiert, sodass die installierte Leistung auf 186 MW p anwuchs. Die erzeugte Energie erhöhte sich währenddessen auf 76 GWh. Auch in den Folgejahren steigerte sich die Stromproduktion mit 162 GWh bei einer installierten Leistung von 296 MW p im Jahr 2002, über eine installierte Leistung von 435 MW p und eine Stromproduktion von 313 GWh im Jahr Im Jahr 2006 erreichte die jährliche Stromproduktion GWh und die installierte Leistung wuchs bis Ende des Jahres MW p. 44 Dieses langsamere Wachstum der installierten Leistung sowie der Stromproduktion zwischen 2003 und 2006 aufgrund eines verlangsamten Ausbaus der Photovoltaik setzt sich in den Jahren 2007 bis 2009 fort. In diesem Zeitraum steigt die installierte Leistung von MW p im Jahr 2007 über MW p im Jahr 2008 auf MW p im Jahr Dabei steigt auch die Stromproduktion um 43 Hier und im Folgenden vgl. BMU (2013a), Tab. 3 und Der Ausbaufaktor schwankt während dieses Zeitraumes zwischen 2,31 und 1,77. 7

12 einen Faktor von jeweils circa 1,4 über GWh 2007 und GWh 2008 auf GWh Im Jahr 2010 ist wiederum eine Beschleunigung der Erhöhung der Stromproduktion aus Photovoltaik um den Faktor 1,78 auf GWh zu verzeichnen. Auch bei der installierten Leistung ist ein schnelleres Wachstum zu beobachten, sodass zum Ende des Jahres 2010 über MW p an Leistung durch Photovoltaik installiert waren. Im Jahr 2011 ist im Vergleich zum Vorjahr ein geringerer Anstieg der Stromproduktion auf GWh und ein konstannter Ausbau der installierten Leistung auf MW p zu erkennen. Dieser Ausbau der installierten Leistung schwächt sich jedoch im Jahr 2012 ab, sodass zum Jahresende MW p installiert sind. Die Stromproduktion steigt hierbei auf über GWh. 46 Diese Entwicklung wurde vom EEG ausgelöst. Es ist Dreh- und Angelpunkt des Ausbaus der erneuerbaren Energien. 47 Durch Anreize in Form einer Vergütungs- und Abnahmepflicht und einer Vergütung von bis zu 99 Pf/kWh im Jahr 2000 und 2001 sowie von bis zu 48,1 ct/kwh ab dem Jahr 2002 nach 8 EEG 2000 in der jeweils gültigen Fassung konnten Anreize für private Investitionen in die erneuerbaren Energien geschaffen werden. Die relativ konstante Ausbaugeschwindigkeit um einen Faktor von 2,5 im Jahr 2004, die sich dann bis 2009 auf den Faktor von 1,4 reduziert, ist auf die proportional zur Preisentwicklung auf dem Markt von Photovoltaikanlagen fallende EEG-Vergütung zurückzuführen. Da jedoch ab 2009 die Preise für Photovoltaikanlagen viel stärker fallen und die Reduzierung der EEG-Vergütung nicht angepasst wird, erhöht sich die ökonomische Rente einer Investition in eine Photovoltaikanlage. Auf diesen Effekt ist der im Vergleich zum Preisverfall der Photovoltaikanlagen um ein Jahr verzögert einsetzende verstärkte Ausbau von Photovoltaikanlagen zurückzuführen. 48 Dieser zeigt sich insbesondere in den erhöhten Ausbauzahlen der erneuerbaren Energien seit Die Verlangsamung des Ausbaus im Jahr 2012 ist insbesondere auch auf die Photovoltaik- Novelle 49 des EEG, die am in Kraft getreten ist, und die damit einhergehende Kürzung der EEG-Vergütung 50 zurückzuführen. 45 Vgl. BMU (2013a), Tab. 3 und Vgl. BMU (2013a), Tab. 3 und Vgl. Bundesverband WindEnergie e.v. (2011). 48 Vgl. zur Preisentwicklung Bundesverband Solarwirtschaft e.v. (2013a), S BGBl. I (2012), S. 2730, Vgl. BMU (2012a), Nr. 2, 3. 8

13 Auffällig bei dieser Entwicklung ist, dass sich die Stromproduktion nicht immer proportional zur installierten Leistung entwickelt. Diese disproportionale Steigerung ist darauf zurückzuführen, dass zum Ende des Jahres hin weit mehr Leistung installiert wird als zu Beginn, um die noch höhere EEG-Vergütung zu erhalten. Die Disproportionalität ergibt sich nun daraus, dass die Stromproduktion während eines ganzen Jahres gemessen wird und die installierte Leistung zum Stichtag bestimmt wird. Da nun die zum Ende eines Jahres neu installierten Anlangen nur wenige kwh, MWh oder GWh Strom produziert haben, aber bereits mit ihrer vollen installierten Leistung in die Statistik eingehen, kommt es zu dieser Disproportionalität im Vergleich zum Vorjahr. 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0, Abbildung 2: Entwicklung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung bezogen auf den Bruttostromverbrauch ( ). Quelle: BMU (2013a), Tab. 2. Jedoch zeigt sich erst an der Höhe des Anteils der Stromerzeugung am Bruttostromverbrauch der Wert der oben genannten absoluten Beträge der installierten Leistung und Stromproduktion. Im Jahr 2000 betrug der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch 6,8 %. Dieser Anteil steigerte sich bis 2003 nur leicht auf 7,8 %. Ab dem Jahr 2004 erhöhte sich der Anteil der erneuerbaren Energien jährlich um circa einen Prozentpunkt, bis er ,6 % erreichte. Im Jahr 2007 schnellte der Anteil auf 14,3 % in die Höhe. In den Folgejahren ist wiederum eine Steigerung um einen Prozentpunkt pro Jahr zu erkennen. Im Jahr 2010 wurden 17,1 % des Bruttostromverbrauchs durch erneuerbare Energien abgedeckt. Ein Sprung dieses Anteils um 3 Prozentpunkte auf 20 % war im Jahr 2011 zu verzeichnen. 51 Hierbei machte die Photovoltaik am gesamten Stromverbrauch 3,2 % aus. 52 Jedoch scheint der sprunghafte Anstieg nicht wie 2007 die Ausnahme gewesen zu sein, denn im Jahr 2012 wuchs der Anteil auf 22,9 %. Dies stellt zwar einen leichten Rückgang des Wachstums dar, aber mit einem um 2,4 Prozentpunkten gewachsenen Anteil der erneuerbaren 51 Vgl. BMU (2013a). 52 Vgl. BMU (2012e), S. 8. 9

14 Energien am Bruttostromverbrauch im Vergleich 2011, ist doch eine erheblich höhere Wachstumsrate als im Zeitraum von 2008 bis 2010 zu sehen gesamte Stromproduktion aus Photovoltaik in [GWh] nach EEG vergütete Stromproduktion aus Photovoltaik in [GWh] Abbildung 3: Vergleich von gesamter Stromerzeugung und nach EEG vergüteter Stromerzeugung aus Photovoltaik. Quelle: BMU (2013a) Tab. 3 und BMU (2012c), Tab Nähme man nun jedoch nur die Stromproduktion als Maßstab für die ökonomische Folgenabschätzung, könnte dies einen beträchtlichen Fehler darstellen. Wie Abbildung 3 zeigt, wird zwar nicht jede GWh Strom aus erneuerbaren Energien nach dem EEG vergütet, jedoch fast 100 %. Ausnahmen bilden hierbei die Jahre 2000, sowie Während 2000 circa 29 GWh der durch Photovoltaik produzierten 64 GWh nach dem EEG vergütet wurden, werden im Jahr 2012 über GWh nach dem EEG vergütet. 54 Somit erhalten im Jahre 2012 circa GWh keine Vergütung nach 16, 20 b EEG. Diese werden stattdessen direkt an den Übertragungsnetzbetreiber vermarktet, 33 g I EEG. Die Anlagenbetreiber können für den produzierten Strom eine Marktprämie vom Übertragungsnetzbetreiber verlangen. Diese berechnet sich in ihrer Höhe gem. 33 h EEG wie die EEG-Vergütung. Da die Marktprämie bei der Direktvermarktung nach 33 g ff. EEG in die EEG-Umlage 55 mit einfließt, wird bei der Analyse der Kosten nicht zwischen EEG-Umlage und Marktprämie unterschieden Vgl. BMU (2013a). 54 Vgl. BMU (2012c), Tab Ein gewisser Anteil des Strompreises, den die Endverbraucher bezahlen ist auf die Förderung erneuerbarer Energien zurückzuführen. Dieser Anteil nennt sich EEG-Umlage; siehe auch Deutscher Bundestag (2013c), S. 1; für die Berechnung siehe Kap Vgl. BMU (2012b), S

15 3.3 Ziele und Anreize Genau wie die Photovoltaik selbst hat sich das EEG selbst auch weiterentwickelt. Diese Entwicklung kann man an den Zielen erkennen. Zuerst wird diese Entwicklung der Ziele bis zur Fassung des EEG von 2008 beschrieben, bevor genauer auf die Zielsetzungen des EEG in seiner jetzt gültigen Fassung eingegangen wird. Schließlich werden noch durch das EEG gesetzte Anreize herausgearbeitet und analysiert, die der Erreichung der im EEG normierten Ziele dienlich sind Entwicklung der Ziele seit dem EEG 2000 Im ersten EEG vom wird in 1 als Ziel formuliert, eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung im Sinne des Klima- und Umweltschutzes zu ermöglichen. Hierfür sollte der Anteil der erneuerbaren Energien deutlich erhöht und bis zum Jahr 2010 verdoppelt werden. Durch den Zusatz, um [ ] den Zielen der Europäischen Union und der Bundesrepublik Deutschland zu entsprechen, wird deutlich, dass das EEG 2000 auch zur Umsetzung einer Richtlinie, nämlich der Richtlinie 96/92/EG, dient. 57 Das Ziel der nachhaltigen Entwicklung der Energieversorgung im Sinne des Klima- und Umweltschutzes ist sehr vage formuliert und schwer nachzuprüfen, da messbare Kriterien fehlen. Auch ist es als Programmsatz zu verstehen. 58 Jedoch ist das Mittel, um dieses Ziel zu erreichen, im Gegensatz dazu relativ konkret gefasst. Es soll zu einer Verdopplung des Anteils der erneuerbaren Energien am gesamten Energieverbrauch bis 2010 kommen. Die im EEG vom formulierten Ziele unterscheiden sich bereits beim ersten Blick von denen der alten Fassung. Im EEG von 2004 werden die Ziele in 1 in 2 Absätzen beschrieben. 1 I EEG 2004 beschreibt wie 1 EEG 2000 eine allgemeine Zielvorgabe. So werden die Ziele über die nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung hinaus erweitert. Durch die Neufassung der Ziele des EEG 2004 wird insbesondere klargestellt, dass langfristige externe Effekte einbezogen, Konflikte um fossile Energieträger vermieden und die Weiterentwicklung der Technologien zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, also auch der Photovoltaik, gefördert werden sollen. Diese Vorgaben sind wie im EEG 2000 sehr vage formuliert und als Programmsätze zu verstehen, 59 da es dadurch an einer Mess- und Nachprüfbarkeit fehlt. Die bisher in der alten Fassung in 1 EEG zu findende konkrete Zielformulierung erhält nun einen eigenen Absatz, 1 II EEG 2004, wodurch auch die gesteigerte Bedeutung der Zielerreichung optisch hervorgehoben wird. Hier wird der Zielzeitraum in zwei Perioden unterteilt. 57 Vgl. Salje (2000), 1 Rn Vgl. Salje (2000), 1 Rn Vgl. Salje (2000), 1 Rn. 5; vgl. Salje (2005), 1 Rn

16 Zuerst soll bis 2010 der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung auf 12,5 % und danach bis 2020 auf mindestens 20 % ausgebaut werden. Das Zwischenziel bis 2010 ist der Richtlinie 2001/77/EG geschuldet. Das Ziel bis 2020 den Anteil der erneuerbaren Energien auf ein Fünftel an der Stromproduktion zu erhöhen, soll deutlich machen, dass eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung aus erneuerbaren Energien nötig ist und die Erreichung des Zwischenziels 2010 eine besondere Bedeutung für die Erreichung der 20 % bis 2020 hat. 60 Das EEG von 2008 knüpft an die Fassung von 2004 an. 1 I EEG 2008 entspricht bis auf das Ziel der Konfliktvermeidung wegen fossiler Energieressourcen dem der Fassung des EEG Die angestrebte Konfliktvermeidung wird durch den Passus die fossilen Energieressourcen zu schonen, 1 I EEG 2008, ersetzt. Dies stellt eine Aufwertung des Ziels der Nachhaltigkeit durch diese wiederholte Nennung dar. In 1 II EEG 2008 wurde das Zwischenziel 2010 aus dem Gesetzestext herausgenommen 61 und der Anteil der angepeilten Stromproduktion im Jahr 2020 auf 30 % erhöht Ziele des EEG 2012 Eine bislang letzte grundlegende Überarbeitung der Ziele des EEG erfolgte im Jahr Grund für die Änderung ist das Aktualisierungsbedürfnis und die notwendige Umsetzung der Richtlinie 2009/28/EG. 1 I EEG wurde im Vergleich zur Fassung des EEG 2008 nicht verändert. Dahingegen werden die Ziele in 1 II EEG dekadisch bis 2050 aufgegliedert und ein 1 III EEG angefügt. 1 I EEG enthält, wie die Vorgängerfassungen, keine zur Überprüfung geeigneten Ziele, sondern Programmsätze. Durch die Aufschlüsselung der Ausbauziele der erneuerbaren Energien bis 2050 wird deutlich, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien nachhaltig und langfristig zu geschehen hat. Im Vergleich zum EEG 2008 wird nun das Ziel bis 2020 einen Anteil von 30 % an der Stromversorgung durch erneuerbare Energien zu decken auf 35 % erhöht. Diese Erhöhung zeigt, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien, wie man ihn auch an der Photovoltaik erkennen kann 62, erfolgreich voranschreitet. Bis zum Jahr 2030 sollen 50 %, 1 II Nr. 2 EEG, und bis %, 1 II Nr. 3 EEG, der Stromversorgung durch erneuerbare Energien abgedeckt werden. Bis 2050 sollen erneuerbare Energien 80 %, 1 II Nr. 4 EEG, der Stromversorgung ausmachen. Noch im EEG 2004 unterschied sich der Anteil der erneuerbaren Energien zwischen 2010 und 2020 um 10 Prozentpunkte. Durch diese Erhöhung auf 15 Prozentpunkte wird deut- 60 Vgl. Salje (2005), 1 Rn Das Ziel den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung auf 12,5 % zu erhöhen wurde bereits 2007 erreicht, da in diesem Jahr dieser Anteil bereits 14,3 % betragen hat. Siehe hierfür BMU (2013a), Tab Siehe Kap

17 lich, dass die Energiewende 63 weiter und darüber hinaus noch stärker forciert werden soll. Dies wird auch durch das spätestens in den jeweiligen 10-Jahres Zielen, 1 II EEG, deutlich. Der angefügte 1 III EEG dient zwar vor allem der Umsetzung der Richtlinie 2009/28/EG, jedoch wird darin auch ein weiteres Ziel aufgeführt. 64 So soll bis %, 1 III EEG, des Bruttoendenergieverbrauchs 65 durch erneuerbare Energien abgedeckt werden. Darüber hinaus gibt es seit der EEG-Novelle 2012 einen Zubaukorridor für Photovoltaikanlagen, 20 a I EEG. Dieser soll die jährlich neu installierte Leistung zwischen 2500 und 3500 MW halten. Der Zubaukorridor soll dem Rückgang der Investitionskosten für Photovoltaikanlagen Rechnung tragen und zu einem stetigen Weiterausbau der Photovoltaik führen. 66 Das Hauptziel über die Entwicklung des EEG seit 2000 ist jedoch gleich geblieben, nämlich die nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung durch erneuerbare Energien. Dieses spiegelt sich auch beispielsweise in den Zielen der Internalisierung von externen Effekten, dem angestrebten technologischen Fortschritt im Bereich der erneuerbaren Energien, der langfristigen Konzeption des EEG und der Schonung der Ressourcen wieder Anreize zur Zielerreichung Zur Einhaltung dieser Ziele müssen entsprechende Anreize gesetzt werden. Im Folgenden soll auf die Anreize für die Zielerreichung des EEG eingegangen werden. 67 Für die Politiker bilden die konkret normierten Ziele, insbesondere in 1 II EEG, Anreize. Diese Ziele können überprüft werden und der Erfolg der Energiepolitik im Bereich des EEG kann daran gemessen werden. Somit hängen mittelbar über die Medienberichterstattung auch die Wiederwahlchancen der einzelnen Politiker davon ab. Somit setzt 1 II EEG Anreize politische Maßnahmen zu ergreifen, falls sich ein Verfehlen der gesetzten Ziele abzeichnet. Durch die juristische Konstruktion des gesetzlichen Schuldverhältnisses nach 4 EEG erhalten die Investoren Sicherheit für ihre Investitionen 68 und sind nicht vom guten Willen des jeweiligen Netzbetreibers zum Abschluss eines Einspeisevertrages und einer daraus resultierenden Vergütung abhängig, sondern haben einen Anspruch darauf. 69 Ausprägungen dieses gesetzlichen Schuldverhältnisses sind die Verpflichtung der Netzbetreiber Anlagen zur Er- 63 Vgl. Deutscher Bundestag (2013b). 64 Vgl. Salje (2012), 1 Rn Unter dem Bruttoendenergieverbrauch wird der gesamte Energieverbrauch der Endverbraucher unter Einbeziehung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten verstanden; siehe Eurostat (2013); vgl. BMU (2013b), S Vgl. BT/Drs. 17/9152 (2012), S. 1, Auf die Vorgänger des EEG 2012 wird nicht mehr eingegangen, da sie keine Geltung mehr haben. 68 Vgl. Woll (2011), S Vgl. Salje (2012), 4 Rn

18 zeugung von Strom aus erneuerbaren Energien an das Stromnetz anzuschließen, 5 I EEG, die Abnahme des produzierten Stromes, 8 EEG, und der Vergütungsanspruch für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres, 21 EEG, der Anlagenbetreiber gegen die Netzbetreiber, 16 EEG. Durch so geschaffene Rechtssicherheit 70 und festgesetzte Erlöse werden für die Investoren Transaktions- und Opportunitätskosten gesenkt, indem beispielsweise Versicherungskosten für die Nichtabnahme von Strom entfallen. Durch diese Anreize wird die Investitionsbereitschaft erhöht. 71 Auch die umfassenden Pflichten der Netzbetreiber beim Anschluss einer Anlage, insbesondere einen Zeit- und Kostenplan sowie die nötigen Informationen für den Anschluss zu übermitteln, 5 VI EEG, stellen Anreize dar. Denn das Risiko eines ordnungsgemäßen und raschen Anschlusses wird beim Investor verringert, wodurch Transaktionskosten minimiert werden. Einen Anreiz für dezentrale Investitionen setzt 32 II EEG, indem die Vergütung bei größeren Anlagen geringer ist als bei kleinen. Besonders werden Photovoltaikanlagen an Gebäuden oder Lärmschutzwänden bei der Höhe der Vergütung privilegiert, 32 II EEG. 72 Hierdurch werden wiederum Anreize gesetzt, Photovoltaikanlagen auf ungenutzten Dachflächen zu installieren und den Flächenverbrauch und Verunstaltung der Landschaft durch eine ebenerdige Installation dieser Anlagen zu minimieren. 73 Darüber hinaus wird auch für Investoren die Möglichkeit geschaffen vom Netzbetreiber den Ausbau des Stromnetzes zu verlangen, um durch erneuerbare Energien produzierten Strom einspeisen zu können, 9 I EEG. 74 Durch diese Möglichkeit wird der Kreis der potentiellen Investoren erweitert, die die bisher beschriebenen Anreize wahrnehmen können, sodass fast im ganzen Bundesgebiet Photovoltaikanlagen entstehen können. Dieser Anspruch wird auch durch einen Schadensersatzanspruch, 10 EEG, untermauert, 75 sodass eventuelle Kosten durch einen verlangsamten Ausbau von den Netzbetreibern getragen werden müssen, die in der Regel als Verursacher anzusehen sind. 76 Somit schaffen 9, 10 EEG keine eigenen Anreize, sondern dienen durch Sanktionierung eines unerwünschten Verhaltens der Absicherung und Umsetzung der Anreize vermittelnden Vorschriften des EEG. Die bisher beschriebenen Anreize für Investitionen basieren auf der Schaffung von Sicherheit und der Minimierung von Transaktions- und Opportunitätskosten. Diese wären jedoch wir- 70 Vgl. Salje (2012), 21 Rn Vgl. Varian (2011), S. 634f. 72 Vgl. Salje (2012), 32 Rn Vgl. Salje (2012), 32 Rn. 1, Rn Vgl. Salje (2012), 9 Rn. 2 f. 75 Vgl. Salje (2012), 10 Rn Vgl. Salje (2012), 10 Rn. 23,

19 kungslos, wenn eine Rentabilität der Investition in Photovoltaik nicht gegeben wäre. Aus diesem Grund wird durch den Vergütungsanspruch, 16 EEG, ein Schlüsselanreiz für den Bau von Photovoltaikanlagen gesetzt. Die Vergütung setzt für die Investoren unmittelbare finanzielle Anreize. Die Vergütung besteht aus einem in 20 I, II EEG festgeschriebenen Betrag pro erzeugter [kwh]. Die Höhe der Vergütung pro [kwh] ist von der installierten Leistung und dem Ort der Anbringung der jeweiligen Photovoltaikanlage abhängig. So ist grundsätzlich zwischen Photovoltaikanlagen an oder auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden und anderen Anbringungsorten zu unterscheiden. An oder auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden ist die Vergütung abhängig von der installierten Leistung. Bis 10 KW installierter Leistung erhält der Investor eine Vergütung von 19,50 ct/kwh. Diese verringert sich über die Stufen bis 40 kw installierter Leistung mit einer Vergütung von 18,50 ct/kwh, bis 1 MW installierter Leistung mit einer Vergütung mit 16,50 ct/kwh auf 13,50 ct/kwh bei einer installierten Leistung von bis zu 10 MW, 32 II EEG. Bei der Anbringung an anderen Orten ist vorbehaltlich des 32 III EEG bis 10 MW installierter Leistung eine Vergütung von 13,50 ct/kwh vorgesehen, 32 I EEG. Vergütung der Stromproduktion in ct/kwh kw 40 kw kw kw Anlagen mit installierter Leistung bis Abbildung 4: Vergütung der Stromproduktion in ct/kwh abhängig von der installierten Leistung der jeweiligen Anlage. Quelle: Eigene Darstellung nach 32 II EEG. Diese Vergütung verringert sich grundsätzlich bei einer späteren Installation als dem monatlich um 1 %. Zusätzlich zu dieser Grundabsenkung wird die Vergütung pro kwh zusätzlich abhängig von der Menge der in einem Jahr zusätzlich installierten Leistung gekürzt, 20 b EEG. Diese zusätzliche Absenkung kann bei mehr als MW neu installierter Leis- 15

20 tung maximal 1,8 % betragen, 20 b III Nr. 5 EEG. Mit diesem Instrument werden Anreize gesetzt, die neu installierte Leistung im Bereich des Ausbaukorridors nach 20 a EEG zu halten, um die Sanktionen der Kürzung der Vergütung nach 20 b II EEG möglichst gering zu halten. Auf diese Weise können die für Investoren in nach dem EEG geförderte Photovoltaikanlagen gesetzten Anreize reguliert und gegebenenfalls angepasst werden, dass der Ausbau im Rahmen des Ausbaukorridors erfolgt. 77 Die Vergütung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme ist mit Ende des Jahres, in dem die geförderte Photovoltaikanlage installiert worden ist, für 20 Jahre festgesetzt, 21 I, II EEG. 78 Durch die Vergütung des durch Photovoltaik produzierten Stromes gem. 32 I, II EEG kann der Investor die Rentabilität seiner Investition abzüglich der Risiken durch Defekte und Umwelteinwirkungen bereits vor Inbetriebnahme mit hoher Genauigkeit feststellen. Durch die Festsetzung der Höhe und Dauer der EEG-Vergütung wird die Sicherheit gewährt, dass eine marktunabhängige Vergütung bezahlt wird und ein vorher berechenbarer Erlös erzielt wird. Dadurch minimiert sich das Verlustrisiko und es wird ein finanzieller Anreiz geschaffen in Photovoltaikanlagen zu investieren. Darüber hinaus gibt es auch die Möglichkeit der Direktvermarktung, 33 a ff. EEG, sodass auch Anreize für Investoren gesetzt werden, die sich eine höhere ökonomische Rente durch das Anbieten am Markt erhoffen. Jedoch wird meist aufgrund der niedrigeren Marktpreise auf die Marktprämie nach dem EEG zurückgegriffen. Diese Marktprämie besitzt die gleiche Höhe wie die jeweilige EEG-Vergütung, sodass keine finanziellen Verluste im Vergleich zu dieser entstehen. Darüber hinaus können in Zeiten hoher Nachfrage und geringen Angebots höhere Erlöse als durch die festgesetzte EEG-Vergütung an der Strombörse erzielt werden. 79 Abschließend ist festzustellen, dass zur Zielerreichung vor allem der Anreiz durch die Vergütung von produziertem Strom durch Photovoltaik gemäß 32 EEG besonders wichtig ist zur Zielerreichung, da durch die Vergütung dezentrale Investitionen nicht nur von Großinvestoren, sondern vor allem auch durch Kleininvestoren, wie Hauseigentümern, die eine Photovoltaikanlage auf ihrem Hausdach installieren, generiert werden. Die hohe Sicherheit der Investition und die Senkung von Transaktions- und Opportunitätskosten bilden dabei nur unterstützende Anreize und sind der Aussicht auf Gewinne untergeordnet. 77 Vgl. Schäfer/Schönefuß, in B/R/S/S Stromwirtschaft (2008), Kap. 49, Rn. 10 ff. 78 Vgl. Salje (2012), 21 Rn Vgl. Next Kraftwerke GmbH (2013); vgl. E.ON Vertrieb Deutschland GmbH (2013). 16

21 3.4 Grad der Zielerreichung In diesem Abschnitt soll überprüft werden, ob die oben aufgezeigten Ziele des EEG 2012 erreicht wurden, beziehungsweise zu welchem Grad sie erreicht wurden. Um eine Zielkontrolle vornehmen zu können sind, messbare Ziele sowie Daten über die Entwicklung der Photovoltaik nötig. Aufgrund der allgemein gehaltenen Formulierung der Ziele des 1 I EEG sind diese wie bereits beschrieben nicht für eine Kontrolle geeignet. Jedoch sind die Zielsetzungen des 1 II, III EEG, sowie die Einhaltung des Ausbaukorridors aus 20 a I EEG messbar und somit für eine Zielkontrolle geeignet. Problematisch ist jedoch, dass die Ziele aus 1 II, III EEG langfristig formuliert sind und der Zeitpunkt der Zielerreichung in der Zukunft liegt. Aufgrund der konstanten Steigung des Anteils der erneuerbaren Energien um 15 Prozentpunkte pro Dekade nach 1 II EEG kann eine Zielkontrolle durch eine Überprüfung der derzeitigen Ausbaugeschwindigkeit geschehen. Diese müsste der durch das EEG vorgegebenen entsprechen. Das EEG 2012 ist am in Kraft getreten. Dieser Zeitpunkt ist als Ausgangspunkt für die Berechnung der Entwicklungsgeschwindigkeit zu nehmen. Am beträgt der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch 20,5 %. 80 Somit ist eine Steigerung der Stromversorgung um 14,5 Prozentpunkte bis 2020 nötig, um den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stromes auf 35 % zu erhöhen. Dies entspricht auch ungefähr der angepeilten Steigerungsrate von 15 Prozentpunkten pro Dekade bis zum Jahr Somit ist bei einem konstanten Ausbau eine jährliche Steigerung des Anteils um 1,45 Prozentpunkte bis 2020 nötig. Im ersten Geltungsjahr des Inkrafttretens des EEG 2012 stieg der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf 22,9 %. 81 Dies stellt eine Steigerung um 2,4 Prozentpunkte im Vergleich zum Vorjahr dar. Die Geschwindigkeit des Ausbaus der erneuerbaren Energien liegt somit 0,95 Prozentpunkte über der angepeilten Geschwindigkeit. Das in 1 II Nr. 1 EEG ausgewiesene Ziel bis 2020 ist zu erreichen, wenn die derzeitige Ausbaugeschwindigkeit beibehalten wird. Aufgrund der über 66 % schnelleren Ausbaugeschwindigkeit im Vergleich zur angepeilten ist zu überlegen, ob die Ausbaugeschwindigkeit mittels gesetzlicher Änderungen verlangsamt werden kann und soll. Denn eine viel zu hohe 80 Vgl. BMU (2013a), Tab Vgl. BMU (2013a), Tab

22 Ausbaugeschwindigkeit führt zu einer Überhitzung des Marktes 82 und externen Effekten auf die Netzstabilität sowie die Kosten durch die EEG-Umlage. Mit der EEG-Novelle zum hat der Gesetzgeber reagiert und mit 20 a I EEG einen Ausbaukorridor für Photovoltaikanlagen eingeführt, um einer Überhitzung des Marktes für Photovoltaik entgegenzuwirken. Eine Überschreitung der Obergrenze des Ausbaukorridors führt zu einer Sanktion in Form einer zusätzlichen Kürzung, 20 b II, IV-VIII EEG, beziehungsweise eine Unterschreitung zu einer geringeren Kürzung oder Erhöhung, 20 b III, IX EEG, der monatlich festgesetzten EEG-Vergütung. Der Ausbaukorridor müsste auch in seiner Höhe sinnvoll sein. Vor dem war der Markt der Photovoltaik durch die hohe EEG- Vergütung und die stark gesunkenen Investitionskosten für eine Photovoltaikanlage aufgebläht. Im Jahr 2011 wurden circa MW p an Leistung neu installiert. 83 Der Ausbaukorridor setzt die Obergrenze mit MW p bei weniger als der Hälfte der 2011 installierten Leistung fest. Im Jahr 2012 wurden daraufhin MW p Leistung an Photovoltaikanlagen neu installiert. Angepeilt waren nach 20 a I EEG mindestens MW p und maximal MW p an neu installierter Leistung pro Jahr. 84 Betrachtet man anhand der 2012 neu installierten Leistung die Einhaltung des Ausbaukorridors, kommt man zu einer Überschreitung von mehr als MW p neu installierter Leistung. Somit könnte man dem Ausbaukorridor eine Wirkung auf den Photovoltaikmarkt absprechen. Jedoch bleibt hier außer Betracht, dass der Ausbaukorridor erst zum in Kraft trat und der Zeitraum zur Berechnung der Einhaltung des Ausbaukorridors nicht vom 1.1. bis zum eines Jahres, sondern jedes Quartal beginnend mit dem 1. Juli eines Jahres nach 20 a III EEG festgestellt wird. Hierfür werden jeweils zum 31.10, zum 31.1., zum und zum des jeweiligen Jahres die auf ein volles Jahr hochgerechnete installierte Leistung seit dem des Vorjahres bestimmt. 85 Zum ergibt sich so ein Wert von 7.413,948 MW p. 86 Dieser auf ein Kalenderjahr hochgerechnete Wert überschreitet den Zubaukorridor um über das doppelte. Somit erfolgte eine zusätzliche Kürzung der monatlich neu festgesetzten EEG- Umlage um 1,5 % nach 20 b II Nr. 4 EEG. Bis zum sind auf ein Jahr hochgerechnet 6.461,4398 MW p neu installiert. Dies stellt eine sehr hohe Überschreitung der Obergrenze dar und hat eine zusätzliche Kürzung der 82 Vgl. BT/Drs. 17/9152 (2012), S Siehe Kap Ob die Ober-/Untergrenze des Ausbaukorridors ökonomisch sinnvoll gewählt sind überschreitet den Rahmen dieser Arbeit. Hierfür müssten Szenarien gebildet werden, welche Auswirkungen andere Grenzen beispielsweise auf die EEG-Umlage, auf das Angebot von Arbeitsplätzen oder auf den Netzausbau des Übertragungsstromnetzes hätten a III EEG; siehe zur Berechnungsmethode 20 b II bis IX EEG. 86 Eigene Berechnung auf Grundlage der Daten von Bundesnetzagentur (2013b). 18

23 EEG-Umlage für die drei folgenden Monate um 1,2 % zur Folge. Jedoch ist im Vergleich mit dem vorhergehenden Quartal ein Rückgang der Ausbaugeschwindigkeit um circa MW p /Jahr festzustellen, sodass die Sanktionen nach 20 b EEG Wirkung zeigen. Zum beträgt dieser Wert 3.981,965 MW p. 87 Wie in den beiden Vorquartalen wird die Obergrenze des Ausbaukorridors überschritten, jedoch hat sich die Überschreitung von über 100 % auf 14 % reduziert, sodass die EEG-Umlage zusätzlich um nur mehr 0,4 % gekürzt wird. Mit einem Ausbau im April von 367,717 MW 88 p fällt der Ausbau im Vergleich zu 980 MW p im September sehr moderat aus, jedoch ist eine auch jahreszeitbedingte Steigerung im Vergleich zum März um mehr als 87 MW 90 p zu erkennen. Dadurch ist anzunehmen, dass der tatsächliche Ausbau der Photovoltaik seit mehr als MW p beträgt unter der Bedingung, dass die neu installierte Leistung im Mai und Juni höher als 145,809 MW 91 p liegt. Da ein Zubau von 145,809 MW p im Mai und Juni einen drastischen Einbruch des Ausbaus der installierten Leistung darstellen würde und sich dieser bis Mitte Juni 2013 nicht abzeichnet, ist von einem Überschreiten des Ausbaukorridors auszugehen. Nimmt man einen Ausbau auf dem Niveau von Mai und Juni 2013 an, wird die Obergrenze des Ausbaukorridors um etwas mehr als 500 MW p überschritten. Somit können die Ziele des jährlichen Ausbaus nicht eingehalten werden. Dies führt zu einer zusätzlichen Sanktion in Höhe von 0,4 %. Somit könnte man zu dem Schluss kommen, dass der Ausbaukorridor seine Wirkung verfehlt hat. Allerdings ist diese Überschreitung vor dem Hintergrund des Ausbaus der installierten Leistung im Jahr 2011 um MW p und MW p zu sehen. 92 Somit stellt der prognostizierte Ausbau der installierten Leistung in Höhe von etwas mehr als MW p, bei einer Senkung des Ausbaus um circa MW p im Vergleich zu 2012, eine starke Tendenz in die angepeilte Richtung dar. Dieser Effekt ist insbesondere auf den Ausbaukorridor und die damit verbundene monatliche Kürzung der EEG-Vergütung zurückzuführen. Trotzdem wurden die Ziele des Ausbaukorridors nicht eingehalten. Das Ziel der nachhaltigen Entwicklung der Energieversorgung aus erneuerbaren Energien ist mangels Konkretisierung nicht mess- und nachprüfbar. Somit ist auch nicht überprüfbar, ob das Ziel erreicht wurde. Jedoch ist festzustellen, dass im Jahr 2012 durch die Stromerzeugung 87 Vgl. Bundesnetzagentur (2013a). 88 Vgl. Bundesnetzagentur (2013a). 89 Vgl. Bundesnetzagentur (2013b). 90 Vgl. Bundesnetzagentur (2013a). 91 Eigene Berechnung auf Grundlage der Daten von Bundesnetzagentur (2013a). 92 Diese Zahlen sind als Vergleich tauglich, obwohl sie die installierte Leistung vom 1.1 bis zum eines Jahres darstellen, da sie einen gleich langen Zeitraum mit den gleichen konjunkturellen und saisonalen Schwankungen nur in einer anderen Reihenfolge abdecken. 19