Inhaltsverzeichnis

Abk  ürzungsverzeichnis  IV

Abbildungsverzeichnis.   VI

Tabellenverzeichnis VII   

1.  Einleitung.  1

1.1  Problemstellung.  1

1.2  Aufbau der Arbeit.  4

2.  Förderung regenerativer Stromerzeugung in der Europäischen Union.  6

2.1  Entwicklung der Förderung erneuerbarer Energien in der E.U  6

2.2  EU-Richtlinie zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.  9

3.  Modellüberblick verschiedener Förderinstrumente.  13

3.1  Klassifizierung verschiedener Förderinstrumente  13

3.2  Einspeisevergütungsmodell.  14

3.2.1  Funktionsweise der Einspeisevergütung  14

3.2.2  Ausgestaltungsmöglichkeiten der Einspeisevergütung.  15

3.2.3  Zusammenfassung.  16

3.3  Quotenmodell mit Zertifikatshandel.  17

3.3.1  Funktionsweise eines Quotenmodells  17

3.3.2  Zertifizierung im Quotenmodell  19

3.3.3  Ausgestaltungsmöglichkeiten eines Quotenmodells mit Zertifikatshandel  20

3.3.4  Zusammenfassung.  23

4.  Kriterien für die Bewertung von Förderpolitiken und -instrumenten  27

4.1  Effizienz, Effektivität und Wirkungen im EU-Binnenmarkt.  27

4.2  Nationale Richtziele  29

4.3  Förderregelungen und Berichtspflicht.  31

4.4  Verwaltungsverfahren  34

4.5  Netzanschluss  36

4.6  Herkunftsgarantie für Strom.  37

5.  Förderinstrumentarien.  39

5.1  Institutionelle Ausgestaltung der EE-Förderung zur Stromerzeugung in Deutschland.  39

5.1.1  Das Stromeinspeisegesetz (StrEG)  39

5.1.2  Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)  40

5.1.3  Novellierung des EEG.  43

5.1.4  Funktionsweise des EEG.  46

5.1.5  Vergütung nach dem EEG  48

5.2  Institutionelle Ausgestaltung der EE-Förderung zur Stromerzeugung in Großbritannien  53

5.2.1  Die Non-Fossil-Fuel-Obligation (NFFO SRO NI NFFO)  53

5.2.2  Funktionsweise des NFFO-Systems  55

5.2.3  Die Renewables Obligation (RO ROS NIRO)  58

5.2.4  Funktionsweise der Renewables Obligation (RO) mit Zertifikatshandel (ROCs)  65

5.2.5  Vergütung nach der Renewables Obligation.  71

5.2.6  Einführung von Technologiebändern und Reformansätze.  73

II

6.  Evaluierung und Vergleich der Förderinstrumentarien.  76

6.1  Zielsetzungen und Förderinstrumente im europäischen Überblick  76

6.2  Verwaltungstechnische und netzspezifische Hemmnisse in den Mitgliedstaaten  80

6.3  Kriterienüberprüfung.  82

6.3.1  Effizienz  82

6.3.2  Effektivität  89

6.3.3  Wirkungen im EU-Binnenmarkt  100

7.  Schlussfolgerungen  107

Literaturverzeichnis   110

III

Abkürzungsverzeichnis

BEE Bundesverband Erneuerbare Energie BM ELV Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit BMWA Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit; seit Herbst 2005 geteilt in

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie BNetzA Bundesnetzagentur; deutscher Regulator für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen CO 2 Kohlenstoffdioxid BERR Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform dena Deutsche Energie-Agentur DETINI Department of Enterprise, Trade and Industry Northern Ireland DTI Department of Trade and Industry; seit Juni 2007 Integration in das Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform EA Electricity Act (2000, 2002); britisches Energiegesetz EE Erneuerbare Energien EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz EET Erneuerbare Energieträger EEQ Erneuerbare Energiequellen EG Europäische Gemeinschaft EGV EG-Vertrag EU Europäische Union EU15 Europäische Union mit den Mitgliedstaaten seit 1. Januar 1995 EU25 Europäische Union mit den Mitgliedstaaten seit 1. Mai 2004 EU27 Europäische Union mit den Mitgliedstaaten seit 1. Januar 2007 EuGH Europäischer Gerichtshof Eurostat Statistisches Amt der Europäischen Gemeinschaften EVU Energieversorgungsunternehmen GBP/P Britisches Pfund/Britische Pence GD Generaldirektion(en) GW Gigawatt GWh Gigawattstunde KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau

IV

kWh Kilowattstunde KWK Kraft-Wärme-Kopplung MW Megawatt MWe elektrische Kapazität in Megawatt MWh Megawattstunde NFFO Non-Fossil Fuel Obligation; bezeichnet die Ausschreibungsrunden in Großbritannien; gelegentlich nur bezogen auf England und Wales verwendet NFPA Non-Fossil Purchasing Agency; Handelsplattform für Zertifikate im britischen Quotenmodell NIAER Northern Ireland Authority for Energy Regulation, nordirischer Regulator NI NFFO Northern Ireland Non-Fossil-Fuel Obligation; bezeichnet die Ausschreibungsrunden in Nordirland NIRO Northern Ireland Renewables Obligation; nordirische Quotenverpflichtung NIROC(s) Northern Ireland Renewables Obligation Certificate(s); Zertifikate in Nordirland OFGEM Office of Gas and Electricity; britischer Regulator für den Strom- und Gasmarkt OPSI Office of Public Sector Information PV Photovoltaik RE Regenerative Energien RESTATS The Renewable Energy Statistics System; ein Statistikportal zu erneuerbaren Energien in Großbritannien und Nordirland RES Regenerativstrom RO Renewables Obligation; britisches Quotenmodell, gelegentlich wird die RO nur auf England und Wales bezogen ROC(s) Renewables Obligation Certificate(s); Zertifikat(e) im britischen Quotenmodell, gelegentlich werden nur Zertifikate in England und Wales damit bezeichnet ROS Renewables Obligation Scotland; schottische Quotenverpflichtung SRO Scottish Renewable Order; Ausschreibungsrunden in Schottland SROC(s) Scottish Renewables Obligation Certificate(s); Zertifikate in Schottland SE Scottish Executive TWh Terrawattstunde UA Utilities Act

V

Abbildungsverzeichnis   

Abbildung  1: Funktionsweise preisorientierter Fördermodelle (z.B. Einspeisevergütung)  

Abbildung  2: Funktionsweise mengenorientierter Fördermodelle (z.B. Quotenmodell mit  

Zertifikatshandel  )  

Abbildung  3: Quotenverfehlung durch Vorgabe eines Buy-out-Preises.  

Abbildung  4: Überblick der Ziele hinsichtlich der Bewertung der EE-Anlagen  

Abbildung  5: Übersicht des Zertifikathandels  

Abbildung  6: Übersicht zur Diffusion der Förderinstrumente innerhalb der EU27  

Abbildung  7: Vergleich der Technologieförderung  

Abbildung  8: Überblick zur Förderung von Onshore-Windkraft in der EU27  

Abbildung  9: Überblick zur Förderung von Biogas in der EU27  

Abbildung  10: Überblick zur Förderung von Biomasse inklusive Beifeuerung in der EU27  

Abbildung  11: Überblick zur Förderung von kleinen Wasserkraftanlagen in der EU27.  

Abbildung  12: Überblick zur Förderung von Photovoltaik in der EU27.  

Abbildung  13: Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 1990-2006 in  

Deutschland.   

Abbildung  14: Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 1990-2006 in  

Gro  ßbritannien (inklusive Nordirland)  

VI

Tabellenverzeichnis   

Tabelle 1:  Klassifizierung von Fördermodellen.  13

Tabelle 2:  Mögliche Verpflichtungsadressaten und sinnvolle Bemessungsgrundlagen  21

Tabelle 3:  Ausdifferenzierte Beurteilungskriterien.  28

Tabelle 4:  Referenzwerte für die nationalen Richtziele der EU15 Mitgliedstaaten für den  

Anteil  von Strom aus erneuerbaren Energiequellen am Bruttostromverbrauch bis zum Jahr  

2010  ( )  30

Tabelle 5:  Übersicht der Evaluierungen und Berichte entsprechend EU-Richtlinie 2001/77/EG  

   33

Tabelle 6:  Regelung des novellierten EEG von 2004  43

Tabelle 7:  Degression nach Energiequelle von 2000-2004 (ohne Inflationseffekte)  49

Tabelle 8:  Veränderung der Degressionshöhen und Vergütungszeiträume  50

Tabelle 9:  Vergütungshöhen nach verschiedenen RE-Technologien und Anschlussjahr in  

Deutschland.   51

Tabelle 10:  Überblick der gesetzlichen Verordnungen im NFFO-System  54

Tabelle 11:  Übersicht aller Ausschreibungsverfahren in Großbritannien von 1990-1999  56

Tabelle 12:  Ausschreibungen nach RE-Technologie - geplanter vs. tatsächlicher Ausbau  57

Tabelle 13:  Übersicht der gesetzlichen Verordnungen - Renewables Obligation Orders.  59

Tabelle 14:  Quotenhöhen in Großbritannien und Nordirland von 2002/2003 bis 2026/2027  62

Tabelle 15:  Kapitalbeihilfen für RE-Technologien.  63

Tabelle 16:  Förderungswürdige Technologien nach der RO  65

Tabelle 17:  Restriktionen für Mischfeuerungsanlagen in Großbritannien.  68

Tabelle 18:  Zertifikate nach Technologien und Banking im britischen Quotensystem in  

Millionen  /MWh.  68

Tabelle 19:  Höhe der Strafzahlungen im britischen RO-System 2002/2003-2008/2009.  69

Tabelle 20:  Versteigerungen der ROCs auf der Handelsplattform NFPA 2002/2003-  

2007/2008.................................................................................................................................   72

Tabelle 21:  Vorschlag eines Technologiebändersystems in Großbritannien  74

Tabelle 22:  Prozentualer Anteil der EE-Stromerzeugung am Bruttostromverbrauch und  

Quotenvorgaben  in der E.U  76

Tabelle 23:  Übersicht der Vertragsletzungsverfahren gemäß Richtlinie 2001/77/EG.  78

Tabelle 24:  Überblick der verwaltungstechnischen und netzspezifischen Bedingungen in der  

EU25.   81

Tabelle 25:  Anteile EE am Bruttostromverbrauch von 1990-2006, Endenergie in Deutschland  

   90

Tabelle 26:  Entwicklung der installierten MW-Leistung zur EE-Stromerzeugung  2000-2006

in  Deutschland.  91

Tabelle 27:  Anteile EE am Bruttostromverbrauch von 1990-2006, Endenergie in  

Gro  ßbritannien und Nordirland.  94

Tabelle 28:  RO-Quotenerfüllung in Großbritannien 2002/2003 bis 2005/2006  95

Tabelle 29:  Systematische Quotenverfehlung in Großbritannien und Nordirland.  97

Tabelle 30:  Entwicklung der installierten MW-Leistung zur EE-Stromerzeugung  2002-2006

in  Großbritannien und Nordirland.  99

VII

1. Einleitung

1.1 Problemstellung

„Wenn wir unsere Partner auch weiter dazu bewegen wollen, ehrgeizige Ziele für die erneuerbaren Energien festzulegen, müssen wir beweisen, dass wir unsere eigenen Ziele erreichen werden, und sollten vor unserer eigenen Tür kehren.“ (Loyola de Palacio, ehemalige Vizepräsidentin der EU-Kommission von 1999 bis 2004, Zuständigkeitsbereich Verkehr und Energie, auf der Ratstagung „Energie“ am 14.05.2003, EU 2003a: 2)

Mit der Richtlinie vom 27. September 2001 (EU 2001a, 2001/77/EG) hat die Europäische Union erstmals einen Rahmen zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (EE) verabschiedet. Die EE-Stromrichtlinie ist somit die maßgebliche legislative Grundlage zur Förderung erneuerbarer Energiequellen auf der europäischen Ebene, mit entsprechenden Rückwirkungen auf die nationale Ebene.

In der Richtlinie werden die Mitgliedstaaten dazu aufgefordert, Maßnahmen zu ergreifen, um die Stromgewinnung auf Basis der erneuerbaren Energiequellen am gesamten Bruttostromverbrauch der EU15 von 13,9 Prozent im Jahr 1997 auf 22,1 Prozent bis 2010 zu steigern.

Ein wichtiger Ausgangspunkt für die Umsetzung der EE-Stromrichtlinie war die Zustimmung der Europäischen Union zum Kyoto-Protokoll im Jahr 1997. In diesem Rahmen ging sie die Verpflichtung ein, ihre jährlichen Treibhausgasemissionen bis 2010 um 8 Prozent zu senken und bis zum Jahr 2010 bei den erneuerbaren Energien einen Anteil von 12 Prozent am Primärenergieverbrauch zu erreichen.

Die Richtlinie beinhaltet unterschiedliche nationale Referenzwerte für die Regenerativstromerzeugung in allen EU-Mitgliedstaaten. Nach der EU-Erweiterung in den Jahren 2004 und 2007 wurden für die Beitrittstaaten ebenso nationale Richtziele festgeschrieben. Nach der Ergänzung der EE-Stromrichtlinie um die nationalen Richtziele der Beitrittsländer beträgt das Gesamtausbauziel der EU27 beim Regenerativstrom 21 Prozent bis zum Jahr 2020. Für die Zeit nach 2010 wird ein weiterer Ausbau der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung angestrebt. Dies wird am Beschluss des Rates der Europäischen Union im März 2007 deutlich. Darin wird ein verbindliches Ziel in Höhe von 20 Prozent als Anteil der erneuerbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch der EU bis 2020 festgeschrieben (Rat der Europäischen Union 2007: 21).

1

Damit soll erreicht werden, dass dem Umwelt- und Klimaschutz im gemeinsamen liberalisierten europäischen Strommarkt größere Beachtung geschenkt wird. Die Notwendigkeit eines staatlichen Eingriffs wird daran deutlich, dass die Energieerzeugung derzeit für vier Fünftel aller Emissionen verantwortlich ist (SRU 2000). Im Jahr 1997 lag der Anteil der erneuerbaren Energien bei 5,4 Prozent des Primärenergieverbrauchs, bis 2006 wurden ca. 6,5 Prozent (bis 2001: 6%) erreicht. Die Entwicklung der erneuerbaren Energien ist ein zentraler Bereich für die europäische Energiepolitik und unter verschiedenen Gesichtspunkten eine Notwendigkeit für die Zukunft. Letztendlich stellt diese Form eine saubere, nachhaltige und sichere Energieversorgung dar. Die erneuerbaren Energiequellen können einen hohen Beitrag gegen eine weitere Zunahme der Treibhausgase leisten.

Die Notwendigkeit der Förderung von regenerativen Energiequellen ist vor allem aufgrund externer Effekte bei der Energieversorgung zu rechtfertigen. Diese Externalitäten verursachen finanzielle, soziale und ökonomische Kosten, die in den regulären Marktpreisen nicht enthalten sind. Bei der konventionellen Stromerzeugung wird die Umweltverschmutzung durch fossile Brennträger nicht ausreichend im Preis abgebildet.

Somit wird politisches Handeln und ein staatlicher Eingriff im Energiesektor erforderlich, weil sich sowohl die negativen externen Effekte der konventionellen Energieversorgung -Emissionen, Kosten für die Beseitigung von Reststoffen und der unwiederbringliche Ressourcenabbau - als auch die positiven externen Effekte der umweltfreundlichen regenerativen Energieversorgung nicht in ausreichendem Maße in den Marktpreisen niederschlagen. Dabei handelt es sich um einen klaren Fall von Marktversagen. In der Öffentlichkeit werden häufig Instrumente der Preissteuerung mit öffentlichen Einnahmen diskutiert, die als Besteuerung der Umwelt- und Energienutzung eingesetzt werden. Das Konzept der Besteuerung der Umweltnutzung geht auf Arthur Cecil Pigou (1920) zurück, der bereits im Jahre 1920 Überlegungen zur Besteuerung sämtlicher Emissionen anstellte, die als externe Effekte Umweltschäden verursachen (Espey 2001: 40). Die Internalisierung der Differenz zwischen sozialen und einzelwirtschaftlichen Kosten ist besonders schwierig, weil Kosten und Nutzen von Emissionsvermeidungen schwer zu messen sind und die Festlegung eines angemessenen Steuersatzes nur mit großen Einschränkungen möglich erscheint. Das Modell der vollständigen Internalisierung der externen Kosten, wie von Pigou angestrebt, ist in der Praxis daher nur unzureichend zu verwirklichen (Espey 2001: 40).

2

Unter der Prämisse der Internalisierung von externen Effekten sind die EU-Mitgliedstaaten nach dem Gemeinschaftsrahmen für staatliche Umweltschutzbeihilfen berechtigt, Maßnahmen zu ergreifen.

„…[H]ierbei wird unter anderem der Notwendigkeit Rechnung getragen, die externen Kosten der Stromerzeugung zu internalisieren, […] Artikel 87 und 88 [EG-Vertrag] gelten jedoch auch weiterhin für diese öffentliche Förderung.“ (EU 2001b: 3)

Eine Regulierung in der Energiepolitik soll Maßnahmen schaffen, um eine Zurechnung der externen Kosten zu gewährleisten und den Nutzen der Umweltfreundlichkeit zu berücksichtigen (Espey 2001: 17f.).

Unter Berücksichtigung der Problemstruktur im Hinblick auf die erneuerbaren Energien ist eine besondere Förderung gerechtfertigt. Es ist erklärtes Ziel der Europäischen Union, den Auswirkungen des Klimawandels entgegenzutreten und die regenerative Stromerzeugung besonders zu fördern.

Der Einsatz von Maßnahmen, um den Markt in eine politisch gewollte Richtung zu steuern, sollte allerdings nur dort erfolgen, wo sich ohne die politisch ordnende Hand kein funktionierender Markt einstellt.

In der Regel werden in den EU-Ländern finanzielle Förderungsinstrumente als Hauptinstrumentarium eingesetzt. Dabei ist auch zu beobachten, dass die Instrumente in den jeweiligen EU-Mitgliedstaaten nicht immer über eine längere Zeitperiode durchgängig praktiziert werden.

Die Stärke des Problemdrucks ist hierbei entscheidend, und die Frage, in welchem Zeitraum das Ziel zu erreichen ist sowie welches Instrumentarium für eine langsamere oder schnellere Veränderung zweckmäßiger erscheint (Espey 2001: 90).

Die Arbeit ist darauf ausgerichtet, die unterschiedlichen in der Europäischen Union am weitesten verbreiteten monetären Instrumente zur Förderung der EE-Stromerzeugung zu vergleichen. Am häufigsten kommen in den EU-Ländern die Einspeisevergütung und das Quotenmodell mit Zertifikatshandel zum Einsatz.

Deshalb erscheint es sinnvoll, diese Arbeit auf die beiden Förderinstrumente zu beschränken. Die Auswahl der Fallbeispiele Deutschland und Großbritannien eignet sich deswegen besonders, weil Deutschland das Einspeisevergütungssystem anwendet und in Großbritannien das Quotenmodell mit Zertifikatshandel zum Einsatz kommt.

3

An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass wenn von dem Fallbeispiel Großbritannien gesprochen wird, streng genommen das gesamte Vereinigte Königreich, also inklusive Nordirland, gemeint ist. Aus praktischen Gründen wird auf die vollständige Bezeichnung „Vereinigtes Königreich“ jedoch an einigen Stellen verzichtet. In der Europäischen Union wird seit Jahren eine Debatte darüber geführt, welches Förderinstrumentarium die besten Ergebnisse liefert. Diese Diskussion wird in der Arbeit aufgenommen und soll stellvertretend für die gesamte EU anhand der Fallbeispiele geführt werden. In der Debatte geht es um die effizienteste und effektivste Fördermethode und um eine eventuelle EU-weit geplante Anwendung der EE-Förderung, die Harmonisierung der Fördermodelle. Daneben sind weitere Rahmenbedingungen als Zusatz zu den drei Hauptkriterien mit in die Bewertung einzubeziehen.

Die Europäische Union hat zu diesem Zweck in der Richtlinie 2001/77/EG ein Monitoring-System integriert.

Die zentrale Fragestellung dieser Arbeit soll also lauten: Welches nationale Fördersystem führt zu den besten Ergebnissen („best practice“) bei der regenerativen Stromerzeugung? Mit der Klärung dieser Frage soll die derzeitige Debatte positiv befruchtet werden, um das am besten geeignete Fördersystem herauszustellen. Ein bevorstehender Harmoni-sierungsvorschlag der EU-Kommission wird von dem Ergebnis des Vergleichs Einspeisevergütung versus Quotenmodell nicht unbeeinflusst sein.

1.2 Aufbau der Arbeit

Die Arbeit ist in drei große Schwerpunkte gegliedert: die Entwicklung der Erneuerbaren Energien in der EU, die auch den EU-Kriterienkatalog enthält, die Vorstellung der theoretischen Förderungsmodelle und eine anschließende Evaluierung und Bewertung anhand der Länderbeispiele.

Im 2. Kapitel werden zunächst die Entwicklungen und die Anfänge der Förderung der erneuerbaren Energien dargestellt. Außerdem wird die Grundlage der Förderung der erneuerbaren Energien in der Europäischen Union, die Richtlinie 2001/77/EG kurz vorgestellt. Diese Grundlage ist wichtig für das Verständnis, welche Fortschritte gemacht wurden, welche rechtlichen Faktoren eine Rolle spielen und wie es zur Richtlinie 2001/77/EG kam.

4

Das 3. Kapitel liefert einen theoretischen Modellüberblick über die verschiedenen Förderinstrumente, der sich für diese Arbeit sinnvollerweise auf die Einspeisevergütung und das Quotenmodell beschränkt.

Die Kriterien für Bewertungen von Förderpolitiken und -instrumenten werden im 4. Kapitel herangezogen und systematisiert. Die Dreiteilung der Kriterien in Effizienz, Effektivität und Kompatibilität ist dabei von immenser Bedeutung. Besonders berücksichtigt werden in diesem Kapitel die Lernprozesse, die in Form von Evaluierungen der EU-Kommission und durch die Berichtspflicht der EU-Mitgliedstaaten auftreten. Nachdem durch die theoretische Darstellung die Besonderheiten des jeweiligen Förderinstrumentariums sichtbar wurden, werden im 5. Kapitel anhand der Fallbeispiele Deutschland und Großbritannien die praktischen Erfahrungen der Förderung von erneuerbaren Energien zur Stromgewinnung dargestellt. Im Fokus dieser Arbeit steht das Hauptförderinstrumentarium, wobei gerade die institutionellen Ausgestaltungen bedeutsam sind.

Im 6. Kapitel werden anhand der Förderinstrumentarien die konkreten Auswirkungen in der Praxis überprüft. Außerdem sollen die Erfahrungen in Bezug auf die Förderinstrumente in den Fallbeispielen verglichen und auf die Wirksamkeit der Maßnahmen hin untersucht werden. Das abschließende 7. Kapitel soll die zentralen Aussagen zusammenfassen und mögliche Anknüpfungspunkte zur weiteren Entwicklung der Förderung von erneuerbaren Energiequellen liefern. Damit wird am Ende dieser Arbeit auch die Fortschreibung dieses Prozesses thematisiert.

5

2. Förderung regenerativer Stromerzeugung in der Europäischen Union

2.1 Entwicklung der Förderung erneuerbarer Energien in der EU

„Die Tätigkeit der Gemeinschaft (…) umfasst nach Maßgabe dieses Vertrages und der darin vorgesehenen Zeitfolge: (…) Maßnahmen in den Bereichen Energie, Katastrophenschutz, Fremdenverkehr.“ (Art. 3u, Absatz 1 EG-Vertrag in der konsolidierten Fassung vom 29.12.2006)

In den Verträgen zur Europäischen Gemeinschaft und zur Europäischen Union existieren zum Energiesektor, und somit auch zur Förderung erneuerbarer Energiequellen (EEQ), keine konkreten Formulierungen. Allerdings üben die EU-Organe (EU-Kommission, EU-Rat, EU-Parlament und diverse Generaldirektionen, z.B. GD Energie und Verkehr) im Energiebereich vielschichtigen Einfluss auf die Mitgliedstaaten aus. Für den Bereich der Förderung von erneuerbaren Energien innerhalb der Europäischen Union sind mehrere Generaldirektionen zuständig: die GDXII (Wissenschaft, Forschung und Entwicklung), die GDXI (Umwelt) oder die GDVI (Landwirtschaft) (Espey 2001: 103ff.). Eine wichtige Funktion nimmt zudem die Generaldirektion Wettbewerb ein, da dort die Zuständigkeit für die Liberalisierung des europäischen Energiemarktes verortet ist. Dort getroffene Entscheidungen haben Rückwirkungen auf den Bereich und die Förderung der erneuerbaren Energien. Eine stärkere Nutzung erneuerbarer Energieträger (EET) wurde vom Rat bereits 1986 als wichtiges energiepolitisches Ziel identifiziert (Rat der Europäischen Gemeinschaften 1986: 1).

Mitte der 1990er Jahre wurden dann im Bereich der EU-Energiepolitik einige Maßnahmen vorgeschlagen, die die Nutzung erneuerbarer Energiequellen fördern sollten. Im Jahre 1995 wurden im Weißbuch „An Energy Policy for the European Union“ (EU-Kommission 1995) innerhalb der EU erstmalig langfristige energiepolitische Zielsetzungen formuliert. Im Energiesektor sollen gleichermaßen Wettbewerb, Versorgungssicherheit und Umweltschutz in Einklang gebracht werden. Daraus können sich zu einem gewissen Maße Zielkonflikte entwickeln. Im Weißbuch wird der Umweltschutz in der EU besonders betont. Zentralen Fragen zum Thema Umwelt wird eine hohe Priorität eingeräumt und verstärkt auf die politische Agenda der Europäischen Union gesetzt. Ausdrücklich weist die Europäische Union in diesem Bericht darauf hin, dass der Klimaänderung entgegenzutreten sei. Die konkrete Minderung von Treibhausgasemissionen, so der Ansatz innerhalb der EU, sollte 15 Prozent bis 2010 im Vergleich zum Basisjahr 1990 ausmachen (EU-Kommission 1995: 5). In

6

der Mitteilung schlägt die EU-Kommission auch ein Maßnahmenbündel vor, um die implizierten Ziele zu erreichen. Erneuerbare Energiequellen werden dabei als ein wichtiges Element und Teil der Lösung angesehen. Für diese Zielerreichung wird den erneuerbaren Energien damit eine besonders bedeutende Rolle zugewiesen. Weiterhin müsse dieser Aspekt in eine Gesamtstrategie eingebunden werden (EU-Kommission 1995: 5/8). Diese Entwicklung zeigt, dass der EU-Energiesektor nicht nur in seiner Gesamtheit betrachtet wird, sondern auch die Frage der Förderung der EE in der EU seit Mitte der 1990er Jahre verstärkt auf die energie- und umweltpolitische Agenda gerückt ist.

„Eine beschleunigte Verbreitung erneuerbarer Energieträger ist hinsichtlich der Reduzierung der Kohlenstoffintensität und folglich der CO2-Emissionen von großer Bedeutung, und zwar unabhängig von den konkreten Ergebnissen der Konferenz von Kyoto. […] Für die erneuerbaren Energieträger entsteht ein neues Umfeld; es bietet mehr Möglichkeiten, kann aber angesichts des Kostenwettbewerbs auch eine Herausforderung darstellen. Deshalb muß die weitere Verbreitung erneuerbarer Energieträger durch geeignete Begleitmaßnahmen gefördert werden.“ (EU-Kommission 1995: 6)

Dieser Themenschwerpunkt innerhalb der EU setzte sich mit dem „Weißbuch über erneuerbare Energieträger“ aus dem Jahr 1996 fort (EU-Kommission 1996a). Darin wird der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen aus vielfältigen Gründen (Versorgungssicherheit, Diversifizierung der Energieversorgung, Umweltschutz und sozialer sowie wirtschaftlicher Zusammenhalt) eine hohe Bedeutung beigemessen (EU 2001a). Im November 1996 stellte die EU im Grünbuch „Energie für die Zukunft: Erneuerbare Energiequellen“ (EU-Kommission 1996b) eine Empfehlung für eine gemeinsame Strategie der Gemeinschaft zur Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch dar und verdeutlichte den damaligen Stand der erneuerbaren Energieträger in den EU-Mitgliedstaaten. Zudem forderte die EU-Kommission in diesem Grünbuch dazu auf, ein neues Ziel für den Anteil der EE zu setzen und in einer EU-weiten Diskussion eine Strategie zur Förderung erneuerbarer Energieträger zu formulieren. Das vormalige Ziel beinhaltete, 8 Prozent des Primärenergieverbrauchs bis 2010 aus erneuerbaren Energiequellen zu decken (Espey 2001: 104). Der politische Problemdruck erhöhte sich im Jahr 1997 mit der Zustimmung auf der internationalen Klimaschutzkonferenz in Kyoto. Dort verpflichteten sich die EU-Staaten zur Umsetzung der gemeinsamen Reduktion von Treibhausgasemissionen in Höhe von 8 Prozent.

7

Dies mündete schließlich in den Vorschlag des „Weißbuch[s] für eine Gemeinschaftsstrategie und Aktionsplan“ (EU-Kommission 1997a). Darin wurde als Richtziel aufgenommen, dass der Anteil der erneuerbaren Energien an der EU-Primärenergieversorgung auf 12 Prozent im Jahr 2010 angehoben werden soll. Der geplante gemeinsame Aktionsplan ist darauf ausgerichtet, Ziele und Strategien für die EE-Förderung festzulegen. Daraus sollten letztlich Maßnahmen entspringen, die in einem engen Zusammenhang mit dem EU-Binnenmarkt stehen. Bereits zu diesem Zeitpunkt wurde über die Implementierung einer EU-Richtlinie für die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nachgedacht, die die Gemeinschaftspolitiken und die Zusammenarbeit der Mitgliedstaaten in diesem Bereich fördert. Eine mögliche EE-Stromrichtlinie fördert das Gesamtziel von 12 Prozent aus erneuerbaren Energiequellen am Primärenergieverbrauch zu verwirklichen. Um das übergeordnete Ziel der EU, das Entstehen und die Vollendung eines gemeinsamen Binnenmarktes auch im Energiesektor zu erreichen, ist maßgeblich die Öffnung der nationalen Energiemärkte zu nennen. Mit der Inkraftsetzung der Binnenmarktrichtlinie Elektrizität 96/96/EG im Jahre 1997 (EU 1997) wurde mit der Liberalisierung des gemeinsamen europäischen Strommarktes begonnen. Bis Februar 1999 waren die Mitgliedstaaten dazu aufgefordert, die dort niedergeschriebenen Maßnahmen vollständig umzusetzen. Im Juli 2007 sollte die Liberalisierung des Energiesektors in allen EU-Staaten abgeschlossen sein, um einen vollständig funktionierenden Elektrizitätsbinnenmarkt zu garantieren.

Diese Maßnahmen veranschaulichen aber auch, dass zunächst keine spezifische Richtlinie existierte, die sich mit der Förderung erneuerbarer Energien befasste. Die Diskussion über eine konkrete Formulierung einer europäischen Richtlinie, die erneuerbaren Energien betreffend, gewann mit der Zeit jedoch spürbar an Dynamik, wie die Empfehlungen in dem genannten Grünbuch und den Weißbüchern Mitte der 1990er Jahre deutlich machen. Eine solche Regelung wäre insgesamt viel weitreichender als die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie aus dem Jahre 1997. Außer Vorrangmöglichkeiten in Bezug auf die Aufnahme ins Stromnetz beinhaltete diese Richtlinie keine besondere Regelung für die Nutzung von EEQ (EU 1997, Art. 8 Abs. 3). Aufgrund dieser Tatsache schlugen einige Interessengruppen und EU-Organe eigene Richtlinienentwürfe zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien vor. Strittig waren vor allem Fragen nach dem Zeithorizont der Förderregelungen oder der mengenmäßigen Begrenzung (Solarthemen 1999: 3).

Im Jahr 2000 legte die damalige EU-Kommissarin für Energie und Verkehr, Loyola de Palacio, schließlich einen Vorschlag für eine solche Richtlinie vor, die mit der letztlich

8

beschlossenen Richtlinie im Jahr 2001 nahezu deckungsgleich war. Im Vorschlag für die Richtlinie wurde die Beachtung des Subsidiaritätsprinzips hervorgehoben, so dass die Mitgliedstaaten für mindestens weitere sieben Jahre nationale Regelungen umsetzen dürfen. Nach Ablauf des vorher fixierten Zeitraumes soll dann geprüft werden, welches Förderinstrument mit der Zielerreichung und einer gemeinsamen harmonisierten Förderpolitik eher kompatibel erscheint (Espey 2001: 108; EU 2001a).

Im Vorschlag von de Palacio war zudem enthalten, dass jedes Mitgliedsland verbindliche Ziele für die Nutzung von erneuerbaren Energien festlegt. In der Praxis bedeutet dies, dass die bisherigen Ziele, die die Länder bis dato als unverbindlich ausgewiesen haben, bindenden Charakter erhalten sollten (Espey 2001: 108). Diese Formulierung setzte sich nicht durch, da in der Richtlinie von indikativen Zielen gesprochen wird. In diesem Zusammenhang betonte das Europäische Parlament in seiner Entschließung vom 30. März 2000 zur Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen und zum Elektrizitätsbinnenmarkt, dass auf einzelstaatlicher Ebene bindende und ehrgeizige Zielvorgaben für erneuerbare Energien für das Erreichen konkreter Ergebnisse und der Gemeinschaftsziele eine entscheidende Bedeutung haben (EU 2001a: 33).

Im anschließenden Kapitel geht es darum, einen kurzen Überblick zu Elementen der 2001 beschlossenen EU-Richtlinie zu geben.

2.2 EU-Richtlinie zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Am 21. September 2001 wurde vom Europäischen Parlament und dem Rat die Richtlinie 2001/77/EG zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien verabschiedet. Das ausdrückliche Ziel ist die Steigerung des Anteils aus erneuerbaren Energiequellen an der Stromerzeugung und die Schaffung einer Grundlage für einen entsprechenden künftigen Gemeinschaftsrahmen (EU 2001a: 33f.).

Dadurch soll erreicht werden, dass in den EU-Ländern mehr Strom aus regenerativen Energien gewonnen wird. Rechtlich stützt sich die Richtlinie auf den Gründungsvertrag der Europäischen Gemeinschaft, explizit dort auf Artikel 175 Absatz 1 (ex Art. 130s) des Nizza-Vertrages aus dem Jahre 2001.

Sinnvoller Weise erfolgt an dieser Stelle ein kurzer Exkurs zu den rechtlichen Komponenten der Europäischen Union, insbesondere zu der Wirkung einer europäischen Richtlinie. Generell ist in der Europäischen Union zwischen dem primären und sekundären Gemeinschaftsrecht zu unterscheiden. Mit dem primären Gemeinschaftsrecht werden alle

9

grundlegenden Verträge der EU bezeichnet. Darin wird die Grundordnung der Gemeinschaft festgelegt, z.B. zählen dazu der EG-Vertrag (EGV) oder die Verträge von Amsterdam und von Maastricht. Eingeschlossen sind ebenso die allgemeinen Rechtsgrundsätze, die vom EuGH (Europäischer Gerichtshof) verbindlich formulierten Grundrechte, der Grundsatz der Rechtssicherheit, die Grundrechtecharta und das Demokratieprinzip. Für diese Arbeit sind jedoch die Auswirkungen des sekundären Gemeinschaftsrechts essentiell. Darunter fallen alle Rechtsakte, die die EU-Kommission, der Ministerrat und das Europäische Parlament auf Basis des primären Gemeinschaftsrechts erlassen. Gegenstand der Rechtsetzung sind im sekundären Gemeinschaftsrecht nach Art. 249 EGV in der Hauptsache Verordnungen, Richtlinien und Entscheidungen (Tekin/Wessels 2007: 108). Daneben werden von den genannten EU-Organen zusätzlich Empfehlungen und Stellungnahmen veröffentlicht. Zu den wesentlichen Maßnahmen der EU zählen das (1) Festlegen von Gemeinschaftszielen, (2) Maßnahmen des Ministerrates und der Kommission, (3) Verordnungen sowie das (4) Einrichten von Förderprogrammen.

Die Differenzierung eines EU-Rechtsaktes nach Verordnungen, Richtlinien und Empfehlungen ist deswegen wichtig, da die Wirkungsweisen unterschiedlich sind. Mit einer Verordnung werden den EU-Mitgliedsländern gültige Vorschriften auferlegt, die eine allgemeine Geltung haben und umgesetzt werden müssen. Verordnungen sind in all ihren Teilen verbindlich und gelten in allen EU-Mitgliedstaaten unmittelbar, das heißt dass diese eine einheitliche Durchführung garantieren (Tekin/Wessels 2007: 108). In Richtlinien werden lediglich die Ziele vorgegeben. Die Umsetzung in nationales Recht und die Ausgestaltung zur Erreichung dieser Ziele bleibt den Mitgliedstaaten innerhalb einer festgelegten Frist selbst überlassen. Um die Wirkung einer EU-Richtlinie wird es speziell in dieser Arbeit gehen. Entscheidungen, die auf der EU-Ebene getroffen werden, sind in all ihren Teilen in der Regel für diejenigen verbindlich, die darin bezeichnet werden (Tekin/Wessels 2007: 109). Darüber hinaus werden von der Europäischen Union Empfehlungen vorgetragen, die wie sich zeigen wird, auch bei den erneuerbaren Energien hervorgebracht werden. Diese stellen eine Analyse von bestimmten Politikfeldern innerhalb der EU dar. Dadurch sollen bestimmte europäische Sachfragen stärker in den Fokus gerückt werden. Gleichzeitig beinhaltet eine Empfehlung Hinweise, welche Maßnahmen zu ergreifen und welche Schritte nötig sind, um in einem Politikfeld Verbesserungen zu erreichen. Empfehlungen der EU ohne bindenden Charakter werden häufig in Form von Grün- oder Weißbüchern vorgelegt (Espey 2001: 104).

10

In der Richtlinie 2001/77/EG wird die Nutzung erneuerbarer Energiequellen (EEQ) zur Stromerzeugung als wesentliches Element des Maßnahmenbündels beschrieben, um die Einhaltung der Rahmenbedingungen des Kyoto-Protokolls zu garantieren (EU 2001a: 33). Die dort von den Vereinten Nationen vereinbarten Maßnahmen gegen den Klimawandel können als politisch erzeugter Problemdruck verstanden werden. Die Einschränkung ist, dass sich nicht alle Staaten, vor allem jene mit hohen CO 2 -Emissionen wie die USA, China und Indien, zu bestimmten Erfüllungsverpflichtungen bekennen. In diesem Rahmen existieren keine Sanktionsmechanismen, die die Erfüllung von Reduktionen in diesen Ländern auf bestimmte Weise garantieren.

Auf europäischer Ebene ist auf der Grundlage der Vereinbarung des Kyoto-Protokolls jedoch ein EU-Burden-Sharing-Agreement beschlossen worden, um die Emissionsminderung von Treibhausgasen (z.B. CO 2 , N 2 O, CH 4 ) zu erreichen. Das weist auf den europäischen Willen hin, in diesem Bereich Maßnahmen zu ergreifen, um eine Vorreiterrolle einzunehmen. Insofern ist an dieser Stelle eine Kongruenz mit dem Ziel der EU-Richtlinie festzustellen, die die Förderung der Stromerzeugung aus EEQ beinhaltet und einen Beitrag zur Emissionsvermeidung leistet. Die EE-Stromrichtlinie fordert die EU-Mitgliedstaaten dazu auf, sich eigene nationale Richtziele für einen Zehnjahreszeitraum zu setzen. Dies sollte unter Beachtung des gesamteuropäischen Ziels geschehen und darüber hinaus im Einklang mit den nationalen Verpflichtungen des Kyoto-Protokolls stehen (EU-Kommission 2004: 6). Die Festlegung nationaler Richtziele in dieser Richtlinie beinhaltet einen quantitativen Rahmen. Für die Zukunft soll jedoch ein für alle EU-Staaten verbindlicher Rechtsrahmen geschaffen werden, der zum einen die Förderung für erneuerbare Energiequellen regelt und zum anderen die erneuerbaren Energien stärker in den gemeinsamen EU-Binnenmarkt integriert. Gemäß dem Rechtscharakter einer EU-Richtlinie, bezieht sich die aktuell gültige Regelung darauf, dass lediglich die Ziele vorgegeben werden. Die Mitgliedstaaten können deshalb über die Anwendung des politischen Förderinstrumentariums frei entscheiden und somit die Maßnahmen eigenmächtig planen und umsetzen. Damit wird bezweckt, die jeweils besondere Situation eines EU-Staates zu berücksichtigen und insgesamt bessere Ergebnisse zu erzielen (EU-Kommission 2004: 6). Dieser Ansatz der EU-Richtlinie deckt sich mit den praktischen Erfahrungen auf der nationalen Ebene. Dort werden vielfältige Systeme der Förderung erneuerbarer Energiequellen zur Erreichung der Richtwerte umgesetzt:

Grüne Zertifikate

Investitionsbeihilfen

11

Steuerbefreiungen oder -erleichterungen Steuererstattungen Direkte Preisstützungssysteme (EU 2001a: 34)

Die großen Variationsmöglichkeiten bei der EE-Förderung in den einzelnen Ländern werden hiermit deutlich. Allerdings konzentriert sich die Arbeit auf die zwei wesentlichen Fördermodelle, entsprechend der Fallbeispiele Deutschland und Großbritannien. Im nächsten Kapitel werden deshalb die theoretischen Argumente des Einspeisevergütungssystems und der Quotenregelung dargestellt. Daran schließen sich der Kriterienkatalog sowie Ausführungen über die Regularien der EU-Richtlinie zur Förderung der regenerativen Stromerzeugung an.

12

3. Modellüberblick verschiedener Förderinstrumente

3.1 Klassifizierung verschiedener Förderinstrumente

Im politischen Entscheidungsprozess stehen verschiedene Instrumentarien zur Förderung von erneuerbaren Energien zur Auswahl. Bei der Förderung von regenerativer Stromerzeugung geht es vor allem darum, für eine Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit zu sorgen. Nach Schweighofer et al. (2006) erfolgt eine Unterscheidung der Fördermodelle nach ihrer Steuergröße. Diese Steuerungsmöglichkeiten sind ein vorgegebener Preis oder eine festgelegte Menge. Zusätzlich werden Förderinstrumentarien nach der Angebots- und der Nachfrageseite differenziert (Schweighofer et al. 2006: 13). Klassische angebotsorientierte Fördermodelle sind Einspeisevergütungs- und Ausschreibungsmodelle. Entsprechend ausgestaltete Quotenmodelle gehören ebenso dazu, wenn z.B. der Stromerzeuger zur Quote verpflichtet wird. Nachfrageorientierte Förderungsmodelle können sowohl auf der Preisseite als auch auf der Mengenseite gesteuert werden. Die preisbasierte Steuerung setzt beim Markt für grünen Strom an oder wird über ökologische Steuern erreicht. Eine Mengensteuerung auf der Nachfrageseite ist dann gegeben, sofern im Quotenmodell der Endverbraucher verpflichtet wird. Bei Quotenmodellen ist deshalb entscheidend, welcher Akteur für den bestimmten Fall quotenverpflichtet ist. Nach der abschließenden Betrachtung wird demnach deutlich, dass die bereits angesprochene Unterscheidung zwischen den Steuerungsgrößen Preis und Menge eine hohe Relevanz haben kann (vgl. Tabelle 1).

Tabelle 1: Klassifizierung von Fördermodellen

Neben den vorgestellten Förderinstrumentarien sind weitere flankierende Maßnahmen und die Anwendung von zusätzlichen Instrumenten denkbar. Zur Förderung der erneuerbaren Energien wird in der Praxis jedoch zumeist ein System als Hauptförderungsinstrumentarium etabliert, das als monetäres Instrument ausgestaltet wird, um darüber Anreize zu setzen. Die theoretischen Grundmuster des Einspeisevergütungs- und des Quotenmodells werden im nächsten Kapitel dargestellt.

13

3.2 Einspeisevergütungsmodell

3.2.1 Funktionsweise der Einspeisevergütung

Das Einspeisevergütungsmodell wird auch synonym für das Festpreismodell verwendet. Einspeisevergütungssysteme haben zwei grundlegende Kriterien: die Abnahmeverpflichtung und die Vergütungsverpflichtung. Die Abgabeverpflichtung beinhaltet die Garantie, dass den Produzenten erneuerbarer Energien die von ihnen erzeugte Strommenge vom lokalen Energieversorgungsunternehmen (EVU) oder dem Netzbetreiber abgenommen wird. Das zweite Kriterium besagt, dass dem Produzenten ein Abnahmepreis garantiert wird (Bliem 2000: 52). Somit muss der Regenerativstromerzeuger selbst keine Verhandlungen mit Energieversorgungsunternehmen führen (Körner 2005: 229). In der Regel liegen die Gestehungskosten von Strom aus erneuerbaren Energien (EE) allerdings über dem Marktpreis für konventionelle Energiegewinnung. Deshalb wird die Vergütung höher liegen als der durchschnittliche Marktpreis von Strom (Schweighofer et al. 2006: 24). Der Modellmechanismus kann anhand von Abbildung 1 nachvollzogen werden. Ein vorgegebener höherer Preis für RE-Strom kann keine zielgenaue Menge garantieren.

Abbildung 1: Funktionsweise preisorientierter Fördermodelle (z.B. Einspeisevergütung)

Quelle: Schweighofer et al. 2006: 24

Der höhere Preis für Ökostrom wird im Allgemeinen mit seinem besonderen Umweltwert oder der CO 2 -Einsparung im Verhältnis zur konventionellen Stromerzeugung begründet. Die

14

Formulierung von konkreten Bedingungen der Stromeinspeisung wird auf der Grundlage von gesetzlichen Regelungen bestimmt.

3.2.2 Ausgestaltungsmöglichkeiten der Einspeisevergütung

Die politischen Entscheidungsprozesse führen bei der Einführung des Festpreismodells zur konkreten gesetzlichen Ausgestaltung. Den Variationsmöglichkeiten sind modelltheoretisch keine Grenzen gesetzt. Im konkreten Fall des Modells der Einspeisevergütung werden bei der Umsetzung z.B. Bandbreiten von unterschiedlichen Regenerativtechnologien, Fragen der Netznutzung und Abstufungen bei der Höhe der Vergütungssätze berücksichtigt (Bechberger et al. 2003: 3).

Dabei erfolgt eine Differenzierung der Tarife nach den Sparten der Erzeugungstechnologien und nach der Anlagengröße. Darüber hinaus ist die Möglichkeit gegeben, die Höhe der Vergütung nach dem Standort auszurichten. Weitere Ausgestaltungen sind zeitliche Begrenzungen und Degressionen, womit der Ertrag der Ökostromproduzenten variiert werden kann (Körner 2005: 229).

Denkbar ist etwa die Kopplung der Vergütungshöhe an die Vermeidung von Stromgestehungskosten aus konventionellen Energieträgern oder aber die Ableitung der Höhe vom Energiepreis des Endkunden sowie die Orientierung an den CO 2 -Vermeidungskosten (Schweighofer et al. 2006: 24; Bechberger et al. 2003). Allerdings wird die Wahl der Variante im politischen Prozess ausgehandelt. Somit reicht es nicht aus, die Fördermodelle rein modelltheoretisch aufzuzeigen und ihre darin formulierte Wirkung als gegeben hinzunehmen. Entscheidend wird sein, wie sich die Modelle in der Praxis beweisen und weshalb positive oder negative Wirkungen entstehen.

In der Praxis am weitesteten verbreitet ist die Bemessung der Tarife an den Gestehungskosten des regenerativen Stroms, wobei die Vergütungshöhe letztlich eine politische Entscheidung darstellt.

Des Weiteren muss die Dynamik der Entwicklung im Sektor der erneuerbaren Energien berücksichtigt werden, die Kostensenkungspotentiale bei einzelnen Technologien hervorruft. Ausdrückliches Ziel dieses Modells ist, dass vom Staat die Kosteneffizienz durch die Fixierung der unterschiedlichen Vergütungshöhen erreicht wird. Eine entsprechende Festlegung der Vergütungssätze ist eine wichtige Grundlage für die Funktionsweise des Einspeisevergütungsmodells. Eine sinnvolle Regelung ist, die Tarifhöhen für neu installierte Anlagen im Zeitverlauf anzupassen und Degressionen einzuführen, weil dadurch die

15

Lernkurven von bestimmten Regenerativ-Technologien (RE-Technologien) berücksichtigt werden. Die politische Ausgestaltung dieser Regelung ist allerdings mit Schwierigkeiten behaftet. Die Festlegung von Tarifhöhen bezieht sich auf Ex-post-Analysen. Damit wird der Blick bekanntlich auf die Vergangenheit gerichtet und ein Ist-Zustand ausgewiesen, ohne zu wissen, wie die zukünftige Entwicklung verläuft. Die Rate der Degression für regenerative Technologien sollte sich zum einen daran orientieren, dass Anlagenbetreiber weiterhin den Anreiz haben, Investitionen zu tätigen, die den technologischen Fortschritt begünstigen. Zum anderen sollten die angesprochenen möglichen Überförderungen und zu große Mitnahmeeffekte verringert werden (Körner 2005: 229).

Weitere Regelungen betreffen die Finanzierung. So müssen beim Netzzugang für die Einspeisung von erneuerbarer Energie politische Rahmenbedingungen getroffen werden. In diesem Modell wird davon ausgegangen, dass der Netzzugang durch eine Abnahmeverpflichtung gewährleistet ist (vgl. EEG 2000; EEG 2004). In der Realität ist es aber weiterhin bedeutsam, wer die Kosten für den Netzzugang und den höheren Marktpreis bezahlt und wer der Abnahmeverpflichtete ist: der Netzbetreiber, die Energieversorgungsunternehmen oder der Endverbraucher (Drillisch 1999: 8; Drillisch 2001). Ebenfalls zu beachten ist, dass aufgrund geografischer Ungleichverteilung bei der regenerativen Stromerzeugung weitreichende Nachteile entstehen können. Sofern diese unterschiedlichen Stromerzeugungspotentiale Standortnachteile manifestieren, werden die dort ansässigen Abnehmer benachteiligt. Daher sind gesetzliche Regelungen geboten, die dies verhindern und die Abhilfe schaffen. Für eine Lösung kommen Kostenwälzungsmechanismen in Betracht, die dafür sorgen, dass die Verteilung der Kosten auf alle Endverbraucher oder Endkunden umgelegt wird. In diesem Fall sind die konkreten politischen Rahmenbedingungen heranzuziehen, um die praktischen Auswirkungen zu identifizieren.

3.2.3 Zusammenfassung

Der große Vorteil des Einspeisevergütungsmodells liegt in der hohen Planungs- und Investitionssicherheit für potenzielle Investoren und im durch die Abnahme- und Vergütungsgarantie verringerten Risiko (Bliem 2000: 52ff.; Menanteau et al. 2003). Die Verpflichtung existiert damit sowohl auf der Mengenseite, als auch auf der Preisseite (Schweighofer et al. 2006: 26). Diese Sicherheit bezüglich der Abnahme und Vergütung wird von Kritikern im Widerspruch zur Kosteneffizienz gesehen. Nachteilig sei zudem, dass fixe Einspeisevergütungen keine Konkurrenz zwischen den verschiedenen Anbietern von

16

regenerativem Strom auslösen. Die Differenzierung der Vergütung nach

Erzeugungstechnologien führe zu einer Verstärkung, die dem Wettbewerbsgedanken entgegenstünde. Durch wirtschaftspolitische Zielsetzungen lassen sich jedoch Anpassungen der Vergütungshöhen an die Entwicklung der Technologien leisten. Kosteneffizienz wird ökonomisch mit der „economies of scale“ im Zeitablauf erreicht, das heißt mit der entsprechenden Größe eines Absatzmarktes. Die politische Ausgestaltung des Festpreissystems offenbart gewisse Zielkonflikte. Um die größtmögliche Minimierung von Mitnahmeeffekten zu erreichen, müssten erhebliche Differenzierungen umgesetzt werden. In Betracht kommen, ohne den Anspruch auf Vollständigkeit, etwa Unterscheidungen nach Tarifstruktur, nach Erzeugungstechnologie oder nach Anlagengröße. Dadurch wird der relativ geringe Administrations- und Kontrollaufwand belastet. Eine zu starke Differenzierung führt zu Mehraufwand in Form von gesetzlichen Regelungen und zusätzlicher Kontrolle. Als Kritikpunkt am Einspeisevergütungsmodell wird die Unsicherheit in Bezug auf die letztendliche Menge und die realen Kosten angeführt. Problematisch ist also der Zusammenhang zwischen dem Preis und der aus diesem Preis erzeugten Menge. Die Korrelation zwischen diesen zwei Größen ist jedoch nicht eindeutig. Allerdings muss betont werden, dass das gleiche Problem prinzipiell auch bei mengenbasierten Modellen, wie einem Quotenmodell, auftaucht. Unterschiedliche Vergütungssätze können sich bei der Einspeisevergütung dahingehend auswirken, dass ein größeres Potential realisiert und dadurch insgesamt höhere Gesamtkosten entstehen. Diese Problematik wird durch weitere Förderinstrumente neben dem Hauptinstrument Einspeisevergütung deutlich. So lassen sich keine eindeutigen Ursache-Wirkungs-Zusammenhänge zwischen der Vergütungshöhe und der erzielten Menge herausarbeiten, wenn zusätzliche Investitionsförderungen bestehen (Schweighofer et al. 2006: 26f.). Dieser Einwand ist aber nicht typisch für Festpreismodelle, sondern gilt für Förderinstrumente generell.

3.3 Quotenmodell mit Zertifikatshandel

3.3.1 Funktionsweise eines Quotenmodells

Das Kernelement einer Quotenregelung ist die Festsetzung einer Menge oder eines Anteils von erneuerbaren Energien durch den Staat (Lenz/Pfaffenberger 1999: 262). Man spricht deshalb von einem Modell der Mengensteuerung. Je nach Modelltyp wird zum einen auf die prozentuale Menge der Stromerzeugung abgezielt, zum anderen lässt sich die Mindestmenge

17

auch auf die Produktionsmenge, z.B. auf Kilowattstunden (kWh) beziehen. Die Energiemenge dient als Steuergröße, der Preis ist zunächst zu vernachlässigen (Lenz/Pfaffenberger 1999: 265f.). Mengenorientierte Förderinstrumente haben das Ziel, der regenerativen Stromerzeugung einen bestimmten Marktanteil zu garantieren (Schweighofer et al. 2006: 17). Die Beeinflussung des Marktpreises erfolgt demnach indirekt über die Festlegung der Nachfrage durch die Höhe der Quotenverpflichtung (Bergmann 2001: 20). Eine Quotenregelung verpflichtet bestimmte Gruppen von Akteuren - Produzenten, Zwischenhändler, Netzbetreiber oder Endverbraucher - eine vorher fixierte Mindestmenge Strom aus erneuerbaren Energien binnen einer festgelegten Periode zu kaufen, zu verkaufen, aufzunehmen oder zu erzeugen (Drillisch 1999: 8; Lenz/Pfaffenberger 1999). Um die Quote nicht physisch erfüllen zu müssen, kann ein entsprechender Zertifikatshandel eingeführt werden. Die Einhaltung der Quotenverpflichtung und die Zertifizierung sind zu kontrollieren. Die Überprüfung der Einhaltung der Verpflichtung obliegt einer unabhängigen Stelle bzw. Behörde oder wird durch die Erzeuger anhand der Einspeisemessdaten selbst geleistet (Drillisch 1999: 10). In Abbildung 2 wird ein mengenorientiertes Quotenmodell auf der Angebotsseite dargestellt. Danach ist der Zertifikatspreis von der Quotenhöhe abhängig.

Abbildung 2: Funktionsweise mengenorientierter Fördermodelle (z.B. Quotenmodell mit Zertifikatshandel)

Quelle: Schweighofer et al. 2006: 18

18

3.3.2 Zertifizierung im Quotenmodell

Bei einer Kombination der Quotenverpflichtung mit einem Zertifikatshandel sind bestimmte Akteure zu der Abnahme einer gesetzlich festgelegten Quote verpflichtet, deren Erfüllung in Form von Zertifikaten nachzuweisen ist. Im Hinblick auf die Zertifikate ist der ökologische Mehrwert oder der besondere Umweltbeitrag der regenerativen Stromerzeugung zu berücksichtigen. Der Regenerativstromerzeuger handelt deshalb auf zwei verschiedenen Märkten: auf dem Strommarkt und dem Zertifikatsmarkt. Bei einer Quotenregelung ist die Trennung in das physische Gut „Strom“ und die Eigenschaft des „besonderen Umweltbeitrages“ des Regenerativstroms zentral. Dies ist zugleich das wesentliche Merkmal eines Quotenmodells mit Zertifikatshandel (Schweighofer et al. 2006: 19). Im liberalisierten Strommarkt steht der Ökostrom in direkter Konkurrenz zur konventionellen Stromerzeugung, da keine Abnahmegarantie oder ein Einspeisetarif vorhanden sind. Die Grünzertifikate werden auf einem gesonderten Markt verkauft, dabei stehen die Regenerativstromanbieter zueinander in Konkurrenz. Durch den Zertifikatshandel sollen Ökostromerzeuger die Mehrkosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen über den Erlös des Zertifikatsverkaufs decken. Der Preis auf dem Zertifikatsmarkt bildet sich nach dem Verhältnis von Angebot und Nachfrage. Die Nachfrage ist durch die gesetzlich fixierte Quote vorgegeben. Nach der Theorie ist der Preis für Zertifikate dann hoch, wenn das Angebot an Zertifikaten gering ist. Deshalb, so der theoretische Ansatz, haben potentielle Stromerzeuger einen Anreiz Ökostrom zu produzieren, wodurch sich gleichzeitig die Anzahl der Zertifikate erhöht.

Grundsätzlich setzt sich die Zertifizierung aus drei Elementen zusammen: der Zertifizierung der Nettoerzeugung, dem Nennwert und der Gültigkeitsdauer der Zertifikate. Voraussetzung für die Ausstellung von Zertifikaten ist eine aus geförderten erneuerbaren Energieträgern erzeugte Strommenge. Sofern dieser Grundsatz erfüllt ist, gelten keine Beschränkungen bei der Zertifizierung. Ein Zertifikat ist der direkte Nachweis für die Erzeugung des Regenerativstroms und gleichzeitig Indiz der Quotenerfüllung. Zudem könnten Wertigkeitsfaktoren bei der Zertifikatsvergabe Berücksichtigung finden (Drillisch 1999: 23). Bei der Zertifizierung der Nettoerzeugung bestehen zwei Ausgestaltungsalternativen. Es geht um die Frage, ob die Nettoerzeugung (z.B. inklusive Betriebsverbrauch) oder die Netzeinspeisung zertifiziert werden. Unter dem Gesichtspunkt des erwünschten Umwelteffekts ist eine Zertifizierung des Betriebsverbrauchs positiv zu bewerten. Erstens wird dieser nicht in das öffentliche Netz eingespeist. Zweitens verdrängt diese Art der Nutzung den Einsatz konventionellen Stroms. Drittens ist für das Eintreten des erwünschten

19