Source: https://www.grin.com/document/303384
Timestamp: 2020-02-18 09:20:35
Document Index: 134187339

Matched Legal Cases: ['§ 16', '§ 11', '§19', '§ 56', '§ 1', '§ 61', '§ 61', '§ 1', '§ 1', '§ 11', '§ 56', '§ 61']

Die EEG-Novelle 2014 aus wirtschaftstheoretischer Sicht. Das ... | Masterarbeit, Hausarbeit, Bachelorarbeit veröffentlichen
A B Annika Backs (Autor)
2 Förderung von Erneuerbaren Energien aus ökonomischer Sicht
2.1 Ziele des EEG und Ausbau der Erneuerbaren Energien
2.2 Aufbau und allgemeine Förderstruktur des EEG
3 Die wesentlichen Änderungen des EEG 2014 aus wirtschaftstheoretischer Sicht
3.1 EEG-Ausgleichsmechanismus
3.2 Änderungen in der Förderstruktur insbesondere mit Blick auf das Ausschreibungsmodell
3.3 Netzausbau
3.4 Einführung des Anlagenregisters
3.5 Technische Anforderungen für Anlagenbetreiber
4 Direktvermarktung zur Marktintegration
4.1 Arten der Direktvermarktung
4.2 Bedeutung der Direktvermarktung für die Marktpartner
4.3 Auswirkungen der verpflichtenden Direktvermarktung aus wirtschaftstheoretischer Sicht
5 Auswirkungen des EEG auf die Vermarktung sowie Vorstellung alternativer Vermarktungsmodelle
Abbildung 1 Bruttostromerzeugung in Deutschland 2013
Abbildung 2 EEG-Ausgleichsmechanismus
Abbildung 3 Erneuerbarer Anteil am Bruttostromverbrauch bis 2014 und Zielkorridor bis 2025
Abbildung 4 Merit-Order-Effekt
Tabelle 1 Übersicht EEG-Umlagepflicht bei Eigenversorgung
Tabelle 2 Übersicht Vergütungssätze bei PV-Anlagen
Tabelle 3 Übersicht Vergütungssätze für Anlagen mit Inbetriebnahmejahr 2014
Tabelle 4 Übersicht der Anteile der Energieträger in der Direktvermarktung
Tabelle 5 Übersicht möglicher Kapazitätsmechanismen
Die Erneuerbaren Energien, kurz EE, gewinnen europaweit immer mehr an Bedeutung.[1] Fokussiert durch die Politik werden die EE in der Öffentlichkeit und in Unternehmen, vor allem der Energiebranche, immer wichtiger. Atomkraftwerke werden nach und nach abgeschaltet und müssen ersetzt werden. Durch das EEG und das Energiekonzept[2] der Bundesregierung wird der Ausbau der EE vorangetrieben, sodass langfristig mindestens die Hälfte der deutschen Energieerzeugung daraus stammen soll.
Durch die Umsetzung der europäischen Vorgaben[3] soll der CO2-Ausstoß reduziert werden, um die Umwelt zu schonen. Mit dem Energiekonzept soll in Deutschland der Anteil der EE am Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr 2050 auf mindestens 60% ausgebaut werden, der Anteil am Bruttostromverbrauch soll bis 2050 auf 80% steigen.
Die Subventionierung durch das EEG und das EEWärmeG machen Investitionen in EE möglich. Nicht nur Großinvestoren und Energieunternehmen beteiligen sich am Ausbau. Vor allem durch die Vergütung für Photovoltaik-Anlagen wird es Privatpersonen ermöglicht, aus ökologischen und ökonomischen Gründen von den EE zu profitieren.
Durch die fluktuierenden Energieträger, wie Wind und Sonne, kommt es vor, dass die Einspeisung die Stromnachfrage übersteigt. Neben mangelnder Netzkapazität kommt es zu Problemen auf dem Strommarkt. Die Frage „Wohin mit den Strommengen bei geringer Nachfrage?“ wird sich zunehmend gestellt. Die Preise an der Strombörse sinken an Tagen mit hoher EE-Einspeisung, sodass es sich für konventionelle Kraftwerke nicht lohnt, Strom zu produzieren. An besonders windigen Tagen sind negative Preise an der Strombörse möglich. Doch wer profitiert von diesen niedrigen Preisen?
Bei der EEG-Novelle 2012 lag der Fokus auf dem Selbstverbrauch der PV-Anlagen. Durch die Höhe der Strompreise und die Degression der Förderung ist Selbstverbrauch die wirtschaftlich lukrativste Variante. Nun werden neue Wege der Preisfindung von EE in Form von Ausschreibungen eingeführt. Vor allem die finanziellen Probleme veranlassen die Gesetzgebung mit der Novelle 2014 zusätzlich eine marktnähere Lösung zu finden. So wird die Direktvermarktung in den Fokus gestellt, damit nahezu alle Anlagenbetreiber[4] den erzeugten Strom am Markt verkaufen. Dem Anlagenbetreiber von steuerbaren Anlagen soll eine Stromproduktion auf Grund von gegebener Nachfrage ermöglicht werden, ohne sich preislich schlechter zu stellen, als mit der gesetzlichen Vergütung. Deshalb hat die Marktprämie weiterhin bestand hat.
Welche weiteren Änderungen gibt es im Rahmen der EEG-Novelle 2014? Wie kann erreicht werden, dass der Strom bedarfsgerecht erzeugt und ohne Netzengpässe eingespeist wird? Kann dies alleine durch das novellierte EEG 2014 erreicht werden? Diese Fragen werden in der nachstehenden Abschlussarbeit untersucht.
Das Ziel der Arbeit ist es die EEG-Novelle 2014 aus wirtschaftstheoretischer Sicht darzustellen. Der Schwerpunkt dabei liegt auf der verpflichtenden Direktvermarktung.
Die Arbeit gliedert sich in drei Abschnitte. Der erste Teil beschäftigt sich allgemein mit den EE sowie den Maßnahmen, die die Bundesregierung eingeleitet hat, um den Ausbau und die Entwicklung der EE im Hinblick auf das Energiekonzept zu fördern. Hier werden die ökonomischen Motivationen der Förderung im Vergleich zum Zertifikatshandel dargestellt sowie die Förderstruktur des EEG mit anderen Modellen verglichen. Der zweite Abschnitt beschreibt die wesentlichen Änderungen der Novelle aus wirtschaftstheoretischer Sicht. Dabei wird vor allem erläutert, was sich für Anlagenbetreiber, Netzbetreiber und Letztverbraucher in Bezug auf den Ausgleichsmechanismus, die Förderstruktur und den Netzausbau ändert. Der Fokus in diesem Abschnitt liegt in der Betrachtung des Strommarktes und dessen Änderungen. Sodann werden die Möglichkeiten der Vermarktung von Strom im EEG 2014 dargestellt. Hier wird vor allem auf die Direktvermarktung Bezug genommen. Schlussendlich werden die Auswirkungen, die der Ausbau auf das Energiesystem und die Energiemodelle haben kann, erörtert. Abgeschlossen wird die Arbeit mit einem Fazit und einem Ausblick in die Zukunft.
Unter EE werden Energieträger gefasst, die unbegrenzt und kostenfrei zur Verfügung stehen. Dazu zählen Sonnenenergie, Biomasse, Wasserkraft, Windenergie, Geothermie, Deponie-, Klär- und Grubengas sowie Gezeitenenergie.[5]
Um den Ausbau der EE innerhalb Deutschlands zu fördern, trat bereits im Jahr 2000 das erste Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Kraft. Durch das Energiekonzept im Jahre 2010 hat die Bundesregierung festgelegt, bis 2020 die CO2-Emissionen im Vergleich zu 1990 um 40% zu senken. Damit soll das Ziel der Europäischen Union, die Begrenzung des weltweiten Temperaturanstiegs auf maximal 2°C, erreicht werden.[6] Zur Zielerreichung stehen derzeit zwei Instrumente zur Verfügung: das EEG und der Handel mit CO2-Emissionszertifikaten.
Das EEG ist notwendig, um die Technologien im Bereich der EE, vor allem finanziell, zu fördern, da diese alleine nicht marktfähig sind.[7] Dies trifft vor allem auf Technologien zu, die zu den aktuellen Marktbedingungen zu kostenintensiv sind. Im Rahmen des Emissionshandels hätten sich diese Technologien auf Grund der geringen Zertifikatskosten und somit unzureichenden Vergütung sowie der fehlenden Investitionssicherheit nicht entwickeln können. Durch die gesetzliche Förderung können sich Märkte bilden und Lerneffekte der Errichtung und des Betriebs dieser Anlagen realisiert werden.
Zweck des EEG ist „eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu fördern“[8]. EE steigern die Rohstoffvielfalt, ersetzen fossile Brennstoffe und vermeiden den Ausstoß von CO2 und Treibhausgasen. Demnach unterstützen die EE den Strukturwandel hin zu einer CO2-freien Wirtschaftsweise, wirken der Ressourcenknappheit entgegen und fördern den Klimaschutz.[9] So lag in 2013 die Emissionsvermeidung durch EE bei rund 148 Mio. Tonnen.[10] Ein weiterer Vorteil von EE-Anlagen im Vergleich zu Atomkraftwerken, die ebenso CO2-neutral erzeugen, ist, dass die Anlagen am Ende ihrer Lebensdauer abgebaut und recycelt werden können, ohne umweltschädliche Altlasten, wie radioaktive Abfälle oder Kohlengruben, zu hinterlassen.[11] Ebenso werden Risiken wie atomare Unglücke vermieden. Neben dem Klimaschutz wird durch den Einsatz von EE die Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen und somit die Importabhängigkeit reduziert. 65 bis 100% der fossilen Energieträger müssen nach Deutschland importiert werden, während die EE dezentral zur Verfügung stehen. Somit kann sich Deutschland von den politischen Verhältnissen der Importländer, wie der Nahost-Konflikt, der Irakkrieg oder die aktuellen Differenzen zwischen Russland und der Ukraine, distanzieren. Nicht nur die Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen, sondern auch die Abhängigkeit von Stromproduzenten wird verringert. Durch den dezentralen Ausbau von EE und die Zunahme der Stromerzeuger werden die oligopolistischen Strukturen des Strommarktes verändert.[12]
Zudem ist mittlerweile in Deutschland der Ausbau der EE ein wirtschaftlich bedeutendes Thema. Rund 20 Mrd. Euro sind in Anlagenbau und Forschung investiert worden, rund 16 Mrd. Euro Wertschöpfung wird durch den Betrieb der Anlagen gewonnen und es wird ein Inlandsumsatz von 36 Mrd. Euro erzielt. Über 370.000 Beschäftigte arbeiten in der Branche. Durch den Export der Technologien trägt Deutschland zum weltweiten Klimaschutz bei.[13]
Vor allem in Deutschland ist der Ausbau an EE im Vergleich zu anderen Staaten rasant verlaufen. Die Entwicklung zeigt den großen Erfolg des Energiekonzepts, vor allem durch das EEG. Im Jahr 2013 lag der Anteil der EE an der Bruttostromerzeugung in Deutschland bei 23,4% und somit an zweiter Stelle hinter der Braunkohle (vgl. Abbildung 1).
Quelle: In Anlehnung an: BMWi (o.J. b).
Zudem reduzieren EE externe Kosten für Umwelt- und Klimaschäden, die durch die Nutzung fossiler Energieträger entstehen würden und von den Produzenten nicht beglichen werden. Ein Teil dieser Kosten wird durch den Emissionshandel gedeckt. Der restliche Teil geht zu Lasten der Verbraucher. Durch den Ausbau der EE werden die externen Kosten nachhaltig gemindert, da die Energie CO2- und schadstofffrei erzeugt wird. Bereits in 2008 konnten so externe Kosten i.H.v. 9,2 Mrd. Euro vermieden werden.[14]
Kritisiert wird das klimapolitische Versagen des EEG, da der steigende Anteil daran zu sinkender Nachfrage nach CO2-Zertifikaten führt und der Zertifikatspreis fällt. Die Produktion von Braunkohle wird günstiger und die Industrie kann preiswerter CO2 ausstoßen, da die Gesamtmenge des CO2-Ausstoßes durch die Zertifikate und nicht durch die Mengen des EE-Stroms gedeckelt ist. Der Klimaeffekt durch das EEG tendiert mit dieser Argumentation gegen Null. Sinnvoll wäre aus Kritikersicht eine gezielte Förderung der Forschung und Entwicklung und nicht eine Förderung der Strommengen. Des Weiteren wird das ordnungspolitische Versagen des EEG genannt. Durch die Abnahmegarantie entsteht eine ‚Produce and forget‘-Mentalität. Dies wiederrum führt zu negativen Preisen[15]. Zudem gibt es eine Überförderung einzelner Technologien, die zu Ineffizienzen mit Allokationsverzerrung und Umverteilungswirkung führen. Zusätzlich werden der steigende Netzausbaubedarf, die Versorgungssicherheit und die Integrationsfähigkeit kritisiert. Alternativen zum EEG sind einheitliche Einspeisetarife, die Einführung des Ausschreibungsmodells oder des Quotenmodells zu nennen.[16] Diese Alternativen werden im Laufe der Arbeit noch erläutert.
Das zweite Instrument der Energiewende ist der Emissionshandel. Die Reduktion der Treibhausgase soll durch eine Limitierung des CO2-Ausstoßes (sogenannte Caps), verknüpft mit entsprechenden Preisen für diesen, erreicht werden. Unternehmen dürfen nur soviel CO2 emittieren, wie die durch den Staat zugewiesenen Verschmutzungsrechte erlauben. Bei geringerem Ausstoß können die Zertifikate verkauft bzw. bei höherem Ausstoß dazugekauft werden. So sollen dem Unternehmen Anreize geboten werden, mit CO2-effizienten Maßnahmen die Wirtschaftlichkeit durch den Verkauf der Rechte auszubauen. Die Staaten legen EU-weit die Volumen der Zertifikate für mehrere Handelsperioden fest und reduzieren diese schrittweise.[17]
Durch den Emissionshandel werden in erster Linie die kostengünstigsten Klimaschutzmaßnahmen umgesetzt, wie die Optimierung fossiler Stromerzeugungsanlagen. Neben der Erhöhung des Wirkungsgrades ist hier der Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplung zu nennen. Diese Maßnahmen sind jedoch begrenzt.[18] Durch das EEG haben sich zusätzlich Technologien zur CO2-freien Stromerzeugung entwickelt. Diese schaffen die Voraussetzungen, um die CO2-Ziele durch die Verdrängung der fossilen Stromerzeugung zu erreichen. Alleine durch den Ausbau der EE konnte das CO2-Minderungsziel erreicht werden.
Schwachstellen des EU-ETS sind „die zu großzügige Ausstattung der Industrie mit Zertifikaten, die Beschränkung auf den Sektor Großfeuerungsanlagen und die bislang fehlende Fortschreibung über das Jahr 2020 hinaus“[19]. Die Preise für CO2-Zertifikate sind auf einem niedrigen Niveau von etwa 5 Euro/t, statt wie erwartet bei 30 Euro/t.[20] Durch den Zertifikatshandel wird es den privaten Akteuren überlassen, wie CO2 vermieden wird. Dafür müsste das Ziel, einen festen Prozentsatz des Stromverbrauchs aus EE zu decken, aufgegeben werden. Aus volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten ist die Vermeidung von CO2 sinnvoll. Dabei ist es aus umwelt- und klimapolitischen Aspekten irrelevant an welchen Stellen CO2 eingespart wird. Aus verteilungspolitischen bzw. politökonomischen Sicht ist der CO2-Handel weniger durchsetzbar. Der Ausbau der EE ist gesetzlich im EnWG verankert, sodass alleine durch den Zertifikatshandel das Ziel des Ausbaus der Stromerzeugung aus EE nicht umgesetzt werden kann.[21]
Beide vorgestellten Instrumente sind für den Klimaschutz förderlich und sollten nicht getrennt voneinander betrachtet werden. Der Zertifikatshandel hat die CO2-Einsparung als Hauptziel und setzt die Obergrenze durch die Handelbarkeit der Zertifikate fest. „Die Verschmutzungszertifikate wurden den Energieversorgern und der Industrie bisher größtenteils kostenlos zur Verfügung gestellt. Dennoch haben die Verbraucher den vollen Wert der Zertifikate mit dem Strompreis bezahlen müssen. Solche Mitnahmeeffekte zu Gunsten der Energieversorger und zu Lasten der Verbraucher lassen sich durch eine vollständige Versteigerung der Emissionszertifikate für diesen Sektor vermeiden.“[22] Da die Zertifikatspreise in den Strompreis eingerechnet sind, sollte sich dieser dadurch reduzieren und somit den Verbraucher entlasten. Das Hauptziel des EEG hingegen ist nicht primär die CO2-Einsparung, sondern knüpft an andere Externalitäten an, indem neue Technologien gefördert werden, die alleine nicht marktfähig sind. Wie bereits beschrieben, zählen zu den positiven Effekten beispielsweise die regionale Wertschöpfung, die Schaffung von Arbeitsplätzen, die Verringerung von Luftschadstoffen, die Reduzierung der Importabhängigkeit und die langfristige Reduzierung des Strompreises. Auf der anderen Seite reduzieren EE negative externe Effekte der konventionellen Stromerzeugung, die Auswirkungen auf den Klimawandel haben oder das Problem der atomaren Endlagerung. Diese Effekte werden derzeit nicht in den Strompreis eingerechnet, sondern über Steuern dem Endverbraucher belastet. Genauso ist dies bei staatlicher Subventionierung von Steinkohle und Atomindustrie. Durch den Ausbau von EE können, eines Gutachtens des Fraunhofer Instituts zufolge, externe Kosten in Höhe von 2,8 Mrd. Euro eingespart werden. Dies entspricht der Förderung der EE abzgl. des Strompreises. Die Aufwendungen zur Förderung von EE sind somit gleich den vermiedenen externen Kosten.[23]
Um eine Optimierung des Zusammenspiels beider Instrumente zu erreichen, müsste „der Ausbau der Erneuerbaren Energien bei der Festlegung der Anzahl von Verschmutzungszertifikaten, dem so genannten Allokationsplan, eingerechnet werden“[24]. Durch die reduzierte Nachfrage hat die EE-Förderung Auswirkungen auf die CO2-Preise.[25] Die Kosten für die Erzeugung aus konventionellen Kraftwerken sind durch die Einführung der Emissionsrechte gestiegen, während der Strompreis auf Grund des Merit-Order-Effekts sinkt.[26]
Durch die oben beschriebenen positiven Entwicklungen der EE hat die Bundesregierung mit der Novelle 2014 verbindliche Ausbauziele festgelegt. Die EE sollen bis 2025 40 bis 45% der Bruttostromerzeugung ausmachen, bis 2035 55 bis 60% und bis 2050 80%.[27] Durch den Zubau der EE-Anlagen wird es notwendig, dass diese zur Stabilität des Gesamtsystems beitragen. Ebenso ist es wichtig, dass neben der Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die Anlagen an den Strommarkt herangeführt werden, um eine bedarfsgerechtere Einspeisung zu erreichen, die die Netz- und Systemsicherheit unterstützt. Die Änderungen der Novelle werden im nächsten Kapitel erläutert.
Die bisherigen EEG dienten vor allem der Technologieförderung, um die einzelnen Energieträger zu testen, zu entwickeln und auszubauen, damit diese einen Teil der Energieversorgung übernehmen können. Der Fokus lag auf der Forschung und Entwicklung, um die EE von einer Nischenexistenz, wie im Jahr 1999, hin zu einer tragenden Rolle der deutschen Stromversorgung auszubauen. Da dies mittlerweile erreicht ist, soll nun, durch Weiterentwicklung des Markteinführungsmodells, die Bezahlbarkeit der Energiewende im Vordergrund stehen.[28] Denn erst durch die Markteinführung, mit einer entsprechenden Anzahl von Anlagen, ist es möglich geworden, Schwachstellen innerhalb der Technologien zu erkennen und zu verbessern, um so Kostensenkungspotenziale und Lernkurveneffekte zu nutzen.[29]
Um den Anschluss der Anlage und die Investitionssicherheit für den Anlagenbetreiber zu garantieren, umfasst das EEG vor allem folgende Regelungen:
- die Verpflichtung der Netzbetreiber EEG-Anlagen an das Netz anzuschließen und ggf. den Netzausbau vorzunehmen (§§ 16 und 17 EEG)
- die vorrangige Abnahme, Übertragung und Verteilung des EEG-Stroms (§ 11 EEG) sowie
- die feste Einspeisevergütung über 20 Jahre (§19 ff. EEG).
Wie bereits beschrieben, sind die EE-Anlagen ohne die Förderung aus dem EEG nicht marktfähig. Dies hängt nicht zuletzt mit den Kosten für die Forschung und Entwicklung sowie den Investitionskosten zusammen. Die Preise am Strommarkt orientieren sich nicht an den Investitionskosten einer Anlage, sondern berücksichtigen nur die laufenden Kosten. Hier sind vor allem die Brennstoffkosten oder die CO2-Zertifikatspreise zu nennen. Dadurch, dass der Energieträger bei den EE quasi kostenfrei zur Verfügung steht und bei der Merit-Order[30] mit null berücksichtigt wird, können die Investitionskosten nicht allein durch den Marktpreis gedeckt werden. Um die Ausbauziele der Bundesregierung zu erreichen, sind feste Vergütungssätze in den bisherigen EEG für die Dauer von 20 Kalenderjahren, zzgl. des Inbetriebnahmejahres, festgeschrieben worden. Dies soll die Gestehungskosten der Anlage decken und dem Investor eine angemessene Rendite ermöglichen. Der Anlagenbetreiber trägt nur das mengenmäßige Risiko, welches bei fluktuierenden Energieträgern wetterabhängig ist. Das typische unternehmerische Risiko, wie die Preis-, Nachfrage- und Wettbewerbsentwicklung, wird über das EEG an den Netzbetreiber und schlussendlich an den Letztverbraucher weitergegeben.
Die Höhe der gesetzlichen Einspeisevergütung hängt von mehreren Faktoren ab. So sind das Jahr der Inbetriebnahme, der Energieträger samt Einsatzstoffen, die Leistung der Anlage und der Standort für die Förderhöhe ausschlaggebend. Die Höhe der Förderung bei Inbetriebnahme sinkt jährlich bzw. monatlich. Damit können Anlagen an den Markt herangeführt, geringere Investitionskosten durch Lerneffekte berücksichtigt und auf geringeren Aufwand für Forschung und Entwicklung eingegangen werden. So haben sich im Laufe der Zeit etwa 4.000 verschiedene Vergütungskategorien gebildet. Die erreichbaren Margen der Anlagen unterscheiden sich und führten, vor allem bei PV- und Biomasse-Anlagen, zu einer Überförderung. Dies lässt sich dadurch erklären, dass die Degression der Einspeisevergütung langsamer von statten gegangen ist, als die Kostendegression der Investition bzw. Errichtung solcher Anlagen. Der Anstieg der EEG-Umlage, vor allem durch die PV, spiegelt die Überförderung wider. Etwa die Hälfe der EEG-Umlage in 2012 entfällt auf die PV, obwohl diese mengenmäßig nur etwa 20% des EE-Stroms ausmacht.[31] Daher wurden im Rahmen der Novelle 2014 die Vergütungssätze und die Degressionen erneut angepasst.[32]
Welche Alternativen gibt es zur festen Vergütungszahlung? Das EEG legt den Fokus auf eine technologiedifferenzierte Einspeisevergütung und nimmt den Investoren das Preis- und Absatzrisiko, während das Quotenmodell ein rein mengenorientiertes und technologieneutrales Modell ist.[33] Dies funktioniert wie folgt: der Gesetzgeber führt handelbare Grünstromzertifikate ein und macht den EVU, den Letztverbrauchern, die Strom verbraucht haben, den sie selbst produziert, importiert oder an der deutschen Strombörse gekauft haben sowie den stromintensiven Unternehmen Vorgaben über den Anteil des EE-Stroms, den sie im Jahresdurchschnitt zu beziehen haben. Dafür müssen sie eine entsprechende Anzahl an Grünstromzertifikaten vorhalten. Die Quote kann im Laufe der Zeit zunehmen. Wird die Quote nicht erfüllt, muss eine Strafe gezahlt werden. Die Grünstromerzeuger erhalten Grünstromzertifikate und ggf. eine Prämie, beispielsweise bei verbrauchsnaher und nicht fluktuierender Stromerzeugung oder bei bestimmten Technologien. Die Zertifikate sind durch die Grünstromerzeuger oder einen Dienstleister handelbar. Möglich ist dies über den OTC, den Spotmarkt oder den Terminmarkt.[34] Quotenmodellbefürworter kritisieren am EEG, dass die Kosten der Förderung zu hoch und ineffizient sind. Das Zusammenspiel mit dem Zertifikatshandel sei „klimapolitisch weitgehend wirkungslos“[35], da „eine separate Förderung für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Ergänzung des EU-ETS“[36] diesem Ziel entgegensteht, „da sie kostspielig und zugleich klimapolitisch wirkungslos ist“[37].
Vorteile des Quotenmodells sind die Steuerbarkeit der Ausbaugeschwindigkeit und des Netzausbaubedarfs. Der Wettbewerb der EE führt dazu, dass ausschließlich effiziente Technologien an effizienten Standorten mit entsprechenden Anlagengrößen installiert werden.[38] Kritiker der derzeitigen Förderstruktur sagen, dass das EEG einen ineffizienten Technologiemix mit einem übermäßigen Anteil an PV, an ineffizienten Standorten und in nicht kosteneffiziente Anlagengrößen bewirkt hat.[39] Daher fördert das Quotenmodell die günstigste Produktionsform, um die Stromeinkaufskosten zu minimieren. Nach heutigen Gesichtspunkten würde vor allem die Windenergie an Land ausgebaut werden, da diese Technologie derzeit die günstigste Form ist.[40] Das RWI ermittelt durch das Quotenmodell Einsparmöglichkeiten von 52 Mrd. Euro. Die zugrunde gelegte Annahme ist, dass nur preiswerter Strom aus EE ausgebaut wird. Der Zubau ist jedoch nur in bestimmten Regionen Deutschlands realisierbar. Schlagworte wie Naturschutzgebiete, ungünstige Topographien, schwache Windverhältnisse und hohe Siedlungsdichte schränken die Zubaugebiete ein.[41] Somit findet weniger dezentrale Erzeugung statt und eine ausreichende Diversifizierung innerhalb der Energieträger wird im Rahmen des Quotenmodells nur über Prämienzahlungen angeregt. Derzeit teure Technologien, wie Offshore-Windparks, werden kaum ausgebaut.[42] Einer Studie des Instituts für ZukunftsEnergieSysteme (IZES) nach führt das Quotenmodell zu steigenden Kosten, denn die Investoren haben weniger Investitionssicherheit und schlagen einen gewissen Risikosatz auf. Durch die Zentralisierung wird ein höherer Speicherbedarf vorliegen und durch eine geringere Ausbaudynamik steigen die Kosten für die Herstellung der Anlagen.[43] Nur durch eine ausreichende Differenzierung der Energieträger und Anlagen können Mitnahmeeffekte und hohe Gewinne bei etablierten Technologien sowie an effizienten Standorten vermindert werden. Mitnahmeeffekte entstehen, wenn die Leistung des Anlagenbetreibers gefördert wird, obwohl er dies auch ohne Förderung realisiert hätte. Die Gefahr von Mitnahmeeffekten ist im Quotenmodell höher als bei der EEG-Förderung.[44]
In verschiedenen Ländern hat das Quotenmodell zu einem langsameren Ausbau der EE geführt. Kritiker zeigen, dass vor allem die großen EVU vom Quotenmodell profitieren, während kleinere EVU und vor allem Bürger, die derzeit in den EE-Ausbau investieren, das Risiko nicht mehr tragen könnten.[45] In der Praxis hat sich innerhalb der EU das Modell der festen Einspeisevergütung durchgesetzt. Auch Länder, die bisher das Quotenmodell anwendeten, haben zum Teil schon die deutsche Förderstruktur des EEG übernommen. Im Jahr 2012 haben sechs Länder, wie Belgien, Großbritannien und Italien das Quotenmodell genutzt, während 21 Länder die deutsche Förderstruktur umgesetzt haben.[46]
Schlussendlich gibt es drei Standpunkte zum Thema EEG: die Befürworter, die Kritiker, die ein mengenorientiertes Quotenmodell oder Ausschreibungsmodell fordern und die, die zwischen beiden Meinungen stehen. Die Bunderegierung hat sich nun gegen das Quotenmodell und für eine Anpassung des bestehenden EEG, samt Einführung eines Ausschreibungsmodells, entschieden.
Da der Zubau von EE-Anlagen sehr schnell vonstatten gegangen und die EEG-Umlage stark gestiegen ist, legt die Novelle ihren Schwerpunkt auf kostengünstige Technologien, den Abbau von Überförderung und die Marktintegration. Dadurch soll die Kostendynamik durchbrochen, der Ausbau besser gesteuert, die Lasten besser verteilt und die EE marktfähiger gemacht werden.[47]
Der Ausgleichsmechanismus nach §§ 56 bis 69 EEG regelt den physikalischen und finanziellen Ausgleich des EE-Stroms zwischen den Netzbetreibern und den Anlagenbetreibern sowie die Verrechnung dessen über die EEG-Umlage. Die Grundzüge des Ausgleichsmechanismus sind im Folgenden kurz beschrieben.
Im Rahmen des vertikalen Belastungsausgleichs nehmen die VNB den erzeugten EE-Strom auf und Vergütung die Mengen gegenüber dem Anlagenbetreiber.[48] Die Mengen werden an die jeweiligen ÜNB gegen gleichzeitige Zahlung der Vergütung weitergegeben.[49] Zwischen den vier ÜNB erfolgt ein horizontaler Ausgleich, sofern ein ÜNB mehr Strom abzunehmen hat, als es dem durchschnittlichen Anteil entspricht. Die Vermarktung des EEG-Stroms erfolgt durch die ÜNB am Spotmarkt der Strombörse. Dabei sind die Vorschriften der §§ 1, 2 und 8 AusglMechV einzuhalten. Die folgende Abbildung veranschaulicht die Abhängigkeiten.
Quelle: In Anlehnung an: bdew (2011), S. 97.
Die Differenzen aus den erzielten Verkaufserlösen und den entstandenen Aufwendungen, wie Vergütungszahlung, Zinsen von Kontoüberziehungen, Vermarktungskosten und Kosten durch Bilanzkreisabweichungen, werden über die EEG-Umlage auf den Letztverbraucher umgelegt. Die EEG-Umlage wird von den ÜNB zum 15. Oktober eines Jahres für das Folgejahr festgelegt. Da der Ausbau der EE eine gesamtgesellschaftliche Aufgabe ist, müssen grundsätzlich alle einen Teil zur Finanzierung beitragen. Alle Letztverbraucher haben für den bezogenen Strom die Umlage zu entrichten.[50] Für das Jahr 2014 haben die ÜNB die Einspeisevergütung auf 21,5 Mrd. Euro prognostiziert, während die Vermarktungserlöse der Strommengen bei lediglich 2,2 Mrd. Euro liegen. Die Differenz daraus ist ein Hauptbestandteil der EEG-Umlage. Zusätzlich enthält diese eine Liquiditätsreserve, die die Schwankungen der fluktuierenden Energieträger auffangen soll.[51] Der BEE hat berechnet, dass sich die EEG-Umlage 2014 wie folgt zusammensetzt. Von 6,26 Cent/kWh Gesamtumlage sind 2,54 Cent/kWh reine Förderkosten, 1,47 Cent/kWh beträgt der Rückgang des Börsenpreises, 0,27 Cent/kWh die Liquiditätsreserve und 0,13 Cent/kWh die Marktprämie. Den dritt höchsten Anteil nimmt die Priviligierung von stromintensiven Unternehmen mit 1,26/kWh Cent ein.[52] 4% der energieintensiven Unternehmen leisten einen reduzierten Beitrag zur Förderung der EE.[53]
Nach den bisherigen Regelungen waren Anlagenbetreiber, die Strom aus EE erzeugt und selbst verbraucht haben, von der Zahlung der Umlage befreit. Dies ist nun nicht mehr der Fall. Die Höhe, der für den Eigenverbrauch zu entrichtenden Umlage, ist abhängig von der Inbetriebnahme der Anlage, der Leistung und des Verbrauchsjahres. Es entfällt die Zahlung der Umlage für Bestandsanlagen nach § 61 Abs. 3 EEG, wenn bereits vor dem Inkrafttreten der Novelle der Strom aus der Erzeugungsanlage selbst verbraucht und nicht durch ein Netz durchgeleitet wurde. Anlagenbetreiber, die den erzeugten Strom an Letztverbraucher liefern, sind weiterhin umlagepflichtig. Bei folgenden Ausnahmen entfällt die Umlagezahlung nach § 61 Abs. 2 EEG: für den Kraftwerkseigenverbrauch sofern „Strom in den Neben- und Hilfsanlagen einer Stromerzeugungsanlage zur Erzeugung von Strom im technischen Sinne verbraucht wird“[54], für Strom aus Anlagen, die weder unmittelbar noch mittelbar an ein Netz angeschlossen sind, für Selbstversorger im Rahmen von Energieautarkie bzw. für Anlagenbetreiber, die für die Einspeisung keine Förderung in Anspruch nehmen und für kleine Eigenversorgungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 kW und für maximal 10 MWh selbst genutzte Strommenge pro Jahr.
[1] Vgl. Europäische Kommission (2012), S. 1-2.
[2] Vgl. Bundesregierung (2010).
[3] Vgl. Europäische Kommission (2013), S.1-2.
[4] Zur besseren Leserbarkeit wird nur die männliche Form genannt, die jedoch die weibliche Form stets mit einschließt.
[5] Vgl. Umweltbundesamt (o.J.).
[6] Vgl. Bundesregierung (2010).
[7] Vgl. Weber, M. und Hey, C. (2012), S. 43-44.
[8] § 1 Abs. 1 EEG (2014).
[9] Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2009).
[10] Vgl. BMWi (2014 b), S. 8.
[11] Vgl. BMU (2010), S. 8.
[12] Vgl. BEE (o.J. a) und Fischedick, M. und Samadi, S. (2010), S. 122-123.
[13] Vgl. BMU (2010), S. 8. und BEE (o.J. a).
[14] Vgl. BEE (o.J. b).
[15] Der Vollständigkeit halber können negative Preise auch als mangelnde Flexibilität gesehen werden.
Beispiele sind hier Must-Run-Anlagen, Grundlastkraftwerke, bei denen eine flexible Fahrweise unwirt-
schaftlich ist oder Stillstands Zeiten, die eingehalten werden müssen.
[16] Vgl. Haucap, J. (2013), S. 5-11.
[17] Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2009) und BMU (2013).
[18] Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2009).
[19] Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[20] Vgl. DIHK (2014).
[21] Vgl. Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[22] Krewitt, W. und Schlomann, B. (2006), S. 3.
[23] Vgl. Krewitt, W. und Schlomann, B. (2006), S. 3.
[24] Agentur für Erneuerbare Energien (2009).
[25] Vgl. Weimann, J. (2012), S. 35-36.
[26] Vgl. Brunner, C. (o.J.).
[27] Vgl. § 1 Abs. 2 EEG 2014.
[28] Vgl. BMWi (2014 a), S. 1 und BMWi (2014 c), S. 1-2.
[29] Vgl. Fischedick, M. und Samadi, S. (2010), S. 126-127.
[30] Hierauf werde ich im Laufe der Arbeit detaillierter eingehen.
[31] Vgl. Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[32] Vgl. Bundesregierung (2014).
[33] Vgl. Diekmann, J. et al. (2012), S. 15-20.
[34] Der außerbörsliche Handel wird OTC genannt. Beim Börsenhandel wird zwischen dem kurzfristigen Handel auf dem Spotmarkt für die nächsten Stunden (Intraday) oder dem nächsten Tag (Day-Ahead) und dem langfristigen Handel auf dem Terminmarkt für bis zu sechs Jahren im Voraus unterschieden.
[35] Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[36] Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[37] Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[38] Vgl. Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[39] Vgl. Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[40] Vgl. Haucap, J. und Kühling, J. (2012).
[41] Vgl. Goldammer, J. et al. (2012), S. 2-6.
[42] Vgl. Greenpeace (2013).
[43] Vgl. Greenpeace (2013).
[44] Vgl. Diekmann, J. et al. (2012), S. 15-20.
[45] Vgl. Greenpeace (2013).
[46] Vgl. Diekmann, J. et al. (2012), S. 15-20.
[47] Vgl. BMWi (2014 a), S. 2-4 und BMWi (2014 c), S. 2.
[48] Vgl. §§ 11 und 19 EEG.
[49] Vgl. §§ 56 f. EEG.
[50] Vgl. BMWi (2014 a), S. 6-7.
[51] Vgl. Bundesnetzagentur (2013).
[52] Vgl. BEE (2013), S. 4.
[53] Vgl. BMWi (2014 a), S. 6-7.
[54] § 61 Abs. 2 Nr. 1 EEG.
V303384
9783668014961
9783668014978
eeg-novelle, sicht, problem, direktvermarktung
Annika Backs (Autor), 2015, Die EEG-Novelle 2014 aus wirtschaftstheoretischer Sicht. Das Problem der Direktvermarktung, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/303384
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