Alternativen zum EEG
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Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Alternativen zum EEG: Marktprämien, Ausschreibungen und
Quotenmodell
Arbeitskreis Energie der Deutschen Physikalischen GesellschaftBad Honnef, 14. November 2013
Prof. Dr. Justus Haucap Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Heinrich-Heine Universität Düsseldorf
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Energiewende 2011• Moratorium nach dem Reaktorunglück in Fukushima.
• Sofortige Stilllegung von sieben (acht) Kernkraftwerken und stufenweiser vollständiger Atomausstieg bis 2022.
• Ausbau der erneuerbaren Energien auf 35% des Stromverbrauchs bis spätestens 2020, sogar auf 80% bis spätestens 2050.
• Energiestrategie 2020 der Europäischen Kommission:
• Reduktion von Treibhausgasemissionen um 20% (gegenüber 1990)
• Ausbau erneuerbarer Energien auf 20% (D: 35% bis 2022),
• Steigerung der Energieeffizienz um 20%.
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Quelle: BDEW, eigene Berechnungen
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Das Erneuerbare Energien Gesetz
• Bisher: Ausbau durch das EEG gesteuert,
• Über 4000 staatlich festgelegte, ausdifferenzierte Fördersätze nach
• Erzeugungstechnologie (Solar, Biomasse, Wind, Geothermie, etc.)
• Anlagengröße,
• Anlagenstandort,
• Errichtungszeitpunkt.
• EEG zeichnet sich durch nahezu völlige Abwesenheit von Markt und Wettbewerb aus.
• Die Kosten steigen rasant an.
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Förderung erneuerbarer Energien
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EEG-Vergütungssätze und Vergütung 2011 in cent/kwh
3,43 12,67
9,64
3,40 30,6719,15
4,04 11,00
7,36
5,28 10,209,18
15,00 15,00
15,00
9,48 62,40
Wasserkraft
Biomasse(fest, flüssig, gasförmig)
Deponie-, Klär-,und Grubengas
Wind onshore*
Wind offshore*
Photovoltaik**
40,16
Spannbreite Inbetriebnahmenbis 31.12.2011
durchschnittlicheVergütung 2011
SpannbreiteInbetriebnahmen 2012
7,16 27,00
20,69Geothermie
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Klimapolitisches Versagen des EEG
• Zunahme des EEG-Stroms in Deutschland führt zu sinkender Nachfrage nach CO2-Zertifikaten Preis fällt,
• Stromproduktion mit Braunkohle wird günstiger,
• Andere Industrien (Stahl, etc.) können günstiger CO2 ausstoßen,
• Gesamtmenge an CO2-Ausstoß aber durch Gesamtmenge an Zertifikaten gedeckelt, nicht durch Menge an EEG-Strom berührt.
• Klimaeffekt des EEG = Null – Tragödie!!
- Nota bene: Separate Förderung von EE-Strom bei effizienter Ausgestaltung des CO2-Handels nicht notwendigo Sinnvoll ggf. gezielte F&E-Beihilfen
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Exkurs: Handel mit CO2-Emissionsrechten
• Umwelt- und Klimaschutz sind „klassische“ Beispiele für ein so genanntes Marktversagen – ohne staatliche Eingriffe werden nicht die gesellschaftlich optimalen Ergebnisse erzielt.
• Grund sind sog. Externalitäten, auch externe Effekte genannt.
• Ein externer Effekt entsteht, wenn das Handeln eines Unternehmens (oder Individuums) jemanden anderen (positiv oder negativ) beeinflusst, ohne dass letzterer dafür kompensiert wird.
• Bei der Stromerzeugung mit fossilen Brennstoffen werden ohne ein staatliches Eingreifen die negativen Folgen für den Klimaschutz nicht hinreichend berücksichtigt. Es bedarf einer staatlichen Korrektur des Marktes.
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Exkurs: Handel mit CO2-Emissionsrechten• Europäische Kommission gibt (seit 2013) EU-weite Gesamtobergrenze
für CO2-Emissionen vor (zuvor nationale Pläne). Die Obergrenze beträgt im Jahr 2013 1,97 Mrd. t CO2, nach 2,12 Mrd. t in 2005 und 2,08 Mrd. t in 2008.
• Die Menge wird danach jährlich um 1,74 Prozent gesenkt, um sie schließlich im Jahr 2020 auf 1,72 Milliarden t oder 79 % der Emissionen des Jahres 2005 zu begrenzen.
• Durch die Begrenzung der Menge an CO2, die ausgestoßen werden darf, ist eine Mengensteuerung möglich.
• Alternative: Preissteuerung, z.B. durch eine CO2-Steuer,
• Problem: Eine CO2-Steuer kann Einsparziele weniger gut steuern und kann zudem teurer sein als eine Mengensteuerung.
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Exkurs: Handel mit CO2-Emissionsrechten
• Beispiel:
• Zwei Kraftwerke (A und B) stoßen CO2 aus.
• Folgende Kosten fallen bei der Vermeidung von CO2 an:
• Kraftwerk A: 1000t (2000t) weniger kosten 15.000 Euro (35.000 Euro)
• Kraftwerk B: 1000 t (2000t) weniger kosten 25.000 Euro (60.000 Euro)
• Was sollte getan werden?
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Ordnungspolitisches Versagen des EEG• Abnahmegarantie zu festgelegten Preisen induziert „Produce and
Forget“-Mentalität, bekannt aus der EU-Landwirtschaftspolitik.
• Im Extremfall: negative Strompreise (=Entsorgungsgebühren)
• Massive Überförderung einzelner Technologien (insbesondere Solarenergie)
• Folge 1: Massive Ineffizienz der Förderung mit gravierenden Allokationsverzerrungen (mehr als 35% aller weltweit installierten Solaranlagen in Deutschland),
• Folge 2: Massive Umverteilungswirkungen
(a) zwischen Bundesländern
(b) zwischen Bevölkerungsschichten
• Einspeisetarife heute rein politische Preise, weitgehend losgelöst von ökonomischen Realitäten.
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Entwicklung der EEG-Umlage
Quelle: BDEW
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EEG-Vergütungssätze (Durchschnitt)
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20170
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
16.1 16.919.2
17.2
19.6 18.816.3 16.2 16.1
7.8 8.3 9.6 8.5 8.7 8.6 8.5 8.4 8.4
7.1 7.2 7.4 7.2 7.8 7.8 7.9 8.0 8.0
19.8 20.722.1
23.6 24.1
24.3 24.5 24.6
8.8 8.9 9.2 8.8 9.0 9.1 9.1 9.1 9.015.0 15.0 15.0 15.6
48.0
43.6
40.2
36.5
32.129.4
26.3 25.6 25.7
Biomasse (fest, fl., gasf.) Wasser DKG-Gase Geothermie Wind onshore Wind offshore**
Photovoltaik***
du
rch
sc
hn
ittl
ich
e E
EG
-Ve
rgü
tun
g*
in c
t/k
Wh
Quelle: BDEW
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Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
EE
G-A
us
zah
lun
ge
n**
* in
Mio
. €
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20130
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
Biomasse Wasser* DKG-Gase Geothermie** Wind onshore Wind offshore Solarenergie
EE
G-S
tro
mm
en
ge
in G
Wh
EEG-Strommengen und EEG-Auszahlungen
Quelle: BDEW
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Wer zahlt das EEG?
Quelle: BDEW
20,4 Mrd. €
Industrie: 6,1 Mrd. €
Private Haushalte: 7,2 Mrd. €
Gewerbe, Handel,Dienstleistungen: 4,0 Mrd. €
Öffentliche Einrichtungen: 2,4 Mrd. €
Landwirtschaft: 0,5 Mrd. €
Verkehr: 0,2 Mrd. €
Von den Verbrauchern zu tragende Kosten für das EEG 2013: 20,4 Mrd. €
Industrie,
Gewerbe, Handel
etc.:
10,8 Mrd. €
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Entlastung der Industrie vom EEG
Quelle: BDEW
47%
25%
9%
4%
16%
243,1 TWh
Volle EEG-Umlage:5,277 ct/kWh
BegrenzteEEG-Umlage0,05 ct/kWh
GeminderteEEG-Umlage1%/0,05277 ct/kWh
GeminderteEEG-Umlage10%/0,5277 ct/kWh
EEG-Umlagenbefreiungnach §37 EEG
96%
4%
44.865
Volle EEG-Umlage:über 42.865 Industriebetriebe
Begünstigt durch die besondere Ausgleichsregelung nach § 41 EEG: gut 2.000 Industriebetriebe
Anzahl der Industriebetriebe Stromverbrauch der Industriebetriebe
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EEG-Subventionen und Ø-Einspeisetarif
Quelle: BDEW, eigene Berechnungen
1,2 1,6 2,2 2,63,6
4,45,6
7,68,8
10,5
12,8
16,4
8,5 8,7 8,9 9,2 9,310
10,9 11,412,3
13,9
15,8
17,9
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2001 2003 2005 2007 2009 2011EEG-Vergütungen in Mrd. Euro nach Abzug vNE mittlere Einspeisevergütung in Cent / kWh
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1.2% 1.3%
25.3% 25.9%
1.1% 2.0%13.8%
16.4%
56.1%53.4%
2.5% 1.0%
EEG-Umlage 2012 und 2013
Photovoltaik
Wind onshore
Wind offshoreBiomasse(fest, flüssig, gasförmig)
Wasserkraft, DKG-Gase, Geothermie
0,908 ct/kWh
0,038 ct/kWh
0,496 ct/kWh
2,016 ct/kWh
0,043 ct/kWh
5,277 ct/kWh
1,368 ct/kWh
0,105 ct/kWh
0,865 ct/kWh
2,815 ct/kWh
0,070 ct/kWh
3,592 ct/kWh
EEG-Umlage* 2012 EEG-Umlage* 2013
Sonstige Kosten** 0,054 ct/kWh0,091 ct/kWh
Quelle: BDEW
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Installierte Leistung und Stromerzeugung
0.5% 0.7%8.7%
25.8%7.2%
14.8%
0.3%
0.5%45.2%
41.4%0,01%
0,02%38.1%
16.8%
Geothermie
Wind onshore
WasserkraftBiomasse (fest, flüssig, gasf.)
Installierte Leistung Stromerzeugung
Photovoltaik
Wind offshore
DKG-Gase
Quelle: BDEW
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Subventionen für Erneuerbare Energien
DKG-Gase Wasser Wind onshore
Biomasse Wind offshore
Geothermie Photovoltaik alle EEG-An-lagen
20 €/MWh30 €/MWh
49 €/MWh
126 €/MWh138 €/MWh
182 €/MWh
246 €/MWh
121 €/MWh
Subvention pro MWh in 2013
Quelle: BDEW
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Weitere Förderbestandteile
Quelle: EEX
2012 2013
4.13 4.55
1.791.79
2.052.05
3.592
5.2770,002
0,126
0.151
0.3290,2502012:
11,7 ct/kWh
2013:14,4 ct/kWh
Konzessionsabgabe*
Mehrwertsteuer 19%
Stromsteuer
EEG-Umlage
KWK-Aufschlag
§ 19 StromNEV-Umlage
Offshore-Haftungsumlage (ab 2013)
+2,7ct/kWh
Quelle: BDEW
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Preisbildung an der Strombörse
Merit-Order in Deutschland
Menge
Wind PV
Kernenergie
Braun- kohle
Steinkohle
Gas
Öl
Nachfrage
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Strompreise (EEX) vs. EEG-Umlage
Quelle: EEX
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Weitere Probleme des EEG
• Netzausbaubedarf steigt (Verteilnetze bei Solar und verbrauchs-nahen Windrädern, Übertragungsnetze bei Off-Shore-Wind und On-Shore-Windstrom aus Nord- und Nordostdeutschland).
• Zunehmende Frage nach Sicherstellung der erzeugungsseitigen Versorgungssicherheit, da grenzkostenlos produzierbarer EE-Strom Börsenpreis drückt, so dass Neubau und teilweise auch Weiterbetrieb konventioneller Kraftwerke zunehmend fraglich wird Kapazitätsmechanismen?
• Integrationsfähigkeit der Fördermechanismen im Europäischen Binnenmarkt (jüngste Vorstöße der Europäischen Kommission)?
• Nota bene: Selbst bei Reform des EEG wird durch die sog. Netzparität der PV-Ausbau weiter voranschreiten.
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Quelle: Renewables 2012 Global Status Report
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Alternativen zum EEG
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Quelle: Renewables 2012 Global Status Report
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Alternativen zum EEG
1. Abschaffung des EEG – vollständige Marktintegration von EE-Strom – unrealistisch.
2. Einheitlicher EEG-Einspeisetarif ohne jede Ausdifferenzierung.
3. Diverse Marktprämienmodelle (technologiespezifisch/-neutral).
4. Ausschreibungsmodell: EE-Kapazitäten werden ausge-schrieben (à la Bestellverkehr bei der Bahn, öffentliche Ausschreibungen).
5. Quotenmodell: Stromversorger und/oder Netzbetreiber werden verpflichtet, x % EE-Strom zu vertreiben bzw. aufzunehmen.
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- Übergang zu einheitlichen Einspeisetarifen für alle Arten von EE-Strom, alle Anlagenarten und Anschlusszeitpunkte, z.B. ab 1.1.2014o ggf. Differenzierung nach fluktuierenden EE (PV, Wind) und
nicht-fluktuierenden EE (Biomasse, Wasser)o ggf. geographische Differenzierung nach Verbrauchsnähe
(Nord/Süd)o institutionell: ggf. Festlegung des Tarifs oder der Tarife durch die
BNetzA (Entpolitisierung der Vergütung) am Maßstab der Kosten der effizienten Leistungsbereitstellung von EE
ABER: Anpassung der Einspeisetarife hat bisher auch nie mit den Kostensenkungen Schritt halten können. Einspeisetarife sind eine Stellschraube der Politik.
Verbesserung des Systems der Einspeisetarife
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a) BNetzA schreibt in jedem Jahr eine bestimmte Zubaumenge an EE-Anlagen aus, für 20 (?) Jahre fixer Einspeisetarif oder Investitionskostenzuschuss, der sich aber endogen durch eine Auktion/Ausschreibung ergibt,
b) Alternativen: Netzbetreiber oder Energieversorger übernehmen Ausschreibungeno Verpflichtung für jeden Netzbetreiber (oder Versorger) x Prozent
EE-Strom aufzunehmen (bzw. zu vertreiben).
Aber: tendenziell noch immer ein planwirtschaftlicher Ansatz, System der öffentlichen Beschaffung – kein Wettbewerb um ein effizientes Beschaffungsmanagement / kein Vertragswettbewerb
Ausschreibungsverfahren
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Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte Letztverbraucher (nach schwedischem Vorbild)
- Gesetzgeber macht (a) Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EltVU), (b) Letztverbrauchern in dem Ausmaß, in dem sie Strom selbst erzeugt, importiert oder an der Börse bezogen haben, und (c) stromintensiven Unternehmen Vorgaben über den Anteil an EE-Strom, welche sie im Jahresdurchschnitt zu beziehen haben (Vorbild: Schweden).
- In dem Ausmaß, wie die in (c) genannten stromintensiven Unternehmen Strom von EltVU beziehen, werden erstere von einer Nachweispflicht befreit (keine Doppelbelastung).
- Die Erzeuger von EE-Strom erhalten pro 100 kWh erzeugtem grünen Strom ein Grünstromzertifikat, das handelbar ist.
EE-Quotenmodell
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Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte Letztverbraucher (Fortsetzung)
- Ab dem 1.1.2015 sollen jährlich bis 2020 als EE-Strom-Zubaurate z hinzukommen: z=(35-B)/6, wobei B der Anteil an EE-Strom im Jahr 2013 (Bestand) ist (dies lässt sich 2014 ermitteln). Ist also B gleich 26%, dann wären es z=1,5 Prozentpunkte Zubau pro Jahr.
- Die Pflicht des Nachweises der Grünstromzertifikate liegt vor allem bei denjenigen, die auf dem Markt für den erstmaligen Absatz von elektrischer Energie (nicht Endkundenmarkt!) als Nachfrager auftreten.
- Netzanschlusspflicht bleibt erhalten.- Für alle bis zum 31.12.2014 errichteten Anlagen gilt die jeweils
gesetzlich garantierte Förderung nach EEG weiter (Vertrauensschutz).
EE-Quotenmodell
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Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte Letztverbraucher (Fortsetzung)
- Um die vorgegeben Quote zu erfüllen, können EltVU (z.B. Stadtwerke) selbst EE-Strom erzeugen, diesen von dritten beziehen oder die Grünstromzerti-fikate kaufen. Die Vertragsgestaltung zwischen Grünstromerzeugern und EltVU bleibt allein diesen überlassen. EltVU können Grünstromzertifikate am Markt erwerben oder auch selbst Ausschreibungen für Grünstromerzeugung vornehmen und dort auch garantierte Einspeisevergütungen anbieten oder diese aushandeln.
- Erreichen die als (a), (b) und (c) genannten die vorgegebene Quote nicht, so ist eine Pönale In Höhe des 1,5-fachen vom durchschnittlichen Zertifikatepreis zu entrichten.
- Wird die Quote übertroffen, so ist ein Übertrag in das nächste Jahr und darüber hinaus möglich. Im umgekehrten Fall eines „Defizits“ bei Nicht-Erreichen der Quote ist hingegen stets die Pönale fällig, eine „Nacherfüllung“ im nächsten Jahr ist nicht möglich.
EE-Quotenmodell
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Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte Letztverbraucher (Fortsetzung)
- Vorteil 1: EltVUs stehen zunehmend im Wettbewerb um Kunden und haben starke Anreize, die günstigsten Formen der Produktion von EE-Strom zu kontrahieren (Technologien, Standorte, Anlagengrößen).
- Vorteil 2: Passgenaue Steuerung des Zubaus an EE-Kapazitäten möglich, damit auch Netzausbaubedarf besser planbar.
- Vorteil 3: Modell ermöglicht Vertragswettbewerb – weniger staatliche Planung als bei öffentlichen Ausschreibungen.
- Vorteil 4: Selbstverbrauchter Strom kann berücksichtigt werden (Aufkauf der Grünstromzertifikate).
- Vorteil 5: Untervarianten mit „Teilquoten“ z.B. für PV möglich oder durch höhere Zuteilungsraten für PV und Off-shore-Wind.
- Vorteil 6: Binnenmarktfähigkeit.
EE-Quotenmodell
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• Fehlende Planungssicherheit führt zu höheren Kapitalkosten bei Investoren, macht alles daher teurer
A:Das ist eine Frage der Vertragsgestaltung zwischen Stadtwerken und Investoren – Stadtwerke können 20-Jahres-Verträge machen, wenn das am günstigsten ist.
• In Großbritannien hat das nicht funktioniert
A:Richtig aufgrund mangelhafter Netzanschlusspflicht und geringen Pönalen. In Schweden funktioniert es.
• Windenergie in UK ist teurer als in D.
A: Da stimmt wohl, aber in UK müssen Erzeuger auch mehr Kosten tragen (Regelenergie, Netzgebühren). Zudem ist grüner Strom insgesamt pro kwh deutlich billiger in UK als bei uns – das ist entscheidend.
Kritik am EE-Quotenmodell
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Regionale Umverteilungseffekte 2012B
aye
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1,000
1,5001,230
413 408 308 249 22910
-115 -116 -144 -209-320 -366 -471
-613
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Quelle: BDEW
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Fazit• Wenn die Energiewende Vorbildcharakter für andere haben soll, dürfen
die Kosten nicht aus dem Ruder laufen, dann wird das niemand nachahmen.
• Auch die Akzeptanz in Deutschland selbst ist gefährdet.
• Eine EEG-Reform muss nun dringend angegangen werden. Mehr Markt und Wettbewerb sind dringendst erforderlich. 80% Planwirtschaft und 20% Restmarkt werden nicht funktionieren.
• Die Monopolkommission und auch der Sachverständigenrat halten jetzt ein Quotenmodell für das beste. Aber auch andere marktbasierte Fördermodelle sind besser als das heutige EEG.
• Eine Reform ist jedoch aufgrund des brachialen Lobbyismus gerade aus dem Bereich der „guten“ erneuerbaren Energien extrem sehr schwierig.
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Literaturhinweise• Haucap, J. & J. Kühling (2013), „Zeit für eine grundlegende Reform der EEG-
Förderung: Das Quotenmodell“, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 63/3, 41-49,online unter: http://www.et-energie-online.de/Zukunftsfragen/tabid/63/NewsId/466/Zeit-fur-eine-grundlegende-Reform-der-EEGForderung--das-Quotenmodell.aspx
• Haucap, J., C. Klein & J. Kühling (2013), Die Marktintegration der Strom-erzeugung aus erneuerbaren Energien: Eine ökonomische und juristische Analyse, Nomos Verlag: Baden-Baden, ISBN: 978-3-8487-0350-0.
• Haucap, J. & M. Coenen, „Mehr Plan- als Marktwirtschaft in der energie-politischen Strategie 2020 der Europäischen Kommission“, in: D. Joost, H. Oetker & M. Paschke (Hrsg.), Festschrift für Franz Jürgen Säcker zum70. Geburtstag, Verlag C.H. Beck: München 2011, S. 721-736, online unter: http://ideas.repec.org/p/zbw/diceop/11.html
• Monopolkommission (2013), Wettbewerb in Zeiten der Energiewende, 65. Sondergutachten, September 2013. http://www.monopolkommission.de
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
Professor Dr. Justus HaucapHeinrich-Heine-Universität DüsseldorfInstitut für Wettbewerbsökonomie (DICE)Universitätsstr. 1D-40225 Düsseldorf
Fax: 0211 81-15499email: [email protected]://www.dice.hhu.dehttp://www.monopolkommission.de
Twitter: @haucap sowie @DICEHHU
Alternativen zum EEG
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Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Quelle: BDEW, eigene Berechnungen
Alternativen zum EEG
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Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Alternativen zum EEG
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Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Alternativen zum EEG
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Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Marktmacht auf dem dt.-öster. Strommarkt?
Marktanteile an den installierten Kapazitäten 2012
Alternativen zum EEG
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Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Marktmacht auf dem dt.-öster. Strommarkt?
Alternativen zum EEG
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Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Börsenpreisentwicklung
ABER: 2012 hatten wir noch immer Überkapazitäten im deutschen Markt. Keine Hinweise auf nationale Unterversorgung.
Zu unterscheiden von regionaler Unterversorgung aufgrund von regionalen Netzengpässen.