Source: http://www.et-energie-online.de/Zukunftsfragen/tabid/63/NewsId/466/Zeit-fur-eine-grundlegende-Reform-der-EEGForderung--das-Quotenmodell.aspx
Timestamp: 2017-07-24 20:38:06+00:00

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Zeit für eine grundlegende Reform der EEG-Förderung – das Quotenmodell
Der Beitrag nimmt zunächst eine kritische Bestandsaufnahme der bisherigen EEG-Förderung vor. Jüngere Ansätze wie die Einführung einer Marktprämie (§ 33g EEG) und einer Flexibilitätsprämie (§ 33i EEG) haben sich mit Blick auf die Marktintegration erneuerbarer Energien als weitgehend wirkungslos erwiesen und nur zu einer weiteren Verteuerung des Fördermodells geführt. Angesichts der kritischen Würdigung des geltenden EEG-Fördersystems kann in einem weiteren Schritt auf der Basis einer knappen Skizze der Grenzen der Herstellung der Marktfähigkeit erneuerbarer Energien das Quotenmodell als überzeugende Alternative gegenüber dem gegenwärtigen Fördersystem beschrieben und rechtlich bewertet werden.
Die Bundesregierung hat sich im Rahmen der Energiewende ambitionierte Ziele gesetzt. Bis 2020 sollen 35 % des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Energien stammen, bis 2030 sollen es 50 % sein und bis 2050 sogar 80 %. Ging es damit bislang bei erneuerbaren Energien um einen Sonderbereich des Energiemarktes mit randständigen Auswirkungen auf den Energiesektor, wird sich dieses Verhältnis künftig umkehren. Das hat nicht nur erhebliche kostenseitige Auswirkungen und bedingt große Herausforderungen für den Netzausbau und die Netzstabilität, sondern stellt die Zukunft eines wettbewerbsorientierten Energiebinnenmarktes insgesamt in Frage [1]. Daher ist eine Heranführung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien an den Markt und eine anschließende Marktintegration unabdingbar. Aktuell wird der Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien vor allem durch das EEG vorangetrieben. Dabei wird mittlerweile über die Hälfte der EEG-Umlage für die teuerste Form der Stromerzeugung verwendet, nämlich die Solarenergie, die jedoch noch immer nur 4,6 % der Stromerzeugung ausmacht [2].
Der planwirtschaftliche Ansatz des EEG mit Vergütungsregeln, die bis zu 20 Jahre festgelegt sind, bietet den Investoren eine relativ hohe Sicherheit. Da die Einspeisetarife gesetzlich fixiert sind, tragen die Investoren lediglich das mengenmäßige Risiko, das bei Solarenergie und Windkraft vor allem von den Wetterbedingungen abhängt. Das typische unternehmerische Risiko, das sich auf Nachfrage-, Wettbewerbs- und Preisentwicklungen sowie technischen Fortschritt bezieht, tragen die Investoren hingegen aufgrund der fixierten Einspeisevergütung in Kombination mit dem Einspeisevorrang nicht. Dieses tragen die Netzbetreiber, die Stromverbraucher und die konventionellen Stromerzeuger.
Das EEG induziert auch deswegen zahlreiche Ineffizienzen. Die starken Kostensteigerungen wurden zuletzt mit der massiven Erhöhung der Umlage von 3,592 auf 5,277 ct/kWh deutlich [3]. Dies bedroht die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland und treibt die Verbraucherpreise für Strom in problematische Höhen. Der ungeregelte mengenmäßige Zubau erneuerbarer Energieträger bei gleichzeitig garantiertem Netzanschluss und Abnahmezwang sowie fixer Vergütung ist daher ein Anachronismus.
Kritische Würdigung des EEG als bisherigem Fördersystem
Zunächst ist darauf hinzuweisen, dass die explizite Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien durch das EEG im Zusammenspiel mit dem Emissionszertifikatehandelssystem der EU (EU-ETS) klimapolitisch weitgehend wirkungslos ist. Eine wirkungsorientierte Klimapolitik sollte auf die effiziente Ausgestaltung des EU-ETS, gegebenenfalls komplementiert durch Beihilfen für Forschung und Entwicklung, setzen, damit entweder mit den eingesetzten Ressourcen eine möglichst hohe Reduktion des CO2-Ausstoßes erreicht werden kann oder aber ein angestrebtes CO2-Reduktionsziel möglichst kostengünstig erreicht und Klimaschutz so nicht unnötig verteuert wird [4]. Eine separate Förderung für den Ausbau erneuerbarer Energien in Ergänzung des EU-ETS steht diesem Ziel entgegen, da sie kostspielig und zugleich klimapolitisch wirkungslos ist.
Problem der „Überförderung“ einzelner Technologien
Abgesehen vom klimapolitischen Versagen des EEG ist vor allem das ordnungspolitische Versagen zu monieren. Selbst wenn die Förderung erneuerbarer Energien aus anderen als klimapolitischen Gründen politisch und gesellschaftlich erwünscht ist, stellt sich die Frage, wie bestimmte Förderziele möglichst effektiv und kostengünstig erreicht werden können [5]. Ausgangspunkt der weiteren Überlegungen ist daher nicht, wie das klimapolitische Versagen des EEG kuriert werden kann, sondern wie eine möglichst effektive und zugleich kostengünstige Förderung der erneuerbaren Energien ausgestaltet sein sollte. Zu diesem Zweck ist zunächst eine kritische Würdigung des Status Quo sinnvoll.
Ursprünglich lag dem EEG die Philosophie zugrunde, den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien dadurch zu fördern, dass den Anlagenbetreibern die Gestehungskosten vergütet werden sollten, inklusive einer auskömmlichen Rendite. Aufgrund der sehr unterschiedlichen Gestehungskosten hat sich ein System äußerst ausdifferenzierter Einspeisetarife entwickelt, die sich in ihrer Höhe danach unterscheiden, (a) welche Technologie eingesetzt wird (Solar, Wind, Biomasse etc.) (b) wann die Anlage errichtet wurde (in welchem Jahr bzw. auch Monat), (c) welche Menge eine Anlage (in kW) im Jahr erzeugt und (d) welchen Standort eine Anlage besetzt (z. B. Solaranlagen auf Gebäuden oder Freiflächen, Wind onshore oder offshore). Das sehr ausdifferenzierte Fördersystem mit heute insgesamt nahezu 4 000 unterschiedlichen Vergütungskategorien [6] hat faktisch dazu geführt, dass die realisierbaren Margen sich entlang der Merkmale (a) bis (d) sehr unterscheiden.
Während z. B. die realisierbaren Gewinnspannen von Photovoltaik und Biomasse bei dem bis dahin gegebenen Stand der Technik und den Kosten der Anlagen bis 2004/2005 noch überschaubar waren, so dass es nur zu einem verhältnismäßig geringen Ausbau kam und vor allem Windenergie dominierte, haben beide Technologien seit 2005 eine erhebliche Kostendegression erfahren. Da aber die Einspeisetarife deutlich langsamer abgesenkt wurden als sich die Kostendegression vollzog, kam es in der Folge zu einer erheblichen Ausweitung der Gewinnspannen und einem erheblichen Wachstum der Stromerzeugung durch Biomasse und Photovoltaik.
Grund für die sowohl absolute als auch relative Zunahme des Ausbaus von Biomasse- und Photovoltaikanlagen war somit der starke Anstieg der Gewinnspannen in diesem Bereich seit 2005, verursacht durch eine drastische Kostendegression, die nicht hinreichend in einer Degression der Einspeisetarife reflektiert wurde, auch wenn die Einspeisetarife gerade für die Photovoltaik abgesenkt wurden und auch weiter abgesenkt werden sollen. Die Folge der massiven Überförderung insbesondere der Photovoltaik war nicht nur ein rasantes Anwachsen der absoluten Fördersumme, sondern auch ein Anstieg der Förderung pro kWh Strom aus erneuerbaren Energien, wofür die zunehmende Verbreitung der bisher teuersten Form der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, der Photovoltaik, verantwortlich ist [7].
Das System der politisch festgelegten Einspeisevergütungen hat dazu geführt, dass mit unterschiedlichen Technologien an unterschiedlichen Standorten stark unterschiedliche Gewinnspannen zu erzielen waren. Da gerade bei der teuersten Form der erneuerbaren Energien, nämlich der Photovoltaik, die Überförderung besonders hoch war, sind für die Verbraucher systematisch die Kosten nicht nur absolut, sondern auch pro kWh Strom aus erneuerbaren Energien angestiegen. So entfällt heute über die Hälfte der EEG-Umlage auf die Photovoltaik, obwohl durch Photovoltaik 2012 nur etwa über 20 % des grünen Stromes erzeugt wurden. Im Gegensatz dazu entfallen nur 16,4 % der EEG-Umlage auf Onshore-Windkraftanlagen, die 2012 gut 33 % der EEG-Strommenge lieferten [8].
Die massive Förderung insbesondere der Photovoltaik hat dazu geführt, dass heute über 40 % der weltweit installierten Kapazität an Solarenergieanlagen in Deutschland steht, einem nicht besonders sonnenreichen Land. Die Vorstellung, dass das EEG als besonders erfolgreich zu gelten habe, weil in besonders starkem Maße in eine besonders teure Technologie an einem dafür klimatisch nicht besonders geeigneten Standort investiert worden ist, kann ökonomisch betrachtet nur als absurd bezeichnet werden. Ganz im Gegenteil ist festzustellen, dass die bisherige Förderung durch das EEG auch innerhalb des Sektors der erneuerbaren Energien einen ineffizienten Technologiemix mit einem übermäßigen Anteil an Photovoltaik induziert hat. Zudem ist davon auszugehen, dass an ineffizienten Standorten und in nicht kosteneffiziente Anlagengrößen investiert wurde, so dass heute Strom aus erneuerbaren Energien deutlich teurer ist, als dies bei einer effizienten Förderung notwendig wäre.
Fehlende Wettbewerbsorientierung
Die bisher beschriebenen Probleme resultieren aus der fehlenden Berücksichtigung von Markt und Wettbewerb im EEG und daher im Segment der erneuerbaren Energien allgemein. Neben den Kosten aus der Überförderung einzelner Technologien und Anlagegrößen und den daraus resultierenden Ineffizienzen in Bezug auf Technologiemix, Anlagengrößen und Standorte ist festzuhalten, dass zusätzliche Kosten daraus resultieren, dass der Bedarf an Regel- und Reserveenergie zunimmt und damit auch die Kosten des Netzbetriebs, um die netzseitige Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Da sowohl Photovoltaik als auch Windkraft (onshore) einer hohen Fluktuation in der Erzeugung unterliegen, muss ein konventioneller Schattenpark bereitgehalten werden, wodurch Kosten entstehen, die bei nicht-fluktuierender Energieerzeugung nicht bzw. nur in geringem Ausmaß anfallen. Diese zusätzlichen Kosten werden jedoch nicht verursachergerecht den Betreibern von EE-Anlagen angelastet, sondern auf alle Netzkunden umgelegt. Somit gibt es nur schwache Anreize für die Stromerzeuger, die Fluktuation bei der Stromerzeugung durch Investitionen in Speichertechnologien zu verringern.
Auch die Netzausbaukosten sind in den direkten Förderkosten für erneuerbare Energien nicht enthalten. Durch den Ausbau der Erneuerbaren steigt der Netzausbaubedarf insbesondere im Bereich der Verteilnetze im Falle der Solarenergie und bei verbrauchsnahen Windrädern sowie im Bereich der Übertragungsnetze bei Offshore-Windkraft und Onshore-Windstrom aus Nord- und Nordostdeutschland. Da die Erzeuger nicht an den Kosten des Netzausbaus beteiligt werden, findet keine Optimierung der Standortwahl in Bezug auf die entstehenden Netzausbaukosten statt, so dass eine gesamtwirtschaftlich ineffiziente Standortwahl erfolgt und ein übermäßiger Netzausbaubedarf entsteht.
Schließlich stellt sich durch den forcierten Ausbau der erneuerbaren Energien zunehmend die Frage, wie auch erzeugungsseitig die Versorgungssicherheit garantiert werden kann, da grenzkostenlos produzierbarer Grünstrom (a) den Strompreis im Großhandel drückt, sobald Grünstrom in das Netz eingespeist wird, und (b) die Anzahl der Stunden reduziert, an denen die bisherigen Grenzkraftwerke profitabel Strom erzeugen können. Aus diesen Gründen werden der Neubau und teilweise auch der Weiterbetrieb konventioneller Kraftwerke zunehmend in Frage gestellt und Forderungen nach Kapazitätsmechanismen sowie einer mehr oder minder direkten Förderung konventioneller Kraftwerke erhoben [9]. Auch diese Kosten des Ausbaus der erneuerbaren Energien werden bisher nicht den Erneuerbaren selbst zugerechnet.
Möglichkeiten und Grenzen der Marktintegration erneuerbarer Energien
Unter den aktuellen Rahmenbedingungen und beim derzeitigen Stand der technologischen Entwicklung weist die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (noch immer) mit Ausnahme von Wasserkraft höhere Gestehungskosten auf als die Stromerzeugung mithilfe konventioneller Energieträger (also Kernbrennstoffe oder fossile Brennstoffe). Eine einfache Integration in den Strommarkt ohne staatliche Unterstützung ist daher nur in geringem Umfang möglich. Es besteht zwar bei einzelnen Privathaushalten durchaus eine höhere Zahlungsbereitschaft für grünen Strom und dementsprechend auch eine Nachfrage nach Ökostromtarifen, jedoch ist diese Nachfrage zum einen weitgehend auf Privathaushalte beschränkt, die lediglich knapp ein Viertel der Stromnachfrage in Deutschland ausmachen [10]. Zum anderen dürfte selbst hier die Zahlungsbereitschaft an Grenzen stoßen. So belaufen sich die Gestehungskosten für Solarstrom nach wie vor auf das etwa Drei- bis Vierfache des durchschnittlichen Stromgroßhandelspreises, so dass fraglich ist, in welchem Ausmaß Solarstrom ohne das EEG oder andere Fördersysteme konkurrenzfähig wäre. Klar ist sicherlich, dass sich die ambitionierten Ausbauziele der Energiewende nicht ohne öffentliche Förderung realisieren lassen [11].
Die optionale Marktprämie
Die Versuche, durch das System der optionalen Marktprämie Anreize für eine Marktintegration zu bieten, sind bisher nicht von Erfolg gekrönt. Durch die aktuelle Ausgestaltung der optionalen Marktprämie können Stromerzeuger im erneuerbaren Energiesektor zwischen garantierten Einspeisetarifen und dem Verkauf des Stroms über den Markt wählen, wobei im letzteren Fall eine Marktprämie ausgezahlt wird. Die Erzeuger werden daher stets die Vermarktungsmethode wählen, die gerade die höchsten Erlöse verspricht.
Eine echte Integration in den Strommarkt findet jedoch nicht statt, da gerade in Zeiten sehr hoher Einspeisung ein Rückfall auf die garantierte Einspeisevergütung erfolgt, indem die Differenz zwischen niedrigeren Markterlösen und Einspeisevergütung ausgeglichen wird. Somit können zwar die Chancen des Marktes (bei hohen Preisen) zuzüglich Markt- und Managementprämie wahrgenommen werden, während die Anbieter jedoch noch immer vor den Risiken des Marktes (niedrige Preise) geschützt werden. Eine echte Marktintegration kann so nicht erfolgen. Vielmehr ist davon auszugehen, dass es primär zu weiteren Mitnahmeeffekten kommt.
Schwachstellen des EU-ETS
Ein allein marktgetriebener Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wäre prinzipiell zwar durchaus denkbar, wenn allein das Europäische Emissionshandelssystem (EU-ETS) als Instrument genutzt würde. Voraussetzung wäre jedoch zunächst, dass die Schwachstellen des EU-ETS behoben würden. Dies sind vor allem die zu großzügige Ausstattung der Industrie mit Zertifikaten, die Beschränkung auf den Sektor der Großfeuerungsanlagen und die bislang fehlende Fortschreibung über das Jahr 2020 hinaus [12]. Sofern diese Probleme behoben werden, kann es den privaten Akteuren überlassen werden, an welcher Stelle CO2 vermieden wird und an welcher nicht. Durch die Handelbarkeit der Zertifikate wird dann dort CO2 vermieden, wo es am kostengünstigsten möglich ist. Zum anderen müsste jedoch das explizite Ziel aufgegeben werden, einen bestimmen Prozentsatz des Stromverbrauchs aus erneuerbaren Energien zu speisen.
Das EU-ETS soll ja gerade dazu führen, dass dort CO2 vermieden wird, wo dies mit den geringsten Kosten möglich ist, ganz gleich, ob dies nun in der Stahlindustrie, der Zementproduktion, der Stromerzeugung oder im Luftverkehr ist. Somit gäbe es keinerlei Garantie dafür, dass z. B. 35 % des Stroms im Jahr 2030 aus erneuerbaren Energiequellen stammt. Sollte es günstiger sein, CO2 in der Stahlproduktion oder im Luftverkehr einzusparen (wofür einiges spricht), so werden diese Optionen realisiert und dementsprechend weniger CO2 bei der Stromerzeugung eingespart. Volkswirtschaftlich ist dies überaus sinnvoll, und aus Umwelt- und Klimagesichtspunkten ist es auch irrelevant, wo genau CO2 eingespart wird.
Verteilungspolitisch ergeben sich jedoch erhebliche Konsequenzen, da die massive Förderung der erneuerbaren Energien zugunsten einer echten Klimapolitik aufgegeben werden müsste, so dass diese Option aus politökonomischen Gründen wenig Durchsetzungschancen haben dürfte. Da zudem der Ausbau der erneuerbaren Energien inzwischen explizites Ziel im EnWG ist, mag eine Verfolgung von Klimaschutzzielen durch das EU-ETS zwar sinnvoll sein. Jedoch kann damit das explizite und eigenständige Ziel des Ausbaus der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nur schlecht umgesetzt werden.
Als Zwischenfazit bleibt festzuhalten, dass ein allein marktgetriebener Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zwar sowohl theoretisch denkbar, sofern die momentanen Schwachstellen des EU-ETS abgebaut und CO2-Zertifikate wirklich knapp gehalten werden, als auch ökonomisch wünschenswert ist, weil so auf günstige (d. h. kosteneffiziente) Weise Klimaschutzziele erreicht werden können. In der wirtschaftspolitischen Praxis muss eine solche Vorstellung aber aus politökonomischen Gründen als realitätsfern gelten, so dass nach Alternativen zu fragen ist, die zumindest die gravierendsten Defizite des EEG vermeiden können und einen effizienten Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ermöglichen.
Das Quotenmodell als sinnvolle und zulässige Alternative
Es stellt sich somit die Frage, wie eine Alternative zur bisherigen EEG-Förderung aussehen könnte. Da Verbesserungen des bisherigen Systems wie eine weitere Optimierung der Vergütungstarife sich auch in der Vergangenheit als wenig wirksam erwiesen haben, ist ein marktkonformeres Modell erforderlich. Auch ein Ausschreibungsansatz ist dabei noch immer relativ planwirtschaftlich geprägt, da ein Zubau an erneuerbaren Energien nur durch öffentliche „Bestellung“ erfolgt und einer öffentlichen Planung unterliegt. Eine unternehmerische Eigeninitiative zur Vermarktung „grünen Stroms“ wäre in dem System zwar nicht prinzipiell ausgeschlossen, jedoch wären die Anreize dafür gering.
Genauso ist das Potenzial für einen Wettbewerb zwischen verschiedenen Formen von Beschaffungsverträgen und ein unterschiedliches Beschaffungsmanagement eingeschränkt, so dass es wenig wahrscheinlich ist, dass sich für Erzeuger und Nachfrager von grünem Strom effiziente Vertragsformen entwickeln werden. Daher zeigt sich auch vor dem Hintergrund der positiven Erfahrungen etwa in Schweden [13], dass ein Quotenmodell vorzugswürdig ist. Im schwedischen Modell wurden nicht die Verteilnetzbetreiber oder die Elektrizitätserzeuger der Quote unterworfen, sondern die Elektrizitätsversorger und bestimmte Verbraucher. Daher sollen im Weiteren die Funktionsweise und Vorzüge dieses Ansatzes skizziert werden, bevor die Europa- und Verfassungskonformität dargelegt werden kann.
Funktionsweise und Vorteile der Quotenvorgabe
Das Quotenmodell wird im politischen Raum verschiedentlich befürwortet, etwa von der Monopolkommission (2011), dem Sachverständigenrat zur Beurteilung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung (2011), dem RWI (2012) sowie acatech, der deutschen Akademie der Technikwissenschaften (2012) [14]. Da jedoch Strom aus erneuerbaren Energien – abgesehen von der Netzparität der Photovoltaik für den Eigenverbrauch – nicht konkurrenzfähig sein wird, ist eine weitere staatliche Förderung notwendig, sofern an den Zielen der Energiewende festgehalten werden soll.
Eine Möglichkeit, beide Ziele zu verfolgen, besteht darin, dass der Gesetzgeber (1) handelbare Grünstromzertifikate einführt und (2) sowohl (a) den Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) als auch (b) Letztverbrauchern, in dem Ausmaß, in dem sie Strom verbraucht haben, den sie selbst produziert, importiert oder an der deutschen Strombörse gekauft haben, und (c) stromintensiven Unternehmen Vorgaben über Anteile an Strom aus erneuerbaren Energien macht, die sie im Jahresdurchschnitt zu beziehen haben. Diesem Modell zufolge erhalten die Stromerzeuger, die Strom mithilfe von erneuerbaren Energien erzeugen, für 100 kWh Strom aus einer neu errichteten Anlage ein sog. Grünstromzertifikat. Gegebenenfalls kann zur Förderung bestimmter Technologien oder auch zur Förderung besonders verbrauchsnaher oder nicht fluktuierender Stromerzeugung eine Prämie gezahlt werden, so dass diese z. B. pro 100 kWh anderthalb oder zwei Grünstromzertifikate erhalten. Zugleich werden sowohl (a) EVU, (b) Letztverbraucher in dem Ausmaß, in dem sie Strom verbraucht haben, den sie selbst produziert, importiert oder an der deutschen Strombörse gekauft haben und (c) stromintensive Unternehmen, gesetzlich verpflichtet, einen Anteil x an Strom aus erneuerbaren Energie zu erzeugen oder aber die entsprechende Anzahl an Grünstromzertifikaten vorzuweisen.
Die Grünstromzertifikate sollten handelbar sein und könnten einerseits direkt bilateral (OTC) gehandelt werden. Andererseits ist auch denkbar, dass ein Spotmarkt wie der an der EEX in Leipzig für Strom entwickelt wird. Auch die Einführung eines Terminmarktes für Grünstromzertifikate ist möglich, muss jedoch nicht gesetzlich vorgegeben werden, da sich ein solcher von allein entwickeln sollte, sofern eine Nachfrage nach einem derartigen Börsenprodukt besteht.
Für die Vermarktung sowohl des erzeugten Stroms, als auch der Grünstromzertifikate sind die Grünstromerzeuger prinzipiell selbst verantwortlich. Die Vermarktung kann z. B. im OTC-Geschäft an lokale EVU wie etwa Stadtwerke erfolgen oder auch, bei entsprechender Erzeugungsmenge, über die Strombörse. Vorstellbar ist auch, dass sich im Wettbewerb spezialisierte Händler oder auch genossenschaftliche Organisationsformen herausbilden, welche die Vermarktung der Grünstromzertifikate gerade für kleinere Erzeuger übernehmen. Ebenso ist denkbar, dass EVU, wie z. B. Stadtwerke, standardisierte Verträge für kleine Grünstromerzeuger anbieten, so dass die Transaktionskosten der Vermarktung gering ausfallen sollten. Die Zubaurate an Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien könnte sich so bestimmen, dass ab dem 1.1.2015 jährlich bis 2020 als Zubaurate eine Zahl z als z = (35 % - B)/6 festgelegt wird, wobei B die Ausgangsbasis (in %) im Jahr 2014 wäre.
Adressaten der Quotenvorgabe
Die Pflicht zum Nachweis der Grünstromzertifikate hätten bei dieser Reformoption vor allem (wenn auch nicht ausschließlich) diejenigen Marktteilnehmer, die auf dem Markt für den erstmaligen Absatz von elektrischer Energie (nicht auf dem Endkundenmarkt) als Nachfrager auftreten und Strom auf dem Endkundenmarkt weiterverkaufen (wie z. B. Stadtwerke) oder selbst verbrauchen (wie z. B. stromintensive Unternehmen). Konkret sollen, wie oben bereits erwähnt, neben den EVU zwei Gruppen von Stromverbrauchern mit einer Nachweispflicht für die Grünstromquoten versehen werden: Zum einen sind dies Stromverbraucher, die Strom selbst erzeugen, importieren oder an der deutschen Strombörse kaufen, zum anderen stromintensive Unternehmen.
In dem Umfang, in dem stromintensive Unternehmen Strom von EVU beziehen, werden erstere von der Nachweispflicht befreit, damit es nicht zu einer Doppelbelastung kommt. Die vorgenommene Einteilung der nachweispflichtigen Unternehmen folgt dem schwedischen Modell. Die Unterscheidung zwischen EVU einerseits und bestimmten Letztverbrauchern andererseits dient vor allem dem Zweck, es zu vereinfachen, stromintensive Unternehmen gesondert behandeln zu können, um gegebenenfalls eine übermäßige Belastung dieser Branchen zu vermeiden.
Netzanschlusspflicht und Einspeisevorrang sollten zunächst erhalten bleiben, um (a) die Transition vom alten zum neuen Fördersystem möglichst einfach zu gestalten und (b) eine möglichst breite Akzeptanz zu gewährleisten. Für alle bis zum 31.12.2014 errichteten Anlagen würde weiter die Vergütung nach EEG von den Netzbetreibern entrichtet und über die EEG-Umlage weitergewälzt. Allerdings könnte die Option geschaffen werden, vom EEG in das neue Fördersystem für die jeweilige Restlaufzeit der Förderung zu wechseln, wenn die Grünstromerzeuger dies wünschen.
Um die vorgegebene Quote x zu erfüllen, können Elektrizitätsversorger wie z. B. Stadtwerke in diesem Modell (a) entweder selbst „grünen“ Strom erzeugen, (b) diesen direkt im OTC-Geschäft von Dritten beziehen oder aber (c) Grünstromzertifikate am Markt kaufen. Oftmals dürfte auch eine Mischung aus Eigenerzeugung und Fremdbezug gewählt werden, wobei der Fremdbezug im OTC oder im Börsenhandel stattfinden kann. Anzumerken ist in diesem Kontext allerdings, dass – unabhängig davon, ob der Handel mit Grünstromzertifikaten börslich oder außerbörslich stattfindet – die Registrierungsfunktion für die Grünstromzertifikate zunächst an eine Aufsichtsbehörde zu übertragen ist, auch wenn diese Aufgabe mittelfristig an private Institutionen abgegeben werden kann, wie dies z. B. auch bei der Zentralverwahrung staatlicher Schuldpapiere der Fall ist.
Sanktions- und Entlastungsmöglichkeiten
Die Vertragsgestaltung zwischen Grünstromerzeugern und Elektrizitätsversorgern sollte allein diesen überlassen bleiben. So mag ein Elektrizitätsversorger einem Grünstromerzeuger auch einen individuellen Einspeisetarif oder eine Marktprämie anbieten. Alternativ können die Elektrizitätsversorger Grünstromzertifikate am offenen Markt erwerben oder auch selbst Ausschreibungen für eine Grünstromerzeugung vornehmen und dort z. B. auch garantierte Einspeisevergütungen anbieten oder diese aushandeln. Erreichen die Quotenpflichtigen die gesetzlich vorgegebene Quote nicht, so muss eine hinreichend abschreckende Pönale entrichtet werden, z. B. 100 €/MWh wie in Belgien oder 150 % des durchschnittlichen Grünstromzertifikatspreises wie in Schweden [15].
Wird die Quote übertroffen, so sollte ein Übertrag in das nächste Jahr und auch darüber hinaus möglich sein (sog. Banking), damit der Preis für Grünstromzertifikate nicht gegebenenfalls gegen Ende eines Jahres kollabiert, wenn aufgrund günstiger klimatischer Bedingungen sämtliche Quotenpflichtigen ihre Quote bereits erfüllt haben [16]. Im umgekehrten Fall eines „Defizits“ bei Nicht-Erreichen der Quote sollte hingegen stets die Pönale fällig sein und keine „Nacherfüllung“ im nächsten Jahr ermöglicht werden, da sonst die Gefahr droht, dass (a) sich Unternehmen der Erfüllung entziehen könnten, wenn diese den Markt verlassen, oder (b) Unternehmen gegebenenfalls „Schuldenberge“ an Grünstromobligationen anhäufen, ohne dass sie diese später erfüllen können. Zugleich würde die Effektivität eines Quotensystems gefährdet, wenn durch den Marktaustritt von Unternehmen oder das Entstehen von „Schuldenbergen von Grünstromobligationen“ das Erreichen der jeweiligen gesamtwirtschaftlichen Quote gefährdet wird.
Um energieintensive Branchen zu entlasten, können zum einen die bisherigen Ausnahmen von der EEG-Umlage fortgelten, da die EEG-Umlage für 20 Jahre fortexistieren wird, sofern nicht auch sämtliche „Bestandsanlagen“ in das neue Fördersystem überführt werden. Zum anderen kann für stromintensive Unternehmen eine prozentual geringere Grünstromquote festgelegt werden, sofern diese denn entlastet werden sollen. In einem solchen Fall müsste jedoch die entsprechende Grünstromquote für die verbleibenden Stromverbraucher und/oder Elektrizitätsversorger erhöht werden, um dieselbe Gesamtquote zu erreichen. Wird also für energieintensive Unternehmen eine geringere Quote xEIB < x festgelegt, so muss für EVU und verbleibende Energieverbraucher, die der Quote unterliegen, eine Quote von xA > x festgelegt werden, wobei λ∙xEIB + (1-λ)∙xA = x sein muss und λ der Anteil des Stromverbrauchs derjenigen energieintensiven Unternehmen, die zu der geringeren Quote xEIB verpflichtet werden, am gesamten Stromverbrauch ist. (1-λ) meint dementsprechend den Anteil der EVU und übrigen in die Quote einbezogenen Stromverbraucher.
Ein wesentlicher Vorteil einer Quotenvorgabe für EVU und bestimmte Energieverbraucher besteht darin, dass diese aufgrund des Wettbewerbs starke Anreize haben, diejenige Form der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu kontrahieren oder selbst in Anlagen an den Standorten zu investieren, welche die Quotenvorgabe x am kostengünstigsten erfüllen. Durch eine günstige Form der Beschaffung oder Erzeugung kann sich ein EVU einen Wettbewerbsvorteil sichern. Zugleich kommt es durch den Wettbewerb tendenziell zu effizienten „Make-or-Buy“-Entscheidungen. Wenn eine Beschaffung von Grünstromzertifikaten am Markt günstiger ist als eine Eigenproduktion grünen Stroms, so werden sowohl die EVU als auch große Energieverbraucher diese Form der Beschaffung wählen. So sollten sich effiziente Erzeugungsstandorte und technologien sowie Anlagengrößen durchsetzen und nicht – wie heute – diejenigen, deren Gewinnspanne aufgrund der politischen Festlegung der Einspeisetarife am größten ist.
Ein Nachteil des Modells gegenüber einer Ausschreibung ist – wie auch heute bei der Förderung nach EEG – die tendenziell geringere Berücksichtigung des entstehenden Netzausbaubedarfs durch die Erzeuger. Diese Problematik ließe sich jedoch zum einen durch eine Anpassung der Netzentgeltregulierung in Richtung einer geographischen Differenzierung mildern. Zum anderen werden die Quotenpflichtigen daran interessiert sein, grünen Strom so zu beziehen, dass die zu entrichtenden Netzentgelte möglichst gering ausfallen. Somit sollte bei EVU ein Interesse entstehen, grünen Strom verbrauchsnah zu beziehen, wenn dadurch die Netzentgelte auf Ebene der Übertragungsnetze vermieden werden können.
Ein Vorteil gegenüber der öffentlichen Organisation von Ausschreibungen ist vor allem, dass das unternehmerische Element und der Wettbewerb im Markt gestärkt werden, da nicht nur ein Tätigwerden als Reaktion auf öffentliche Ausschreibungen möglich ist, sondern als unternehmerische Entscheidung, um am Grünstrommarkt zu partizipieren. Die dezentrale Stromerzeugung kann weiter forciert werden, indem z. B. lokale Anbieter den Bezug aus weitgehend lokaler Erzeugung als Wettbewerbsparameter im Marketing einsetzen (z. B. bei Stadtwerken in Form von Imagekampagnen).
Des Weiteren kann auch die konkrete Form der Vertragsgestaltung zwischen den Quotenpflichtigen und Grünstromerzeugern dem Wettbewerb (als Entdeckungsverfahren) überlassen werden, so dass sich effiziente Vertragsformen entwickeln sollten. Es müssen anders als in Ausschreibungen weder sämtliche Vertragsparameter ex ante spezifiziert werden, noch müssen Losgrößen definiert werden. Vielmehr können die Quotenpflichtigen ebenso wie Grünstromerzeuger sämtliche Vertragsparameter selbst aushandeln und bestimmen, so dass auch bei der Beschaffung und in der Gestaltung der Verträge Wettbewerbskräfte wirken können. Insbesondere könnte in diesem Modell auch selbstverbrauchter Strom Berücksichtigung finden. Da wie oben beschrieben bei Einstellen der Netzparität der Eigenverbrauch von Solarstrom konkurrenzfähig wird, könnten EVU die Grünstromzertifikate aus eigenverbrauchtem Solarstrom kaufen, so dass auch selbstverbrauchter Strom aus erneuerbaren Energien in einem Quotenmodell berücksichtigt wird. Dies ist sowohl durch das EEG als auch durch Ausschreibungsmodelle nur ungleich schwerer zu leisten.
Mögliche Untervarianten
Als eine Untervariante des diskutierten Fördermodells können schließlich auch Sondertatbestände für einzelne Technologien geschaffen werden, wenn eine politische Notwendigkeit dafür gesehen wird. So wäre z. B. denkbar, innerhalb der Quote von x einen Teil für bestimmte Technologien (z. B. Photovoltaik) vorzusehen, welche ansonsten innerhalb eines Quotenmodells wohl nicht wettbewerbsfähig wären. EVU und große Energieerzeuger würden dann verpflichtet, einen Teil x1 aus Solarenergie zu beziehen und einen Teil x2 aus frei wählbaren erneuerbaren Energiequellen, wobei x1 + x2 = x ist. Damit ließe sich der Ausbau der Photovoltaik, auch unabhängig vom Einstellen der Netzparität, weiter sicherstellen, zugleich aber auch Wettbewerb unter den Anbietern von Solarstrom auslösen, so dass sich tendenziell die Solaranlagen in effizienter Größe und Technologie an günstigen Standorten durchsetzen könnten. Ökonomisch ist eine solche Sondermaßnahme für einzelne Technologien zwar nicht geboten, für die Akzeptanz im politischen Raum aber gegebenenfalls schwer zu vermeiden.
Ebenso ist es prinzipiell möglich, das Modell so zu erweitern, dass bestimmte Technologien (z. B. Solarenergie oder Offshore-Wind) statt eines Grünstromzertifikats mit einer höheren Zuteilungsrate an Grünstromzertifikaten pro 100 kWh versehen werden (z. B. 1,5 oder 2), um die Verbreitung dieser Technologien besonders anzureizen, wie dies z. B. in Großbritannien der Fall für Offshore-Windanlagen ist. Dasselbe kann auch für besondere Standorte (z. B. besonders verbrauchsnah) oder Anlagengrößen gelten. Problematisch an einer solchen Ausdifferenzierung von Zuteilungsraten ist jedoch wiederum die Entfernung vom Marktmechanismus, so dass (oftmals kurzfristige) politische Erwägungen und der Einfluss von Interessenverbänden schnell wieder die Oberhand über Effizienz- und Umweltüberlegungen bekommen können, wie die Historie des EEG belegt. Aus ökonomischer Sicht ist daher von einer solchen Ausdifferenzierung nach Technologien und Anlagengrößen abzusehen. Eine Differenzierung nach Standorten kann jedoch ökonomisch sinnvoll sein, sofern sich die Ausdifferenzierung an vermiedenen Netzausbaukosten orientiert.
Gegenargument höherer Beschaffungskosten beruht auf irreführendem Vergleich
Als Gegenargument gegen Quotenmodelle wird oftmals angeführt, dass die Beschaffungskosten höher als bei Einspeisetarifen seien, da die Investoren ein höheres Risiko zu tragen hätten. Als Beleg wird teilweise ein Vergleich der Beschaffungskosten für Onshore-Wind zwischen Deutschland und Großbritannien herangezogen, bei welchem die Beschaffungspreise pro kWh Onshore-Windstrom in Großbritannien über denen in Deutschland liegen.
Ein solcher einfacher Vergleich ist aus mindestens drei Gründen irreführend: Erstens sind in Großbritannien die Stromerzeuger über die sog. G-Komponente an den Netzentgelten beteiligt, während diese in Deutschland allein vom Verbraucher getragen werden. Diese Kosten müssen Anbieter in Großbritannien berücksichtigen, dafür entfällt dieser Anteil beim Verbraucher. Zweitens sind die Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien in Großbritannien an den Kosten der Regelenergiebeschaffung beteiligt, die aus der fluktuierenden Einspeisung resultieren. In Deutschland hingegen werden auch diese Kosten zunächst vom Netzbetreiber getragen und dann auf die Verbraucher abgewälzt. Ein einfacher Vergleich der Kosten britischer Windstromerzeuger mit deutschen Einspeisetarifen vernachlässigt also, dass die Kosten in Großbritannien Kostenbestandteile enthalten, die in Deutschland zunächst den Netzbetreibern und anschließend den Verbrauchern aufgebürdet werden. Am wichtigsten ist jedoch der dritte Punkt: Das EEG hat durch die Überförderung der Photovoltaik zu einem hochgradig ineffizienten und übermäßig teuren Technologiemix bei erneuerbaren Energien geführt, so dass die Kosten pro kWh Grünstrom erheblich über denen in Großbritannien liegen. Ein wesentlicher Vorteil des Quotenmodells liegt gerade in seiner Technologieneutralität, die tendenziell einen effizienten und kostengünstigen Technologiemix induziert, während das EEG einen sehr teuren und hochgradig ineffizienten Technologiemix induziert hat.
Juristische Bewertung des Quotensystems
Ein derartiges Quotenmodell begegnet keinen rechtlichen Bedenken – weder aus europarechtlicher noch aus verfassungsrechtlicher Sicht.
Sekundärrechtliche Bewertung am Maßstab der Richtlinie 2009/28/EG
So lässt die Richtlinie 2009/28/EG in Art. 3 Abs. 3 ein Quotenmodell gleichermaßen zu und es ist dem Mitgliedstaat nach Art. 3 Abs. 3 S. 2 jener Richtlinie auch im Falle der Entscheidung für dieses Modell freigestellt, ob er im Ausland erzeugte erneuerbare Energie genauso fördern will wie die im Inland erzeugte. Sie ist insoweit auch die speziellere Norm gegenüber der allgemeinen Binnenmarkt-Richtlinie 2009/72/EG. Das vorliegend entwickelte Modell geht zunächst durch die räumliche Radizierung der Anerkennung von zertifikatsberechtigten Anlagen auf das deutsche Territorium von einem auf deutsche Erzeuger erneuerbarer Energien beschränktem Modell aus. Dieses kann aber – wie das etwa im Fall Schwedens und Norwegens erfolgt ist [17] – auf weitere Länder erweitert werden. Sekundärrechtliche Bedenken bestehen daher nicht.
EU-primärrechtliche Bewertung am Maßstab des Beihilfenverbots und der Warenverkehrsfreiheit
Auch die EU-primärrechtlichen Anforderungen werden erfüllt.
EU-Beihilfenverbot aus Art. 107 Abs. 1 AEUV
Das gilt zunächst für das EU-Beihilfenverbot aus Art. 107 Abs. 1 AEUV. Voraussetzung für dessen Eingreifen ist das Vorliegen einer bestimmten Begünstigung aus staatlichen Mitteln. Der Europäische Gerichtshof (EuGH) hat im PreussenElektra-Urteil bekanntlich den staatlichen Mittelcharakter für den Umlagemechanismus nach dem Stromeinspeisemodell verneint [18]. Hier könnte nun dazu im Unterschied mit Blick auf das ETS-Urteil [19] durchaus fraglich sein, ob nicht die Schaffung einer Möglichkeit, kostenlos Zertifikate zu erlangen, die anschließend kostenpflichtig an andere Unternehmen zur Erfüllung der Quote übertragen werden können, ein Verzicht auf hoheitliche Einnahmen und damit eine Belastung staatlicher Haushalte darstellt und folglich staatliche Mittel im Sinne des Art. 107 Abs. 1 AEUV betroffen sind.
Die Einnahmen aus Zertifikaten sollen jedoch zu keinem Zeitpunkt in den staatlichen Haushalt fließen. Es werden auch nicht bestimmten Unternehmen an sich kostenpflichtige Zertifikate kostenlos zur Verfügung gestellt, sondern vielmehr bestimmten Unternehmen für eine Leistung (nämlich die Erzeugung erneuerbarer Energien) Zertifikate erteilt, die dadurch einen ökonomischen Wert erlangen, dass andere Unternehmen diese Zertifikate angesichts einer Quotenpflicht erwerben müssen. Dieser Erwerb wird jedoch – wie im Fall des jetzigen EEG – ausschließlich privatwirtschaftlich abgewickelt.
Möglicherweise könnte allerdings die Sanktion im Falle der Nichterfüllung der Quote die Auskehrung von Zertifikaten zu staatlichen Mitteln transformieren, obgleich nicht jeglicher Sanktion für die Nichterfüllung gesetzlicher Pflichten eine solche Wirkung zukommen kann. In diese Richtung lässt sich jedoch das ETS-Urteil des Gerichts der Europäischen Union (EuG) verstehen, das für den Fall eines Emissionshandels auf die Möglichkeit abstellt, dass der Zertifikaterwerb die Unterwerfung unter eine Sanktion verhindert [20], was in einem Quotenmodell ja vergleichbar der Fall wäre. Allerdings ist es einem EE-Stromzertifikatehandel immanent, dass die Zertifikate an die Erzeuger erneuerbarer Energien kostenlos abgegeben werden. Anders ergibt ein derartiges System keinen Sinn.
Insofern trifft die Ausführung des EuG, dass die unentgeltlich bereitgestellten Zertifikate auch „verkauft oder versteigert werden“ [21] könnten, faktisch nicht zu, da es gerade ein systemprägendes Merkmal des EE-Quotenmodells ist, dass die Zertifikate kostenlos an die EE-Erzeuger erteilt werden. Daher dürfte die ETS-Rechtsprechung nicht übertragbar sein. Im Übrigen erfolgt vorliegend auch kein „Mehr“ an staatlicher Beeinflussung des Handels mit erneuerbaren Energien als im EEG-Modell bzw. im ursprünglichen Modell des Stromeinspeisungsgesetzes, wie es der EuGH im Fall PreussenElektra beurteilt hat. So wird insbesondere kein Fonds geschaffen, in den irgendwelche EEG-Mittel fließen und der von der öffentlichen Hand gesteuert wird (wie in der Wienstrom-Entscheidung [22]). Letztlich wird der staatliche Einfluss auf die konkreten Mittelflüsse sogar zurückgenommen, da nicht mehr bestimmte Produzenten garantierte Abnahmepreise erlangen, sondern eine marktwirtschaftliche Erfüllung der Quotenpflicht und damit der Vertragswahl für den Ankauf erneuerbarer Energien erfolgt. Es ist daher insgesamt davon auszugehen, dass keine Begünstigung aus staatlichen Mitteln vorliegt.
Im Übrigen wäre nach der Rechtsprechung zu selektiven Begünstigungen entsprechender Regeln auch diese zu verneinen. Insoweit prüft die Kommission und die Rechtsprechung wie bei Steuerbeihilfen ausgehend von einem Benchmark als Bezugspunkt, ob eine (begünstigungsrelevante) Privilegierung dergestalt erfolgt, dass unter „individueller“ Abweichung von diesem Benchmark ein Vorteil erzielt wird, weil Unternehmen, die tatsächlich oder rechtlich in einer vergleichbaren Situation sind, unterschiedlich behandelt werden. Ferner ist sodann zu prüfen, ob eine Rechtfertigung der Differenzierung durch die Natur oder den Aufbau des Systems möglich ist [23]. Vorliegend ist der Benchmark die Bereitstellung von Zertifikaten nur für Erzeuger erneuerbarer Energien. Insoweit finden sich die Erzeuger anderer Energieformen nicht in einer vergleichbaren tatsächlichen Lage, da sie konventionell Strom erzeugen. Vor dem Hintergrund des Ziels einer Förderung der als ökologisch vorzugswürdig angesehenen erneuerbaren Energien wird damit aber jedenfalls systemimmanent zutreffend differenziert. Daher scheidet eine selektive Begünstigung im Sinne der EuGH-Rechtsprechung aus. Auch rechtlich besteht der Unterschied darin, dass nach der Richtlinie 2009/28/EG ein Quotenfördermodell nur für erneuerbare Energien und nicht für die konventionelle Energieerzeugung zulässig ist.
Solange der EuGH demnach seine Rechtsprechung zu den Tatbestandsmerkmalen der Selektivität und der staatlichen Mittelherkunft nicht nachhaltig relativiert, wird auch das hier vorgeschlagene Quotenmodell die Anforderungen an die Annahme des Vorliegens einer Beihilfe nicht erfüllen. Jedenfalls entstehen keine zusätzlichen Risiken im Vergleich zum Einspeisemodell. Dieses Ergebnis ist auch insoweit stimmig, als die Richtlinie 2009/28/EG ein Quotenmodell gleichermaßen zulässt. Dann wäre es aber widersinnig, diese sekundärrechtliche Zulässigkeit primärrechtlich zu konterkarieren. Im Übrigen wurde gegen die Einführung entsprechender territorial radizierter Quotenmodelle (wie im schwedischen Fall) auch keine Bedenken seitens der Kommission erhoben.
Warenverkehrsfreiheit aus Art. 34 AEUV
Noch klarer ist die Situation in Bezug auf die Warenverkehrsfreiheit nach Art. 34 AEUV. Denn hier ergibt sich kein Unterschied zwischen dem Quotenmodell und dem Einspeisemodell, da beide Modelle die Förderung auf die im Inland produzierten erneuerbaren Energien beschränken und damit eine identische Einschränkungswirkung für den freien Warenverkehr bedingen. Da dies jedoch sekundärrechtlich zulässig ist, muss mit derselben Argumentation, mit der der EuGH im Fall PreussenElektra die Kompatibilität des Einspeisemodells mit der Warenverkehrsfreiheit festgestellt hat, auch von der diesbezüglichen Europarechtskompatibilität des Quotenmodells ausgegangen werden. Es ist daher davon auszugehen, dass der EuGH, wenn er erneut mit der Frage der Kompatibilität nationaler EEG-Fördermodelle mit der Warenverkehrsfreiheit befasst wäre, primär auf die Vereinbarkeit mit den sekundärrechtlichen Vorgaben abstellen würde [24]. Denn bislang hat der EuGH noch keine sekundärrechtliche Harmonisierungsmaßnahme im Binnenmarkt als grundfreiheitenwidrig angesehen [25].
Insoweit konkretisieren die sekundärrechtlichen Harmonisierungsmaßnahmen in der Konzeption des EuGH die primärrechtlichen Grundfreiheiten. Dieser Ansatz ist allerdings nicht unumstritten [26]. So ziehen einige Stimmen in der Literatur auch das Primärrecht und demnach vorliegend die Warenverkehrsfreiheit als unmittelbaren Prüfungsmaßstab mit dem Argument heran, die EE-RL beinhalte mit Blick auf die verschiedenen denkbaren Fördermodelle in den Mitgliedstaaten eben keine abschließende Regelung mit Sperrwirkung gegenüber dem Primärrecht [27]. Im Hinblick auf die Abschottungswirkung nationaler Märkte muss jedoch darauf hingewiesen werden, dass die EE-RL den Ausschluss der Förderung des in anderen Mitgliedstaaten produzierten EE-Stroms gerade zulässt. Insofern sprechen die besseren Gründe dafür, die Harmonisierung als abschließend anzusehen, so dass eine Prüfung am Maßstab des Sekundärrechts Vorrang genießt. Allerdings wird der EuGH bald Gelegenheit haben, sich mit dieser Frage zu beschäftigten, da ein belgisches Gericht das entsprechende belgische Quotenmodell im Rahmen eines Vorlageverfahrens auf dessen Vereinbarkeit mit Art. 34 AEUV prüfen lässt [28].
Mit Blick auf die verfassungsrechtlichen Vorgaben bedingt das hier entwickelte Quotenmodell sogar einen sowohl grundrechtlichen als auch finanzverfassungsrechtlichen Verbesserungseffekt. So wird in grundrechtlicher Sicht die Eingriffsintensität reduziert, da es immerhin dem Markt überlassen wird, wie die Quotenpflicht erfüllt wird, so dass eine spezifische Begünstigung einzelner EE-Erzeuger nicht mehr erfolgt. Daher muss im Vergleich zum geltenden EEG-Modell erst recht von der Grundrechtskonformität des Quotenmodells ausgegangen werden.
Besonders deutlich sind die Auswirkungen jedoch für die finanzverfassungsrechtliche Bewertung: Im Quotenmodell wird das für das Einspeisemodell zwar zweifelhafte, aber wohl zu bejahende Merkmal einer Sonderabgabe nicht erfüllt, da nicht mehr eine Umlage generiert und weitergewälzt wird, sondern eine bloße (indirekte) Pflicht zum Ankauf von Zertifikaten über die Quotenpflicht erzeugt, die jedoch in einem nicht näher koordinierten Marktmechanismus erfüllt wird. Es fehlt damit die hoheitliche Steuerung der Finanzflüsse wie im Fall der EEG-Umlage. Daher scheidet der Vorwurf der Finanzverfassungswidrigkeit schon mangels Vorliegens einer Sonderabgabe aus. Die zuletzt pointiert geäußerten Bedenken gegenüber der finanzverfassungsrechtlichen Rechtmäßigkeit der EEG-Förderung [29] gelten daher nicht für das Quotenmodell.
Fazit: Effizientes, verfassungs- und europarechtskonformes Fördermodell
Auf Basis der bisherigen Erfahrungen mit der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland und in ausgewählten europäischen Staaten empfiehlt sich eine Umstellung des bisherigen Fördersystems auf ein quotenbasiertes Modell, bei dem EVU, stromintensive Unternehmen sowie Energieverbraucher im Ausmaß ihrer eigenen Stromerzeugung, der Importe und des an der deutschen Strombörse gekauften Stroms verpflichtet werden, einen jährlich steigenden Anteil EE-Stroms zu beziehen. Der Bezug dieses grünen Stroms muss nicht physisch erfolgen, sondern lediglich über entsprechende Grünstromzertifikate nachgewiesen werden. Als bisherige Elemente des EEG sollen die Netzanschlussverpflichtung für Netzbetreiber und der Einspeisevorrang zunächst beibehalten werden. Änderungen hierzu können mittelfristig getrennt erfolgen, da dies prinzipiell unabhängig von der Frage ist, ob eine preisliche Steuerung durch Einspeisetarife oder eine Mengensteuerung über Quoten und Zertifikate besser geeignet ist, die Ausbauziele der Energiewende kostengünstig und effektiv zu erreichen, ohne Industrie und Verbraucher unnötig übermäßig zu belasten.
Die Umstellung sollte zügig erfolgen, etwa zum 1.1.2015. Für alle bis zum 31.12.2014 errichteten Anlagen würde dann ein Bestandsschutz gelten, so dass auch für Investoren in erneuerbare Energien eine hinreichende Planungssicherheit bestehen würde. In dem hier vorgeschlagenen Modell sollten die Grünstromzertifikate handelbar sein, um eine möglichst effiziente Allokation der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu gewährleisten. Der Handel der Zertifikate selbst kann börslich oder außerbörslich erfolgen, allerdings müsste eine Registrierung der Zertifikate stattfinden. Diese Funktion sollte zunächst eine Aufsichtsbehörde übernehmen, mittelfristig kann dies aber auch ein privater Anbieter von Zentralverwahrungsdienstleistungen übernehmen wie dies z. B. auch bei privaten Wertpapieren und Staatsanleihen üblich ist.
Die Vorteile eines Quoten- bzw. Zertifikatsystems liegen zum einen in der Möglichkeit, die Ausbaugeschwindigkeit passgenau zu steuern und damit auch den Netzausbaubedarf besser planen zu können. Zum anderen führt der Wettbewerb innerhalb des Segments der erneuerbaren Energien dazu, dass tendenziell effiziente Technologien, Standorte und Anlagegrößen gewählt werden. Darüber hinaus ist ein solches System perspektivisch auch auf andere EU-Mitgliedstaaten ausdehnbar, da heute schon Schweden (zusammen mit Norwegen) ein sehr ähnliches Modell verfolgt und auch in den Niederlanden anscheinend darüber nachgedacht wird, einen ähnlichen Weg zu beschreiten. Dies entspricht auch den jüngsten Bestrebungen der Europäischen Kommission, einer Zersplitterung des Binnenmarktes durch national nicht kompatible Fördersysteme für erneuerbare Energien entgegenzuwirken [30].
Die Formulierung eines entsprechenden Gesetzestextes kann aufgrund der positiven Erfahrungen orientiert am schwedischen Recht erfolgen. Das hier aufgezeigte Modell ist dabei europarechts- und verfassungsrechtskonform und beseitigt sogar die berechtigten finanzverfassungsrechtlichen Bedenken gegenüber dem gegenwärtigen EEG-Modell.
Zu den neuen Herausforderungen an das Energiesystem durch den Ausbau und die Integration erneuerbarer Energien siehe Kohler, S./Agricola, A.: Integration erneuerbarer Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt, in: „et“, Heft 11/2012, S. 41–44. ↩
Vgl. z. B. BDEW: Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken (2013), 31.1.2013. ↩
Vgl. Bundesnetzagentur: EEG-Umlage beträgt im kommenden Jahr 5,277 ct/kWh, Pressemitteilung vom 15.10.2012, Bonn. ↩
Weimann, J.: Die Klimapolitik-Katastrophe: Deutschland im Dunkel der Energiesparlampe, Marburg, 2. Auflage 2009; sowie Sinn, H.-W.: Das grüne Paradoxon: Plädoyer für eine illusionsfreie Klimapolitik, 2012. ↩
Zum Zielkonflikt zwischen umweltverträglichster, sicherster und kostengünstigster Stromerzeugung vgl. auch Groscurth, H.-M./Bode, S.: Zielkonflikte in der Stromerzeugung im Kontext der Energiewende, in: „et“, Heft 11/2012, S. 19–23. ↩
Vgl. BDEW, a. a. O. (Fn. [2]), S. 52. ↩
Frondel, M. / Ritter, N. / Schmidt, C. M (2010): Die Förderung der Photovoltaik: Ein Kosten-Tsunami, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 60 (12), S. 36–44. ↩
Vgl. BDEW, a.a.O. (Fn. [2]), S. 15 & S. 54. ↩
Vgl. dazu EWI: Untersuchungen zu einem zukunftsfähigen Strommarktdesign. Endbericht zum Gutachten im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie, 2012, sowie Böckers, V./Giessing, L./Haucap, J./Heimeshoff, U./Rösch, J.: Braucht Deutschland Kapazitätsmechanismen für Kraftwerke? Eine Analyse des deutschen Marktes für Stromerzeugung, Vierteljahrshefte zur Wirtschaftsforschung 81, 2012, S. 73–90. ↩
Vgl. die Angaben abrufbar im Internet unter der URL http://www.bdew.de/internet.nsf/id/DE_Energiedaten. ↩
In einem gewissen Umfang ist allerdings zu erwarten, dass der Eigenverbrauch von Solarstrom wettbewerbsfähig zu dem aus dem Netz bezogenen Strom sein wird, d. h. dass die sog. Netzparität gilt, bei der selbst erzeugter Solarstrom genauso kostengünstig ist wie fremderzeugter Strom, der über das Netz bezogen wird. Ursache hierfür sind zum einen die fallenden Gestehungskosten der Solarstromerzeugung, zum anderen aber auch die steigenden Kosten des „Netzstroms“. Während im Preis für „Netzstrom“ Netznutzungsentgelte, Strom- und Mehrwertsteuer, Konzessionsabgaben, EEG- und KWK-Umlage enthalten sind, fallen diese Kosten beim Verbrauch von selbst erzeugtem Strom nicht an. ↩
Vorschläge zur Verbesserung des EU-ETS finden sich beim Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU): Sondergutachten „Wege zu 100 % erneuerbarer Stromversorgung“, 2011 sowie bei Tindale: Saving Emissions Trading from Irrelevance, CER Policy Brief, London 2012. ↩
Vgl. dazu Haucap/Kühling/Klein: Die Marktintegration der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, 2013 (in Vorbereitung). ↩
Vgl. Monopolkommission: Sondergutachten 59: Energie 2011: Wettbewerbsentwicklung mit Licht und Schatten, 2011; Sachverständigenrat: Jahresgutachten 2011/2012 des Sachverständigenrats zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung, 2011; acatech: Die Energiewende finanzierbar gestalten: Effiziente Ordnungspolitik für das Energiesystem der Zukunft, 2012; RWI: Marktwirtschaftliche Energiewende: Ein Wettbewerbsrahmen für die Stromversorgung mit alternativen Technologien, 2012. ↩
Vgl. Frontier Economics: Study on Market Design for a Renewable Quota Scheme, Study prepared for Energie-Nederland, 2011, S. 162 und S. 181. ↩
Dies ist eine wesentliche Lehre aus den Fehlern in der Konstruktion des EU-ETS in der ersten Handelsphase. ↩
Weiterführende Informationen zu den Rechtsgrundlagen der EE-Förderung nach Zusammenlegung des schwedischen und norwegischen EE-Marktes finden sich bei La Chevallerie/Schweitzer: Gemeinsamer Handel mit Stromzertifikaten – Förderung Erneuerbarer in Schweden und Norwegen, in: „et“, Heft 3/2012, S. 92–95. ↩
EuGH Rs. C–379/98, Slg. 2001, I–2099 (Rn. 58 ff.) – PreussenElektra; siehe zu der Entscheidung etwa Pünder, H.: EuGH billigt die Förderung von „Ökostrom“, JURA 2001, S. 591–596 (592 ff.). ↩
EuG Rs. T–233/04, Slg. 2008, II–591 (Rn. 63 ff.) – ETS. ↩
EuG Rs. T–233/04, Slg. 2008, II–591 (Rn. 75) – ETS. ↩
EuGH, Rs. C–384/07, Slg. 2008, I–10393 – Wienstrom; ähnlich der Fall EuGH Rs. C–206/06, Slg. 2008, I–5497 (Rn. 59 f.) – Essent, bei dem ebenfalls eine Gesellschaft in die Weiterleitung der Mittel eingeschaltet wurde, auch wenn diese privatrechtlich, aber durch staatliche Vorgaben gesteuert war. ↩
Vgl. zur dreischrittigen Prüfung für den Zertifikatshandel EuG Rs. T–233/04, Slg. 2008, II–591 (Rn. 84 ff.) – ETS und ebenso EuGH, Rs. C–279/08 P, n.n.i.Slg., Rn. 62 – ETS; in Steuerfällen zuletzt Bartosch, A.: EuZW 2010, S. 12–17 (12) mit weiteren Nachweisen. ↩
So auch Klinski, S.: Zur Vereinbarkeit des EEG mit dem Elektrizitätsbinnenmarkt – Neubewertung unter Berücksichtigung der Richtlinie 2003/54/EG und 2001/77/EG, ZNER 2005, S. 207–215 (212). ↩
So auch Ekardt, F. /Schmeichel, A.: Erneuerbare Energien, Warenverkehrsfreiheit und Beihilfenrecht – Nationale Klimaschutzmaßnahme im EG-Recht, ZEuS, S. 171 (179) mit Verweis auf EuGH, Rs. 320/93, Slg. 1994, I–5243 (Rn. 14) – Ortscheit; sowie EuGH, Rs. 215/87, Slg. 1989, 617 (Rn. 15) – Schumacher. ↩
Die Frage der sekundärrechtlichen Sperre des Primärrechts im Kontext der EEG-Förderung ist näher dargestellt in Erk, C.: Die künftige Vereinbarkeit des EEG mit Verfassungs- und Europarecht., 2008, S. 195 ff. ↩
So im Ergebnis Ekardt, F./Schmeichel, A., a. a. O. (Fn. [25]), S. 180. ↩
Rs. C–204/12. ↩
Siehe Manssen, G.: Die EEG-Umlage als verfassungswidrige Sonderabgabe, DÖV 2012, S. 499–503. ↩
Vgl. Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament, den Rat, den Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss und den Ausschuss der Regionen: Erneuerbare Energien: Ein wichtiger Faktor auf dem europäischen Energiemarkt, COM(2012) 271 final. ↩
J. Haucap, Düsseldorf Institute for Competition Economics (DICE), Heinrich-Heine-Universität Düsseldorf, Düsseldorf J. Kühling, Lehrstuhl für Öffentliches Recht, Immobilienrecht, Infrastrukturrecht und Informationsrecht, Universität Regensburg
Der Artikel basiert auf einem Gutachten, das die Autoren gemeinsam mit Carolin Klein für das Sächsische Staatsministerium für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr erstellt haben. Weitere und ausführliche Darstellungen zum vorliegenden Thema finden sich bei Haucap/Kühling/Klein: Die Marktintegration der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, 2013 (in Vorbereitung). Der Freistaat Sachsen hat zwischenzeitlich einen Gesetzesentwurf in den Bundesrat eingebracht, der auf die Einführung des Quotenmodells abzielt und der im Rahmen des Gutachtens vorbereitet worden war, siehe BR-Drs. 41/13 vom 22.1.2013.

References: Art. 3
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 Art. 107
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 EuGH 
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 Art. 34
 Art. 34
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