BEKANNTMACHUNG DER KOMMISSION

Leitfaden zur Kosten-Nutzen-Aufteilung bei grenzübergreifenden Kooperationsprojekten im Bereich der erneuerbaren Energien

(2022/C 495/01)

INHALTSVERZEICHNIS

1 Einleitung 2

2 Gestaltungselemente der Zusammenarbeit und Finanzierungsmöglichkeiten 5

3 Kosten-Nutzen-Analyse als Grundlage für die Kosten-Nutzen-Aufteilung 8

4 Ansätze für die Kosten-Nutzen-Aufteilung 9

Grundsätze der Kosten-Nutzen-Aufteilung 10

Praktische Umsetzung der Kosten-Nutzen-Aufteilung 12

Beispiele für die Zusammenarbeit 15

5 Zusammenfassung der Empfehlungen für Kosten-Nutzen-Analyse und Kosten-Nutzen-Aufteilung 18

6 Muster für die zwischenstaatliche Vereinbarung 20

7 Anhang 22

1 EINLEITUNG

Mit dem vorliegenden Leitfaden sollten Mitgliedstaaten, die bereit sind, sich an grenzübergreifenden Kooperationsprojekten im Bereich der Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen zu beteiligen, dabei unterstützt werden, eine Lösung zum wechselseitigen Vorteil für die Aufteilung der damit verbundenen Kosten und Nutzen zu finden. Es werden Gestaltungsoptionen für die Kosten-Nutzen-Aufteilung bei grenzübergreifenden Kooperationsprojekten im Bereich der erneuerbaren Energien dargestellt und Empfehlungen und bewährte Verfahren beschrieben, während gleichzeitig eine hinreichende Flexibilität für die Mitgliedstaaten vorgesehen wird (1). Der Leitfaden kann im Rahmen des Finanzierungsfensters der Fazilität „Connecting Europe“ (CEF) für grenzübergreifende Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien herangezogen werden sowie für Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien (EE-Projekte), bei denen allgemeinere Kooperationsmechanismen genutzt werden. Er ist sowohl für Projekte im Bereich der Elektrizität aus erneuerbaren Quellen als auch für Projekte in den Bereichen Wärme und Gas aus erneuerbaren Quellen relevant.

Rechtsrahmen

Mit der überarbeiteten Richtlinie (EU) 2018/2001 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (im Folgenden „Richtlinie“) wird ein Rechtsrahmen für die Entwicklung erneuerbarer Energien in der Europäischen Union geschaffen. Gemäß Artikel 3 Absatz 1 der Richtlinie müssen die Mitgliedstaaten gemeinsam das verbindliche Gesamtziel der Union für den Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendenergieverbrauch der Union im Jahr 2030 erreichen. Dieses gemeinsame Ziel wird durch die nationalen Beiträge erreicht, die von allen Mitgliedstaaten im Rahmen ihrer integrierten nationalen Energie- und Klimapläne (NEKP) festzulegen sind. Mit der Richtlinie wird auch der grenzübergreifenden Dimension des Ausbaus erneuerbarer Energien Rechnung getragen, und die Mitgliedstaaten werden darin bestärkt, in dieser Hinsicht zusammenzuarbeiten, indem sie unter anderem die verfügbaren Kooperationsmechanismen wie statistische Transfers, gemeinsame Projekte von Mitgliedstaaten und Drittländern oder gemeinsame Förderregelungen nutzen (2).

Im Rahmen des Mehrjährigen Finanzrahmens 2021–2027 wurde die CEF „Energie“ durch ein Instrument ergänzt, mit dem die Einführung grenzübergreifender Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien unterstützt werden soll. Das Konzept der grenzübergreifenden Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien beruht nach der Definition in der CEF-Verordnung (3) auf den in der Richtlinie festgelegten Kooperationsmechanismen.

Motive für die Zusammenarbeit

Die grenzübergreifende Zusammenarbeit kann eine kosteneffizientere Verwirklichung des Unionsziels sowie der nationalen Beiträge erleichtern, indem die Projektpipeline ausgeweitet wird und gleichzeitig den Mitgliedstaaten mehr Flexibilität bei der Erreichung ihrer Ziele eingeräumt wird. Darüber hinaus spielen grenzübergreifende Regionen eine wichtige Rolle als „Laboratorien für die europäische Integration“ (4). Da die Mitgliedstaaten über unterschiedliche geografische und natürliche Ressourcen zur Nutzung erneuerbarer Energien verfügen, unterscheiden sich die Produktionskosten erheblich von Land zu Land. Ein Mitgliedstaat (im Folgenden „Aufnahmeland“), der einen Überschuss an Energie aus erneuerbaren Quellen erzeugt, d. h. mehr, als er zur Erfüllung seines eigenen Beitrags benötigt, kann beschließen, mit einem anderen Mitgliedstaat (dem „Abnehmerland“) zusammenzuarbeiten, der bereit ist, das Vorhaben zu kofinanzieren. Beide werden von einer solchen Zusammenarbeit profitieren. Das Aufnahmeland erhält zusätzliche Finanzmittel und nicht-monetäre Nutzen im Zusammenhang mit dem Bau und Betrieb der neuen Anlage (z. B. erhöhte Versorgungssicherheit, Schaffung von Arbeitsplätzen, positive Übertragungseffekte aus verstärkter Innovation), und das Abnehmerland profitiert, indem es sein Ziel kosteneffizienter als durch inländische Projekte erreicht. Kooperationsmechanismen tragen auch zum Austausch bewährter Verfahren, zur Angleichung der Rechtsrahmen und zur Straffung der Verwaltungsverfahren in den Mitgliedstaaten bei.

Die Motive für die Zusammenarbeit im Bereich der erneuerbaren Energien sind von Projekt zu Projekt unterschiedlich. Die häufigsten Gründe für die Zusammenarbeit sind u. a. die kostengünstigere Erreichung von Zielen, der verstärkte Ausbau erneuerbarer Energien, der Beitrag zur Verbesserung der Infrastruktur, die Verbesserung der Energieversorgungssicherheit, die Verbesserung der öffentlichen Akzeptanz einer bestimmten Technologie, die (gemeinsame) Erprobung innovativer Technologien oder Infrastrukturlösungen sowie die Förderung der Marktintegration erneuerbarer Energien zur Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts.

Darüber hinaus können sich die Marktwerte für erneuerbare Energien zwischen den Mitgliedstaaten erheblich unterscheiden, u. a. je nach Erzeugungsmix, vorhandenen Anlagenkapazitäten sowie den Verbindungs- und Transportkapazitäten innerhalb des Netzes. Im Rahmen einer Zusammenarbeit können Mitgliedstaaten mit niedrigeren Marktwerten Zugang zu Projekten mit höheren Marktwerten als ihre eigenen erlangen, was die Förderzahlungen verringert.

Die Zusammenarbeit kann zwischen zwei oder mehreren Ländern/Regionen oder grenzübergreifenden Gebieten (5) erfolgen, wobei die Komplexität und die Koordinierungsanforderungen in der Regel mit der Zahl der beteiligten Akteure zunehmen.

Beispiel für die grenzübergreifende Zusammenarbeit: gegenseitig offene Auktionen zwischen Deutschland und Dänemark (6) Im Jahr 2016 führten Deutschland und Dänemark zwei grenzübergreifende Fotovoltaik-Auktionen durch, an denen Projekte aus dem jeweils anderen Land teilnehmen konnten. Die gegenseitig offenen Auktionen beruhten auf einer bilateral ausgehandelten Kooperationsvereinbarung. Die offenen Auktionen beruhten jeweils auf dem Fördersystem für Fotovoltaik in dem jeweiligen Land. Darüber hinaus enthielt die Kooperationsvereinbarung auch Regelungen, mit denen lokale Standortbeschränkungen, der Datenaustausch und der Beitrag zu den Zielen für erneuerbare Energien berücksichtigt wurden. Was die Kostenaufteilung betrifft, so zahlt das Auktionsland die Förderzahlungen an alle vergebenen Anlagen und erhält die vollständigen EE-Statistiken. Zusätzliche Kosten oder Nutzen werden nicht berücksichtigt. Die grenzübergreifenden Auktionen führten dazu, dass der Standort aller erfolgreichen Projekte in Dänemark lag. Bei der offenen deutschen Auktion lagen die Zuschlagspreise deutlich unter den vorherigen nationalen deutschen Auktionen. In Dänemark wurden im selben Zeitraum keine nationalen Auktionen durchgeführt. An der dänischen Auktion nahmen keine deutschen Projekte teil. Dies war unter anderem auf die geringe vorgesehene Höchstkapazität für Projekte mit Standort in Deutschland (nur 2,4 MW von einem Gesamt-Auktionsvolumen von 20 MW), auf eine nationale Auktion in Deutschland, die nur wenige Tage später stattfand, auf Transaktionskosten im Zusammenhang mit dem dänischen Auktionssystem sowie auf die in Dänemark angewandte feste Prämie zurückzuführen, die für Anlagenbetreiber langfristige Strompreisrisiken bedeuteten. Für die Projekte mit Standort in Dänemark war die Teilnahme an der deutschen Auktion attraktiv, da 2016 keine nationalen Auktionen für Fotovoltaik stattfanden. Die Gründe, warum die Angebote aus Dänemark wettbewerbsfähiger waren, sind nicht klar, dürften aber unter anderem in besseren Fotovoltaik-Ressourcen an den an den Auktionen teilnehmenden Standorten, der Möglichkeit der Errichtung von Fotovoltaikanlagen auf landwirtschaftlichen Flächen (die in Deutschland ausgeschlossen ist) sowie dem Fehlen anderer Möglichkeiten für den Erhalt inländischer Förderung und damit aggressiveren Angeboten liegen. Diese gegenseitig offenen Auktionen haben gezeigt, dass kooperative Ansätze zwischen den Mitgliedstaaten im Vergleich zu nationalen Auktionen zu Effizienzgewinnen führen können. Des Weiteren machen sie deutlich, dass nationale Förderregelungen und Auktionspläne bei der Zeitplanung und der Gestaltung der Kooperationsvereinbarung berücksichtigt werden sollten. Darüber hinaus müssen die Länder Marktregelungen und andere Faktoren, die die Kosten der Projekte beeinflussen, berücksichtigen, um Überraschungen bei der Verteilung der Zuschläge zwischen den Ländern zu vermeiden. Beispiel für die grenzübergreifende Zusammenarbeit: gemeinsame Zertifizierungsregelung zwischen Schweden und Norwegen 2012 trat die grenzübergreifende Regelung zur Förderung von Ökostrom zwischen Schweden und Norwegen in Kraft, mit der das Wachstum erneuerbarer Energien in beiden Ländern gefördert werden sollte. Bislang ist dies die einzige gemeinsame Förderregelung, die im Rahmen der in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie vorgesehenen Kooperationsmechanismen umgesetzt wurde. Dem Inkrafttreten der Regelung ging eine lange Phase der Verhandlungen zwischen den beiden Ländern voraus. Es erwies sich als besonders schwierig, sich auf eine angemessene Aufteilung von Kosten und Nutzen zu einigen. Eine politische Einigung über eine Lastenverteilung von 50:50 ebnete den Weg für die endgültige Einigung. Die einjährige Erfahrung Schwedens mit dem Betrieb eines vergleichbaren inländischen Zertifikatmarkts wirkte sich positiv auf das Gelingen der Regelung aus. Die Regelung ist ein marktbasiertes Instrument und belohnt Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie in beiden Ländern, indem für jede MWh von aus erneuerbaren Quellen erzeugtem Strom ein grünes Zertifikat vergeben wird, das dann auf einem Markt gehandelt werden kann. Schwedische und norwegische Stromversorger (und einige Endverbraucher) sind verpflichtet, Zertifikate zu erwerben, die einem Anteil ihrer Stromerzeugung bzw. ihres Stromverbrauchs entsprechen. Angesichts des Erfolgs der Regelung bei der (Über-)Erreichung des gezielten Ausbaus erneuerbarer Energien, vor allem im Bereich der Wind- und Wasserkraft, wurde das System im Januar 2022 für neue Teilnehmer geschlossen. Obwohl die Hauptmerkmale der Regelung in beiden Ländern gleich waren und Schweden und Norwegen auf ein gemeinsames Erzeugungsziel, ausgedrückt in TWh, hinarbeiteten, behielten sie auch eine gewisse Flexibilität in Bezug auf die Parameter der Regelung bei. Zudem gibt es keine gemeinsame Behörde, die für die Umsetzung und Überwachung zuständig ist, vielmehr hat jedes Land eine nationale Stelle benannt. Dies hat gezeigt, dass es hilfreich sein kann, die notwendige Flexibilität bei der Gestaltung einer gemeinsamen Regelung anzuerkennen. Darüber hinaus haben das relativ ähnliche Potenzial für erneuerbare Energien sowie vergleichbare Kostenstrukturen es einfacher gemacht, sich auf die wichtigsten Merkmale der Regelung zu einigen. Dies gilt auch für die Verhandlungen über die Kosten-Nutzen-Aufteilung, die in der Regel schwieriger sind, wenn Kosten und Nutzen zwischen den kooperierenden Ländern erheblich voneinander abweichen.

Hindernisse für die Zusammenarbeit

Trotz der etablierten und gut erforschten Vorteile der Zusammenarbeit für die gemeinsame Verwirklichung der EU-Ziele im Bereich der erneuerbaren Energien wurden seit 2009 nur wenige Kooperationsprojekte unter Nutzung der Kooperationsmechanismen durchgeführt, (7) und die Nutzung der Kooperationsmechanismen ist nach wie vor gering. Es gibt Hinweise (8) darauf, dass bei der Nutzung von Kooperationsmechanismen nach wie vor Hindernisse bestehen, die politischer, technischer, rechtlicher und regulatorischer sowie sozioökonomischer und ökologischer Natur sein können. Die Mitgliedstaaten und andere Interessenträger berichten auch über administrative Hindernisse im Zusammenhang mit den Verfahrensschritten, die für die Planung und Durchführung eines Kooperationsprojekts erforderlich sind, sowie über Hindernisse in Bezug auf die Quantifizierung und Aufteilung von Kosten und Nutzen. Die Gespräche zwischen den Mitgliedstaaten über die Nutzung von Kooperationsmechanismen wurden in den letzten Jahren jedoch intensiviert, und derzeit werden mehrere potenzielle Projekte erörtert (9). Der verstärkte Druck zur raschen Dekarbonisierung im Einklang mit dem europäischen Grünen Deal, dem Paket „Fit für 55“ und dem REPowerEU-Plan erfordert eine häufigere Nutzung von Kooperationsmechanismen.

Anwendungsbereich

Mit diesem Leitfaden sollen die Mitgliedstaaten bei der Planung, Gestaltung und Durchführung von Projekten der grenzübergreifenden Zusammenarbeit unter Nutzung von Kooperationsmechanismen unterstützt werden (10). Die Erläuterung der Optionen und Gestaltungselemente für die Kosten-Nutzen-Aufteilung soll die Überwindung dieses Hindernisses für die weitere Nutzung der Kooperationsmechanismen erleichtern.

Der frühere Leitfaden zur Zuweisung von Kosten und Nutzen beschränkt sich auf die von ENTSO-E für Netzentwicklungsprojekte gemäß der Verordnung (EU) 2022/869 ausgearbeitete Methode für die Kosten-Nutzen-Analyse, und es gab keine Leitlinien, in denen der Schwerpunkt auf der Aufteilung der Kosten und des Nutzens von Erzeugungsanlagen lag. Daher soll mit dem vorliegenden Leitfaden Klarheit über die verfügbaren Optionen und den Spielraum für die Kosten-Nutzen-Analyse und -Aufteilung geschaffen werden, die für die verschiedenen Technologien für erneuerbare Energien gelten. Er zielt zwar darauf ab, die Zusammenarbeit im Bereich der erneuerbaren Energien im Allgemeinen für alle EE-Technologien abzudecken, beleuchtet jedoch insbesondere Aspekte, die für (radiale) Offshore-Windenergieprojekte spezifisch sind, da diese Zusammenarbeit zunehmend an Bedeutung gewinnt, während sie gleichzeitig mit besonderen technischen und praktischen Umsetzungsproblemen konfrontiert ist. Aspekte der Kosten-Nutzen-Analyse und -Aufteilung für Offshore-Hybridprojekte werden in einem Leitfaden ausführlicher behandelt, der im Jahr 2024 veröffentlicht wird und in dem dargelegt wird, wie die Aufteilung von Kosten und Nutzen pro Meeresbecken bei Offshore-Energieübertragungsprojekten in Verbindung mit der Entwicklung von Projekten zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen sowie die Aufteilung von Kosten und Nutzen für einzelne Hybridprojekte koordiniert werden können (11).

Der vorliegende Leitfaden ist wie folgt gegliedert: Zuerst werden die wichtigsten Gestaltungselemente für Förderregelungen für erneuerbare Energien skizziert, wobei der Schwerpunkt auf relevanten Aspekten der Kosten-Nutzen-Aufteilung bei grenzübergreifenden Kooperationsprojekten liegt. Im folgenden Abschnitt werden allgemeine Ansätze und Grundsätze der Kosten-Nutzen-Analyse als zentrales Instrument zur Bewertung des allgemeinen gesellschaftlichen Nutzens und Voraussetzung für die Kosten-Nutzen-Aufteilung beschrieben. In dem Leitfaden werden dann Informationen darüber bereitgestellt, wie die Aufteilung von Kosten und Nutzen zwischen den Kooperationsparteien angegangen werden kann, und es werden Empfehlungen, Beispiele und bewährte Verfahren dargelegt. Ein Konzept für eine Kooperationsvereinbarung findet sich in Abschnitt 6.

2 GESTALTUNGSELEMENTE DER ZUSAMMENARBEIT UND FINANZIERUNGSMÖGLICHKEITEN

Bei der Vereinbarung über ein Kooperationsprojekt müssen sich die Mitgliedstaaten über eine Reihe von Aspekten abstimmen, darunter die wichtigsten Ziele und Grundsätze der Zusammenarbeit, den Kooperationsmechanismus/die Kooperationsmechanismen, der/die zur Erreichung dieser Ziele genutzt werden kann/können, sowie den Umfang und die Bedingungen der Zusammenarbeit. In Bezug auf letztere müssen sich die Mitgliedstaaten möglicherweise für eine Förderregelung entscheiden und sich auf die Aufteilung der Kosten und des Nutzens aus dem Projekt einigen. Unterschiedliche Gestaltungselemente des Kooperationsmechanismus/der Kooperationsmechanismen und (gegebenenfalls) der Förderregelung können zu verschiedenen Ergebnissen in Bezug auf Kosten und Nutzen führen.

Wie oben dargelegt, verfolgen die Mitgliedstaaten bei der Vereinbarung eines Kooperationsprojekts möglicherweise unterschiedliche Ziele. In jedem Fall wollen sie jedoch sicherstellen, dass die Zusammenarbeit zum wechselseitigen Vorteil ist und Kosten und Nutzen in einer Weise aufgeteilt werden, die diesem Ziel entspricht. Die allgemeine Logik besteht darin, dass der abnehmende Mitgliedstaat als Gegenleistung für den Erhalt von EE-Statistiken einen Beitrag zu den Förderkosten leistet. Zu den von den Mitgliedstaaten verfolgten Teilzielen kann beispielsweise das Ziel gehören, die Kosten der Integration erneuerbarer Energiequellen zu senken, indem der Ausbau in Länder mit niedrigeren Systemintegrationskosten verlagert wird. Andererseits berücksichtigen die Aufnahmemitgliedstaaten diese Kosten ebenfalls, ebenso wie den Umfang, in dem sie sich in den Förderzahlungen niederschlagen, d. h. entweder von Projektträgern für erneuerbare Energien getragen werden oder anderen Interessenträgern wie Übertragungsnetzbetreibern oder Endverbrauchern entstehen. Da die Systemintegrationskosten erheblich sein können, sehen die Aufnahmemitgliedstaaten möglicherweise einen angemessenen Ausgleich vor.

Wahl des Kooperationsmechanismus

Die Wahl des Kooperationsmechanismus hängt von den spezifischen Zielen ab, die die Mitgliedstaaten verfolgen. Im Allgemeinen lässt sich sagen, dass statistische Transfers die beste Wahl sind, wenn das einzige Ziel darin besteht, kostengünstig kurzfristige Ziele zu erreichen oder eine verbleibende Lücke zu dem Ziel mit begrenztem inländischen Aufwand rasch zu schließen, da sie die geringsten Transaktionskosten aufweisen und tendenziell weniger komplex sind. Andererseits führt der statistische Transfer nicht zum Aufbau zusätzlicher Kapazitäten für erneuerbare Energien, es sei denn, das Verkaufsland weist die Einnahmen für neue Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien aus.

Gemeinsame Projekte können auch durchgeführt werden, wenn das Ziel darin besteht, (neue) Technologien zu entwickeln oder zu erproben. Gemeinsame Förderregelungen sind der komplexeste Kooperationsmechanismus und verursachen die höchsten Transaktionskosten. Gemeinsame Förderregelungen können jedoch die Kosteneffizienz verbessern und die langfristige Marktstabilität sowie die Liquidität erhöhen. Je größer der Umfang der Zusammenarbeit bei Projekten im Bereich der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen ist, desto mehr ist die Wahl eines komplexen Mechanismus gerechtfertigt.

Es sei darauf hingewiesen, dass sich die Kooperationsmechanismen nicht gegenseitig ausschließen und dass es den Mitgliedstaaten freisteht, mehr als einen Mechanismus in einer Vereinbarung zu kombinieren. Was die Aufteilung von Kosten und Nutzen betrifft, so ist es empfehlenswert, Kosten und Nutzen je Projekt streng voneinander zu trennen und bei Kombinationen von Projekten nicht zu addieren.

Wahl der Förderregelung

Obwohl der marktbasierte Ausbau erneuerbarer Energien auf dem Vormarsch ist, beruht er nach wie vor hauptsächlich auf einer Förderregelung – dies gilt auch für die grenzübergreifende Zusammenarbeit. Grundsätzlich haben die Mitgliedstaaten die Wahl, die Förderregelung des Aufnahmemitgliedstaates zu nutzen, die Förderregelung des beitragenden Mitgliedstaates auszuweiten oder eine neue maßgeschneiderte gemeinsame Förderregelung einzurichten. Für diese Regelung muss eine Reihe von Gestaltungselementen festgelegt werden. Es sei auch darauf hingewiesen, dass eine Förderregelung nicht unbedingt mit tatsächlichen Förderzahlungen verbunden ist, da diese möglicherweise hinfällig werden, wenn es Nullpreis-Angebote gibt, d. h. Projektträger, die bereit sind, das Projekt ohne jegliche Zuschüsse weiterzuverfolgen.

Die Nutzung der Förderregelung des Aufnahmelandes hat den Vorteil, dass eine nahtlose Einbettung in den nationalen Regulierungsrahmen gewährleistet ist. Die Wahl der Förderregelung des beitragenden Mitgliedstaats führt dagegen dazu, dass in dem Mitgliedstaat, in dem sich die Anlage befindet, zwei parallel existierende Regelungen bestehen, was möglicherweise im Widerspruch zu seinem Regulierungsrahmen steht. Die Einrichtung einer neuen gemeinsamen Förderregelung ist hingegen mit höheren Transaktionskosten verbunden, hat jedoch den Vorteil, dass sie zweckmäßig und effizienter für größere Kooperationspläne ist. In diesem Fall müssen die nationalen oder regionalen Einrichtungen ermittelt werden, die für die Umsetzung der Regelung zuständig sind. Die Mitgliedstaaten können auch beschließen, die Regelung des Aufnahmelandes oder des beitragenden Landes als Ausgangspunkt zu wählen und dann abweichende Gestaltungselemente für einzelne Aspekte zu vereinbaren.

Bei der Festlegung einer Förderregelung sind die folgenden Elemente zu berücksichtigen, wobei sich die genaue Ausgestaltung und die Besonderheiten von Fall zu Fall unterscheiden können.

Voruntersuchung, Standortauswahl, Genehmigung und Vorentwicklung

Insgesamt lässt sich zwischen zentralisierten (von der Regierung geführten) und dezentralen (von Projektträgern geführten) Ansätzen für Voruntersuchung, Standortauswahl, Genehmigung und Vorentwicklung unterscheiden. Der zentralisierte Ansatz zeichnet sich dadurch aus, dass eine staatliche oder in staatlichem Besitz befindliche Stelle für diese Prozesse zuständig ist, sie vorantreibt und die damit verbundenen Kosten und Risiken trägt (12). Bei einem dezentralen Modell werden die Standorte von Projektträgern in einer vordefinierten Zone ausgewählt, voruntersucht und vorentwickelt. Je nachdem, wer zunächst die Kosten für die Voruntersuchung, Standortauswahl und Vorentwicklung trägt, kann eine Ausgleichszahlung erforderlich sein.

Regelung für die Zuweisung der Netzkosten

Die kooperierenden Mitgliedstaaten auch über die Schnittstelle zwischen den EE-Projektträgern und den Übertragungsnetzbetreibern entscheiden, wenn es um die Netzregelung geht. Bei der flachen Kostenzuweisung tragen die EE-Projektträger die Kosten für den Anschluss bis zum nächstgelegenen geeigneten Anschlusspunkt des bereits bestehenden Netzes, in der Regel ein Umspannwerk, und die Übertragungsnetzbetreiber tragen die Kosten einer eventuell erforderlichen Netzverstärkung. Flache Kostenansätze sind für Projektträger die kostengünstigste Option (weil Netzverstärkungen in der Regel von den Übertragungs-/Verteilnetzbetreibern getragen werden) und ermöglichen eine gute Kostentransparenz und -konsistenz. Allerdings können sich Projekte aufgrund notwendiger Verstärkungen seitens der Übertragungs-/Verteilnetzbetreiber verzögern, bevor ein Anschluss möglich ist.

Bei der tiefen Kostenzuweisung müssen die EE-Projektträger alle Anschlusskosten sowie etwaige weitere Kosten für die Verstärkung tragen, die sich aus der Integration der neuen Anlage in das System ergeben. Ein großer Nachteil bei der tiefen Kostenzuweisung besteht darin, dass die Vorabanschlusskosten sehr hoch sein können und die Kosten für die Netzverstärkung in der Regel ungewiss und für die Projektträger schwer vorhersehbar sind (13). Im Rahmen dieses Ansatzes sind die Projektträger jedoch häufig nicht verpflichtet, Systemnutzungsentgelte für laufende Netzverstärkungen zu zahlen.

Hybride Formen der Kostenzuweisung sind ebenfalls möglich. Je nach ihren genauen Spezifikationen können Hybridmodelle Nachteile/Vorteile beider Regelungen aufweisen.

Formen der finanziellen Unterstützung

Die Hauptoptionen für Formen der finanziellen Unterstützung sind „Betriebsunterstützung“ und „Investitionsbeihilfen“ (die im Voraus oder regelmäßig, z. B. jährlich, geleistet werden). Die relevantesten Formen der Betriebsunterstützung sind feste Prämien, einseitige gestaffelte Prämien und zweiseitige gestaffelte Prämien (Differenzverträge) (14).

Bei festen Prämien hängt die Gesamtförderung nicht von den Strompreisen ab. Außerdem sind feste Prämien zwar leichter zu verwalten, jedoch nachteilig für Projektträger, die potenziell hohe Marktumsatzrisiken tragen, und bieten Anreize, auch zu Zeiten zu produzieren, in denen keine zusätzliche Erzeugung erforderlich ist. Dem langfristigen Marktumsatzrisiko kann durch gestaffelte Prämien begegnet werden, die jedoch bei Strompreisen, die unter dem Ausübungspreis liegen, die von den Verbrauchern zu zahlenden Gesamtförderkosten in die Höhe treiben können. Bei Vorab-Investitionsbeihilfen oder jährlichen Investitionsbeihilfen sind Anlagen grundsätzlich den vollen Strommarkt-Umsatzrisiken ausgesetzt.

Investitionsbeihilfen oder -unterstützung unterscheiden sich von der Betriebsunterstützung darin, dass sie einen Anteil der Investitionskosten des Projekts bereitstellen, bevor die Anlage in Betrieb genommen wird oder mit der Energieerzeugung beginnt. Investitionsbeihilfen sind zwar auf der Ebene der Mitgliedstaaten selten, dürften aber im Zusammenhang mit EU-Finanzierungsmechanismen wie der neuen Haushaltslinie für grenzübergreifende Projekte im Rahmen der Fazilität „Connecting Europe“ (CEF) an Bedeutung gewinnen.

Bei der Entscheidung über die Gestaltung einer finanziellen Unterstützung wird empfohlen, bei der Diskussion von den bestehenden Förderregelungen in den beteiligten Mitgliedstaaten auszugehen, sofern mindestens eine der kooperierenden Parteien über eine nationale Regelung für die betreffende Technologie verfügt. Falls es in den kooperierenden Staaten keine solche Regelung gibt, könnten die Erfahrungen von Mitgliedstaaten mit ähnlichen Merkmalen und Zielen als Beispiel dienen. Bei der Entscheidung über die Gestaltungselemente sollten die kooperierenden Staaten bestrebt sein, den regelmäßigen Betrieb und die Wartung der neuen Anlage sicherzustellen, die erforderlichen Förderkosten während ihrer Lebensdauer zu minimieren, das Risiko einer Über- oder Unterkompensation zu begrenzen, die finanziellen Risiken im Allgemeinen zu verringern und die Auswirkungen der Förderregelung auf die Verbraucher zu berücksichtigen.

Im Falle einer grenzübergreifenden Zusammenarbeit können die Mitgliedstaaten eine (einseitige oder zweiseitige) gestaffelte Prämie verwenden, z. B. Differenzverträge. Insbesondere Differenzverträge sorgen für Preisstabilität und begrenzen gleichzeitig übermäßige Gewinne, die im Falle sehr hoher Marktpreise erzielt werden können. Es ist zu beachten, dass die Berechnung der Förderzahlungen für die Regulierungsbehörde(n) erschwert wird und die Risiken für EE-Investoren wahrscheinlich erhöht werden, wenn zwei Strommärkte mit zwei unterschiedlichen Strompreisen beteiligt sind. Dadurch erhöhen sich die Verwaltungs- und Transaktionskosten, und es könnten Ausgleichszahlungen erforderlich werden, die sich nicht ohne Weiteres im Voraus abschätzen lassen. Um diese Risiken zu mindern, sollte daher der Referenzmarkt im Voraus zwischen den Mitgliedstaaten vereinbart werden. Wenn solche Hindernisse überwunden werden, können gemeinsame Förderregelungen effizientere und niedrigere Förderbeträge für etwaige notwendige Investitionslücken bei Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien ermöglichen als nationale Förderregelungen, wodurch die Gesamtförderbeträge, die von den Steuerzahlern der einzelnen Mitgliedstaaten finanziert werden, gesenkt werden.

Obwohl dies nicht in den Anwendungsbereich von Maßnahmen fällt, die von Mitgliedstaaten durchgeführt werden können, die die Durchführung grenzübergreifender EE-Kooperationsprojekte erwägen, ist darauf hinzuweisen, dass Projektträger im Bereich der erneuerbaren Energien möglicherweise Zugang zu anderen günstigen Finanzierungsquellen haben, beispielsweise über EIB-Instrumente oder durch die Vereinbarung von Strombezugsverträgen mit Abnehmern.

Gestaltung von Ausschreibungen/Auktionen

Bei der Förderung erneuerbarer Energien in der EU nimmt die Bedeutung verwaltungsmäßig festgelegter Tarife oder Quoten generell ab, während Auktionen zunehmen. Es gibt zahlreiche Optionen für die Gestaltung von Ausschreibungen/Auktionen zur Vergabe von Fördermitteln für erneuerbare Energien. Die wichtigsten Gestaltungselemente sind die Technologie, das Volumen, der Zeitplan und die Gebotsgröße von Auktionen sowie die Art der gezahlten Förderung, die Präqualifikations- und Zuschlagskriterien und die Verwendung von Ausschreibungen mit mehreren oder einzelnen Posten.

Im Rahmen der Zusammenarbeit können Auktionen unterschiedliche Formen annehmen, insbesondere einseitige, gegenseitige und gemeinsame Auktionen. Die gewählte Art der Auktion hat wiederum Einfluss auf den Fördermechanismus, z. B. wird bei einseitigen Auktionen die Förderregelung des abnehmenden oder beitragenden Mitgliedstaats angewandt, d. h. dies entspricht einer einseitigen Öffnung der Förderregelung für Projekte aus dem Aufnahmemitgliedstaat. Bei gegenseitigen Auktionen öffnen beide Länder ihre jeweiligen Förderregelungen, während die kooperierenden Parteien bei gemeinsamen Auktionen eine maßgeschneiderte Förderregelung konzipieren, die an alle Aspekte des Kooperationsprojekts angepasst ist. In der Regel sollte der Mitgliedstaat, der die Förderkosten zahlt, die entsprechenden EE-Statistiken erhalten. Die Mitgliedstaaten können auch unterschiedliche Vereinbarungen über den Zeitraum für den Transfer der Zielerreichungen sowie darüber treffen, ob die Übertragung von Anteilen auf den beitragenden Mitgliedstaat nach Ablauf des Förderzeitraums bis zum Ende der technischen Lebensdauer der Anlage fortgesetzt wird. Dies hat Auswirkungen auf die daraus resultierende Kosten-Nutzen-Aufteilung. Die Mitgliedstaaten können beispielsweise vereinbaren, dass die Anlage nach Ablauf des Förderzeitraums einen Beitrag zur Erreichung des Ziels des Aufnahmelandes leisten wird, um die Bereitstellung des Standorts und die Tatsache zu kompensieren, dass das Aufnahmeland die Kosten für die Systemintegration trägt.

Finanzierung der Zusammenarbeit

Neben der Auswahl des Kooperationsmechanismus und (gegebenenfalls) der Anpassung der Gestaltungselemente der Förderregelung müssen sich die Mitgliedstaaten auch darauf einigen, wie die Zusammenarbeit finanziert werden kann und potenziell die Kosten der Förderung gedeckt werden können (15). Die wichtigsten Finanzierungsmöglichkeiten sind öffentliche Finanzierungsquellen (nationale Haushalte, EU-Finanzierungsmechanismen und -fonds), Förderabgaben für Verbraucher oder Hybridformen, d. h. Kombinationen davon. Während öffentliche Finanzierungsquellen im Wesentlichen eine Umverteilung von allen Steuerzahlern auf die Energieverbraucher darstellen, werden durch Abgaben die Kosten für erneuerbare Energien in Form einer Strompreiserhöhung auf die Stromverbraucher umverteilt. Die Mitgliedstaaten können sich auch dafür entscheiden, einen Teil der Kosten aus einer Quelle zu finanzieren, während sie für den Rest eine andere Quelle verwenden. Die Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2022 (16) bilden den Rahmen, in dem die Behörden die Ziele des europäischen Grünen Deals effizient und mit möglichst geringen Wettbewerbsverzerrungen unterstützen können.

3 KOSTEN-NUTZEN-ANALYSE ALS GRUNDLAGE FÜR DIE KOSTEN-NUTZEN-AUFTEILUNG

Im Rahmen von Kooperationsprojekten werden in der Kosten-Nutzen-Analyse systematisch alle positiven oder negativen, beabsichtigten oder unbeabsichtigten, direkten oder indirekten Auswirkungen eines bestimmten Kooperationsprojekts ermittelt und verglichen. Die Kosten-Nutzen-Analyse deckt grundsätzlich die Auswirkungen des Projekts in allen beteiligten Mitgliedstaaten ab.

Um festzustellen, ob ein geplantes Kooperationsprojekt einen Nettonutzen für die Gesellschaft mit sich bringt, müssen Kosten und Nutzen ermittelt, quantifiziert und gegeneinander abgewogen werden. Wenn der Nutzen über einen bestimmten Zeitraum, abgezinst auf die Gegenwart, die Kosten überwiegt, weist das Kooperationsprojekt einen positiven Kapitalwert auf und gilt aus gesellschaftlicher und ganzheitlicher Sicht als vorteilhaft.

Darüber hinaus ist der Kapitalwert des Projekts mit dem eines alternativen Projekts zum Ausbau der erneuerbaren Energien ohne Zusammenarbeit zu vergleichen (kontrafaktische Fallkonstellation). Ein kontrafaktisches Projekt sollte in erster Linie eine realistische Darstellung der wahrscheinlichen alternativen Projektausgestaltung der Projektträger zur Erreichung ihrer Ziele im Einklang mit den europäischen und nationalen Klima- und Energiezielen sein, für den Fall, dass die Zusammenarbeit nicht stattfindet. Ist der Kapitalwert des Kooperationsprojekts größer als der seiner kontrafaktischen Fallkonstellation, gilt das Kooperationsprojekt aus Systemperspektive als vorteilhaft, und es können weitere Schritte eingeleitet werden.

Um entscheiden zu können, ob ein Kooperationsprojekt fortgeführt werden soll oder nicht, ist eine umfassende Kosten-Nutzen-Analyse unerlässlich.

Als Ausgangspunkt für die Durchführung einer Kosten-Nutzen-Analyse können die kooperierenden Mitgliedstaaten auf bestehende Methoden und Verfahren zurückgreifen. Generell umfasst dies den „Guide to Cost-Benefit Analysis of Investment Projects for Cohesion Policy 2014–2020“ (17) (Leitfaden für die Kosten-Nutzen-Analyse von Investitionsprojekten für die Kohäsionspolitik 2014–2020) und andere Ansätze wie den von der Europäischen Investitionsbank (EIB) verwendeten Ansatz für die wirtschaftliche Bewertung von Investitionsprojekten (18). Für Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen sind einschlägige Leitlinien in den Grundsätzen für Kosten-Nutzen-Analysen für grenzübergreifende EE-Projekte im Rahmen der Fazilität „Connecting Europe“ enthalten, in denen eine umfassende, aber handhabbare Reihe von Indikatoren empfohlen wird (19). Die wichtigste Ressource für Netzausbau- und Investitionsprojekte ist die energiesystemweite Methode für Kosten-Nutzen-Analysen, die gemäß der Verordnung (EU) 2022/869 (TEN-E-Verordnung) für Netzinvestitionsprojekte verwendet wird (20). Auf dieser Grundlage führt ENTSO-E im Rahmen des TYNDP-Prozesses eine Kosten-Nutzen-Analyse durch. Für grenzübergreifende Strominfrastrukturen wird die von ENTSO-E entwickelte und von der Europäischen Kommission genehmigte Methode für Kosten-Nutzen-Analysen als Ausgangspunkt herangezogen.

Indikatoren für Kosten-Nutzen-Analysen für Erzeugungsanlagen

Um die Transaktionskosten so gering wie möglich zu halten, konzentrieren sich die kooperierenden Parteien bei der Kosten-Nutzen-Analyse auf die wichtigsten direkten und indirekten Kosten- und Nutzenkategorien, die sich aus ihrer potenziellen Zusammenarbeit ergeben. Zwar gibt es bestimmte Indikatoren, die wahrscheinlich in alle Kosten-Nutzen-Analysen einbezogen werden, z. B. Energieerzeugungskosten, doch verfügen die Mitgliedstaaten über einen gewissen Spielraum bei der Einigung auf die zu berücksichtigenden Kosten- und Nutzenkategorien. In der Regel gilt: je fortgeschrittener der Planungsprozess, desto umfassender die Kosten-Nutzen-Analyse und die Liste der berücksichtigten Indikatoren. Grundsätzlich wird den kooperierenden Parteien empfohlen, mit einer einfachen und weniger umfassenden Kosten-Nutzen-Analyse zu beginnen, die dann im Verlauf des Prozesses schrittweise um mehr Indikatoren erweitert werden kann.

Wenn man von einer „einfachen Zusammenarbeit“ zu komplexeren Formen übergeht, z. B. Projekten, bei denen Infrastruktur- und Erzeugungsanlagen kombiniert werden, wird generell der Ansatz für die Bewertung von Kosten und Nutzen der Zusammenarbeit ebenfalls umfassender und beinhaltet zusätzliche und unterschiedliche Indikatoren.

Förderkosten sind nicht in die Kosten-Nutzen-Analyse einzubeziehen, da es sich um einen gesellschaftlichen Nettotransfer handelt; ihre Quantifizierung wird jedoch dringend bereits in der Phase der Kosten-Nutzen-Analyse empfohlen (21).

Beschränkungen der Kosten-Nutzen-Analyse

Eine Kosten-Nutzen-Analyse ist zwar unerlässlich für die Entscheidung, ob das Kooperationsprojekt fortgesetzt werden soll oder nicht; es ist jedoch darauf hinzuweisen, dass die kooperierenden Parteien sich ihrer Grenzen bewusst sein müssen. Wie oben dargelegt, müssen bei der Kosten-Nutzen-Analyse die Begrenzung der Komplexität und der Transaktionskosten auf ein beherrschbares Niveau und die Einbeziehung aller relevanten Faktoren in einem ausgewogenen Verhältnis stehen. Dies kann ein schwieriges Unterfangen sein, insbesondere wenn sich das Projekt noch in einem frühen Stadium befindet. Daher ist die Verwendung von Annahmen und Werturteilen unerlässlich.

Und schließlich wird die Kosten-Nutzen-Analyse auch keinen Einblick in die Auswirkungen des Projekts auf die verschiedenen Interessengruppen geben. Trotz eines positiven Kapitalwerts ist es möglich und sogar wahrscheinlich, dass nicht alle betroffenen Akteure mit dem Projekt besser gestellt werden. Dies ist besonders wichtig, wenn es um den nächsten Schritt, die Aufteilung von Kosten und Nutzen, geht.

4 ANSÄTZE FÜR DIE KOSTEN-NUTZEN-AUFTEILUNG

Grenzübergreifende Kooperationsprojekte bringen in der Regel eine einzigartige Kombination von Kosten und Nutzen mit sich, die asymmetrisch verteilt sind. Mit dem Ansatz der Kosten-Nutzen-Analyse können die kooperierenden Parteien ermitteln, ob ein Projekt aus gesellschaftlicher Sicht von Vorteil ist und daher grundsätzlich durchgeführt werden sollte. Kosten-Nutzen-Analysen lassen jedoch keine Aussagen zu den Verteilungseffekten zwischen den beteiligten Ländern und den einzelnen Interessenträgern zu.

Die Nutzung der Kooperationsmechanismen bringt Vorteile mit sich, wie z. B. die Senkung der Kosten für die Erreichung der Zielvorgaben. Diese Vorteile können jedoch ungleich auf die beteiligten Mitgliedstaaten verteilt sein. Dies führt im Wesentlichen zu einem Problem der Zuweisung von Nutzen, und die Herausforderung besteht darin, eine Lösung für das Problem der Zuweisung zu finden, die sicherstellt, dass alle beteiligten Mitgliedstaaten von den Vorteilen der Zusammenarbeit profitieren und die Zuweisung für die kooperierenden Parteien als gerecht empfunden wird und dem Beitrag der einzelnen Parteien entspricht. Da es keinen zentralen Markt für diese Zuweisung gibt, müssen die kooperierenden Parteien einen Kostenaufteilungsansatz aushandeln oder einen Mechanismus für die Nutzenzuweisung nach zuvor vereinbarten Kriterien, Regeln oder Formeln anwenden.

Insgesamt betrachtet müssen die kooperierenden Länder zwei zentrale Fragen beantworten. Erstens: Über welchen Finanzierungsmechanismus und zu welchem Preis trägt das Abnehmerland zu den Förderkosten des Projekts bei? Zweitens: Leistet das Abnehmerland für das Aufnahmeland eine Ausgleichszahlung für im Inland entstandene Kosten und wenn ja, über welchen Mechanismus? Beide Fragen haben direkte Auswirkungen auf die sich daraus ergebende Kosten-Nutzen-Aufteilung, bei der in der Regel eine Partei der anderen eine Ausgleichszahlung leistet.

Die der Ausgleichszahlung zugrunde liegende Logik ist allerdings einfach und besagt, dass Interessenträger, die Kosten tragen, aber keinen (hinreichenden) Nutzen aus dem Kooperationsprojekt ziehen, eine entsprechende Ausgleichszahlung erhalten sollten. Bislang beschränkten sich die meisten Fälle der Kostenaufteilung oder der Ausgleichszahlung auf die Netzinfrastruktur, für die Empfehlungen und Leitlinien von der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) (22) zur Verfügung gestellt wurden, während die Aufteilung von Nutzen und Kosten aus Erzeugungsanlagen auf einem selektiven und pragmatischen Ansatz beruhte, die wichtigsten zu berücksichtigenden Kosten und Nutzen zu ermitteln. Die wichtigsten relevanten Elemente sind in der Regel die Förderkosten und die EE-Statistiken auf der Ebene der Mitgliedstaaten. Die sich daraus ergebende Ausgleichszahlung wird dann im Rahmen eines Verhandlungsprozesses zwischen den Hauptbeteiligten und/oder ihren Vertretern vereinbart.

Grundsätze der Kosten-Nutzen-Aufteilung

Die Kosten-Nutzen-Aufteilung sollte auf Fairness beruhen, d. h. keine der Parteien sollte aufgrund der Zusammenarbeit einen unverhältnismäßig großen Nutzen erhalten oder unverhältnismäßig hohe Kosten tragen, was durch Ausgleichszahlungen an alle Parteien entsprechend ihrem Beitrag erreicht werden kann, ebenso wie auf Praktikabilität, d. h. Verringerung der Komplexität und damit der Transaktionskosten auf einen beherrschbaren Betrag, indem die Parteien sowie die Kosten- und Nutzenkategorien auf die wichtigsten beschränkt werden, sowie auf der Reflexion der tatsächlichen Kosten und Nutzen (und der Einigung auf potenzielle abweichende, erst zu einem späteren Zeitpunkt wirksame Vereinbarungen).

Neben der Berücksichtigung der drei oben genannten Grundsätze sollten die Interessenträger idealerweise eine langfristige Perspektive verfolgen und nicht nur die kurzfristigen, sondern auch die langfristigen Ergebnisse der Zusammenarbeit bewerten.

Betroffene Interessenträger

Allgemein geht der Gesamtimpuls für Kooperationsprojekte von Regierungen aus. Daher wollen diese letztlich einen Nettogesamtnutzen aus der Zusammenarbeit (einschließlich aller Anlagenkomponenten) erzielen. Bei den meisten grenzübergreifenden Kooperationsprojekten kann zudem davon ausgegangen werden, dass die Mitgliedstaaten oder Drittländer die höchsten Kosten tragen und den größten Teil des Nutzens erhalten. Sie sind somit die naheliegenden Verhandlungsparteien und vertreten standardmäßig ihre Interessenträger.

Während eine größere Zahl von Interessenträgern von dem Kooperationsprojekt betroffen sein kann, dürften nur einige wenige von erheblichen Auswirkungen betroffen sein. Die wichtigsten von Kooperationsprojekten betroffenen Interessenträger sind Mitgliedstaaten/Drittländer (die ihre Bürger, d. h. Stromverbraucher, vertreten), Projektträger von Erzeugungsanlagen, Übertragungsnetzbetreiber oder andere Infrastruktur-Projektträger (z. B. bei Hybridprojekten und manchmal bei radialen Offshore-Projekten) sowie nationale Regulierungsbehörden. Ferner empfiehlt es sich, die Zivilgesellschaft proaktiv und frühzeitig in die Vorbereitung der Kooperationsprojekte einzubeziehen.

Um die Verhandlungen zu vereinfachen und die Transaktionskosten niedrig zu halten, sollten die kooperierenden Parteien jedoch die Zahl der an den eigentlichen Verhandlungen beteiligten Parteien so klein wie möglich halten, insbesondere in weniger komplexen Situationen. In der Regel sollten Vertreter der nationalen Regierungen einbezogen werden. Andere nationale Interessenträger können direkt in die Verhandlungen oder in parallele Prozesse auf nationaler Ebene einbezogen werden.

Andere Interessenträger können beispielsweise einbezogen werden, wenn sie einen bestimmten Schwellenwert, z. B. einen bestimmten Prozentsatz der Nettogesamtkosten, erreichen. In einigen Fällen können Interessenträger in Drittländern von dem Kooperationsprojekt betroffen sein und müssen möglicherweise in den Prozess einbezogen werden.

Überlegungen zur Aufteilung von Förderkosten und EE-Statistiken

Die kooperierenden Parteien müssen sich letztendlich auf einen Aufteilungsmechanismus einigen, mit dem die Gewinne aus der Zusammenarbeit zugewiesen werden. Kosten- und Nutzenaufteilungsmodelle unterscheiden sich in den meisten Fällen durch ihre Behandlung von Förderkosten.

In den meisten Fällen der Zusammenarbeit werden die Förderkosten zwischen dem Abnehmerland/beitragenden Land und dem Aufnahmeland aufgeteilt; es kann jedoch auch Fälle geben, in denen die Förderkosten einseitig vom beitragenden Land getragen werden. Wenn das Aufnahmeland daran interessiert ist, einen Teil der EE-Statistiken zur Erreichung seines eigenen Ziels zu behalten, könnten sich das beitragende Land und das Aufnahmeland darauf einigen, dass beide einen Beitrag zu den Förderkosten leisten. Um das Aufnahmeland für lokal entstandene Kosten, z. B. Systemintegrationskosten, zu entschädigen, müssten die EE-Anteile, die es erhält, größer sein als der Anteil der von ihm getragenen Förderkosten. Andererseits können auch lokal entstandene Nutzen, wie Vorteile für die Versorgungssicherheit, berücksichtigt werden.

Ansatz der anteiligen Berechnung

Der Umfang, in dem die beitragende Partei zu den Förderzahlungen beiträgt, bestimmt dann den Anteil der übertragenen EE-Statistiken. Nach diesem Ansatz der anteiligen Berechnung würde einem Mitgliedstaat, der die Hälfte der Förderkosten zahlt, auch die Hälfte der EE-Zielstatistiken übertragen. Dies kann angepasst werden, wenn es andere Kosten- oder Nutzenindikatoren gibt, die von den kooperierenden Parteien als erheblich erachtet werden.

Ansatz einer festen Transferprämie

Alternativ könnten die kooperierenden Länder es für zweckmäßiger halten, einen Transferpreis zu vereinbaren. Dies würde bedeuten, dass der Aufnahmemitgliedstaat eine feste Prämie pro übertragener statistischer EE-Einheit, z. B. EUR pro kWh, hinzufügt, um seine (indirekten) Kosten zu decken. Die Prämie müsste entweder vom Abnehmermitgliedstaat oder direkt vom Projektträger getragen werden und könnte auch technologiespezifisch sein.

Physische bzw. virtuelle Übertragung von Strom bei Kooperationsprojekten Kooperationsprojekte können auch danach unterschieden werden, ob sie die physische Übertragung des erzeugten Stroms erfordern oder nicht. Insbesondere Länder, die ihre langfristige Energieversorgungssicherheit erhöhen möchten, könnten eine physische Übertragung für attraktiv halten. Dies könnte auch die öffentliche Akzeptanz des Kooperationsprojekts im Abnehmerland erhöhen und das Projekt „greifbarer“ machen. Eine physische Übertragung ist jedoch möglicherweise nicht immer eine Option, da sie spezifische technische Herausforderungen mit sich bringt und eine ausreichende Verbindungs- und Netzinfrastruktur zwischen den kooperierenden Ländern erfordert. Die Anforderung einer physischen Übertragung von Strom kann komplex werden, wenn die kooperierenden Länder keine Nachbarn sind, da weitere Länder in die Gestaltung und Aushandlung der Zusammenarbeit einbezogen werden müssen. Daher ist es für viele Länder einfacher, keine physische Stromübertragung zu verlangen. Ein weiteres Argument dafür, keine physische Übertragung zu verlangen, besteht darin, dass die europäischen Strommärkte durch die Marktkopplung immer stärker miteinander verflochten werden. Nach dieser Logik könnte die physische Übertragung die Grundsätze des Elektrizitätsbinnenmarkts, d. h. die effizienteste Nutzung grenzübergreifender Kapazitäten, beeinträchtigen. In Bezug auf gemeinsame Projekte mit Drittländern sei darauf hingewiesen, dass nach Artikel 11 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie ausreichende Verbindungskapazitäten erforderlich sind, damit der erzeugte Strom auf den Anteil erneuerbarer Energie des Mitgliedstaats angerechnet werden kann (23).

Randbedingungen

Es gibt eine Reihe von Faktoren, die erhebliche Auswirkungen auf die Verteilung von Kosten und Nutzen bei EE-Kooperationsprojekten haben und berücksichtigt werden müssen. Alle Randbedingungen, die sich auf den Ablauf des Projekts und seine Einbettung in das weiter gefasste Energiesystem auswirken, sind zu spezifizieren, da sie die Kosten- und Nutzenindikatoren beeinflussen.

Kooperationsmechanismus und Förderzahlungen: Neben dem gewählten Kooperationsmechanismus sind die potenziellen Kosten für Förderzahlungen eine zentrale Erwägung. Die Förderkosten können zwar aus gesellschaftlicher Sicht vernachlässigt werden, da sie eine bloße Übertragung von einer Partei auf eine andere darstellen (z. B. von der Regierung auf den Projektträger), sie spielen jedoch eine Rolle, wenn ein Transfer von EE-Anteilen geplant ist.

Standortauswahl und Regelung für den Netzanschluss: Das Verfahren für die Standortauswahl und die Netzanschlussregelung haben ebenfalls erhebliche Auswirkungen auf die anfängliche Verteilung von Kosten und Nutzen sowie auf die Notwendigkeit von Ausgleichszahlungen, da die damit verbundenen Kosten entweder von den Übertragungsnetzbetreibern getragen werden und in die Netztarife einfließen oder in das Gebot in einer Auktion einbezogen und aus der Förderregelung und folglich von den Gebührenzahlern finanziert werden. Dies hat Auswirkungen darauf, welche Partei eine Ausgleichszahlung erhalten muss.

Art der Förderzahlung: Je nach Art der Förderzahlung, d. h. feste Prämie oder gestaffelte Prämie, sind die EE-Förderkosten von Anfang an klar oder hängen von der Entwicklung der Strommarktpreise im Aufnahmeland oder in den von den kooperierenden Parteien vereinbarten Ländern ab. Bei Gewährung unterschiedlicher Fördersätze können sich die Zahlungen zwischen einzelnen Anlagen, die Teil des gemeinsamen Projekts sind, auch unterscheiden. Diese Unterschiede müssen bei der Zuweisung der Werte für bestimmte EE-Statistiken berücksichtigt werden.

Praktische Umsetzung der Kosten-Nutzen-Aufteilung

Abbildung 1 gibt einen Überblick über die konkreten Schritte zur Umsetzung der Kosten-Nutzen-Aufteilung für Kooperationsprojekte mit Schwerpunkt auf Erzeugungsanlagen. Diese Schritte werden in den folgenden Abschnitten näher erläutert.

Abbildung 1

Schritte der Kosten-Nutzen-Aufteilung für Erzeugungsanlagen

Schritt 1: Überprüfung der ursprünglichen Kosten-Nutzen-Analyse

Eine gründliche gesellschaftliche Kosten-Nutzen-Analyse ist die Voraussetzung für die Zuordnung von Kosten und Nutzen zwischen den Mitgliedstaaten und anderen Parteien. Sie ist jedoch möglicherweise nicht ausreichend, um über ihre Verteilung zu verhandeln. Daher muss die durchgeführte Kosten-Nutzen-Analyse überprüft und erweitert werden. Die kooperierenden Länder müssen von der Liste der Kosten und Nutzen abweichen und Förderkosten hinzufügen. Sie müssen prüfen, ob weitere Kosten- und Nutzenindikatoren hinzugefügt werden sollten, die sich auf die ursprüngliche Verteilung von Kosten und Nutzen auf die neu überdachten Interessenträger auswirken werden.

Um Kohärenz mit den wichtigsten ermittelten Auswirkungen zu wahren, sollte die Kosten-Nutzen-Aufteilung so weit wie möglich auf der Kosten-Nutzen-Analyse aufbauen, und die wichtigsten Randbedingungen sollten eingehalten werden. Aus technischen oder regulatorischen Gründen oder aufgrund der Einzelheiten des Projekts werden Kosten und Nutzen zunächst der einen oder anderen Partei zugewiesen. Diese in der Kosten-Nutzen-Analyse ermittelten Nettokosten und -nutzen pro Interessenträger dienen als Ausgangspunkt für weitere Überlegungen. Nach Akzeptanz der ursprünglichen Zuweisung von Kosten und Nutzen muss zwischen allen betroffenen Parteien ein koordinierter Ansatz für ihre Neuzuweisung vereinbart werden, wobei es jedem kooperierenden Land freisteht, die nationalen Kosten entsprechend den nationalen Besonderheiten neu zuzuweisen.

In der folgenden Tabelle sind Kosten-Nutzen-Indikatoren und betroffene Parteien aufgeführt und ist angegeben, wie diese angepasst oder eingeführt werden können, um von der Kosten-Nutzen-Analyse zur Kosten-Nutzen-Aufteilung überzugehen. Der einfachste Ansatz besteht darin, von der ursprünglichen Kosten-Nutzen-Analyse abzuweichen und lediglich die Erzeugungskosten durch Förderkosten zu ersetzen.

Kosten- und Nutzenindikator Betroffene Partei Auswirkung Investitions- und Betriebsausgaben (CAPEX/OPEX) für die Erzeugung Träger der Erzeugungsanlagen CAPEX/OPEX für die Erzeugung werden zunächst vom Träger der Erzeugungsanlagen getragen und in der Regel über Markteinnahmen und/oder Zahlungen aus Förderregelungen refinanziert. Markteinnahmen Träger der Erzeugungsanlagen Je nach Marktregelung erzielt der Projektträger Einnahmen aus dem Strommarkt. Förderzahlungen Staaten/Träger der Erzeugungsanlagen Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen erhalten in der Regel Förderzahlungen. Grundsätzlich gilt das Finanzierungssystem des Staates, in dem sich die Anlage befindet. Die mögliche Aufteilung der Förderzahlungen zwischen den Staaten ist kein marktbasierter Umverteilungseffekt, sondern eine grundlegende Entscheidung im Rahmen des Kooperationskonzepts. Erreichung der EE-Ziele Mitgliedstaaten Die Erreichung der EE-Ziele wird zunächst dem Mitgliedstaat zugewiesen, in dem sich die Anlage befindet. Ähnlich wie bei den Förderzahlungen ist die Zuweisung der EE-Zielerreichung in Form von EE-Statistiken ein Ergebnis von Verhandlungen zwischen den Mitgliedstaaten. Auswirkungen auf die Strompreise (Großhandelsmarktpreis) Staaten Kooperationsprojekte können Auswirkungen auf die Strompreise in den betreffenden Gebotszonen haben. Dies wiederum wirkt sich auf die Strompreise für die Verbraucher aus. Obwohl es unwahrscheinlich ist, dass diese Auswirkungen ausgeglichen werden, könnte dieser Aspekt in die politischen Überlegungen für ein Kooperationsprojekt einfließen. CO2- und andere Emissionen Staaten Änderungen der CO2- und Nicht-CO2-Emissionen aufgrund des Kooperationsprojekts. Nutzung des EE-Potenzials Staaten Der Staat, in dem sich die Kooperationsanlage befindet, hat möglicherweise weniger Potenzial für die Erreichung inländischer Ziele. Aufschub von Investitionen in zusätzliche EE-Erzeugungskapazitäten Staaten Aufschub anderer (inländischer) Projekte aufgrund der Teilnahme am Kooperationsprojekt. Zusätzliche Auswirkungen Staaten Es kann weitere Auswirkungen geben, z. B. Auswirkungen auf den Arbeitsmarkt, Umweltauswirkungen oder Auswirkungen auf Innovationen. Je nach ihrer Art können diese Auswirkungen schwer zu quantifizieren sein, könnten aber in den politischen Verhandlungen eine Rolle spielen. CAPEX/OPEX für die Infrastruktur Übertragungsnetzbetreiber In den meisten Fällen ist/sind der/die Übertragungsnetzbetreiber für die Vorfinanzierung der Infrastruktur, einschließlich der Anbindung an die Landnetze und die Verstärkung der Landnetze, zuständig. CAPEX/OPEX für die Infrastruktur umfassen Kosten für Verbindungsleitungen und möglicherweise für den Netzanschluss. Diese Kosten werden anfänglich einem oder mehreren Übertragungsnetzbetreibern zugewiesen und über Engpasserlöse und Netzentgelte in den jeweiligen Gebotszonen/-ländern refinanziert. Engpasserlöse Übertragungsnetzbetreiber Je nach Marktregelung können Gewinne in Form von Engpasserlösen erzielt werden. Zusätzliche(s) Redispatch oder Redispatch-Reserven Übertragungsnetzbetreiber Die Übertragungsnetzbetreiber können das Redispatch infolge des Kooperationsprojekts erhöhen oder verringern. Redispatch-Kosten werden von dem Übertragungsnetzbetreiber über Netztarife gedeckt. Zusätzliche Auswirkungen, z. B. Auswirkungen auf die Systemflexibilität oder Aufschub von Investitionen in die Infrastruktur Übertragungsnetzbetreiber Positive oder negative Auswirkungen auf die Systemflexibilität oder Auswirkungen wie die Aufschiebung von Infrastrukturverstärkungen.

Um die Verhandlungen über die Kosten-Nutzen-Aufteilung zu vereinfachen, sollten die Verhandlungsparteien versuchen, die Liste der Indikatoren, die bei der Aufteilung von Kosten und Nutzen zu berücksichtigen sind, auf eine überschaubare Zahl zu beschränken. Die wichtigsten Indikatoren für die kooperierenden Länder sind Förderkosten sowie EE-Statistiken. Den kooperierenden Parteien steht es frei, weitere Auswirkungen zu berücksichtigen oder sie in den Verhandlungen zu thematisieren, wenn sie erwarten, dass diese im Hinblick auf die Wirkung oder das politische Gewicht von Bedeutung sind.

Schritt 2: Zuweisung von Kosten und Nutzen an die beteiligten Länder

Im nächsten Schritt teilen die kooperierenden Länder alle Kosten und Nutzen, einschließlich der Förderkosten, entsprechend den Ergebnissen der Kosten-Nutzen-Analyse und in erster Linie nach dem Standort der EE-Anlagen (wobei das Aufnahmeland die meisten indirekten Auswirkungen trägt) untereinander auf. Es sei darauf hingewiesen, dass auch andere Länder, die weder Aufnahme- noch Abnehmerländer sind, betroffen sein können, z. B. durch Netzengpässe. In solchen Fällen könnte die Vereinbarung über die Kosten-Nutzen-Aufteilung auf diese Länder ausgeweitet werden.

Die Art der Zuweisungsregel wird stark von der Wahl der Förderregelung beeinflusst. Die kooperierenden Länder können vereinbaren, einen gemeinsamen Fonds/eine gemeinsame Regelung einzurichten oder eine der nationalen Förderregelungen der kooperierenden Staaten für die Verwaltung von Förderzahlungen auf das Kooperationsprojekt auszuweiten und einen Transferpreis als Ausgleich einzuführen. Im Falle einer gemeinsamen Förderregelung richten die kooperierenden Länder selbstverständlich einen gemeinsamen Fonds ein. Bei statistischen Transfers und gemeinsamen Projekten ist dagegen ein Ausgleich in Form von Transferpreisen üblicher. Die Regierungen müssen sich letztlich darauf einigen, ob sie zunächst alle neuen Anlagen einem Land zuweisen oder ob die Anlagen danach „verteilt“ werden, welches Land die Förderkosten trägt. Eine zusätzliche Schwierigkeit ergibt sich, wenn über den endgültigen Standort der Anlagen noch nicht entschieden wurde; in diesem Fall kann die endgültige Zuweisung erst erfolgen, wenn die Ausschreibung abgeschlossen ist. In jedem Fall ist es empfehlenswert, dass sich die Regierungen bereits auf die allgemeinen Bedingungen für eine Ex-ante-Zuweisung einigen und eine Ex-post-Anpassung vornehmen.

Schritt 3: Zuordnung von Kosten zu erzeugter Energieeinheit

Aufbauend auf der Kosten-Nutzen-Analyse, in der die voraussichtliche Gesamtproduktion in Form der erzeugten Energie (in GWh) ermittelt wurde, ordnen die kooperierenden Staaten die Kosten zu den erzeugten Energieeinheiten zu. Zuerst müssen sie alle Kosten und Nutzen für jede der kooperierenden Parteien addieren, was Nettogesamtnutzen/Nettogesamtkosten pro Land ergibt. Der nächste Schritt besteht darin, diese Summe der voraussichtlichen Stromerzeugung aus der/den Anlage(n) in jedem Land zuzuweisen, um die „Kosten“ pro Einheit der erzeugten erneuerbaren Energie abzuleiten. Die kooperierenden Staaten können Durchschnittskosten pro Anlage annehmen.

Schritt 4: Vereinbarung über die an das andere Land übertragenen EE-Statistiken und über den Transferpreis (EUR/kWh)

Im nächsten Schritt sollten die Mitgliedstaaten dann die Menge des übertragenen Stroms und den Preis pro übertragener kWh festlegen. Der Transfer kann physisch oder rein virtuell über EE-Statistiken erfolgen. Der Transferpreis wird auf der Grundlage der voraussichtlich erzeugten Gesamtstrommenge berechnet. Die Berechnung des Transferpreises ist ein guter Anhaltspunkt für die angemessene Größenordnung, aber die kooperierenden Staaten verfügen über einen gewissen Verhandlungsspielraum, der sich aus den Netto-Kosteneinsparungen aufgrund der Zusammenarbeit ergibt.

Mitgliedstaaten, die einen statistischen Transfer vornehmen, können vereinbaren, verschiedene Arten von Verträgen zu verwenden, z. B. Ex-post-Spot-Vereinbarungen, Ex-ante-Spot-Vereinbarungen oder Optionsverträge. Kombinationen dieser Vertragsarten sind ebenfalls möglich und könnten dazu beitragen, die Risiken für beide Parteien zu mindern. Es muss ein Einheitspreis ausgehandelt werden, der von den inländischen Referenzförderpreisen für verschiedene EE-Technologien abweicht und bei dem Transaktionskosten sowie potenzielle Netzverstärkungskosten berücksichtigt sind. Indirekte Nutzen für das Aufnahmeland sind abzuziehen.

Es muss auch anerkannt werden, dass es bei der Ex-ante-Analyse von grenzübergreifenden Kooperationsprojekten immer gewisse Unsicherheiten gibt, die nicht beseitigt werden können. Unsicherheiten können von den Parteien auf unterschiedliche Weise behandelt und durch Sensitivitätsanalysen und Robustheitsprüfungen gemindert werden. In weniger komplexen Kooperationsfällen können die Projektträger beschließen, die Unsicherheiten und die daraus resultierenden Unterschiede bei Kosten und Nutzen einfach zu akzeptieren und einen im Voraus erhobenen Beitrag politisch auszuhandeln. Bei komplexeren und umfassenderen Kooperationsfällen ist es jedoch ratsam, eine Überprüfungsklausel in die Kooperationsvereinbarung aufzunehmen, auf die sich eine bestimmte Partei oder jede Partei berufen kann, um die Aufteilung von Kosten und Nutzen im Falle erheblicher Abweichungen zu überprüfen. Diese Klausel kann beispielsweise angewendet werden, wenn die Abweichungen einen vereinbarten Schwellenwert erreichen. Eine dritte Option besteht darin, Regeln für die Aufteilung von Ausgleichszahlungen festzulegen, die beispielsweise von den tatsächlich erforderlichen, nachträglich ermittelten Förderkosten abhängen könnten.

Schritt 5: Institutionalisierung von Finanztransfers

Schließlich müssen die Modalitäten des Finanztransfers zwischen den kooperierenden Parteien vereinbart werden. In Bezug auf die „Währung“ kann der Ausgleich entweder in Form von Geldzahlungen oder durch den Transfer von EE-Statistiken erfolgen. Während der Ausgleich zwischen Übertragungsnetzbetreibern in der Regel über Geldzahlungen erfolgt, können die Staaten beschließen, einen Ausgleich in Form von Geldzahlungen, statistischen Transfers oder einer Mischung aus beidem zu erhalten.

Die Einrichtung eines gemeinsamen Fonds für Förderzahlungen ist zwar kostspielig, kann aber die Risikoteilung zwischen den teilnehmenden Staaten erleichtern und somit das individuelle Risiko jedes einzelnen Landes verringern, und sie kann von Vorteil sein, um die Verfahren zu straffen, insbesondere im Falle von mehr als zwei kooperierenden Parteien sowie von nachfolgenden Kooperationsprojekten mit ähnlichen Parametern. Falls ein gemeinsamer Fonds eingerichtet wird, sollten die Zahlungen an diesen Fonds in einem angemessenen Verhältnis zur Aufteilung des EE-Zielbetrags und zur Zuweisung von Kosten und Nutzen stehen. In jedem Fall könnte es sinnvoll sein, zentrale Kontaktstellen für solche Transfers zu benennen.

Beispiele für die Zusammenarbeit

Beispiel 1: Statistischer Transfer

Zwei Mitgliedstaaten (Mitgliedstaat A und Mitgliedstaat B) einigen sich darauf, den statistischen Transfermechanismus anzuwenden. Mitgliedstaat A (das Verkaufsland) wird aufgrund seines großen Potenzials an Wasserkraft und Onshore-Windenergie voraussichtlich einen Überschuss an Energie aus erneuerbaren Quellen erzeugen und möchte die erwartete Überschussmenge verkaufen. Dabei soll vor allem ein Beitrag zur Deckung der Kosten der lokalen EE-Erzeugung geleistet und die Belastung der inländischen Stromverbraucher verringert werden. Es gibt eine nationale Rechtsgrundlage für die Verwendung statistischer Transfers – dies wäre das erste Mal, dass sie tatsächlich genutzt wird. Mitgliedstaat B (der Abnehmer) macht schlechte Fortschritte bei der Erreichung seiner nationalen Ziele unter alleiniger Verwendung seiner eigenen Ressourcen und hat die Nutzung statistischer Transfers in den nationalen Rechtsvorschriften und wichtigen strategischen Dokumenten verankert, wobei davon ausgegangen wird, dass er auf sie zurückgreifen muss, um seine nationalen Ziele für erneuerbare Energien zu erreichen.

Um die Planungssicherheit zu erhöhen, entscheiden sich beide Mitgliedstaaten für die Ex-ante-Festlegung des Transferpreises sowie für die Festlegung einer Mindestmenge an erneuerbarer Energie, die gehandelt werden soll. Mitgliedstaat A ist bereit, diese Vereinbarung zu schließen, da er gute Fortschritte dabei macht, sein eigenes inländisches Ziel für erneuerbare Energien deutlich zu übertreffen, und sicher ist, einen EE-Überschuss zu erzielen.

Im Hinblick auf die Kosten-Nutzen-Aufteilung sind die wichtigsten Kosten, die zu berücksichtigen sind, Förderkosten. Die Höhe der zu berücksichtigenden Förderkosten hängt davon ab, ob Durchschnitts- oder Grenzkosten verwendet werden und welche Referenztechnologie verwendet wird.

Durch die Zusammenarbeit entstehen auch Transaktionskosten. Da davon auszugehen ist, dass diese vergleichsweise klein sind und gleichmäßig auf Mitgliedstaat A und Mitgliedstaat B verteilt werden, könnten sie für die Kosten-Nutzen-Aufteilung vernachlässigt werden. Was die indirekten Auswirkungen anbelangt, so könnte das Aufnahmeland von einer Reihe von Auswirkungen betroffen sein, wie z. B. Einsparungen von Treibhausgasemissionen, Systemintegrationskosten und Versorgungssicherheit. Es ist jedoch fraglich, ob diese dem Kooperationsmechanismus zugeschrieben werden können, da Mitgliedstaat A bereits einen EE-Überschuss erzielt hatte, bevor er den statistischen Transfer mit Mitgliedstaat B vereinbart hat. Daher einigen sich die Mitgliedstaaten A und B darauf, diese Auswirkungen für die Kosten-Nutzen-Aufteilung zu verwerfen und nur die Förderkosten zu berücksichtigen.

Die Mitgliedstaaten A und B müssen sich zunächst auf die Unter- und Obergrenze des Transferpreises einigen. Um den Mindestpreis für die Verhandlungen festzulegen, sollte Mitgliedstaat A das nationale Förderniveau für verschiedene Technologien berücksichtigen. Besteht eine Einigung darüber, dem statistischen Transfer eine Technologie zugrundezulegen, so sollte der Förderpreis für diese bestimmte Technologie ausgewählt werden. Wenn es keine solche Einigung gibt, ist es möglich, einen durchschnittlichen Förderpreis für erneuerbare Energien in Mitgliedstaat A zu berechnen. Dieser berechnete Preis würde dann als Mindestpreis dienen. Der Höchstpreis wird durch den Preis für den lokalen EE-Ausbau in Mitgliedstaat B bestimmt. Theoretisch wird der Höchstpreis, den Mitgliedstaat B zu zahlen bereit ist, auch durch den Transferpreis beeinflusst, den andere Mitgliedstaaten für statistische Transfers anbieten. Sobald der theoretische Preisbereich vereinbart ist, sollten die kooperierenden Mitgliedstaaten den tatsächlichen Transferpreis aushandeln, der wahrscheinlich innerhalb dieses Bereichs liegt. Sie müssen einen Mittelwert mit ausreichenden Einnahmen für Mitgliedstaat A und einem hinreichend niedrigen Preis für Mitgliedstaat B finden, sodass Vorteile für beide Seiten entstehen.

Beispiel 2: Gemeinsames Projekt und statistischer Transfer mit Planung eines radial angeschlossenen Offshore-Windparks (ohne physische grenzüberschreitende Stromübertragung)

Drei Mitgliedstaaten (Mitgliedstaat A, Mitgliedstaat B und Mitgliedstaat C) vereinbaren ein gemeinsames Großprojekt unter Nutzung des jeweiligen Kooperationsmechanismus. Das gemeinsame Projekt besteht aus einem Offshore-Windpark, der mit Standort in der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) von Mitgliedstaat A (im Folgenden: Aufnahmeland) errichtet wird, wobei Mitgliedstaat B (im Folgenden: Abnehmerland) einen Beitrag zu den Förderkosten leistet. Darüber hinaus einigen sich das Abnehmerland und Mitgliedstaat C auf einen zusätzlichen statistischen Transfer, der 10 % des durch das gemeinsame Projekt erzielten Nutzens von Strom aus erneuerbaren Quellen zu einem ausgehandelten Preis entspricht. Mitgliedstaat C ist lediglich daran interessiert, eine vorab festgelegte Menge an EE-Statistiken zu erwerben, um seine nationalen EE-Ziele schneller zu erreichen, hat jedoch kein besonderes Interesse an dem gemeinsamen Projekt.

Das Abnehmerland ist die treibende Kraft hinter dem Projekt und koordiniert die Beteiligung der anderen Parteien. Es erfordert nicht die physische Einfuhr von Strom, eine Verbindungsleitungsfunktionalität ist nicht Teil des Projekts und der Windpark wird radial an die Küste des Aufnahmelandes angeschlossen. Das Aufnahme- und das Abnehmerland gehen davon aus, durch die Zusammenarbeit im Rahmen dieses gemeinsamen Projekts ihren EE-Zielpfad bis 2030 und darüber hinaus kosteneffizienter zu erreichen und gleichzeitig wirtschaftliche, ökologische und soziale positive Nebeneffekte in Bezug auf die Schaffung von Arbeitsplätzen und die Verbesserung der Versorgungssicherheit zu erzielen.

Da sowohl der Aufnahmemitgliedstaat als auch der abnehmende Mitgliedstaat von dem Projekt EE-Statistiken erhalten möchten, die auf ihre nationalen Ziele angerechnet werden, einigen sie sich darauf, dass beide Länder einen Beitrag zu den Förderzahlungen leisten. Wir gehen davon aus, dass sie keine gemeinsame Förderregelung einrichten, sondern vereinbaren, ihre bereits bestehenden nationalen Regelungen für Offshore-Windenergie zu nutzen, was bedeutet, dass jeder Mitgliedstaat den Offshore-Windpark so behandeln wird, als wäre er Teil seiner Förderregelung für erneuerbare Energien. Der Zuschlag für das Projekt erfolgt im Wege einer gemeinsamen Ausschreibung. Es wird vereinbart, dass der Referenzpreis des Aufnahmemitgliedstaats zugrunde gelegt wird, d. h. der abnehmende Mitgliedstaat akzeptiert den Referenzpreis des Aufnahmemitgliedstaats in seinem Fördersystem als Grundlage für die Prämienfestsetzung. Da das Projekt eine Vorreiterrolle hat, wird im Rahmen der nationalen Förderregelung des Abnehmerlandes eine Ausnahme gewährt, die das Abnehmerland normalerweise nicht zulassen würde.

Der Aufnahmemitgliedstaat und der abnehmende Mitgliedstaat unterzeichnen eine Kooperationsvereinbarung über das gemeinsame Projekt. In der politischen Einigung auf hoher Ebene ist festgelegt, dass jedem der Länder die Menge an EE-Statistiken aus dem Projekt zugewiesen wird, die der von dem betreffenden Land geförderten Strommenge entspricht. Da sich der Offshore-Windpark in der AWZ des Aufnahmelandes befindet, werden diesem standardmäßig die EE-Statistiken zugewiesen, die dann gemäß der Vereinbarung umverteilt werden müssten.

Das Aufnahmeland und das Abnehmerland führen eine Kosten-Nutzen-Analyse durch, in der die relevantesten Kosten und Nutzen sowie ihre Auswirkungen ermittelt werden. Sie beschließen, in ihrer Kosten-Nutzen-Analyse einen Schwerpunkt auf die Kosten der Energieerzeugung, die Systemintegrationskosten, die Treibhausgasemissionen, die Luftverschmutzung und sonstige lokale Verschmutzungen, die Versorgungssicherheit und die Auswirkungen auf die Innovation zu legen. Um die Auswirkungen dieser Aspekte auf die Kosten-Nutzen-Aufteilung zu ermitteln, beziehen sie auch die Förderkosten sowie die Auswirkungen auf die EE-Statistiken ein und bewerten diese.

Mitgliedstaat A (Aufnahmeland) Mitgliedstaat B (Abnehmerland) Mitgliedstaat C (statistischer Transfer) Erzeugte erneuerbare Energie 40 % 60 % n. z. EE-Statistiken 40 % 50 % 10 % Förderkosten 40 % 60 % n. z. Systemintegrationskosten (24) 100 % n. z. n. z. Eingesparte THG-Emissionen 40 % 60 % n. z. Luftverschmutzung und sonstige lokale Verschmutzungen 40 % 60 % n. z. Versorgungssicherheit 40 % 60 % n. z.

Die beiden kooperierenden Parteien kommen darin überein, in die Kosten-Nutzen-Aufteilung ausschließlich die Förderkosten, EE-Statistiken und Systemintegrationskosten aufzunehmen und keine weiteren Kosten- und Nutzenelemente zu berücksichtigen.

Im nächsten Schritt addieren das Aufnahme- und das Abnehmerland alle Kosten und Nutzen für jedes der beiden Länder, was die Nettogesamtnutzen/-kosten pro Mitgliedstaat ergibt. Da das Aufnahmeland die gesamten Kosten für die Systemintegration trägt, entstehen ihm Nettokosten, und es verlangt die Einbeziehung der Systemintegrationskosten in den Transferpreis.

Im Allgemeinen wird der Verhandlungsspielraum für den Transferpreis durch den relativen Beitrag der kooperierenden Mitgliedstaaten zu den Förderkosten bestimmt. Je nachdem, ob die Förderkosten im Vergleich zueinander im abnehmenden Mitgliedstaat oder im Aufnahmemitgliedstaat höher sind, profitiert entweder der eine oder der andere von der Zusammenarbeit in Bezug auf die Förderzahlungen. Im Allgemeinen wird die Untergrenze für den Transferpreis durch die zusätzlichen Förderkosten bestimmt, die entweder dem Mitgliedstaat A oder dem Mitgliedstaat B entstehen; die Obergrenze ist die Gesamteinsparung der Förderkosten.

Gehen wir davon aus, dass die technologiespezifischen Förderkosten im abnehmenden Mitgliedstaat höher sind als im Aufnahmemitgliedstaat. Die Zusammenarbeit führt somit zu Kosteneinsparungen im abnehmenden Mitgliedstaat, während die Förderkosten im Aufnahmemitgliedstaat steigen könnten (im Vergleich zum Fall der Nicht-Zusammenarbeit). Die Zusammenarbeit führt jedoch zu Netto-Kosteneinsparungen, da die Gesamt-Förderkosten im Fall der Zusammenarbeit niedriger sind als im Fall der Nicht-Zusammenarbeit. In dem Beispiel entstehen dem Aufnahmemitgliedstaat höhere Förderkosten als es im Fall der Nicht-Zusammenarbeit, was zu einem finanziellen Ausgleich in Form eines Transfers zum Aufnahmemitgliedstaat führen würde. Die Höhe des Transferpreises wird im Verhandlungsweg festgelegt, sollte jedoch so festgesetzt werden, dass sie für beide Länder ausreichende Anreize bietet, die Zusammenarbeit für vorteilhaft zu erachten, d. h. für den Aufnahmemitgliedstaat muss sie mindestens so hoch – idealerweise höher – sein wie die entstehenden zusätzlichen Förderkosten, und für den abnehmenden Mitgliedstaat muss sie niedriger sein als seine Gesamtkosteneinsparungen. Natürlich können die Länder auch nichtfinanzielle Motive für die Zusammenarbeit haben, die sich auf ihre Bereitschaft auswirken könnten, einen niedrigeren/höheren Transferpreis zu akzeptieren.

Abweichend von der Gesamtmenge der voraussichtlich erzeugten erneuerbaren Energie und den Kosten, die beiden Ländern entstehen, berechnen sie einen Transferpreis (EUR/kWh), in dem auch eine gleichmäßige Aufteilung der Systemintegrationskosten berücksichtigt ist.

Beispiel 3: Gemeinsames Projekt mit Planung einer Fotovoltaikanlage und einer physischen Stromübertragung

Zwei Mitgliedstaaten (Mitgliedstaat A und Mitgliedstaat B) vereinbaren ein gemeinsames Großprojekt unter Nutzung des jeweiligen Kooperationsmechanismus. Das gemeinsame Projekt besteht aus einer Freiflächen-Solaranlage mit Standort in Mitgliedstaat A (im Folgenden: Aufnahmeland), wobei Mitgliedstaat B (im Folgenden: Abnehmerland) die Förderkosten übernimmt. Das Aufnahmeland verfügt über zahlreiche Standorte für den Ausbau der Fotovoltaiktechnologie und ein hohes Solarenergiepotenzial. Es macht gute Fortschritte dabei, seine eigenen nationalen EE-Ziele zu übertreffen, und ist daran interessiert, mit anderen Mitgliedstaaten zusammenzuarbeiten, um sein übermäßiges Potenzial zu nutzen und seinen lokalen Arbeitsmarkt zu stärken. Mitgliedstaat B dagegen macht schlechte Fortschritte dabei, sein Ziel zu erreichen, und ist daran interessiert, die Kooperationsmechanismen zu nutzen, um sein EE-Ziel zu geringeren Kosten zu erreichen. Auf politischer Ebene hat er bereits die Voraussetzungen für die Nutzung der Kooperationsmechanismen geschaffen, indem er die Öffnung seiner nationalen, technologieneutralen EE-Förderregelung für ausländische Projekte ermöglicht hat. Mitgliedstaat A ist nicht daran interessiert, EE-Statistiken im Zusammenhang mit dem Kooperationsprojekt selbst zu behalten, was bedeutet, dass die Förderkosten vollständig von Mitgliedstaat B getragen werden, der die Anlage in seine eigene inländische Regelung integrieren wird.

Mitgliedstaat A verlangt die physische Stromübertragung, um sicherzustellen, dass das Projekt den Ausgleich auf dem Inlandsmarkt nicht beeinträchtigt. Dies macht eine ausreichende grenzübergreifende Übertragungskapazität und Kapazität der Verbindungsleitung zwischen den kooperierenden Staaten erforderlich. Das ist für die Analyse von Kosten und Nutzen der Kooperationsprojekte von Bedeutung, da die Notwendigkeit des physischen Exports des erzeugten Stroms wahrscheinlich mit erheblichen Kosten verbunden sein wird.

Das Aufnahmeland und das Abnehmerland unterzeichnen eine Kooperationsvereinbarung für das gemeinsame Projekt und führen eine Kosten-Nutzen-Analyse durch. Sie beschließen, sich in ihrer Kosten-Nutzen-Analyse auf die Kosten der Energieerzeugung, die Systemintegrationskosten, die Treibhausgasemissionen, die Luftverschmutzung und sonstige lokale Verschmutzungen, die Versorgungssicherheit und die Auswirkungen auf die Innovation zu konzentrieren. Im Hinblick auf die Kosten-Nutzen-Aufteilung beschließen sie, nur die wichtigsten Aspekte zu berücksichtigen, d. h. die Förderkosten (die ausschließlich von Mitgliedstaat B getragen werden), die Kosten für die physische Energieübertragung (die von Mitgliedstaat B getragen werden), die Auswirkungen auf die Beschäftigung (für Mitgliedstaat A) und die Systemintegrationskosten (ebenfalls Mitgliedstaat A). Für Mitgliedstaat A besteht der Hauptvorteil der Zusammenarbeit darin, den lokalen Arbeitsmarkt zu stimulieren; für Mitgliedstaat B besteht das Hauptinteresse darin, die Förderzahlungen zu senken, die erforderlich sind, um seine nationalen EE-Ziele zu erreichen. Da beide Mitgliedstaaten davon überzeugt sind, dass eine Win-Win-Situation möglich ist, bei der sich erhebliche Kosten und Nutzen ausgleichen, kommen sie darin überein, sich auf die Berücksichtigung ausschließlich der Förderkosten zu beschränken.

Die Länder müssen sich auch auf einen Referenzmarktpreis einigen. Da sie sich darauf geeinigt haben, dass Mitgliedstaat B die Anlage in seine nationale Förderregelung aufnehmen wird, könnte der Referenzmarktpreis von Mitgliedstaat B herangezogen werden. Was die Kosten für die Übertragung des Stroms betrifft, besteht die einfachste Lösung darin, dass die Projektträger diese Kosten in ihre Angebote einbeziehen, was bedeutet, dass die Förderkosten entsprechend steigen werden.

Zur Bestimmung des wahrscheinlichen Transferpreises, den Mitgliedstaat B an Mitgliedstaat A zu zahlen hat, ist zunächst die Berechnung der Einsparungen zu berücksichtigen, die Mitgliedstaat B aufgrund des Kooperationsprojekts erzielen kann, d. h. Einsparungen bei den Förderkosten. Dies beinhaltet die Berechnung der direkten Förderkosten für Fotovoltaik (25) sowohl in Mitgliedstaat A als auch in Mitgliedstaat B. Die Differenz zwischen beiden bildet die Grundlage für die Aushandlung des Transferpreises.

5 ZUSAMMENFASSUNG DER EMPFEHLUNGEN FÜR KOSTEN-NUTZEN-ANALYSE UND KOSTEN-NUTZEN-AUFTEILUNG

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Mitgliedstaaten und Drittländer über eine Reihe von Optionen und über Spielraum für die Analyse und Aufteilung von Kosten und Nutzen verfügen, wenn sie Kooperationsprojekte im Bereich der erneuerbaren Energien zum wechselseitigen Nutzen durchführen.

Insgesamt betrachtet müssen die kooperierenden Länder zwei zentrale Fragen beantworten. Erstens: Über welchen Finanzierungsmechanismus und zu welchem Preis trägt das Abnehmerland zu den Förderkosten des Projekts bei? Zweitens: Leistet das Abnehmerland für das Aufnahmeland eine Ausgleichszahlung für im Inland entstandene Kosten und wenn ja, über welchen Mechanismus? In der Regel sollte der Mitgliedstaat, der die Förderkosten zahlt, die entsprechenden EE-Statistiken erhalten.

In den folgenden Abschnitten werden die wichtigsten Schritte und Empfehlungen für die Kosten-Nutzen-Aufteilung auf der Grundlage einer Kosten-Nutzen-Analyse zusammengefasst. Diese Liste und die Kriterien gelten unbeschadet der Kriterien für die Kosten-Nutzen-Analyse gemäß der CEF-Verordnung, die dafür relevant sind, dass die Anträge den Status eines grenzübergreifenden Projekts im Bereich der erneuerbaren Energien erhalten.

Allgemeiner Ansatz und erforderliche Schritte für die ursprüngliche Kosten-Nutzen-Analyse

Den Projektträgern wird empfohlen, diese nicht erschöpfenden Schritte bei der Durchführung einer Kosten-Nutzen-Analyse zu befolgen:

— Ermittlung relevanter Interessenträger

— Festlegung der Projektausgestaltung des grenzübergreifenden Kooperationsprojekts — Kooperierende Parteien und Einrichtungen, — Andere relevante Behörden und Interessenträger, die von Kosten oder Nutzen betroffen sein können, z. B. Projektträger, Übertragungsnetzbetreiber oder Verteilnetzbetreiber, — Standort des Projekts, — Verwendete Technologie und Konzeption, — Sonstige relevante technische Merkmale, — Kapazität/Projektgröße, — Zeithorizont, — Geplante Leistung und Dienstleistungen, — Relevante zusätzliche Komponenten

— Festlegung einer geeigneten kontrafaktischen Fallkonstellation, einschließlich ihrer Ausgestaltung (gleiche Aspekte wie oben)

— Auflistung aller zu berücksichtigenden Kosten und Nutzen

— Einigung auf Berechnungsansatz und Methoden für die Indikatoren der Kosten-Nutzen-Analyse

— Erhebung aktueller Daten aus überprüften nationalen, europäischen und internationalen Quellen

— Quantifizierung und Monetarisierung quantifizierbarer Indikatoren, wenn nicht zu kostspielig, und verbale Beschreibung, wie sich nicht-monetäre Indikatoren auswirken

— Berechnung des Unterschieds zwischen dem Kapitalwert des grenzübergreifenden Kooperationsprojekts und dem seiner kontrafaktischen Fallkonstellation

— Ausformulierung der Analyse und der begleitenden Erläuterungen

— Überprüfung der Ergebnisse durch zuständige Behörden und andere (unabhängige) Sachverständige

— Ggf. Verfeinerung der Analyse durch Anpassung von Daten und/oder Methodik

Die Reihenfolge der Schritte ist nicht unbedingt sequenziell und kann in einigen Fällen iterativ sein. Die Mitgliedstaaten können die Einrichtung zentraler Kontaktstellen in Erwägung ziehen, um die Projektträger bei diesen Schritten zu unterstützen, insbesondere bei der Festlegung der Projektausgestaltung grenzübergreifender Kooperationsprojekte.

Weitestmögliches Aufbauen auf der Kosten-Nutzen-Analyse

Eine gründliche gesellschaftliche Kosten-Nutzen-Analyse ist die Voraussetzung für die Zuordnung von Kosten und Nutzen zwischen den Mitgliedstaaten und anderen Parteien. Sie ist jedoch möglicherweise nicht ausreichend, um über ihre Verteilung zu verhandeln. Daher muss die durchgeführte Kosten-Nutzen-Analyse überprüft und erweitert werden.

Die kooperierenden Parteien sollten sicherstellen, dass sie so weit wie möglich auf der Kosten-Nutzen-Analyse aufbauen, um die Kohärenz mit den wichtigsten ermittelten Auswirkungen zu wahren. Die Projektdefinition, die verwendeten Daten, das zugrunde liegende Szenario und die Rahmenbedingungen dürfen nicht geändert werden, und die in der Kosten-Nutzen-Analyse berechneten Nettowerte sollten als Ausgangspunkt für weitere Diskussionen dienen. Alle Randbedingungen, die sich auf den Ablauf des Projekts und seine Einbettung in das weiter gefasste Energiesystem auswirken, sind zu spezifizieren, da sie die Kosten- und Nutzenindikatoren beeinflussen.

Die Vereinbarung über die Kosten-Nutzen-Aufteilung ist letztlich das Ergebnis eines Verhandlungsprozesses zwischen den kooperierenden Parteien. Die Parteien sollten flexibel genug sein, um zu vereinbaren, welche Kosten und Nutzen einzubeziehen sind. Bei der Kosten-Nutzen-Analyse sind die Begrenzung der Komplexität und der Transaktionskosten auf ein beherrschbares Niveau und die Einbeziehung aller relevanten Faktoren in ein ausgewogenes Verhältnis zu bringen.

Grundsätze der Kosten-Nutzen-Aufteilung

Die Kosten-Nutzen-Aufteilung sollte auf Fairness beruhen, d. h. keine der Parteien sollte aufgrund der Zusammenarbeit einen unverhältnismäßig großen Nutzen erhalten oder unverhältnismäßig hohe Kosten tragen, was durch Ausgleichszahlungen an alle Parteien entsprechend ihrem Beitrag erreicht werden kann, ebenso wie auf Praktikabilität, d. h. Verringerung der Komplexität und damit der Transaktionskosten auf einen beherrschbaren Betrag, indem die Parteien sowie die Kosten- und Nutzenkategorien auf die wichtigsten beschränkt werden, sowie auf der Reflexion der tatsächlichen Kosten und Nutzen (und der Einigung auf potenzielle Vereinbarungen, die von diesen abweichen, erst zu einem späteren Zeitpunkt).

Verringerung der Komplexität

Die bisherigen Erfahrungen mit den Kooperationsmechanismen haben gezeigt, dass Projekte an der Komplexität scheitern können und dass hochkomplexe Verhandlungsstrukturen mit zahlreichen Interessenträgern die Wahrscheinlichkeit eines Scheiterns erhöhen. Dieses Risiko kann jedoch gemindert werden, indem die kooperierenden Länder sich zunächst auf die Grundprinzipien und Modalitäten der Zusammenarbeit einigen und erst dann über die Einzelheiten verhandeln. Darüber hinaus können politische Vereinbarungen auf hoher Ebene über die Aufteilung von Kosten und Nutzen hilfreich sein, wie dies bei Schweden und Norwegen der Fall war, als sie ihre gemeinsame Förderregelung aushandelten.

Umgang mit Unsicherheiten und deren Berücksichtigung bei der Entscheidungsfindung

Da Informationen über Kosten, Nutzen und Risiken nicht mit Sicherheit bekannt sein können, sind Unsicherheiten ein natürlicher Bestandteil des Prozesses und müssen entsprechend berücksichtigt werden. Sie können durch Sensitivitätsanalysen und Robustheitsprüfungen abgeschwächt werden.

Akzeptanz in der Öffentlichkeit

Was die öffentliche Akzeptanz betrifft, so empfiehlt es sich für alle Kooperationsprojekte, die Öffentlichkeit frühzeitig einzubeziehen, um proaktiv spätere Rückschläge zu vermeiden. Alle direkten und indirekten Kosten und Nutzen im Zusammenhang mit der Zusammenarbeit sowie das Gesamtkonzept für ihre Aufteilung auf die Kooperationspartner sollten klar beschrieben und der Öffentlichkeit mitgeteilt werden.

6 MUSTER FÜR DIE ZWISCHENSTAATLICHE VEREINBARUNG

Teil I: Ziel und Begriffsbestimmungen

Artikel über das Ziel

— Die Mitgliedstaaten sollten das Ziel der zwischenstaatlichen Vereinbarung beschreiben. Ein Beispiel im Zusammenhang mit der NSEC wäre, die Schaffung zusätzlicher Kapazitäten zur Erzeugung erneuerbarer Energien in der Nordsee zu unterstützen. Das Ziel wird von den kooperierenden Mitgliedstaaten festgelegt.

Artikel über Begriffsbestimmungen

— Die Mitgliedstaaten sollten die wichtigsten Begriffe der zwischenstaatlichen Vereinbarung bestimmen. Dies gewährleistet ein gemeinsames Verständnis der beteiligten Parteien und verbessert die rechtliche Robustheit der Vereinbarung.

Teil II: Kooperationsmechanismus

Artikel über den Kooperationsmechanismus

— In diesem Abschnitt sollte die rechtliche Einbettung der Zusammenarbeit in den Kontext der Erneuerbare-Energien-Richtlinie beschrieben werden, d. h. ob ein statistischer Transfer, ein gemeinsames Projekt (mit einem anderen EU-Mitgliedstaat oder einem Drittland) oder eine gemeinsame Förderregelung gewählt wird.

Teil III: Spezifikationen der Zusammenarbeit

Artikel über den Umfang der Zusammenarbeit

— Die Mitgliedstaaten sollten den Umfang der Zusammenarbeit festlegen: 1) nur EE-Einsatz, 2) Ausbau der Infrastruktur im Rahmen der Zusammenarbeit, 3) Berücksichtigung von Innovationsaspekten im Rahmen der Zusammenarbeit (z. B. Speicherung oder Konvertierungsanlagen).

Artikel über die gewählte Förderregelung

— Die Mitgliedstaaten sollten die angewandte Förderregelung (Aufnahmemitgliedstaat, beitragender Mitgliedstaat oder neue Förderregelung) angeben. Wird eine bestehende Regelung in Anspruch genommen, so sollten die Mitgliedstaaten einen Verweis auf die einschlägige Rechtsgrundlage aufnehmen.

Artikel über die neue Förderregelung (gilt nur für gemeinsame Förderregelungen)

— Die Mitgliedstaaten sollten die technischen Elemente der Förderregelung spezifizieren. Folgende Elemente sind zu berücksichtigen: a) Zusammenarbeit im Rahmen eines Einzelprojekts/mehrerer Projekte b) Maximalkapazität/-volumen (installierte MW-Kapazität oder zu übertragende MWh) c) Förderfähige Technologie(n) d) Standort oder Prozess für Standortauswahl und Vorentwicklung e) Regelung für den Netzzugang f) Form der Förderung g) Gestaltung von Ausschreibungen/Auktionen h) Vereinbarung über die Meldung staatlicher Beihilfen

Artikel über relevante Marktregelung

— Die Mitgliedstaaten sollten die relevante Marktregelung (z. B. benannter Referenzmarkt) für das Kooperationsprojekt sowie alle einschlägigen zusätzlichen Bestimmungen, die diese umfassen kann, angeben.

Artikel über die Kosten-Nutzen-Analyse und die grenzübergreifende Kostenzuweisung

— Die Mitgliedstaaten sollten sich auf die Kosten-Nutzen-Analyse und die grenzübergreifende Kostenzuweisung einigen. — Im Falle einer einfachen Zusammenarbeit können die EE-Statistiken für den vereinbarten Transferpreis übertragen werden. In diesem Fall der Zusammenarbeit sollte die Kosten-Nutzen-Analyse so einfach wie möglich gehalten werden, um die Transaktionskosten zu senken. — Bei einer komplexeren Zusammenarbeit (oder wenn der Zugang zu grenzübergreifenden EE-Finanzierungen durch die Fazilität „Connecting Europe“ und/oder zu einer Infrastrukturfinanzierung angestrebt wird) kann eine umfassendere Kosten-Nutzen-Analyse erforderlich sein. In der zwischenstaatlichen Vereinbarung sollte in diesem Abschnitt auf die verfügbaren Kosten-Nutzen-Analyseberechnungen und den daraus resultierenden Ansatz für die grenzübergreifende Kostenzuweisung verwiesen werden. — Identifizierung des Nettonutzens für die Gesellschaft — Verteilung der wichtigsten Kosten und Nutzen unter den Parteien — Daraus resultierende Ausgleichszahlungen zwischen den Mitgliedstaaten (einschließlich des Anteils der von jedem Kooperationspartner finanzierten Förderkosten und der sich daraus ergebenden Verteilung der EE-Statistiken als Beitrag zur Erreichung der Ziele) — Zahlungsverfahren — Mitteilung an die Europäische Kommission gemäß der Erneuerbare-Energien-Richtlinie

Artikel über die Pflichten der Parteien

— Hier sollten die kooperierenden Mitgliedstaaten die Verantwortlichkeiten nach der gewählten Form der Zusammenarbeit sowie Verfahren und ein System festlegen, mit denen die Überwachung, Nachverfolgung und Ausstellung von Nachweisen und Überprüfungen ermöglicht werden (einschließlich Datenübermittlung: Inhalt, Format und Zeitplanung).

Artikel über eine zuständige Stelle (gilt für gemeinsame Projekte oder gemeinsame Förderregelungen)

— In diesem Abschnitt sollten die zuständige Stelle (z. B. eine Agentur oder eine zentrale Kontaktstelle) und ihre Zuständigkeiten beschrieben werden. Die Zuständigkeiten können die Bestimmung der Projekte, die Festlegung des Ausschreibungsverfahrens, die Auswahl des Bieters, die Überwachung der Durchführung der vergebenen Projekte, die Anweisung von Förderzahlungen und die Berichterstattung an die kooperierenden Staaten umfassen.

Artikel über die Mitteilung an die Europäische Kommission

— Gemäß der Erneuerbare-Energien-Richtlinie sollte der verkaufende/Aufnahmemitgliedstaat die Europäische Kommission über die Vereinbarung und den genauen Betrag des daraus resultierenden statistischen Transfers unterrichten.

7 ANHANG

Verfügbare Kooperationsmechanismen und Grundprinzipien der Zusammenarbeit

Gemäß den Artikeln 8, 9, 11 oder 13 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie haben die Mitgliedstaaten die Wahl zwischen drei Hauptmechanismen für die Zusammenarbeit:

Statistische Transfers (Artikel 8): Im Falle statistischer Transfers vereinbaren nicht mehr als zwei Mitgliedstaaten, zusammenzuarbeiten und eine bestimmte Menge erneuerbarer Energie, die in einem Mitgliedstaat überschüssig erzeugt wird, dem anderen Mitgliedstaat virtuell zuzuweisen. Dies geschieht nachträglich über einen ausgehandelten Transferpreis. Die von einem Mitgliedstaat „gekaufte“ Energie wird auf seinen nationalen Beitrag im Rahmen der Richtlinie angerechnet. Es erfolgt keine physische Übertragung oder Lieferung von Energie. Statistische Transfers stehen in der Regel nicht im Zusammenhang mit bestimmten Projekten, auch wenn die Mitgliedstaaten beschließen können, eine solche Vereinbarung zu schließen, wenn sie für beide Seiten von Vorteil erachtet wird. Darüber hinaus sind statistische Transfers grundsätzlich technologieneutral. Mitgliedstaaten, die einen statistischen Transfer vornehmen, müssen dies der Kommission spätestens 12 Monate nach Ablauf des Jahres mitteilen, in dem die Übertragung wirksam wird. Die Transaktionskosten für statistische Transfers sind relativ niedrig, da diese vergleichsweise einfach einzurichten und auszuhandeln sind und es den Mitgliedstaaten ermöglichen, in begrenztem Umfang zusammenzuarbeiten, ohne Änderungen an ihren internen Förderinstrumenten vornehmen zu müssen. Aufgrund ihrer geringeren Komplexität sind weniger Orientierungshilfen für statistische Transfers erforderlich, doch kann die öffentliche Akzeptanz ein Problem sein, da im Austausch für die Zahlung keine erneuerbare Energie übertragen wird. Private Akteure sind von der Teilnahme an statistischen Transfers ausgeschlossen, d. h. diese sind öffentlichen Einrichtungen vorbehalten.

Gemeinsame Projekte zwischen Mitgliedstaaten (Artikel 9): Mitgliedstaaten können auch gemeinsame Projekte durchführen und auf diesem Wege in EE-Projekten zur Erzeugung von Strom, Wärme oder Kälte aus erneuerbaren Energiequellen zusammenarbeiten. Gemeinsame Projekte gehen über bloße statistische Transfers hinaus, und die Zusammenarbeit findet immer im Zusammenhang mit einem bestimmten neuen Projekt statt. Bei einem gemeinsamen Projekt kann die physische Übertragung von Strom vorgesehen sein oder nicht. Neben einzelnen Kooperationsprojekten, z. B. großen Offshore-Windenergieprojekten, sind auch Vereinbarungen über mehrere Projekte möglich, wenn eine Projektausgestaltung für kleine oder mittlere Anlagen wiederholt wird. Nichtsdestoweniger müssen diese Vereinbarungen über mehrere Projekte aufgrund ihres endlichen Charakters von gemeinsamen Förderregelungen unterschieden werden. Projekte können entweder die Modernisierung bestehender Anlagen oder neue Anlagen betreffen. Nutzen und Kosten dieser Projekte werden auf der Grundlage vereinbarter Regeln zwischen den kooperierenden Parteien aufgeteilt. Die Mitgliedstaaten können vereinbaren, das Projekt über eine bestehende Förderregelung einer der kooperierenden Parteien durchzuführen oder eine maßgeschneiderte Regelung zu schaffen.

Gemeinsame Projekte können auch ein Rahmen sein, gemeinsam in neue Technologien zu investieren und Erfahrungen mit ihnen zu sammeln. Der Umfang der Zusammenarbeit und die Höhe der Transaktionskosten sind im Vergleich zu statistischen Transfers höher, aber in der Regel niedriger als bei gemeinsamen Förderregelungen, da die Zusammenarbeit auf eine vereinbarte Anzahl von Projekten beschränkt ist. Im Gegensatz zu statistischen Transfers können an gemeinsamen Projekten auch private Akteure beteiligt sein.

Gemeinsame Projekte von Mitgliedstaaten und Drittländern (Artikel 11): Mitgliedstaaten können auch gemeinsame Projekte mit Drittländern durchführen, was im Rahmen der Zusammenarbeit mit den Ländern der Energiegemeinschaft oder dem Vereinigten Königreich von besonderer Bedeutung sein könnte. Gemeinsame Projekte mit Drittländern beschränken sich jedoch auf Strom aus erneuerbaren Quellen (Wärme und Kälte sind nicht eingeschlossen) und müssen eine tatsächliche physische Verbindung mit dem Drittland herstellen. Um eine Einspeisung in das EU-Stromnetz zu gewährleisten, muss die entsprechende Verbindungskapazität rechtzeitig gebucht werden. Mit Ausnahme der Investitionsbeihilfen für die Anlage darf die erzeugte und exportierte Strommenge nicht im Rahmen einer Förderregelung eines Drittlandes gefördert worden sein.

Gemeinsame Förderregelungen (Artikel 13): Ein weiterer möglicher Kooperationsmechanismus, der den Mitgliedstaaten zur Verfügung steht, sind gemeinsame Förderregelungen. Dies bedeutet die teilweise oder vollständige Koordinierung und/oder Zusammenlegung der nationalen Förderregelungen von zwei oder mehr Mitgliedstaaten. Da gemeinsame Förderregelungen mit erheblichen Transaktionskosten verbunden sein können, decken sie in der Regel mehrere Projekte ab. Sie können jedoch auch für große Einzelprojekte mit einer sehr spezifischen Ausgestaltung verwendet werden. Gemeinsame Förderregelungen können sich auch ausschließlich auf ein Segment des nationalen Marktes für erneuerbare Energien beziehen, z. B. eine bestimmte Technologie oder ein bestimmtes geografisches Gebiet, beispielsweise eine Grenzregion. Sofern nicht anders angegeben, ersetzt die vereinbarte gemeinsame Förderregelung nicht die bestehenden nationalen Förderregelungen, die parallel bestehen bleiben. Gemeinsame Förderregelungen sind in der Regel anspruchsvoller und komplexer als gemeinsame Projekte und erfordern normalerweise Änderungen der nationalen Rechtsvorschriften und/oder Regulierungsvorschriften.

Grundsätze der Zusammenarbeit im Bereich der erneuerbaren Energien

Im Allgemeinen gelten für die Zusammenarbeit der Mitgliedstaaten im Bereich der erneuerbaren Energien folgende Grundsätze:

Optionalität: Zwei oder mehr Mitgliedstaaten, die eine Zusammenarbeit miteinander oder mit einem Drittland beginnen, tun dies auf freiwilliger Basis. Darüber hinaus steht es den Mitgliedstaaten frei, die Einzelheiten und Bedingungen einer solchen Zusammenarbeit festzulegen, wenn sie beschließen, ihre Kräfte im Bereich der erneuerbaren Energien zu bündeln.

Schaffung eines sozioökonomischen Nutzens: Grenzübergreifende Kooperationsprojekte müssen aus ganzheitlicher und gesellschaftlicher Sicht einen Mehrwert schaffen. Generell muss der sozioökonomische Nutzen des Projekts die Kosten im Vergleich mit dem Ausbau erneuerbarer Energien ohne Zusammenarbeit überwiegen.

Aufbau einer für alle Seiten vorteilhaften Zusammenarbeit: Neben der Schaffung eines gesellschaftlichen Nettonutzens ist die Durchführung grenzübergreifender Kooperationsprojekte an die Voraussetzung gebunden, dass die Projekte für alle teilnehmenden Länder und die wichtigsten Interessenträger innerhalb der Länder einen gegenseitigen Nutzen gewährleisten. Im Allgemeinen ist es unwahrscheinlich, dass alle Interessenträger mit einem Projekt besser gestellt sind als ohne das Projekt; daher müssen sich die Länder darauf einigen, welche Interessenträger einen Ausgleich erhalten sollten und welche nicht.

Vereinbarung über die Bedingungen der Zusammenarbeit: Mitgliedstaaten, die eine Zusammenarbeit beabsichtigen, müssen eine Kooperationsvereinbarung schließen, in der die Modalitäten und Bedingungen festgelegt sind.

Anwendung lokaler spezifischer Bedingungen: Die kooperierenden Länder werden sich zwar bemühen, die einschlägigen Vorschriften und Regelungen so weit wie erforderlich anzugleichen, aber dies kann auf natürliche Grenzen stoßen. Diese Grenzen betreffen insbesondere standortspezifische Bedingungen wie Lizenzierung und Steuern. Die Regel ist daher, dass die Regelungen des Landes Anwendung finden, in dem sich der physische Standort des Projekts befindet, sofern von den kooperierenden Ländern nichts anderes vereinbart und spezifiziert wird.

Sicherstellung einer spürbaren Auswirkung: Mitgliedstaaten können beschließen, die Zusammenarbeit so zu strukturieren, dass sie spürbare Auswirkungen auf ihre Stromnetze und Märkte hat. Die kooperierenden Mitgliedstaaten können beispielsweise die physische Einfuhr von Strom verlangen (die bei gemeinsamen Projekten mit Drittländern vorgeschrieben ist).

Aufteilung von Kosten und Nutzen: Gemäß der Richtlinie sollte die erzeugte Energie aus erneuerbaren Quellen auf das Land angerechnet werden, das die Anlage finanziert. Je nach Technologie sind auch andere Kosten und Nutzen zusätzlich zu den Förderkosten relevant. Die Kosten für den Netzanschluss und die Systemintegration sind bei Offshore-Windenergieprojekten besonders relevant, während die Relevanz der Förderkosten in der Regel bei ausgereiften Technologien und mit dem Grad der Marktintegration abnimmt. Für die Anrechnung sind verschiedene Optionen möglich. Den Partnerländern steht es frei, die Einzelheiten in der Kooperationsvereinbarung festzulegen.

(1) Er baut auf dem früheren Leitfaden „Guidance on the use of renewable energy cooperation mechanism“ (Leitfaden zur Nutzung des Mechanismus für die Zusammenarbeit im Bereich der erneuerbaren Energien), SWD(2013) 440 final, auf, der abrufbar ist unter https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/com_2013_public_intervention_swd05_en.pdf

(2) Eine ausführlichere Beschreibung der Kooperationsmechanismen findet sich im Anhang. Für die Auslegung des Unionsrechts ist ausschließlich der Gerichtshof der Europäischen Union zuständig.

(3) Verordnung (EU) 2021/1153 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 7. Juli 2021 zur Schaffung der Fazilität „Connecting Europe“ (ABl. L 249 vom 14.7.2021, S. 38).

(4) COM(2021) 393: „Grenzregionen in der EU: Reallabors der europäischen Integrat