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Timestamp: 2020-01-24 04:33:25
Document Index: 5459506

Matched Legal Cases: ['§ 22', '§ 21', '§ 17', '§ 27', '§ 1', '§ 3', '§ 36']

EEG 2017 – Mehr Markt bei der Erneuerbare-Energien-Förderung? - Wirtschaftsdienst
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96. Jahrgang, 2016 · Heft 12 · S. 910–915
Von Erik Gawel, Alexandra Purkus
Das neue Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG) 2017 wurde am 13.10.2016 beschlossen und wird – nach Notifizierung durch die EU-Kommission – zum 1.1.2017 in Kraft treten.1 Zentrale Ziele der Reform sind eine erhöhte Kosteneffizienz der Förderung erneuerbarer Energien sowie eine Verbesserung der Mengensteuerung, um insbesondere die Koordination des Ausbaus Erneuerbarer mit dem Netzausbau zu erleichtern.2 Gleichzeitig soll die „Akteursvielfalt“ bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien gewahrt bleiben. Die Reformziele sollen im Wesentlichen durch einen weitgehenden Wechsel zu Ausschreibungen erreicht werden, die im Einklang mit den „Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020“3 der Europäischen Kommission einen weiteren Schritt in Richtung der „Marktintegration von Erneuerbaren“ darstellen sollen. Hiermit wird eine Abkehr von der bisherigen Preissteuerung (über administrierte Einspeisetarife bzw. -prämien) in Richtung einer Mengensteuerung vollzogen, die grundsätzlich den Preis als Marktantwort und die Menge als staatliche Vorgabe betrachtet (statt wie bisher umgekehrt). Die wettbewerbliche Bestimmung der Vergütungshöhe wird damit zum Regelfall erhoben, nachdem das EEG 2012 mit dem Marktprämienmodell bereits erste Marktpreiselemente in die Vergütung eingeführt und das EEG 2014 die Direktvermarktung (außer für Kleinanlagen) verpflichtend gemacht hatte.4
Allerdings werden Ausschreibungen nicht flächendeckend und technologieneutral eingeführt, sondern nach § 22 EEG 2017 nur – und jeweils spezifisch – für die Technologiegruppen Windenergie an Land, Windenergie auf See, Solarenergie (Freiflächenanlagen und große Dach- und Gebäudeanlagen) sowie Biomasse (Neu- und Bestandsanlagen).5 Bei der Windenergie an Land und Solarenergie sind zudem Anlagen ≤ 750 kW an installierter Leistung von den Ausschreibungen ausgenommen und erhalten weiterhin die administrierte Marktprämie; das Gleiche gilt für Biomasseanlagen ≤ 150 kW sowie die Technologiegruppen Wasserkraft, Deponie-, Klär- und Grubengas sowie Geothermie.6 Die administrierte Einspeisevergütung bleibt für Kleinanlagen ≤ 100 kW sowie übergangsweise als Ausfallvergütung erhalten (§ 21 EEG 2017). Auch stellen die Ausschreibungen in ihrer eingeführten Form kein reines Mengen-, sondern ein Hybrid­instrument dar, da die wettbewerblich bestimmten „anzulegenden Werte“ für die Berechnung der Marktprämie über administrativ gesetzte Höchstpreise gleichzeitig noch gedeckelt sind (Preis- und Mengensteuerung).7
Doch auch innerhalb der Technologiegruppen wird die Bestimmung der Vergütungshöhe nicht ausschließlich dem Wettbewerb überlassen, wie die Hybridisierung des Mengeninstruments durch administrierte Höchstwerte zeigt. Diese sichern zwar gegen höher als erwartet ausfallende Kosten ab, indizieren aber mangelndes Vertrauen in die Preisfindungsfunktion des Marktes. Gleichzeitig steht die administrative Festsetzung der (mit unterschiedlichen dynamischen Anpassungsregeln ausgestatteten) Höchstwerte ähnlichen Problemen gegenüber wie die gesetzliche Bestimmung von anzulegenden Werten für die Marktprämie: Bei zu niedrig gesetzten Werten bzw. zu starker Degression kann es zu einem Verfehlen von Mengenzielen kommen, bei zu hohen Werten bzw. zu niedriger Degression hingegen zu einer „Überförderung“, wenn kein ausreichendes Wettbewerbsniveau gegeben ist. Im FFAV-Pilotverfahren war der Wettbewerb allerdings hoch – Höchstwerte wurden deutlich unterschritten, und die durchschnittliche Förderhöhe nahm von Runde zu Runde ab (vgl. Tabelle 1).20
Ausgeschriebene Menge in MW 150 150 200 125 125
Eingereichte Gebote (Gebotsvolumen) in MW 170 (715) 136 (558) 127 (562) 108 (540) 62 (311)
Zuschläge (Zu­schlags­volumen) in MW 25 (157) 33 (159) 43 (204) 21 (128) 25 (130)1
Durchschnittliche Förderhöhe in ct/kWh
9,17 8,48 8,00 7,41 7,25
Höchstwert in ct/kWh 11,29 11,18 11,09 11,09 11,09
Preismechanismus Gebotspreis Einheitspreis Einheitspreis Gebotspreis Gebotspreis
Ausbaupfad Brutto-Zubau 2017-2019 2800 MW/Jahr, ab 2020 2900 MW/Jahr
Steigerung auf 6500 MW installierte Kapazität 2020, 15 000 MW 2030 Brutto-Zubau 2500 MW/Jahr Brutto-Zubau 2017-2019 150 MW/Jahr, 2020-2022 200 MW/Jahr
Ausgeschriebene Mengen entspricht Ausbaupfad Nach § 17 und § 27 Windenergie-auf-See-Gesetz 600 MW/Jahr entspricht Ausbaupfad
Die Zielgenauigkeit der Mengensteuerung wird zudem durch die erforderliche Abstimmung von ausgeschriebenen mit nicht-ausgeschriebenen Mengen herabgesetzt. Besonders deutlich wird dies bei der Solarenergie, da hier der Großteil des angestrebten Brutto-Zubaus außerhalb der Ausschreibung stattfinden soll (vgl. Tabelle 2). Zudem hängt das Erreichen von übergeordneten Ausbauzielen – wie dem langfristigen Ziel von mindestens 80% Erneuerbare-Energien-Anteil am Bruttostromverbrauch bis 2050 (vgl. § 1 Abs. 2 EEG 2017) – stark von der weiteren Entwicklung der Windenergie auf See ab. Weitere Einschränkungen können sich aus der Begrenzung des Wind-Zubaus in „Netzausbaugebieten“ ergeben sowie aus dem Umstand, dass sich Mengenziele auf den Brutto-Zubau und nicht den Netto-Zubau über die Stilllegung von Altanlagen hinaus beziehen.34
Insgesamt ist zu erwarten, dass die Festlegung, welcher Beitrag zu Ausbauzielen von welcher Technologie und Größenklasse geleistet werden soll, kaum einen geringeren Informationsaufwand erfordert als eine administrierte Preissetzung. Im Wesentlichen ändert sich die primäre Variable von vorwiegend preisgesteuert – mit dem „atmenden Deckel“ hatte die PV-Novelle 2012 für Solarenergie bereits Hybridelemente in die Preissteuerung eingeführt, im EEG 2014 wurde auch für weitere erneuerbare Energien eine Anpassung der Fördersatzdegression an realisierte Ausbaumengen eingeführt – zu vorwiegend mengengesteuert. Dies ist aber nicht gleichbedeutend mit „mehr Markt“ oder einer geringeren Anfälligkeit für Fehlsteuerungen. Insbesondere bleibt eine laufende Anpassung von Ausschreibungsmengen an Realisierungsquoten, Technologiemarkt- und Stromsystementwicklungen nötig, um zu verhindern, dass der Ausbau von erneuerbaren Energien gebremst wird, selbst wenn höhere Ausbaumengen günstig zu realisieren gewesen wären.35
Hierbei bleibt weiter zu diskutieren, ob diese Definition von „Bürgerenergiegesellschaft“ einen zielgerechten Zugang zu als besonders „förderungswürdig“ oder „unterstützungsbedürftig“ anerkannten Akteuren ermöglicht. Doch dies setzt eine Klärung voraus, welches Ziel mit Akteursvielfalt bzw. der Unterstützung bestimmter Akteure primär verfolgt werden soll – in der Debatte findet sich eine Vielzahl von Aspekten, wie Akzeptanz, Wettbewerbsintensität oder die „Demokratisierung“ der Energieversorgung.40 Unterschiedliche Zielprioritäten erfordern unter Umständen unterschiedliche Maßnahmenbündel. Was die Akzeptanzbeschaffung für Projekte vor Ort angeht, zeigt sich die Beteiligung an Planungsverfahren zum Teil als verbesserungswürdig, zumal nicht immer eine ergebnisoffene Beteiligung möglich ist.41 Hier wäre also die Frage, ob „Bürgerenergie“ mit wirtschaftlicher Teilhabe vor Ort eine Art Zweitbeste-Strategie für lokale Mitbestimmung darstellen kann. Studien weisen allerdings darauf hin, dass finanzielle Teilhabe zwar zur Akzeptanzerhöhung beitragen kann,42 dass das Bedürfnis nach einer partizipativen Ausgestaltung von Planungsverfahren und Genehmigungsprozessen aber bestehen bleibt.43 Für die Realisierung einer hohen Wettbewerbsintensität auf dem Markt für erneuerbare Energien sind hingegen nicht die lokale Eingebundenheit und auch nicht die Größe von Unternehmen entscheidend, sondern das Vorhandensein einer Vielzahl von miteinander konkurrierenden Akteuren.
Der Blick auf das EEG 2017 zeigt, dass die Umstellung hin zu einer wettbewerblichen Vergütungssteuerung nicht automatisch mit einer stärkeren Marktorientierung der Förderung für erneuerbare Energien gleichzusetzen ist. Stattdessen findet sich ein Hybrid aus Mengen- und Preissteuerung mit einer Vielzahl von hochspezifischen Regelungen und im Ergebnis ein ständig steigender Komplexitätsgrad. Die Relevanz von Risiko- und Transaktionskosten impliziert zudem, dass „mehr Markt“ in der Bestimmung von Fördersätzen nicht notwendigerweise geringere Kosten bedeutet. Die zentrale Frage für die Bewertung der Reform ist aber, ob die Ausbauziele nach wie vor effektiv erreichet werden können – unsichere Versuche, die Kosteneffizienz zu erhöhen, sollten nicht unabgestimmt auf Kosten der Effektivität gehen.
4	Vgl. M. Klobasa et al.: Market integration of renewable electricity generation – the German market premium model, in: Energy & Environment, 24. Jg. (2013), H. 1-2, S. 127-146; A. Purkus et al.: Market integration of renewable energies through direct marketing – lessons learned from the German market premium scheme, in: Energy, Sustain­ability and Society, 5. Jg. (2015), H. 1, S. 12; S. Wassermann et al.: Current challenges of Germany’s energy transition project and competing strategies of challengers and incumbents: The case of direct marketing of electricity from renewable energy sources, in: Energy Policy, 76. Jg. (2015), S. 66-75.
9	Vgl. BMWi: EEG Novelle 2017 …, a.a.O.; Bundestagsdrucksache 18/8832.
10	Vgl. Frontier Economics: Studie „Technologieoffene Ausschreibungen für Erneuerbare Energien“, London 2014; Monopolkommission: Energie 2015: Ein wettbewerbliches Marktdesign für die Energiewende, Bonn 2015, S. 80 f.
15	Vgl. BMWi: EEG Novelle 2017 …, a.a.O., S. 9 f.
23	Dazu im Detail F. Bruttel et al.: Auktionen als Förderinstrument für erneuerbare Energien – eine institutionenökonomische Bewertung unter besonderer Berücksichtigung der Photovoltaik-Freiflächenausschreibungsverordnung, UFZ-Bericht 01/2016, Leipzig 2016. Vgl. auch Bundesnetzagentur: Bericht Pilotausschreibungen …, a.a.O., S. 15 f.
32	Auch Bundesnetzagentur: Bericht Pilotausschreibungen …, a.a.O., S. 17.
38	BMWi: EEG Novelle 2017 …, a.a.O.
39	Eine „Bürgerenergiegesellschaft“ ist nach § 3 Nr. 15 EEG 2017 eine Gesellschaft, die aus mindenstens zehn natürlichen Personen besteht und bei der mindestens 51% der Stimmrechte bei natürlichen Personen liegt, die seit mindestens einem Jahr vor Ort ihren Hauptwohnsitz haben. Zudem darf kein Gesellschafter über 10% der Stimmrechte an der Gesellschaft halten. Weitere Anforderungen sind nach § 36g EEG 2017 auch eine maximale Projektgröße von sechs Anlagen mit einer Gesamtleistung von maximal 18 MW, und das Erfordernis, dass der Gemeinde eine 10%ige Beteiligungsmöglichkeit angeboten worden sein muss.
41	Vgl. etwa R. Wulfhorst: Konsequenzen aus „Stuttgart 21“: Vorschläge zur Verbesserung der Bürgerbeteiligung, in: DÖV – Die öffentliche Verwaltung, 64. Jg. (2011), H. 15, S. 581 ff.; O. Renn et al.: Öffentlichkeitsbeteiligung bei Planungsvorhaben der Energiewende, Helmholtz-Allianz ENERGY-TRANS Policy Brief, Nr. 01/2014.
10.1007/s10273-016-2070-5