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Bachelorarbeit im Studiengang Agrarwissenschaften
„Volkswirtschaftliche Bewertung des EEG“
vorgelegt von Christian Ceynowa (1251)
Erstgutachter: Prof. Dr. Jens-Peter Loy Zweitgutachter: Prof. Dr. Martin Schellhorn
Abteilung Marktlehre Agrar- und Ernährungswissenschaftlichen Fakultät
der Christian-Albrechts-Universität zu Kiel
Inhaltsverzeichnis
Seite
1. Einleitung 1
2. Funktionsweise, Entwicklung und Wirkungen des EEG 2
2.1 Zielsetzung und Funktionsweise 2
2.2 Historische Entwicklung des EEG 4
2.2.1 Stromeinspeisungsgesetz von 1991 4
2.2.2 Einführung des EEG im Jahr 2000 4
2.2.3 EEG-Novelle 2004 5
2.2.3 EEG-Novelle 2009 5
2.2.4 EEG-Novelle 2012 5
2.3 Bilanz der bisherigen Wirkungen 6
3. Ökonomische Bewertung des EEG im Vergleich zu einem
alternativen Quotenmodell 11
3.1 Bewertungskriterien 11
3.2 Funktionsweise eines Quotensystems 12
3.3 Anreizwirkungen zum EE-Ausbau 13
3.4 Einhalten der Zielvorgaben 15
3.5 Kosteneffizienz 18
3.5.1 Nutzung der kostengünstigsten Optionen zum
Ausbau der EE 18
3.5.2 Kostendruck für Akteure am EE-Strommarkt 21
3.5.3 Vermeidung von Mitnahmeeffekten 24
3.6 Technologieförderung 25
4. Schlussbetrachtung 27
Literaturverzeichnis 30
Abbildungsverzeichnis
Seite
Abb. 1: Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlands-
Stromverbrauch und Ziele der Bundesregierung 7
Abb. 2: Spannbreiten der EEG-Vergütung und durchschnittliche
Vergütung 2011 8
Abb. 3: Anteil der EE-Technologien an der Stromerzeugung aus
EE und an den EEG-Auszahlungen in 2012 9
Abb. 4: Schematische Darstellung des Quotensystems 13
Abb. 5: Preisindizes für installierte Photovoltaik-Aufdachanlagen
bis 100 Kilowattpeak (2.Vierteljahr 2006 = 100) 16
Abb. 6: Kostenvergleich zwischen Einspeisevergütungssystem und
Quotenmodell 19
Abb. 7: Preisbildung auf dem Strommarkt und Wirkung zusätzlicher
EE-Einspeisung 23
Tabellenverzeichnis
Tab.1: Entwicklung der EEG-Umlage in den letzten Jahren 10
Verwendete Abkürzungen
AusglMechV Ausgleichsmechanismusverordnung
BEE Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.
BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsi-
cherheit
DPG Deutsche Physikalische Gesellschaft
EE Erneuerbare Energien
EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz
EEX European Energy Exchange AG (Energiebörse in Leipzig)
F&E Forschung und Entwicklung
GWh Gigawattstunde = 1.000 Megawattstunden
kWh Kilowattstunde
kV Kilovolt = 1.000 Volt
KWK-G Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Aus-
bau der Kraft-Wärme-Kopplung
MWh Megawattstunde = 1.000 Kilowattstunden
NAWARO-Bonus Bonuszahlung für Strom, der aus nachwachsenden Rohstof-
fen erzeugt wird
RWI Rheinisch-Westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung
SVR Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirt-
schaftlichen Entwicklung
SVU Stromversorgungsunternehmen
1
1. Einleitung
Der weltweite Energieverbrauch steigt ständig und wird bislang überwiegend aus
fossilen und somit endlichen Energieträgern gedeckt (vgl. OECD 2012: 1). Bereits
aus dieser Tatsache ergibt sich die Notwendigkeit auf mittel- und langfristige Sicht
die Energieversorgung durch erneuerbare Energieformen sicherzustellen. Unter-
stützt wird dies durch den Umstand, dass bedingt durch das Verbrennen der fossilen
Ressourcen zur Energiegewinnung, CO2 in die Atmosphäre freigesetzt wird, wel-
ches durch den so genannten Treibhauseffekt ursächlich für die anthropogene Er-
wärmung der Erdatmosphäre ist. In der politischen Diskussion hat sich für den
Übergang auf erneuerbare Energien mit der Zeit der Begriff „Energiewende“ her-
ausgebildet und in Deutschland durch den Atom-Unfall in Fukushima im März
2011 den Status eines überparteilichen konsensualen Ziels erreicht.
Um mit Hilfe von Erneuerbaren Energien eine nachhaltige Stromversorgung voran-
zutreiben, trat in Deutschland am 1. April 2000 das so genannte Erneuerbare-Ener-
gien-Gesetz (EEG) in Kraft. Durch eine garantierte, technologiespezifische Vergü-
tung und einen Einspeisevorrang im Stromnetz werden den potentiellen Investoren
die üblichen Preis- und Absatzrisiken des Marktes genommen und somit ein hoher
Investitionsanreiz geboten. In der Folge sind in den letzten zwölf Jahren erhebliche
Stromerzeugungskapazitäten aus Windkraft, Biomasse und Photovoltaik entstan-
den.
Gleichzeitig ist die Zahl der Kritiker des EEG stetig gewachsen. Es wird vorrangig
kritisiert, dass das EEG durch seinen „planwirtschaftlichen Ansatz“ (Haucap und
Kühling 2012: 3) zu zahlreichen Ineffizienzen führe. Die Überförderung der teuren
Photovoltaiktechnologie ließe beispielsweise in Zukunft einen „Kosten-Tsunami“
befürchten (vgl. Frondel et al. 2010: 36). Im Zuge der Kritik wird unter anderem
von Seiten der Monopolkommission und des SVR der Wechsel hin zu einem Quo-
tenmodell gefordert, welches bereits in anderen EU-Ländern praktiziert wird.
Die vorliegende Bachelorarbeit hat zum Ziel, aus volkswirtschaftlicher Sicht mit
Hilfe von qualitativen Bewertungskriterien zu beurteilen, ob das EEG oder das
Quotenmodell besser zur Förderung der EE in Deutschland geeignet ist. Da es sich
hierbei um ein höchst aktuelles Thema handelt, werden hauptsächlich neuere Stu-
dien als Quellen herangezogen.
2
Es folgt zunächst in Gliederungspunkt zwei eine Beschreibung der Zielsetzung und
der generellen Funktionsweise des EEG. Anschließend werden dessen historische
Entwicklung dargestellt und die bisher erzielten Wirkungen bilanziert. Im dritten
Gliederungspunkt erfolgt die Bewertung des EEG im Vergleich zum alternativen
Quotenmodell. Hierzu werden zuerst die Bewertungskriterien erläutert und die all-
gemeine Funktionsweise des Quotensystems vorgestellt. Im Anschluss erfolgt die
Bewertung anhand der erbrachten Anreizwirkung zum EE-Ausbau, des Einhaltens
der Zielvorgaben, der Kosteneffizienz und der Förderung der Technologien. Die
Arbeit schließt mit einer Zusammenfassung der Ergebnisse und einer Abschätzung
der Realisierbarkeit eines Quotenmodells unter den aktuellen politischen Bedingun-
gen.
2. Funktionsweise, Entwicklung und Wirkungen des EEG
2.1 Zielsetzung und Funktionsweise
Die Hauptziel des Gesetzes für den Vorrang erneuerbarer Energien (Erneuerbare-
Energien-Gesetz) ist es, „im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nach-
haltige Entwicklung der Energieversorgung“ (§ 1 Abs.1 EEG) voranzutreiben. Da-
bei sollen die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die
Einbeziehung langfristiger externer Effekte verringert werden. Des Weiteren sollen
fossile Energieressourcen geschont, sowie die Weiterentwicklung von Technolo-
gien zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien gefördert werden (vgl.
§1 Abs. 1 EEG).
Um diese Ziele zu erreichen, wird in §1 Abs. 2 EEG festgelegt, welchen Anteil der
Strom aus Erneuerbaren Energien an der Gesamtstrommenge in den nächsten Jah-
ren bzw. Jahrzehnten mindestens erreichen soll. Demnach soll der Anteil bis zum
Jahr 2020 auf 35 %, bis 2030 auf 50 %, bis 2040 auf 65 % und bis 2050 auf 80 %
anwachsen. Diese Zielvorgabe ist allerdings lediglich deklaratorisch, d.h. es sind
keine gesetzlichen Folgen an die Erreichung bzw. das Verfehlen dieser Ziele ge-
knüpft. Zu den geförderten Erneuerbaren Energien zählen Wasserkraft, Windener-
gie, solare Strahlungsenergie, Energie aus Biomasse und Geothermie.
3
Um die ehrgeizigen Ziele erreichen zu können, setzt der Gesetzgeber auf zwei Me-
chanismen. Zum einen wird den Betreibern von EEG-Anlagen garantiert, dass die
Anlagen an das Stromnetz des nächstgelegenen Verteilungsnetzbetreibers ange-
schlossen werden und zudem der Strom auch abgenommen wird (Anschluss- und
Abnahmegarantie). Zum anderen erhalten die Anlagenbetreiber für eine Laufzeit
von 20 Jahren garantierte Vergütungssätze, die nach Art, Größe und Standort der
Anlage differenziert sind (garantierte Einspeisevergütung).
Der in das Netz eingespeiste Grünstrom wird von den Übertragungsnetzbetreibern
am Spotmarkt der Strombörse (European Energy Exchange - EEX) verkauft. Da
die mittleren Börsenpreise für Strom unter den garantierten Einspeisevergütungen
liegen, wird der Fehlbetrag über die so genannte EEG-Umlage refinanziert. Diese
entspricht nach der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) der Diffe-
renz zwischen den von den Netzbetreibern zu zahlenden Einspeisevergütungen und
den an der Börse erzielten Verkaufserlösen und wird von den vier deutschen Über-
tragungsnetzbetreibern berechnet (Prognose zum 15. Oktober für das folgende Ka-
lenderjahr). Die EEG-Umlage beträgt zurzeit 5,277 Cent pro Kilowattstunde (Vor-
jahr 3,592 Ct/kWh) (vgl. Übertragungsnetzbetreiber 2012: 1). Sie wird über die
Stromversorgungsunternehmen letztlich den privaten oder gewerblichen Endkun-
den in Rechnung gestellt. Das Umlagevolumen wird für das Jahr 2013 von den
Netzbetreibern auf 20,36 Milliarden Euro geschätzt.
Die hier dargestellte Wirkungsweise des EEG ist zwar in Grundzügen bereits im
Vorgängergesetz von 1991 angelegt gewesen, sie hat sich aber im Laufe der mehr-
fachen Novellierungen erst in den letzten zwei Jahrzehnten zu dem heute geltenden
Gesetz mit den darauf aufbauenden Verordnungen entwickelt. Die Veränderungen
waren jeweils ausgelöst durch die Erfahrungen des Gesetzesvollzugs und den sich
daraus ergebenden stetigen Änderungsbedarf. Im nächsten Kapitel sollen daher
zum besseren Verständnis die wichtigsten Stationen der Gesetzesentwicklung dar-
gestellt werden.
4
2.2 Historische Entwicklung
2.2.1 Stromeinspeisungsgesetz von 1991
Die Vorläuferregelung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes war das Stromeinspei-
sungsgesetz vom 7.Dezember 1990, welches mit Beginn des Jahres 1991 in Kraft
trat. Das Gesetz verpflichtete die Elektrizitätsversorgungsunternehmen den im je-
weiligen Versorgungsgebiet erzeugten Strom aus erneuerbaren Energien in ihr Ver-
bundnetz einzuspeisen. Zudem sicherte das Gesetz den EE-Stromerzeugern Min-
destvergütungen zu, welche als Anteil von dem zwei Jahre zuvor erzielten Durch-
schnittserlös der Elektrizitätsversorgungsunternehmen für Strom berechnet wur-
den. Zwei wesentliche Bestandteile des heutigen EEG, nämlich die Abnahme- und
Vergütungspflicht, waren also schon in diesem Gesetz vorhanden.
Die Vergütungen für Wasserkraft-, sowie Klär-, Deponie- und Biogasanlagen be-
trugen nach der Gesetzeseinführung 75 % und für Sonnenenergie sowie Windkraft-
anlagen 90 % des zwei Jahre zuvor ermittelten Durchschnittserlöses (vgl. §3
Stromeinspeisungsgesetz). Besonders Windkraftanlagen erfuhren durch das
Stromeinspeisungsgesetz in küstennahen Regionen einen Aufschwung.
2.2.2 Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Jahr 2000
Das Stromeinspeisungsgesetz wurde zum 1.April 2000 vom Erneuerbaren-Ener-
gien-Gesetz abgelöst. Als erklärtes Ziel wurde festgelegt „den Anteil erneuerbarer
Energien am gesamten Energieverbrauch bis zum Jahr 2010 mindestens zu verdop-
peln“ (§1; EEG-Fassung vom 29.März 2000).
Inhaltlich wurden im Vergleich zum Vorgängergesetz die Vergütungen für die ein-
zelnen Technologien differenziert und zudem fixiert, so dass den Anlagenbetrei-
bern eine sichere Kalkulationsbasis geboten wurde. Um den Ausbau der Erneuer-
baren Energien stärker voran zu treiben, wurden zum einen noch kleinere Anlagen
und zum anderen die Stromerzeugung aus Geothermie in die Förderung mit einbe-
zogen. Um parallel zur Kostendegression der einzelnen Technologien die Förder-
kosten anzugleichen, wurden ab dem 1.Januar 2002 jährlich die Mindestvergütun-
gen für Strom aus Biomasse (um 1 %), Windkraft (um 1,5 %) und Sonnenergie (um
5 %) gekürzt (vgl. § 5, 7, 8; EEG-Fassung vom 29. März 2000).
5
2.2.3 EEG-Novelle 2004
Am 1.August 2004 trat eine novellierte Fassung des EEG in Kraft. Das im ursprüng-
lichen EEG ausgegebene Ziel der Verdopplung des Anteils erneuerbarer Energien
am gesamten Energieverbrauch Deutschlands wurde konkretisiert und für das Jahr
2010 auf 12,5 % und für 2020 auf 20 % festgelegt. Ein Hauptpunkt der Novelle war
der Wegfall der Vertragspflicht zwischen den örtlichen Netz- und den EE-Anlagen-
betreibern. An die Stelle dieses privatrechtlichen Vertrages trat ein gesetzliches
Schuldverhältnis, das dem Anlagenbetreiber einen unmittelbaren gesetzlichen An-
spruch an den Netzbetreiber auf Anschluss, Abnahme und Vergütung gibt. Dieses
gesetzliche Schuldverhältnis kann vom Netzbetreiber nicht abgewehrt werden. Ein
weiterer wichtiger Punkt der Novelle von 2004 war die Korrektur einiger Vergü-
tungspreise und die Einführung des so genannten Nawaro-Bonus für Strom aus
nachwachsenden Rohstoffen (z.B. Mais). Durch diesen Bonus wurde nachfolgend
ein starker Investitionsboom in Biomasseanlagen ausgelöst.
2.2.4 EEG-Novelle 2009
Ende 2008 wurde das EEG wiederholt nachgebessert, so dass am 1.Januar 2009 das
novellierte EEG in Kraft trat. Die Grundstruktur blieb dem vorherigen Gesetz von
2004 ähnlich. Jedoch wurde es im Detail vollständig überarbeitet und wuchs von
22 auf 66 Paragrafen an.
Inhaltlich wurde das Ziel des Gesetzes korrigiert und festgelegt „den Anteil erneu-
erbarer Energien an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 Pro-
zent (…) zu erhöhen“ (§1 Abs. 2; EEG-Fassung vom 25.10.2008). Des Weiteren
wurden einige Details hinzugefügt. Beispielsweise wurde der Anlagenbegriff neu
definiert, um Anlagenbetreiber davon abzuhalten mehrere Kleinanlagen statt einer
Großanlage zu bauen, um in der Summe eine höhere Förderung zu erhalten.
2.2.5 EEG-Novelle 2012
Die vorläufig letzte umfassende Überarbeitung trat am 1. Januar 2012 in Kraft (vgl.
BMU 2012). Die Ausbauziele des Energiekonzepts der Bundesregierung von 2010
wurden übernommen. Nunmehr wird ein EE-Anteil am Stromverbrauch von 35 %
bis 2020, 50 % bis 2030 und 80 % bis 2050 angestrebt.
6
Die materiellen Änderungen beinhalten vor allem eine detaillierte Neujustierung
der Vergütungssätze sowie erste Ansätze zur Marktintegration. Wegen des techni-
schen Fortschritts wurden die Vergütungssätze grundsätzlich vermindert, z.B. eine
Erhöhung der Degression bei Onshore-Windkraftanlagen von 1,0 auf 1,5 %, bei
Biomasseanlagen von 1,0 auf 2,0 %. Bei Biomasseanlagen wurde der Einsatz von
Mais und Getreide zur Begrenzung negativer ökologischer Effekte auf 60 % be-
grenzt. Bei der Photovoltaik wurde wegen ständig sinkender Investitionskosten eine
halbjährliche Anpassung der Degressionsregelung („atmender Deckel“) zur Ver-
minderung von Überförderungen eingeführt.
Eine wichtige Neuerung ist die in Teil 3a des Gesetztes eröffnete Möglichkeit für
den EE-Stromerzeuger, den Strom direkt zum Marktpreis an einen Abnehmer zu
verkaufen (Direktvermarktung). Von den in § 33b EEG genannten drei Formen der
Direktvermarktung ist die „zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie“ die
interessanteste, weil sie grundsätzlich geeignet ist, eine Reaktion des EE-Stromer-
zeugers auf Preissignale zu ermöglichen.
Die Grünstromerzeuger können monatlich zwischen der garantieren Einspeisever-
gütung und der neu eingeführten Direktvermarktung wählen. Bei Direktvermark-
tung verkaufen sie den Strom zum Marktpreis und erhalten zusätzlich eine Prämie.
Diese so genannte Marktprämie ist der Unterschiedsbetrag zwischen der anlagen-
spezifischen EEG-Vergütung und dem monatlich ex-post auf Grundlage der durch-
schnittlichen Börsenpreise ermittelten Referenzwert. Zusätzlich wird eine so ge-
nannte Managementprämie für den Mehraufwand der Eigenvermarktung gezahlt.
Für den Grünstromerzeuger ist die Direktvermarktung dann attraktiv, wenn die
Summe aus Markterlös, Markt- und Managementprämie im Referenzzeitraum hö-
her ist als die Einspeisevergütung. Der administrative Aufwand dieses Systems ist
allerdings enorm und wurde schon in der Expertenanhörung des Bundestages wäh-
rend der Gesetzesentstehung kritisiert (vgl. Deutscher Bundestag 2011).
2.3 Bilanz der bisherigen Wirkungen
In der deutschen Politik gilt das EEG als sehr erfolgreiches Instrument zur Förde-
rung des Ausbaus Erneuerbarer Energien und wurde zudem in mittlerweile über 60
anderen Ländern übernommen, bzw. als Vorlage zur Gestaltung ähnlicher Gesetze
7
verwendet. Seit der Einführung des EEG im Jahr 2000 ist der Anteil der EE am
Brutto-Inlandsstromverbrauch von sieben auf mittlerweile 23 Prozent (Stand 2012)
angewachsen (siehe Abbildung 1). Auch die ehrgeizigen Mindestziele der Bundes-
Abbildung 1: Anteil der Erneuerbaren Energien am Brutto-Inlandsstromverbrauch und
Ziele der Bundesregierung
Quelle: BDEW, eigene Darstellung
regierung für die kommenden Jahrzehnte könnten bei Beibehaltung des derzeitigen
dynamischen Ausbaus durchaus realisiert werden. Das EEG hat sich daher im Hin-
blick auf den Kapazitätsausbau der EE sicherlich bewährt. Der Grund dafür liegt in
dem großen Investitionsanreiz, der durch die bis zu 20 Jahre festgelegte, garantierte
und zudem meist monetär attraktive Einspeisevergütung gegeben ist. Investoren
können damit für die gesamte Abschreibungsdauer ihrer Anlage auf einer sicheren
Grundlage kalkulieren.
Dies soll im Folgenden näher erläutert werden. Die Intention des Bundesgesetzge-
bers war es mit Hilfe der Vergütungssätze die Gestehungskosten der Anlagenbe-
treiber zu decken und zusätzlich eine ‚angemessene‘ Rendite zu ermöglichen. Auf-
grund der unterschiedlichen Gestehungskosten der einzelnen Technologien hat sich
ein System von differenzierten Einspeisevergütungen entwickelt, welche sich in der
Höhe danach unterscheiden, welche Technologie genutzt wird, wann und an wel-
chem Standort die Anlage errichtet wurde und welche Gesamtleistung die Anlage
pro Jahr erbringt. Zusätzlich ist durch die häufigen Änderungen des EEG mit je-
4% 5% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 10% 12% 14% 15% 16% 17% 20% 23%
35%
50%
65%
80%
*vorläufig **Mindestziele im Energiekonzept der Bundesregierung
BEITRAG UND ZIELE DER EE
8
weiligem Bestandsschutz für Altanlagen im Laufe der Zeit ein kaum noch zu durch-
schauendes Regelwerk von Vergütungssätzen entstanden. Mittlerweile gibt es ins-
gesamt etwa 3.900 verschiedene Vergütungssätze, von denen allein 3.200 zum Be-
reich der Biomasse gehören (vgl. BDEW 2013: 51).
In Abbildung 2 sind die Spannbreiten der EEG-Vergütungen und die durchschnitt-
liche Vergütung für die einzelnen Technologien aufgeführt. Die Anlagen, die ab
dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen wurden und somit den neu geregelten
Vergütungssätzen der EEG-Novellierung von 2012 unterliegen, weisen bei fast al-
len Technologien kleinere Spannbreiten auf. Besonders auffällig sind die großen
Vergütungsspannbreiten und -höhen bei Biogas- und besonders bei Photovoltaik-
anlagen, die vor dem 31. Dezember 2011 in Betrieb genommen wurden. Die durch-
schnittliche Vergütung ist bei Photovoltaikanlagen um etwa das Vierfache größer
als bei Onshore-Windkraftanlagen.
Abbildung 2: Spannbreiten der EEG-Vergütung und durchschnittliche Vergütung 2011
Quelle: BDEW 2013: 53
Bis zu den Jahren 2004/2005 waren bei Photovoltaik- und auch Biogasanlagen die
Gewinnspannen, bedingt durch den damaligen Stand der Technik und den damit
einher gehenden relativ hohen Gestehungskosten, noch recht gering, so dass es nur
zu einem langsamen Ausbau dieser Technologien kam (vgl. Haucap und Kühling
2012: 34). Ab dem Jahr 2005 setzte dann allerdings eine drastische Kostendegres-
sion ein. Dadurch, dass die Vergütungssätze einer deutlich geringeren Degression
unterlagen, stiegen die Gewinnspannbreiten stark an und es kam zu einem massiven
9
Ausbau von Biogas- und vor allem von Photovoltaikanlagen. Bei Biogasanlagen
wurde diese Entwicklung auch durch den 2004 eingeführten Bonus für nachwach-
sende Rohstoffe (NAWARO-Bonus) forciert. Im Jahr 2005 betrug die EEG-geför-
derte Strommenge aus Photovoltaikanlagen 1.282 GWh. Bis Ende 2012 wuchs die
Strommenge um ca. das 19-fache auf 24.072 GWh (vgl. BDEW 2013: 51). In der
EEG-Novelle von 2012 wurde darauf reagiert und die Vergütung für Photovoltaik
stark gekürzt. Zudem wurde ein „atmender Deckel“ installiert, so dass die Vergü-
tungen automatisch umso stärker gekürzt werden, je mehr Anlagen zugebaut wer-
den. Für das Jahr 2013 wird dennoch ein Anstieg um weitere 10.600 GWh prog-
nostiziert (vgl. BDEW 2013: 51). Diese massive Förderung hat zur Folge, dass
„heute über 40 % der weltweit installierten Kapazität an Solarenergieanlagen in
Deutschland steht, einem nicht besonders sonnenreichen Land“ (Haucap und Küh-
ling 2012: 39).
Abbildung 3: Anteil der EE-Technologien an der Stromerzeugung aus EE und an den EEG-
Auszahlungen in 2012
Quelle: BDEW 2013; eigene Darstellung
Durch die hohe fixierte Vergütung über im Regelfall 20 Jahre und den starken Aus-
bau verursacht die Photovoltaik zudem fast die Hälfe der EEG-Förderkosten, ob-
wohl sie nur 21,1 % der gesamten Stromerzeugung aus EE liefert (Abbildung 3).
Windkraftwerke liefern dagegen 33,5 % des grünen Stroms und beanspruchen da-
bei nur 23,3 % der EEG-Auszahlungen. Der Strom aus Wasserkraft ist besonders
kostengünstig, allerdings ist das Potential in dieser Technologie bereits weitgehend
ausgeschöpft.
33,5%23,2%
26,6%
26,4%
15,1%
1,6%
21,1%
48,6%
3,7% 0,2%
Anteil an der Stromerzeugung aus EE Anteil an den EEG-Auszahlungen
Wind Biomasse Wasser Photovoltaik Siedlungsabfälle
10
In der Gesellschaft stößt das EEG, aufgrund der gestiegenen EEG-Umlage, die
letztendlich von den Stromendverbrauchern getragen wird, zunehmend auf Ableh-
nung. Seit 2003 ist die Umlage von Jahr zu Jahr gestiegen. Betrug die Umlage 2003
noch 0,41 ct/kWh, ist sie bis zum Jahr 2012 um 3,12 ct/kWh auf 3,53 ct/kWh an-
gestiegen. Für 2013 prognostizierten die Übertragungsnetzbetreiber nunmehr einen
weiteren drastischen Anstieg um 47 % auf 5,277 ct/kWh.
Tabelle 1: Entwicklung der EEG-Umlage in den letzten zehn Jahren
Jahr 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
EEG-Umlage in ct/kWh 0,41 0,58 0,68 0,88 1,02 1,12 1,13 2,047 3,53 3,592 5,277 abs. Änderung zum Vorjahr 0,17 0,1 0,2 0,14 0,1 0,01 0,917 1,483 0,062 1,685
Quelle: EEG/KWK-G; eigene Darstellung
Nach Berechnungen des BEE besteht die EEG-Umlage 2013 zu 44 % aus den rei-
nen Förderkosten. Die Privilegierung einiger Industrieunternehmen nimmt 23 %,
der Rückgang des Börsenstrompreises 16 % und die Nachholung aus 2012 aufgrund
falscher Prognosen 13 % der Umlagekosten ein. Jeweils zwei Prozent der Umlage
verursachen die Liquiditätsreserve, sowie die Marktprämie (vgl. BEE 2012: 5).
Hauptursache für den Anstieg der EEG-Umlage ist also neben den stetig ansteigen-
den Vergütungszahlungen (siehe Photovoltaik) die teilweise Befreiung von beson-
ders energieintensiven Unternehmen von der Zahlung der Umlage. Demnach zah-
len Unternehmen, die zwischen einer bis zehn GWh Strom pro Jahr verbrauchen
nur zehn Prozent der EEG-Umlage und Unternehmen, die zwischen zehn und 100
GWh pro Jahr verbrauchen, nur ein Prozent der Umlage. Die Zahlung von Unter-
nehmen, welche mehr als 100 GWh Strom pro Jahr verbrauchen, ist auf 0,05 ct/kWh
begrenzt (vgl. §41 Abs. 3 EEG). Eine Nebenbedingung ist bei allen Kürzungen zu-
dem, dass die Stromkosten mindestens 14 % der Bruttowertschöpfung des Unter-
nehmens betragen. Die Bundesregierung begründet die teilweise Befreiung der
energieintensiven Unternehmen damit, dass deren internationale Konkurrenzfähig-
keit bei Zahlung der vollen Umlage leiden würde und somit Arbeitsplätze, sowie
die Wettbewerbsfähigkeit in Gefahr wären (BMU 2012: 8).
Laut Berechnungen des BDEW sind im Jahr 2013 vier Prozent aller Industriebe-
triebe (etwa 2000 Betriebe) von der Umlage befreit. Diese Betriebe machen aller-
dings 53 % des Stromverbrauchs aller Industriebetriebe aus (vgl. BDEW 2013: 46).
11
Dies hat zur Folge, dass die Kosten der EEG-Umlage für kleine und mittlere Un-
ternehmen, sowie Privathaushalte ansteigen.
Mit Blick auf diese Mehrbelastungen, als auch auf die entstehende Wettbewerbs-
verzerrung und die ökologisch fragwürdigen Anreizeffekte stößt die Entlastung der
energieintensiven Unternehmen auf breite Kritik. Zudem steht das EEG bedingt
durch einige Ineffizienzen, wie zum Beispiel die Überförderung der teuren Photo-
voltaik-Technologie oder die mangelhafte zeitliche und räumliche Koordinierung
des Ausbaus, derzeit im Zentrum einer intensiven politischen Debatte. Dabei wird
unter anderem von Seiten der Monopolkommission und des Sachverständigenrates
zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung ein Systemwechsel hin
zu einem Quotenmodell, wie es schon in einigen anderen EU-Ländern praktiziert
wird, gefordert.
Im folgenden Kapitel wird eine Bewertung des bestehenden EEG mit Hilfe des
Quotenmodells als alternativem Referenzsystem vorgenommen.
3. Ökonomische Bewertung des EEG im Vergleich zu einem alter-
nativen Quotenmodell
3.1 Bewertungskriterien
Um das EEG ökonomisch mit Hilfe eines Referenzsystems bewerten zu können,
bedarf es geeigneter Bewertungskriterien. Diese können aus der EU-Richtlinie
2001/77/EG vom Oktober 2001 abgeleitet werden vgl. Ragwitz et al. 2006: 1).
Hauptaspekt dieser Richtlinie war es den Ausbau EE bis 2010 auf 21 % zu steigern.
Dabei ließ man den Mitgliedsstaaten bei der Wahl des Förderinstruments freie
Wahl. Allerdings wurde zeitgleich beschlossen die Entwicklungen in den jeweili-
gen Mitgliedsländern zu beobachten und anhand bestimmter Parameter zu bewer-
ten.
Zum einen soll das gewählte Förderinstrument zu einem möglichst effektiven Aus-
bau führen. Dies kann aus den Aspekten „Erfüllung der nationalen Richtziele“ und
„Wirksamkeit des Ausbaus EE“ abgeleitet werden (vgl. EU-Richtlinie 2001, Erwä-
12
gungsgrund 16). Die Effektivität des Ausbaus EE kann also anhand des Anbauan-
reizes, den das jeweilige Förderinstrument initiiert und an dem Einhalten der Ziel-
vorgaben bewertet werden.
Zum anderen soll das Förderinstrument eine optimale ökonomische Effizienz ge-
währleisten. Dies implizieren die Aspekte einer „möglichst effizienten, insbeson-
dere kosteneffizienten Förderung“ und der „Beachtung verschiedener Energiequel-
len und unterschiedlicher Technologien“ (vgl. EU-Richtlinie 2001, Erwägungs-
grund 16). Die ökonomische Effizienz eines Förderinstruments kann also anhand
der Kosteneffizienz und der Förderung der Technologien bewertet werden.
Im Folgenden wird nun zunächst die Funktionsweise des Quotenmodells kurz vor-
gestellt und anschließend eine vergleichende Bewertung des EEG und des Quoten-
modells anhand der Bewertungsparameter „Anreizwirkung zum EE-Ausbau“,
„Einhalten der Zielvorgaben“, „Kosteneffizienz“ sowie „Technologieförderung“
vorgenommen.
3.2 Funktionsweise des Quotenmodells
Im Gegensatz zum EEG, das auf einer preisbasierten Förderung beruht, wird im
Quotenmodell die Förderung über die Menge geregelt. Dies geschieht, indem die
Stromversorgungsunternehmen verpflichtet werden einen bestimmten Anteil ihres
an die Letztverbraucher verkauften Stroms aus EE zu beziehen1. Da Strom ein ho-
mogenes Gut ist, dessen Herkunft physikalisch nicht unterschieden werden kann,
bekommen die EE-Stromerzeuger je erzeugte MWh Strom ein sogenanntes
Grünstromzertifikat. Durch den Kauf dieser Grünstromzertifikate können die
Stromversorgungsunternehmen den Bezug von Strom aus EE nachweisen. Am bes-
ten geeignet für den Handel dieser Zertifikate ist eine Börse, auf der sich dann ein
einheitlicher Preis bildet. Es wäre beispielsweise vorstellbar, diese bei der Strom-
börse European Energy Exchange (EES) in Leipzig anzusiedeln, bei der auch Koh-
lendioxid-Emissionszertifikate gehandelt werden.
1 Die Quote kann auch für Verteilnetzbetreiber oder Stromerzeuger vergeben werden. Die Quo-tenvergabe für Stromversorgungsunternehmen ist allerdings die in der Literatur (z.B. SVR 2012/13: 283 oder Haucap und Kühling 2012: 56 ff) fast ausschließlich genannte und sinnvollste Variante. Deswegen gehe ich in dieser Arbeit von einem Quotenmodell mit Quotenvergabe für die SVU aus.
13
Das Durchsetzen der Quote wird durch Strafzahlungen garantiert, welche die
Stromversorgungsunternehmen bei Nichteinhalten der Quote an den Staat zahlen
müssen. Anders als beim EEG, erhalten die EE-Stromerzeuger keinen festen Ver-
gütungssatz, sondern eine Vergütung, die zum einen aus dem Erlös des Verkaufs
der Grünstromzertifikate und zum anderen aus dem Erlös des Stromverkaufs be-
steht.
Abbildung 4: Schematische Darstellung des Quotensystems
Quelle: SVR 2011/12: 257
3.3 Anreizwirkungen zum EE-Ausbau
Eine Hauptaufgabe des Instruments zur Förderung Erneuerbarer Energien ist es,
den potentiellen Investoren gewisse Investitionsanreize zu geben, so dass es zu ei-
nem verstärkten Ausbau von EE-Anlagen kommt und sich dadurch der Anteil von
Strom aus EE an der gesamten erzeugten Strommenge erhöht.
Die Entscheidung eines potentiellen Investors, ob in den Bau einer EE-Anlage in-
vestiert werden soll, hängt von der wirtschaftlichen Attraktivität des Projektes ab.
Um diese vorab monetär einschätzen und bewerten zu können, wird der Investor
alle anfallenden Ein- und Ausgaben für den Zeitraum der voraussichtlichen Be-
triebsdauer der Anlage gegenüber stellen. Dabei spielen verschiedene Risiken eine
14
zentrale Rolle. Zu diesen Risiken zählen unter anderem das durch den Markt ver-
ursachte Risiko z.B. durch Preis- oder Mengenveränderungen) oder auch das Ri-
siko, das durch politische Eingriffe in die Rahmenbedingungen entsteht (z.B. Ein-
speisevergütungen, Mindestpreise, Quoten).
Beim EEG tragen die EE-Anlagenbetreiber durch die auf 20 Jahre festgelegte Ver-
gütung und den Einspeisevorrang EE einzig das mengenmäßige Risiko, was bei
Windkraft und Solarenergie hauptsächlich wetterabhängig ist. Das durch Preis-,
Nachfrage- und Wettbewerbsentwicklungen verursachte eigentlich typische unter-
nehmerische Risiko trägt nicht der Betreiber, sondern wird auf die Netzbetreiber
und von diesen teils auf die Endkonsumenten und teils auf die konventionellen
Stromerzeuger umgewälzt (vgl. Haucap und Kühling 2012: 4). Dadurch wird den
EE-Anlagenbetreibern eine hohe Planungssicherheit geboten, was zu einem großen
Investitionsanreiz führt. Der starke Zuwachs von Strom aus EE-Anlagen seit Ein-
führung des EEG bestätigt dies (siehe Abbildung 1).
Diekmann et al. stellen heraus, dass diese Verminderung von Investitionsrisiken ein
entscheidender Vorteil des EEG gegenüber dem Quotenmodells ist (vgl. Diekmann
et al. 2012: 18). Im Quotenmodell erhält der EE-Anlagenbetreiber anstatt einer ga-
rantierten Einspeisevergütung jeweils einen Grünstromzertifikat- und einen Strom-
preis, welche beide auf dem Markt in Abhängigkeit von Angebot und Nachfrage
entstehen. Das bedeutet, dass sowohl der Grünstromzertifikat- als auch der Strom-
preis Schwankungen unterliegen und somit risikobehaftet sind. Diese Risiken las-
sen sich allerdings zum Beispiel durch langfristige Stromverträge mit den Strom-
versorgungsunternehmen oder Hedging-Geschäfte am Strommarkt begrenzen. Po-
litische Eingriffe, wie etwa Mindestpreise für Grünstromzertifikate könnten eben-
falls ein Mittel sein, um die Planungssicherheit für die EE-Anlagenbetreiber zu er-
höhen und somit einen stärkeren Investitionsanreiz zu setzen.
Eine wichtige Rolle zum Eindämmen des Investitionsrisikos spielt zudem die poli-
tische Rahmensetzung. Wie beim EEG, wo die Vergütungen mit einer Laufzeit von
bis zu 20 Jahren langfristig gesetzlich fixiert sind, sollte auch in einem Quotenmo-
dell die „Quotenhöhe über einen hinreichend langen Zeitraum (20 Jahre) politisch
glaubwürdig und vollzugsverbindlich fixiert“ (Schwarz et al. 2008: 14) sein. Ge-
schieht dies nicht, könnten in Folge von großen Unsicherheiten die Risikoauf-
schläge für EE-Anlagen steigen, so dass hauptsächlich Anlagen mit geringem
15
Fixkostenanteil gebaut und Anlagen mit hohem Fixkostenanteil systematisch dis-
kriminiert werden würden (vgl. Schwarz et al. 2008: 14).
Aktuell befinden sich etwa die Hälfte der EE-Anlagen im Eigentum von Privatper-
sonen und Landwirten. Die vier großen Energieversorgungsunternehmen Vatten-
fall, Eon, RWE und EnBW besitzen dagegen nur einen Anteil von etwa sechs Pro-
zent (vgl. Agentur für EE 2011). Durch das hohe Investitionsrisiko und die somit
schwierige Sicherstellung der Finanzierung ist zu erwarten, dass bei einem Quoten-
modell der Zubau von EE-Anlagen durch Privatpersonen, kleine und mittelständi-
sche Unternehmen oder Bürgerwindparks deutlicher geringer ausfallen würde und
somit der Hauptteil der Finanzierung des Zubaus bei den Energieversorgungsunter-
nehmen liegen würde (vgl. Goldammer et al. 2012: 5).
Insgesamt gesehen bietet das EEG naturgemäß eine hohe Planungssicherheit für die
EE-Anlagenbetreiber. Das führt zu einem großen Investitionsanreiz. Allerdings
kann es auch zu starken Fehlanreizen kommen. Die zu hohen Fördersätze für Pho-
tovoltaikanlagen führten beispielsweise zu einer drastischen Überförderung der
Photovoltaik.
Beim Quotenmodell sind die Unsicherheiten größer, können aber durch die be-
schriebenen Möglichkeiten eingedämmt werden. Wichtig ist vor allem, dass es ei-
nen gesetzlich festgelegten, langfristigen Zeitrahmen gibt, um Verzerrungen und
Wohlfahrtseinbußen zu vermeiden.
3.4 Einhalten der Zielvorgaben
Neben der Stimulierung des Ausbaus von EE-Anlagen ist es wichtig, dass die vor-
gegebenen Ziele, welchen Anteil der Strom aus EE am erzeugten Gesamtstrom in
den nächsten Jahren erreichen soll, möglichst genau eingehalten werden. Kommt
es zu einem Unterschreiten der Zielvorgabe, werden zum Beispiel die Stromversor-
gung gefährdet und andere mit der Zielvorgabe gekoppelte ökologische und tech-
nologische Ziele verfehlt. Die anfallenden Kosten sind dann von der Gesellschaft
zu tragen (vgl. Häder 2005: 26). Bei Überschreiten der Zielvorgabe entstehen für
die Gesellschaft Opportunitätskosten, da durch die unerwartet hohen Förderkosten
Zahlungsmittel gebunden werden, welche somit für andere Zwecke nicht mehr zur
16
Verfügung stehen (vgl. Schwarz et al. 2008: 23). Solange der Anteil der EE am
erzeugten Gesamtstrom gering ist, fallen die Kosten in beiden Fällen kaum ins Ge-
wicht. Sobald der Anteil der EE allerdings wie in Deutschland eine gewisse Höhe
erreicht hat, kann dies zu bedeutenden Zusatzbelastungen führen.
Das EEG erreicht die festgelegten Ausbauziele über die Steuerung der Vergütungs-
preise. Vereinfacht gesagt verläuft der Ausbau umso schneller, je größer die Diffe-
renz zwischen der Vergütung und den Gestehungskosten der jeweiligen Technolo-
gie ausfällt. Wenn die Gestehungskosten der EE-Anlagen im Zeitverlauf sinken,
müssen die Fördersätze zügig angepasst werden, um eine Überförderung zu ver-
meiden. Genau darin, liegt ein großes Problem des EEG. Nach Meinung des Sach-
verständigenrates ist bislang „der Politik die rechtzeitige Anpassung der Förders-
ätze kaum gelungen“ (SVR 2012/13: 273). Wie bereits in Kapitel 2.3 erläutert, kam
es besonders bei der Photovoltaiktechnologie infolge einer starken Kostendegres-
sion in Kombination mit einer nicht zeitgerechten Vergütungsanpassung zu einem
starken Ausbau. Die Abbildung 5 zeigt den Verlauf der Preisindizes für installierte
Abbildung 5: Preisindizes für installierte Photovoltaik-Aufdachanlagen bis 100 Kilowatt-
peak (2.Vierteljahr 2006 = 100)
Quelle: SVR 2011/12: 250
Photovoltaik-Aufdachanlagen bis 100 Kilowattpeak (schwarzer Verlauf) und die
EEG-Vergütungssätze (roter Verlauf) im Zeitraum von Mitte 2006 bis Mitte 2011.
Man erkennt, dass die Anlagenpreise in diesem Zeitraum um etwa 50 % gesunken
sind. Die Vergütungssätze konnten dieser Entwicklung kaum folgen.
Das EEG neigt also zur Überförderung und somit zum Überschreiten der Zielvor-
gaben. In der EEG-Novelle von 2004 (siehe Kapitel 2.2.3) wurde beispielsweise
17
festgelegt den Anteil des Stroms aus EE bis zum Jahr 2010 auf 12,5 % anzuheben.
Tatsächlich wurde aber bereits im Jahr 2007 ein Anteil von 14 % erreicht. 2010 war
der Anteil des Grünstroms in Deutschland bei bereits 17 % (RWI 2012: 35).
Ein interessanter Aspekt, warum das EEG zum Über- und nicht zum Unterschreiten
(was ja theoretisch auch möglich wäre) der Zielvorgaben neigt, liegt in der Anfäl-
ligkeit des Fördermechanismus für Lobbyismus (vgl. Frondel und Schmidt 2010:
652). Die Vergütungen stellen politisch verhandelte Preise dar, „bei denen die (po-
tentiellen) Anbieter von EE-Strom gegenüber der Politik Informationsvorteile be-
züglich der Angebotskurve für Regenerativstrom besitzen“ (Häder 2005: 33). So
werden tendenziell höhere Vergütungen festgelegt, als nötig. Dies zeigt sich unter
anderem dadurch, dass bisher bei jeder EEG-Novelle die Vergütungen für einzelne
Technologien wieder erhöht wurden. „Bei der Novelle 2008 wurde beispielsweise
die Windstromvergütung mit Verweis auf stark gestiegene Strompreise angehoben“
(Frondel und Schmidt 2010: 652).
Neben den enormen Förderkosten hat das Überschreiten der Zielvorgaben beim
EEG zudem zur Folge, dass die Stromnetzkapazitäten teilweise an ihre Grenzen
stoßen und den produzierten Strom nicht mehr aufnehmen können. Dies ist insbe-
sondere bei Windkraftanlagen der Fall, weil diese pro Anlage hohe Strommengen
erzeugen können und außerdem alle Anlagen einer Region ähnliche Windverhält-
nisse haben und dadurch zur gleichen Zeit hohe bzw. niedrige Strommengen pro-
duzieren. Dadurch kann es bei Leistungsspitzen dazu kommen, dass das so ge-
nannte Einspeisemanagement der Netzbetreiber Windkraftanlagen abregelt. So wa-
ren 2011 mindestens 3,4 GW, das heißt mindestens 13 % der in Deutschland instal-
lierten Windleistung von Abschaltungen betroffen. Ursache dafür waren Überlas-
tungen im 110 kV-Netz, allerdings vereinzelt auch im Hochspannungsnetz (380
kV) (vgl. Börner 2011: 9).
Im Quotenmodell werden die Mengenziele dagegen deutlich präziser eingehalten.
Anders als beim EEG wird die zu produzierende Menge (Quote) und deren Ent-
wicklung für die kommende Jahre festgelegt. Das Einhalten der Quote wird durch
die Androhung von Strafzahlungen, die bei Unterschreiten der Quote von den Quo-
tenverpflichteten gezahlt werden müssen, gewährleistet. Diese Strafzahlungen
müssen ausreichend hoch sein, so dass der Kauf von Grünstromzertifikaten dem
Zahlen der Strafe vorgezogen wird. Im äußerst erfolgreichen Quotenmodell in
18
Schweden beträgt diese Strafzahlung beispielsweise 150 % des durchschnittlichen
Grünstromzertifikatspreis (vgl. Schwarz et al. 2008: 70). In Großbritannien wurden
dagegen hauptsächlich aufgrund einer zu geringen Strafzahlung (vgl. Schwarz et al.
2008: 38) die Quoten in den Jahren 2002 bis 2009 nur zu etwa zwei Dritteln erfüllt
(vgl. SVR 2012/13: 295).
Zusammenfassend kann gesagt werden, dass sich das EEG die im Kapitel 3.3 be-
sprochene Preissicherheit über die Unsicherheit in der Menge erkauft (vgl. Schwarz
et al. 2008: 21). Es neigt dazu, die ausgegebenen Mengenziele deutlich zu übertref-
fen. Die dadurch entstehenden Kosten verursachen durch den inzwischen großen
Anteil der EE am produzierten Gesamtstrom eine große Zusatzbelastung für die
Gesellschaft.
Die Förderung der EE durch ein Quotenmodell würde hingegen vor einem uner-
wartet schnellen Ausbau erneuerbarer Technologien schützen (vgl. SVR 2012/13:
286), denn die Ausbauziele werden mit Hilfe einer langfristigen Rahmensetzung
und einer ausreichenden Strafzahlung präzise und sicher erreicht. Dadurch ließe
sich auch der Netzausbau mit dem fortschreitenden Ausbau der EE besser koordi-
nieren.
3.4 Kosteneffizienz
Neben der erzielten Effektivität des Förderinstruments von EE spielt die Kostenef-
fizienz eine ebenso bedeutende Rolle. Das Förderinstrument, das den Ausbau der
EE mit dem geringsten Kostenaufwand bewerkstelligt, ist zu bevorzugen. Hierzu
werden das EEG und das Quotenmodell dahin gehend untersucht, ob durch sie die
kostengünstigsten Optionen für den Ausbau EE genutzt werden, ob zwischen den
Akteuren im EE-Strommarkt Wettbewerb herrscht, der durch Kostendruck zu effi-
zientem Wirtschaften anreizt und ob Mitnahmeeffekte bei den EE-Anlagenbetrei-
bern vermieden werden (vgl. Häder 2005: 43).
3.4.1 Nutzung der kostengünstigsten Optionen zum Ausbau der EE
Anhand der Abbildung 6 lassen sich die Kostenunterschiede zwischen einem Ein-
speisevergütungssystem und einem Quotenmodell anschaulich zeigen. Es wird ver-
einfachend angenommen, dass es nur zwei Technologien gibt, die innerhalb einer
19
Periode die gleiche Menge an Strom produzieren können. Allerdings realisieren sie
dies zu unterschiedlichen Kosten.
Die im Schaubild zu sehende schwarz-gestrichelte Linie, welche entlang der Kos-
tenkurven von Technologie eins und zwei verläuft, entspricht bei variierenden Prei-
sen der Stromangebotsfunktion. Da bei Q = 3 die Kapazitätsgrenze von Technolo-
gie 1 erreicht ist, macht die Funktion dort einen Sprung. Erst ab einem Preis, der
die Kosten von Technologie 2 deckt, wird von dieser eine zusätzliche Menge be-
reitgestellt (vgl. SVR 2012/13: 284).
Abbildung 6: Kostenvergleich zwischen Einspeisevergütungssystem und Quotenmodell
Quelle: SVR 2012/13: 284
Im folgenden Beispiel soll nun die Menge Q* = 2 in einer Periode aus EE erzeugt
werden. Wenn man annimmt, dass es im Einspeisevergütungssystem eine einheit-
liche Vergütung gibt, das heißt alle Technologien die gleiche Vergütung erhalten,
dann führen das Einspeisevergütungssystem und das Quotenmodell zum gleichen
Ergebnis. Im Fall des Einspeisevergütungssystems müsste demnach der Preis P*
festgelegt werden, um die erwünschte Menge Q* zu produzieren. Im Fall des Quo-
tenmodells würde die Menge Q* festgelegt werden und sich auf dem Grünstrom-
zertifikatmarkt der gleiche Preis P*, der im Einspeisevergütungssystem festgelegt
wurde, bilden. Es wird jedoch deutlich, dass beim Einspeisevergütungssystem der
Informationsbedarf ungleich höher ist als beim Quotenmodell.
Beim EEG gibt es allerdings keine einheitliche Vergütung, sondern wie bekannt ein
ausdifferenziertes, technologiespezifisches Vergütungssystem. Bezogen auf die
20
Grafik müsste also die geplante zu produzierende Menge Q* = 2 auf beide Techno-
logien gleichmäßig aufgeteilt werden. Jede Technologie müsste also je eine Einheit
produzieren. Das heißt Q1* = Q2* = 1. Folglich ist also von der Planungsinstanz
durch Einschätzen der durchschnittlichen Kosten für die Technologie 1 der Preis
P1* und für die Technologie 2 der Preis P2* zu setzen. Es zeigt sich, dass wenn sich
die Kostenverläufe der beiden Technologien sehr stark unterscheiden (wie z.B. bei
Photovoltaik und Windenergie), sich bei gleicher produzierter Strommenge eine
sehr viel kostenintensivere Förderung als durch ein technologieneutrales Einspei-
severgütungssystem oder Quotenmodell ergibt.
Ein weiteres erhebliches Risiko ergibt sich beim Einspeisevergütungssystem
dadurch, dass die Produktionsmengen nicht begrenzt sind und falsch eingeschätzte
Kostenverläufe zu erhöhten Kosten führen können. Es wird also beispielsweise
nach Einschätzen der Kostenfunktion von Technologie 2 der Preis P2* in der Er-
wartung festgelegt, dass Q2* produziert wird. Wenn sich nun für die Zeitperiode
aufgrund technischen Fortschritts oder falschen Einschätzens der Kosten, eine nied-
rigere Kostenfunktion als die erwartete herausstellt (blau-gestrichelte Kostenfunk-
tion), werden statt den geplanten Q2* = 1 Q2 = 2 Mengeneinheiten produziert. Diese
unerwartete Mengenerhöhung bringt entsprechende Mehrkosten mit sich.
Das häufige Korrigieren der Ausbauziele des EEG (siehe EEG-Novellen) weist da-
rauf hin, dass es in der Vergangenheit wiederholt zu falschem Einschätzen der Kos-
tenfunktionen gekommen ist, die zur Kostenexplosion beigetragen haben dürften
(vgl. SVR 2012/13: 285).
Ein technologieneutrales Quotenmodell nutzt dagegen die kostengünstigen Optio-
nen zum Ausbau. Denn dadurch, dass alle Technologien, Standorte sowie Anlagen-
größen durch den einheitlichen Grünstromzertifikatspreis miteinander im Wettbe-
werb stehen, werden sich die jeweils effizientesten Kombinationen durchsetzen
(vgl. Haucap und Kühling 2012: 60).
Das Rheinisch-westfälische Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) rechnet in sei-
ner Studie zur zukünftigen Förderung von EE vor, dass bei einem sofortigen Um-
stieg auf ein quotenbasiertes Modell bis zum Jahr 2020 Förderkosten im Wert von
52 Mrd. Euro eingespart werden könnten. Der Rechnung liegt die Annahme zu-
21
grunde, dass bei Einführen des Quotenmodells einzig in die derzeit günstigste Tech-
nologie, also in Onshore-Windkraftanlagen, investiert werden würde. Das Anbau-
ziel für 2020 könnte daher, bei Berechnung mit der aktuellen durchschnittlichen
Vergütung für Onshore-Windkraftanlagen, mit 6,8 Mrd. statt 58,8 Mrd. Euro erzielt
werden (vgl. RWI 2012: 5).
Es ist hierbei aber durchaus anzuzweifeln, ob es für diesen erheblichen Windkraft-
anlagen-Ausbau geeignete Standorte gibt, da ungünstige Topographien, Natur-
schutzgebiete, Regionen mit schwachen Windverhältnissen und die hohe Sied-
lungsdichte die möglichen Eignungsflächen für die Windräder deutlich einschrän-
ken (vgl. Goldammer et al. 2012: 2). So werden beispielsweise die Eignungsflächen
für Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein wegen der Nutzungskonflikte durch
die Landesplanung in den so genannten Regionalplänen ausgewiesen. Sie wurden
jüngst um rund 29.000 ha auf insgesamt 1,7 % der Landesflächen erhöht (vgl.
Schleswig-Holstein 2012). Damit dürfte eine Obergrenze erreicht sein. Der inten-
sive Windkraftanlagen-Ausbau würde zudem mit hoher Wahrscheinlichkeit in der
Gesellschaft auf Widerstand treffen.
Aus rein ökonomischer Sicht führt das Quotenmodell zu den kostengünstigsten Op-
tionen zum Ausbau EE und ist dem EEG vorzuziehen. Ob die langfristigen Aus-
bauziele der EE allerdings ausschließlich mit dem Zubau von der aktuell günstigs-
ten Technologie, der Onshore-Windkraft, realisierbar sind, erscheint fraglich. Es
könnte also durchaus in Frage kommen, bei einem möglichen Quotenmodell in
Deutschland, mehr Technologien als die Onshore-Windkraft zu fördern, indem teu-
rere Technologien mit einer höheren Zuteilungsrate pro erzeugten MWh ausgestat-
tet werden und somit auch für diese Technologien ein Investitionsanreiz gegeben
ist (vgl. Haucap und Kühling 2012: 62).
3.4.2 Kostendruck für Akteure am EE-Strommarkt
Das Vorhandensein von Wettbewerbsdruck bzw. Kostendruck ist ein weiteres Kri-
terium zur Bewertung der Kosteneffizienz des EEG und des Quotensystems. Im
Wettbewerb miteinander stehende Akteure werden durch den daraus resultierenden
Kostendruck dazu angereizt möglichst kostengünstig zu produzieren, das heißt das
vorhandene Kostensenkungspotential zu nutzen. Sobald die Akteure allerdings
22
nicht im Wettbewerb stehen, bzw. keinem Kostendruck unterliegen, hängt das Nut-
zen des Kostensenkungspotentials einzig von der Motivation ab, einen größeren
Gewinn erwirtschaften zu wollen. Zu den wichtigsten Akteuren im EE-Strommarkt
gehören die EE-Anlagenhersteller, die EE-Anlagenbetreiber und die Stromversor-
gungsunternehmen (vgl. Häder 2005: 45).
Die Anlagenhersteller sehen sich unabhängig vom Fördersystem dem gleichen
Wettbewerb ausgesetzt.
Die per Quote zum Grünstromzertifikatkauf verpflichteten Stromversorgungsunter-
nehmen stehen ebenfalls unabhängig vom Fördersystem mit ihren Konkurrenten im
Wettbewerb um die Gunst der Letztverbraucher. Gerade jetzt in Zeiten stetig stei-
gender Strompreise legen die Letztverbraucher immer größeren Wert auf einen
günstigen Stromanbieter. Zuletzt stieg die Zahl der Anbieterwechsel stark an (vgl.
Süddeutsche 2013). Das regt den Wettbewerb unter den Stromanbietern positiv an.
Beim Quotenmodell wäre zudem zu beachten, dass die Stromanbieter die Nachfra-
geseite auf dem Grünstromzertifikatmarkt bilden. Durch die allerdings „eher ato-
mistische Struktur im Endkundenmarkt“ (Schwarz et al. 2008: 14) dürfte die beste-
hende Gefahr der Bildung von Marktmacht ausgeschlossen sein.
Beim EEG stehen die Anlagenbetreiber in keinerlei Wettbewerb miteinander. Es
kommt also auch zu keinerlei Kostendruck, da jedem Betreiber eine feste, techno-
logie- und standortspezifische Vergütung zusteht.
Beim Quotenmodell hingegen stehen die Anlagenbetreiber in einem ständigen
Wettbewerb um zum Beispiel die Technologien und die besten Standorte. Der Kos-
tendruck reizt die Anlagenbetreiber also an ihr Kostensenkungspotential ständig zu
überprüfen und auszunutzen, um einen Kostenvorteil gegenüber ihren Konkurren-
ten zu haben.
Es ist zudem ein weiterer wichtiger Aspekt hervorzuheben. An der Strombörse bil-
det sich der Strompreis, indem beginnend mit den niedrigsten Grenzkosten Kraft-
werke mit höheren Grenzkosten zugeschaltet werden, bis die Nachfrage gedeckt ist.
Die Grenzkosten der wichtigsten EE, wie zum Beispiel Windkraft- oder Solarener-
gie, sind allerdings nahezu null (vgl. Bode 2010: 644). Dies hat also zur Folge, dass
die EE-Anlagen, wie in Abbildung 7 zu erkennen, die mit höheren Grenzkosten
23
Abbildung 7: Preisbildung auf dem Strommarkt und Wirkung zusätzlicher EE-Einspeisung
Quelle: Bode 2010: 644
produzierenden Kraftwerke verdrängen und den Strompreis senken (Merit-Order-
Effekt). Hierbei ist problematisch, dass die Produktion von Windkraft- und Solar-
anlagen witterungsabhängig ist, was ein volatiles Stromangebot zur Folge hat. Dies
kann zum Beispiel an sehr windigen Tagen und damit sehr hoher Einspeisung bei
gleichzeitig geringer Nachfrage dazu führen, dass der Gleichgewichtspreis so stark
sinkt, dass Grundlastkraftwerke, bei denen das An-und Abschalten der Anlage mit
hohen Kosten verbunden ist, für einzelne Stunden negative Preise anbieten, weil
dies für sie kostengünstiger ist also eine temporäre Abschaltung der Anlage (vgl.
Bode 2010: 644).
Derzeit haben die EE-Anlagenbetreiber kaum einen Anreiz an dieser Situation et-
was zu ändern und nachfrageorientiert zu produzieren, da sie ihre feste Einspeise-
vergütung unabhängig von dem Preisgeschehen am Spotmarkt erhalten. Beim Quo-
tenmodell hingegen sind die Anlagenbetreiber abhängig von dem sich an der Strom-
börse bildenden Strompreis. Es besteht also ein Anreiz diesen zu optimieren. Dies
ist nur durch technischen Aufwand, z.B. durch Investitionen in intelligente Strom-
netze („Smart Grids“) oder Speichertechnologien (vgl. SVR 2011/12: 250) mög-
lich, den der Einzelerzeuger nicht leisten kann. Es ist jedoch durchaus vorstellbar,
dass Grünstromerzeuger im Verbund mit Netzbetreibern oder Versorgungsunter-
nehmen solche technischen Investitionen im gemeinsamen wirtschaftlichen Inte-
resse betreiben. Zumindest kann davon ausgegangen werden, dass durch das Quo-
tenmodell der Anreiz zu einer nachfrageorientierteren Grünstromproduktion deut-
lich erhöht würde.
24
3.4.3 Vermeidung von Mitnahmeeffekten
Nachdem nun zunächst in den ersten beiden Gliederungspunkten 3.4.1 und 3.4.2
das EEG und das Quotenmodell dahingehend untersucht wurden, ob sie den EE-
Ausbau mit den volkwirtschaftlich gesehen geringst möglichen Kosten erreichen,
wird nun untersucht, inwiefern die Förderkosten im jeweiligen Modell effizient
zum Ausbau der EE eigesetzt werden (vgl. Häder 2005: 48).
Die Förderung der EE ist dann nicht kosteneffizient, wenn es bei den EE-Anlagen-
betreibern zu Mitnahmeeffekten kommt. Das ist der Fall, wenn die Anlagenbetrei-
ber für eine Leistung belohnt werden, die sie auch ohne staatliche Förderung er-
bracht hätten, beziehungsweise, wenn die Förderzahlungen weniger den EE-Aus-
bau anreizen, sondern viel mehr den Anlagenbetreibern hohe Renditen einbringen.
Demnach ist die Förderung der EE umso ineffizienter, je höher die Summe der Mit-
nahmeeffekte ist.
Dadurch, dass die Einspeisevergütungen beim EEG nach der Art, dem Standort,
und der Größe der Anlage differenziert sind, kommt es zu keinerlei Mitnahmeef-
fekten für die EE-Anlagenbetreiber. Im Sinne der Fördereffizienz ist allerdings die
bereits diskutierte, durch hohe Renditen erzeugte Überförderung der Photovoltaik
kritisch zu sehen.
Im Quotenmodell hingegen ist die Gefahr von Mitnahmeeffekten groß. Durch die
meist technologieneutrale Ausgestaltung gibt es nur einen einheitlichen Preis für
die Grünstromzertifikate. Allerdings gibt es eine Vielzahl von Standorten, Techno-
logien und Anlagengrößen, die jeweils unterschiedliche Kosten aufweisen. Beson-
ders kostengünstig produzierende EE-Anlagen können also bedeutende Mitnahme-
effekte realisieren. Dieser Effekt wird umso gravierender, je höher der Anteil der
EE an der Stromversorgung ist, da bei steigender Quote davon ausgegangen werden
muss, dass auch auf teurere Technologien zurückgegriffen werden muss (vgl. We-
ber und Hey 2012: 49).
Bei Einführung des Quotenmodells in Schweden wurde diesbezüglich ein Fehler
begangen, indem bereits bestehende Anlagen berechtigt wurden Grünstromzertifi-
kate zu erhalten. Die Idee dabei war, durch diese Maßnahme sofort einen liquiden
Grünstrommarkt zu erzeugen. Allerdings resultierte daraus, dass die Betreiber der
25
Altanlagen erhebliche Renditen einfuhren, da die Altanlagen bereits vor der Ein-
führung der Grünstromzertifikate weitgehend kostendeckend arbeiteten und somit
auf die Subventionierung durch die Zertifikate nicht angewiesen gewesen wären.
Schätzungen zufolge werden die daraus entstehenden Kosten bis zum Jahr 2030
etwa 10 bis 15,5 % der Gesamtkosten ausmachen (vgl. Bergek und Jacobsson 2010:
17 f.).
Um Mitnahmeeffekte im Zuge der Förderung EE durch ein Quotenmodell zu ver-
meiden, sollten also zum einen die Ausgabe von Grünstromzertifikaten auf neu er-
richtete Anlagen beschränkt werden. Zum anderen könnten durch ein Ausdifferen-
zieren des Fördermodells Mitnahmeeffekte eingedämmt werden. Etwa durch Inves-
titionszuschüsse oder Steuervergünstigungen könnten vergleichsweise teure Tech-
nologien unterstützt werden. Auf diese Weise werden die Grünstromzertifikatpreise
gesenkt und die Mitnahmeeffekte der kostengünstigen EE-Anlagen gemindert (vgl.
Häder 2005: 50). Denkbar wäre zudem, dass die vergleichsweise teuren Technolo-
gien mit einer höheren Zuteilungsrate pro erzeugt MWh versehen werden, um die
Zertifikatspreise und somit die Mitnahmeeffekte zu mindern. Problematisch wäre
daran jedoch die Entfernung vom Marktmechanismus (vgl. Haucap und Kühling
2012: 62).
3.5 Technologieförderung
Zur ökonomischen Beurteilung eines EE-Förderinstruments ist es wichtig, dass
nicht nur die Effizienz des EE-Ausbaus bewertet wird, sondern auch, inwiefern der
technologische Fortschritt der Technologien gefördert wird, so dass die momentan
nicht eigenständig konkurrenzfähigen Technologien der EE schnell in die Wettbe-
werbsfähigkeit am Markt geführt werden (vgl. Häder 2005: 55).
Beim EEG wird auf eine indirekte Förderung der F&E gesetzt. Durch die ausdiffe-
renzierten, technologiespezifischen Vergütungen soll es zu einer schnelleren Kos-
tendegression durch Lerneffekte bei den Technologien kommen. So soll zunächst
teuren Technologien, wie beispielsweise der Photovoltaik oder der Offshore-Wind-
energie, durch den mit den Subventionen angereizten verstärkten Ausbau die Mög-
lichkeit gegeben werden, Lernkurven zu durchlaufen, um in Zukunft womöglich zu
den kostengünstigen und effektiven Technologien zu gehören (vgl. Weber und Hoy
26
2012: 49). Eine kritische Überprüfung, ob die bei einigen EE-Technologien durch-
aus vorhandene Kostendegression durch die indirekte Förderung der F&E schneller
voran geschritten ist, als ohne diese Förderung, ist von der Politik allerdings bisher
nicht konsequent eingefordert worden. Der alleinige Verweis auf das Vorhanden-
sein der Kostendegression reicht nicht aus, um die tatsächliche Wirkung der Förde-
rung zu belegen (vgl. SVR 2012/13: 281).
Der SVR kritisiert den Ansatz des EEG, über die Förderung des Kapazitätsausbaus
gleichzeitig die Investitionen in F&E zu unterstützen, zudem als „weder zielgenau
noch kosteneffizient“ (SVR 2012/13: 281). Tatsächlich hat diese indirekte Förde-
rung in der Praxis zu keinen hohen Forschungsaufwendungen der durch das EEG
begünstigten Unternehmen geführt (vgl. Frondel und Schmidt 2010: 651). Bei-
spielsweise ist, trotz der massiven Unterstützung des Photovoltaikmarktes durch
das EEG, in den letzten Jahren die hauptsächlich auf fertigungsnahe Aspekte bezo-
gene Forschungs- und Entwicklungsintensität der Photovoltaikindustrie von 2 %
auf unter 1,5 % des Umsatzes gesunken. Große Pharmafirmen weisen zum Ver-
gleich eine Forschungsintensität von 15-20 % auf (vgl. DPG 2010: 102). Die För-
dergelder werden also fast ausschließlich in die flächendeckende Verbreitung der
Anlagen genutzt.
Die Deutsche Physikalische Gesellschaft macht in ihrer Studie vom Juni 2010 über-
dies darauf aufmerksam, dass zu überprüfen sei, ob die Marktunterstützung durch
das EEG wirklich der deutschen Volkswirtschaft zu Gute kommt. Mittlerweile wird
in Deutschland nämlich der Export von Solarzellen vom Import deutlich übertrof-
fen (vgl. DPG 2010: 103). Es ist also anzunehmen, dass ausländische Unternehmen
ebenso von der starken Technologieverbreitung profitieren, wie einheimische Un-
ternehmen. Das 2001 gegründete chinesische Unternehmen Suntech Power ist bei-
spielsweise derweil an die Weltspitze der Photovoltaikanlagenhersteller aufgestie-
gen, obwohl es in China bislang keine bedeutsame Förderung gibt (vgl. Frondel und
Schmidt 2010). Aus Sicht der Wohlfahrt ist diese Entwicklung zwar nicht grund-
sätzlich negativ zu bewerten, allerdings entspricht dies nicht unbedingt der Absicht
der Förderung. Letztendlich ist also durchaus dazu zu raten die Vergütungssätze zu
kürzen und mit diesem Geld, anstatt einer indirekten Förderung der F&E durch das
EEG, auf eine direkte Förderung zu setzen.
27
Im Quotenmodell hingegen ist davon auszugehen, dass aufgrund des Wettbewerbs
zwischen allen Akteuren des Strommarktes ein starker Anreiz auf technologischen
Fortschritt vorhanden ist. Im Gegensatz zu den EE-Anlagenbetreibern, die einem
Einspeisevergütungssystem unterliegen, haben die Anlagenbetreiber bei einem
Quotenmodell den Anreiz durch technologischen Fortschritt die Anlagen möglichst
schnell zur Wettbewerbsfähigkeit auf dem Markt zu führen. Dieser Anreiz besteht
beginnend bei der Konzeption und Fortentwicklung der Anlagen über deren effi-
zienten Betrieb, bis zum Vertrieb des Stroms und dessen effizienter Einbindung in
das Stromsystem entlang der gesamten Wertschöpfungskette (vgl. Häder 2005: 60).
4. Schlussbetrachtung
Das EEG hat sich bisher als ein sehr effektives Instrument zum Ausbau der EE
bewährt. Durch den großen Investitionsanreiz ist der Anteil der EE am erzeugten
Gesamtstrom zwölf Jahre nach Inkrafttreten des EEG auf mittlerweile 23 % ange-
wachsen. Die Kehrseite dieses Erfolgs ist allerdings die ökonomische Ineffizienz.
Aufgrund der Anfälligkeit des Fördermechanismus für Lobbyismus fallen die Ver-
gütungsprämien, welche politisch verhandelte Preise darstellen, meist zu hoch aus.
Daraus resultiert eine Überförderung einzelner Technologien, was erhöhte Kosten
nach sich zieht. Aus der Überförderung resultiert außerdem eine erschwerte Koor-
dinierung des EE-Ausbaus mit dem Netzausbau. Negativ ist überdies der fehlende
Wettbewerb zwischen den EE-Anlagenbetreiber zu bewerten, denn so entstehen
keinerlei Anreize für die Betreiber die Kostensenkungspotentiale auszuschöpfen
und beispielsweise in F&E zu investieren, um effizienter zu wirtschaften. Auch eine
nachfrageorientierte Stromproduktion kann durch den planwirtschaftlichen Ansatz
des EEG nicht angereizt werden. Bei steigendem Anteil der EE wird dies zu großen
Problemen auf dem Strommarkt führen.
In Anbetracht dieser Ineffizienzen ist aus ökonomischer Sicht ein Wechsel zu einem
Quotenmodell durchaus zu unterstützen. Zunächst würden durch den einheitlichen
Grünstromzertifikatpreis nur noch die günstigsten Technologien angebaut und so-
mit erhebliche Kosten eingespart werden. Durch das präzise Einhalten der Zielvor-
gaben könnte überdies der Netzausbau besser koordiniert werden. Dadurch, dass
die Anlagenbetreiber bei einem Quotenmodell den typischen unternehmerischen
28
Risiken ausgesetzt wären, würde es zu Wettbewerb unter den Anlagenbetreibern
kommen. Das hätte zum Ergebnis, dass sich nur die effizientesten Technologien
und Standorte durchsetzen würden und die Anlagenbetreiber motiviert wären Kos-
tensenkungspotentiale auszunutzen. Durch die Abhängigkeit vom Strompreis hät-
ten die Anlagenbetreiber des Weiteren den Anreiz nachfragorientiert zu produzie-
ren und zum Beispiel in Speichertechnologien zu investieren. Allerdings wäre mit
der Einführung des Quotenmodells und der damit verbundenen Ausgabe von
Grünstromzertifikaten ein erheblicher administrativer Aufwand verbunden. Dies ist
zweifellos ein Nachteil.
Am Ende der Arbeit soll nun ein kurzer Ausblick auf die Realisierungsmöglichkei-
ten des Quotenmodells bzw. die zurzeit diskutierten Ansätze zur Weiterentwick-
lung des EEG angesichts der aktuellen politischen Diskussion gegeben werden:
Im Fokus der durch die am 22. September 2013 stattfindende Bundestagswahl auf-
geheizten öffentlichen Debatte steht die Begrenzung der Stromkosten, insbesondere
der Verhinderung eines weiteren Anstiegs der EEG-Umlage, um zusätzliche Belas-
tungen der privaten Haushalte zu vermeiden. Entsprechend haben das Bundesum-
welt- und Bundeswirtschaftsministerium am 13. Februar 2013 ein gemeinsames
Eckpunktepapier veröffentlicht, das „zur Dämpfung der Kosten des Ausbaus der
Erneuerbaren Energien“ eine kurzfristige Anpassung des EEG vorschlägt. Im Kern
geht es dabei darum, die EEG-Umlage einzufrieren und im Gegenzug die Einspei-
severgütungen abzusenken. Außerdem wird vorgeschlagen, die Ausnahmeregelung
für Wirtschaftsunternehmen nur noch für solche Branchen zu belassen, die im „in-
tensiven internationalen Wettbewerb stehen“. Das Eckpunktepapier ist jedoch eher
als politisch motivierte Verlautbarung in Anbetracht der bevorstehenden Bundes-
tagswahl zu betrachten. Eine Gesetzesänderung ist in dieser Legislaturperiode oh-
nehin nicht mehr umsetzbar. Auch heißt es in dem Papier: „Unabhängig davon be-
steht Einigkeit, dass das EEG grundlegend reformiert werden muss“.
Es ist also davon auszugehen, dass in der nächsten Legislaturperiode eine EEG-
Novelle in Angriff genommen werden wird, deren inhaltliche Ausgestaltung von
den dann bestehenden politischen Kräfteverhältnissen abhängt. Von den politischen
Parteien hat sich nur die FDP eindeutig für die Einführung eines Quotenmodells
ausgesprochen („Energiewende - FDP plant Radikalkur für die Ökostrom-Förde-
rung“ (FAZ 2013a)). Auch die CDU/FDP-geführte Landesregierung in Sachsen
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setzt sich dafür ein (vgl. FAZ 2013b) und hat den im Haucap-Gutachten skizzierten
Gesetzentwurf inzwischen sogar in den Bundesrat eingebracht (vgl. Bundesrat
2013). Dies entspricht allerdings nicht der Mehrheitsmeinung innerhalb der CDU.
SPD und Grüne favorisieren im Grundsatz das geltende EEG, wollen allerdings den
Ausnahmekatalog für Wirtschaftsbranchen stark reduzieren und damit die EEG-
Umlage breiter verteilen.
Aus alldem kann als vorsichtiges Resümee festgehalten werden, dass ein Ersatz des
EEG durch ein Quotenmodell in Deutschland eher unwahrscheinlich ist.
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36
Erklärung
Hiermit erkläre ich, dass ich die vorliegende Arbeit selbstständig und ohne fremde
Hilfe angefertigt und keine anderen als die angegebenen Quellen und Hilfsmittel
verwendet habe.
Die eingereichte schriftliche Fassung der Arbeit entspricht der auf dem elektroni-
schen Speichermedium.
Weiterhin versichere ich, dass diese Arbeit noch nicht als Abschlussarbeit an ande-
rer Stelle vorgelegen hat.
Datum, Unterschrift
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