II

Inhaltsverzeichnis

Abk  ürzungsverzeichnis  IV

Abbildungsverzeichnis   V

1.  Einleitung  1

2.  Die Entwicklung der europäischen Klimapolitik  3

3.  Entwicklung, Funktionsweise und Effekte der Einspeisevergütung  4

3.1  Garantierte degressive Mindestvergütung auf Zeit  4

3.2  Abnahme- und Vergütungspflicht für EEG-Strom.  7

3.3  Bundesweiter Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen  8

4.  Förderungsbedürftigkeit der Solarenergie  10

4.1  Technologische Pfadabhängigkeit  11

4.2  Technische und ökonomische Nachteile  12

4.3  Interessenkonflikt hemmt Wandel des Energiemarktes  14

4.4  Diskriminierungsmöglichkeiten  14

4.5  Geminderte FuE-Aktivitäten  15

5.  Analyserahmen zur Beurteilung regulierender Instrumentarien  16

5.1  Das Innovationssystem für Solartechnologie  16

5.1.1  Akteure im Innovationssystem  17

5.1.2  Funktionen im Innovationssystem  18

5.2  Einordnung der Förderinstrumente in den technologischen Transformations- und  

Marktdurchdringungsprozess  der Solartechnologie  19

5.2.1  Technology-Push  21

5.2.2  Market-Pull  22

6.  Beurteilung der deutschen Einspeisevergütung für Solarstrom  23

6.1  Vorteile  23

6.1.1  Differenzierung fördert technologische Vielfalt und Entwicklung.  23

6.1.2  Mindestvergütung und Abnahme- und Vergütungspflicht reduziert Risiken  24

6.1.3  Degressiver Charakter der Einspeisevergütung fördert Lerneffekte.  25

6.1.4  Verlässlicher Ausbau stärkt das Innovationssystem  26

6.1.5  Internationale Ausrichtung fördert die Innovationstätigkeit  27

III

6.2  Nachteile.  28

6.2.1  Keine direkten Anreize zur Förderung von FuE-Aktivitäten.  28

6.2.2  Problematik der Bestimmung des Förderzeitraumes  29

6.2.3  Problematik der Bestimmung des Vergütungs- und Degressionssatzes  30

7.  Beurteilung des Quotenmodells als Alternative zur Einspeisevergütung  31

7.1  Funktionsweise des Quotenmodells in Großbritannien.  32

7.2  Nachteile des Quotenmodells  33

7.2.1  Komplexität führt zu hohen Transaktionskosten  33

7.2.2  Mangelnde Differenzierung behindert Solarförderung.  33

7.2.3  Fehlende Risikoreduktion hemmt Investitionen  35

7.3  Vorteile des Quotenmodells  37

7.3.1  Mehr Kontrolle über anfallende Kosten der Förderung.  37

7.3.2  Wettbewerb führt zu Kostensenkungsanreizen auf Nachfrageseite.  37

8.  Fazit und Ausblick  38

Literaturverzeichnis.   VI

Amtliche  Drucksachen  XIII

IV

Abkürzungsverzeichnis

AusglMechV Ausgleichsmechanismusverordnung CEO Chief Executive Officer d.V. der Verfasser EE erneuerbare Energien EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz EG Europäische Gemeinschaft EU Europäische Union EVU Energieversorgungsunternehmen FIT Feed-in tariff FuE Forschung und Entwicklung GE Geldeinheit(en) GWh Gigawattstunde(n) kW Kilowatt kWh Kilowattstunde(n) Mill. Million(en) Mrd. Milliarde(n) MW Megawatt MWh Megawattstunde(n) o.V. ohne Verfasser PV Photovoltaik R&D Research and Development RES-E Renewable Energy Sources Electricity ROC Renewables Obligation Certificate StromEinspG Stromeinspeisungsgesetz u.U. unter Umständen ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

V

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Technologiespezifische EEG-Vergütungssätze ........................................................ 5 Abbildung 2: EEG-Vergütungssätze für Solarenergie .................................................................... 6 Abbildung 3: Jährlich installierte Leistung aus Photovoltaikanlagen in Relation zur gezahlten

Einspeisevergütung. .................................................................................................. 7 Abbildung 4: Funktionsweise des Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen ...................... 9 Abbildung 5: Investitionskosten konventioneller Energien im Vergleich zur Solarenergie ........ 12 Abbildung 6: Investitionskosten erneuerbarer Energien im Vergleich ........................................ 13 Abbildung 7: Das Innovationssystem für Solartechnologie und der Wirkungsbereich

regulierender Eingriffe ........................................................................................... 17 Abbildung 8: Staatliche Förderinstrumentarien im technologischen Transformations- und Marktdurchdringungsprozess der Solartechnologie ............................................... 20 Abbildung 9: Übersicht über Vor- und Nachteile der Einspeisevergütung und des Quotenmodells

................................................................................................................................ 39

1

1. Einleitung

Innovation und technologischer Wandel werden in der Wissenschaft als Hauptquellen für wirtschaftliches Wachstum und als unerlässlich für die Schaffung neuer Arbeitsplätze und neuen Wissens angesehen. Seit jeher existieren politische Ambitionen den technologischen Fortschritt in unterschiedlichen Branchen über Förderprogramme zu unterstützen. In dieser Arbeit werden die Auswirkungen von ausgewählten umweltpolitischen Förderinstrumenten auf die Innovationsaktivitäten und den technologischen Wandel in der Solarbranche analysiert. Das analytische Hauptaugenmerk liegt bei dieser Betrachtung auf der Einspeisevergütung.

In Deutschland wird durch die Einspeisevergütung der Ausbau von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien (z.B. Wind, Wasser, Biomasse und Solarkraft) gefördert, indem die Betreiber ¹ dieser Erneuerbarer-Energie-Anlagen (EE-Anlagen) je erzeugter Kilowattstunde (kWh) Strom eine monetäre Subvention erhalten. Die Einspeisevergütung ist allerdings nur eines von vielen möglichen umweltpolitischen Förderinstrumenten. Grundsätzlich wird in dieser Arbeit zwischen Programmen unterschieden, die die technologische Entwicklung direkt fördern (z.B. FuE-Förderung) und Programmen die die Nachfrage nach einer Technologie stimulieren (z.B. Einspeisevergütung und Quotenmodelle).

Edquist (2002) hat herausgestellt, dass für die Rechtfertigung eines regulierenden Eingriffs in den Marktprozess zwei wesentliche Bedingungen erfüllt sein müssen. Zum einen muss ein Problem existieren, also eine Situation, in der Marktmechanismus und Unternehmen nicht in der Lage sind, gesellschaftlich definierte Ziele zu erreichen. Zum anderen muss der Staat die Fähigkeit besitzen, das identifizierte Problem mit regulierenden Instrumentarien zu lösen. Entsprechend dieser Logik gliedert sich die vorliegende Arbeit. Im Anschluss an die Einleitung werden im 2. Kapitel zuerst die gesellschaftlichen Ziele anhand der EU-Klimapolitik identifiziert.

Anschließend folgt im 3. Kapitel eine detaillierte Beschreibung der Entwicklung und der Funktionsweise der Einspeisevergütung. Dabei werden die wichtigsten Grundbestandteile der Einspeisevergütung dargestellt. Mit dieser Beschreibung des Status quo wird auch das Ziel verfolgt, die gesamtwirtschaftlichen Konsequenzen regulierender Eingriffe zu verdeutlichen.

¹ In dieser Arbeit wird vereinfachend die maskuline Form gewählt. Gemeint sind damit sowohl Betreiber als

auch Betreiberinnen von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien.

2

Im 4. Kapitel werden die Probleme identifiziert, die verhindern, dass sich die Solartechnologie ohne staatliche Hilfe im Markt wettbewerbsfähig etabliert. Um die Einspeisevergütung und alternative Fördermechanismen bewerten zu können, wird in Kapitel 5 ein Analyserahmen bestehend aus zwei Grundkonzepten abgesteckt. Dabei wird zum einen das Konzepte des Innovationssystems für Solartechnologie vorgestellt. Zum anderen werden die verschiedenen Fördermechanismen in zwei Kategorien klassifiziert und in das Konzept des Transformations- und Marktdurchdringungsprozess der Solartechnologie eingeordnet.

Anhand der vorgestellten Grundproblematiken und des Analyserahmens wird im 6. Kapitel die Einspeisevergütung auf die Fähigkeit hin untersucht die Solarenergie zu fördern, indem Vor- und Nachteile der Einspeisevergütung herausgestellt und erläutert werden. Im 7. Kapitel wird das Quotenmodell als Alternative zur Einspeisevergütung vorgestellt und ebenfalls auf Vor- und Nachteile analysiert.

Im letzten Kapitel dieser Arbeit wird eine Zusammenfassung der Ergebnisse und eine Zukunftsempfehlung für die Gestaltung deutscher Förderinstrumentarien für Solartechnologie gegeben.

In der Fachliteratur findet man eine Vielzahl von Veröffentlichungen, die den Sinn und den Einfluss der Einspeisevergütung aus verschiedenen Blickwinkeln hinterfragen. ² Es herrscht z.B. eine intensive Diskussion über die Frage, ob die Einspeisevergütung überhaupt einen positiven Umwelteffekt hat, d.h. ob durch die gestiegene Nutzung erneuerbarer Energiequellen auch eine Reduktion der CO 2 -Emissionen eintritt. ³ Eine weitere Fragestellung bezieht sich auf die Arbeitsmarkteffekte, die die Förderung erneuerbarer Energien mit sich bringt. Einige Kritiker der Einspeisevergütung bezweifeln in diesem Zusammenhang, dass die gesamtgesellschaftliche Arbeitsmarktwirkung der Solarförderung positiv ausfällt. ⁴ Auf diese Fragestellungen wird in dieser Arbeit nicht näher eingegangen. Es geht hier vielmehr um die innovationsökonomische Frage, mit welchen regulierenden Instrumentarien Innovationen im Bereich der Photovoltaik (PV) optimal gefördert werden können, um so den technologischen Fortschritt der Solarenergie zu unterstützen.

² Für eine umfassende industriepolitische Analyse der Einspeisevergütung siehe Sachverständigenrat (2009), S.

234 f.

³ Vgl. z.B. Dieckmann, J./ Kempfert, C. (2009); Luhmann, H.-J. (2009) und Haucap, J. et al. (2009).

⁴ Vgl. z.B. Frondel, M. et al. (2008), S. 12 f. und Häder, M./ Schulz, E. (2005).

3

2. Die Entwicklung der europäischen Klimapolitik

Die anhaltende Diskussion über den Klimawandel und die hohen Rohölpreise haben in der Vergangenheit zu einer intensiven Debatte über umweltfreundlichere Klimapolitiken geführt. Die Europäische Union hat dabei im internationalen Vergleich einer Vorreiterrolle in der Unterstützung umweltfreundlicher Politiken eingenommen, um den fortschreitenden Klimawandel zu begrenzen und die Nutzung erneuerbarer -20, bis zum Jahr 2020 die Treibhausgase um 20 % zu

verringern, gleichzeitig den Anteil erneuerbarer Energien an der gesamten Stromerzeugung auf 20 % zu erhöhen und eine Steigerung der Energieeffizienz um 20 % zu bewirken. ⁵ Die Förderung erneuerbarer Energien ist also nur eines von drei Instrumentarien im Rahmen der internationalen und nationalen Klimapolitik.

Die ersten nationalen Förderprogramme für erneuerbare Energien wurden im Zuge der ersten Ölkrise 1973 durch steigende Ölpreise und daraus resultierende Versorgungsängste ins Leben gerufen. ⁶ In den 1970er- und 1980er-Jahren beschränkten sich die Programme zur Förderung erneuerbarer Energien hauptsächlich auf die direkte Unterstützung von FuE-Aktivitäten. ⁷ Seit den 1990er-Jahren wandelt sich der Fokus der Förderung von der reinen FuE-Unterstützung hin zu einer konkreten Marktimplementierung erneuerbarer Energien. ⁸ Weißbuch für eine Gemeinschaftsstrategie und einen Aktionsplan für erneuerbare Energien Europäischen Kommission und der daraus hervorgegangenen Richtlinie 2001/77/EG wurde erstmals ein rechtlich bindendes Fundament zur europaweiten Förderung erneuerbarer Energien geschaffen. ⁹ In der Richtlinie 2001/77/EG wird ein konkretes Richtziel von 12 % für den Anteil erneuerbarer Energiequellen am Bruttoinlandsenergieverbrauch aller EU Mitgliedsstaaten bis 2010 festgeschrieben. Die Wahl des Förderungsinstrumentes fällt dabei in den Souveränitätsbereich des einzelnen Mitgliedsstaates. ¹⁰ Ein weiterer Ausbau dieses Ziels auf einen Anteil von 20 % bis zum Jahr 2020 wurde in der Richtlinie 2009/28/EG beschlossen.

⁵ Vgl. Europäische Union (2009).

⁶ Vgl. Pulczyncski, J. (1991).

⁷ Vgl. Abrell, J. /Weigt, H. (2008).

⁸ Die einzelnen energiepolitischen Instrumentarien für eine solche Marktimplementierung und ihre

Klassifizierungsmöglichkeiten werden später im Abschnitt 5.2 und in den Kapiteln 6 und 7 ausführlich

beschrieben.

⁹ Vgl. Europäische Kommission (1997).

¹⁰ Vgl. Europäische Union (2001).

4

3. Entwicklung, Funktionsweise und Effekte der Einspeisevergütung

Es verwundert nicht, dass die Entwicklung der deutschen Energiepolitik zum Ausbau erneuerbarer Energien Parallelen zur europäischen Politik aufweist. Das System der Einspeisevergütung wurde erstmals mit dem Stromeinspeisungsgesetz (StromEinspG) 1991 eingeführt. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom 1. April 2000 ersetzte schließlich das StromEinspG und wurde 2004 und 2008 grundlegend novelliert. Erstens verpflichtet das EEG Netzbetreiber in Deutschland, die Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien an ihr Netz anzubinden. Die Netzbetreiber sind zweitens verpflichtet, den gesamten produzierten Strom aus den Anlagen abzunehmen. Drittens erhalten die EE-Anlagenbetreiber dafür eine zuvor festgelegte Einspeisevergütung je produzierter Kilowattstunde (kWh). Auch Anlagenbetreiber, die Strom nicht in das Netz einspeisen, sondern selbst verbrauchen, erhalten eine Vergütung. Die Einspeisevergütung wird den Betreibern über 20 Jahre garantiert und sinkt im Zeitverlauf für neu installierte Anlagen. Im Folgenden werden diese drei Grundelemente der deutschen Einspeisevergütung ¹¹ näher erläutert und analysiert. Dabei wird auch auf die Entwicklung des EEG eingegangen und die wirtschaftlichen Auswirkungen der Bestimmungen aufgezeigt. Eine Analyse der Einspeisevergütung im Hinblick auf die Fähigkeit, den technologischen Transformations- und Entwicklungsprozess der Solarenergie zu unterstützen, erfolgt in Kapitel 6.

3.1 Garantierte degressive Mindestvergütung auf Zeit

Unter dem anfänglichen StromEinspG wurde die Vergütung erneuerbarer Energien noch an den tatsächlichen Strompreis gekoppelt und der Zeitraum der Vergütung war unbegrenzt. ¹² Mit der Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte Ende der 1990er-Jahre begann allerdings der Strompreis und ceteris paribus die Einspeisevergütung für Solarstrom zu sinken. Dadurch konnten Photovoltaikanlagen nur mit Verlust betrieben werden und waren auf eine zusätzliche und nur teilweise Kosten deckende Vergütung aus kommunalen Förderprogrammen angewiesen. ¹³ Zwar stieg der Strompreis nach kurzer Zeit wieder über das

¹¹ Vgl. Madlener, R./ Stagl, S. (2001), S. 53.

¹² Für Strom aus erneuerbaren Energien wurden die Vergütungssätze an den zwei Jahre zuvor erzielten

Durchschnittserlös je Kilowattstunde an alle Endverbraucher gekoppelt. Die Summe der Stromerlöse aller

Energieversorgungsunternehmen (EVU) wurde also durch den gesamten Stromabsatz der EVU geteilt und in

GE/kWh ausgedrückt. Vgl. § 3 StromEinspG.

¹³ Vgl. Bechberger, M. (2000), S. 8 f.

5

Preisniveau vor der Liberalisierung, doch trotzdem wurde durch den temporären Preisverfall die erste strukturelle Schwäche des StromEinspG deutlich. 14

Mit der Einführung des EEG vom 1. April 2000 wurde daher eine fixe Einspeisevergütung, differenziert nach Fördertechnologie, eingeführt, die nicht mehr vom eigentlichen Strompreis abhängt.

Die Differenzierung der Einspeisevergütung je nach Fördertechnologie wird durch die unterschiedliche Reife der erneuerbaren Energien im technologischen Entwicklungsprozess notwendig. Die hohe Einspeisevergütung für Solarstrom (vgl. Abbildung 1) resultiert also aus der noch relativ geringen technologischen Effizienz, verglichen zu anderen erneuerbaren Energien.

Abb. 1: Technologiespezifische EEG-Vergütungssätze (Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an EEG und

Bundesregierung (2010))

In der aktuellen Fassung des EEG wird für Solarstrom eine Vergütungsdauer von 20 Jahren garantiert. Wie in Abschnitt 6.1.4 noch ausführlicher analysiert wird, sorgt diese Vergütungsgarantie für eine hohe Sicherheit der Investitionen in Photovoltaikanlagen. Die Vergütung für neu installierte Anlagen bleibt jedoch nicht immer konstant, sondern nimmt jährlich um einen festgeschriebenen Degressionssatz ab. Ab dem Jahr 2011 beträgt die Degressionsrate für Solaranlagen aller Größen 9 %. ¹⁵ Das heißt, dass das Einspeiseniveau einer neu installierten Solaranlage zwar über 20 Jahre konstant bleibt, aber von dem

¹⁴ Vgl. Lang, C. (2007), S. 45.

¹⁵ Vgl. § 20 EEG.

6

jeweiligen Jahr der Inbetriebnahme abhängt. Eine im Folgejahr in Betrieb genommene Anlage wird folglich eine um 9 % geminderte Einspeisevergütung über ebenfalls 20 Jahre erhalten. In diesem Zusammenhang ist auch der von der Bundesregierung alle vier Jahre vorgelegte Erfahrungsbericht von Bedeutung, in dem das EEG evaluiert wird. ¹⁶ Der Bericht geht dabei auf Markt- und Technologieentwicklungen ein und bildet damit die Grundlage für den Bundestag, um über mögliche Anpassungen der Einspeisevergütung und der Degressionsrate zu entscheiden. ¹⁷ Eine solche Anpassung wird allerdings ex ante erfolgen, also nur für Anlagen, die noch nicht in Betrieb genommen wurden. ¹⁸ Wie später ebenfalls noch ausführlicher erläutert wird, können durch die degressive Vergütung technologische Fortschritte in der Photovoltaikindustrie berücksichtigt und stimuliert werden. Abbilddung 2 stellt die Vergütungssätze aus den letzten Jahren je Anlagentyp dar.

Abb. 2: EEG-Vergütungssätze für Solarenergie (in Cent/kWh) (Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an

EEG, Bundesnetzagentur (2009) und Bundesregierung (2010))

In Abbildung 2 wird auch der neuste Gesetzesentwurf zur Änderung des EEG vom 3. März 2010 berücksichtigt, der eine Anpassung der Einspeisevergütung für Solarenergie ab dem 1. Juli 2010 vorsieht. Demnach sinkt für Dachanlagen die Einspeisevergütung in 2010 einmalig um 16 %, bei Freiflächenanlagen auf Konversionsflächen einmalig um 11 % und bei sonstigen Flächen um 15 %. Die Förderung von Solaranlagen auf Ackerflächen entfällt für Anlagen, die ab dem 1. Juli 2010 errichtet werden, vollständig.

¹⁶ Vgl. § 65 EEG.

¹⁷ Probleme im Zusammenhang mir der Bestimmung der Einspeisevergütung und der Degressionsrate werden in

Abschnitt 6.2.3 dieser Arbeit ausführlich behandelt.

¹⁸ Vgl. Michell, C. et al. (2006), S. 298.

7

Diese Anpassung vom 3. März 2010 wurde notwendig, da die Kosten der Solarförderung aufgrund hoher Zubauraten unplanmäßig gestiegen sind. Die Nettokosten für die Einspeisevergütung des Solarstroms in Deutschland haben sich zwischen 2000 und 2008 auf ca. 41 Mrd. Euro summiert und alleine in den Jahren 2009 und 2010 wird mit einem weiteren Anstieg um ca. 23 Mrd. Euro gerechnet. Insgesamt belaufen sich in Deutschland die Kosten der Solarförderung durch die Einspeisevergütung in den letzten 10 Jahren demnach auf ca. 64 Mrd. Euro. 19

Die nachfolgende Abbildung 3 zeigt die Entwicklung der installierten Leistung zur Stromerzeugung aus Photovoltaik in Relation zu der jährlich gezahlten Einspeisevergütung.

Abb. 3: Jährlich installierte Leistung aus Photovoltaikanlagen in Relation zur gezahlten

Einspeisevergütung. (Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an BMU (2009) und Frondel, M. et al. (2009),

S. 10)

3.2 Abnahme- und Vergütungspflicht für EEG-Strom

Auch angesichts der dargestellten Kostensituation für die Einspeisevergütung des Solarstroms stellt sich die Frage, wer für die gezahlten Vergütungen aufkommt und wie die Vergütungen konkret gezahlt werden. Diese Frage führt zu dem zweiten wichtigen Grundbestandteil der Einspeisevergütung: zur Abnahme- und Vergütungspflicht für EEG-Strom.

¹⁹ Vgl. Frondel, M. et al. (2009), S. 10.

8

Die Netzbetreiber ²⁰ sind dazu verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien an ihr Netz anzuschließen und den erzeugten Strom abzunehmen. ²¹ Für den Betreiber einer Photovoltaikanlage bedeutet dies z.B., dass er jederzeit ein Recht auf die Einspeisung seines erzeugten Stroms hat. Des Weiteren müssen Netzbetreiber den von EE-Anlagen abgenommenen Strom mindestens nach den im EEG festgehaltenen Vergütungssätzen entgelten. ²² Es sind also die Netzbetreiber, die die eigentliche Einspeisevergütung an den EE-Produzenten auszahlen.

3.3 Bundesweiter Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen

Die Einspeisevergütung, die Netzbetreiber im Jahr 2009 an EE-Anlagenbetreiber zu zahlen hatten, war mit bis zu 43 Cent pro kWh mehr als achtmal so hoch, als der eigentliche Strompreis an der European-Energy-Exchange im selben Jahr. ²³ Diese Erkenntnis wirft die Frage auf, wie die Netzbetreiber die ihnen entstehenden deutlichen Mehrkosten weiterleiten können, um die Gesamtkosten der Vergütungsansprüche aus dem EEG nicht selbst tragen zu müssen.

Ausgleichsmechanismus in Kraft getreten, die zusammen mit dem EEG die Rechtsgrundlage des Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen bildet. Abbildung 4 verdeutlicht die wesentlichen Schritte dieses Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen.

²⁰ Unter Netzbetreibern werden hier regionale Verteilnetzbetreiber verstanden. In Deutschland gibt es ca. 900

Verteilnetzbetreiber in Form von regionalen Gesellschaften und Stadtwerken. Diese sind zumeist im

mehrheitlichen Besitz einer der vier großen Energieversorger (RWE, E.ON, EnBW und Vattenvall).

²¹ Vgl. § 5 EEG und § 8 EEG

²² Vgl. § 16 EEG.

²³ Vgl. Frondel, M. et al. (2009), S. 6.

9

Abb. 4: Funktionsweise des Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen (Quelle: eigene Darstellung in

Anlehnung an AusglMechV und EEG)

Wie bereits in Abschnitt 3.2 beschrieben, haben Netzbetreiber die Verpflichtung, EEG-Strom in das Netz einzuspeisen und den EEG-Anlagenbetreibern eine Einspeisevergütung zu zahlen (Schritt 1). ²⁴ Die Netzbetreiber müssen den eingespeisten Strom dann vorrangig an den Übertragungsnetzbetreiber ²⁵ 2). ²⁶ zuständigen weiterleiten (Schritt Die

Übertragungsnetzbetreiber haben im Anschluss einen horizontalen Austausch zu gewährleisten, indem sie den EEG-Strom entsprechend ihrer Marktanteile finanziell und physikalisch ausgleichen (Schritt 3). ²⁷ Durch diesen Ausgleichsprozess wird sichergestellt, dass sich regionale Unterschiede bei der Einspeisung von EEG-Strom nicht ungleichmäßig auf einzelne Übertragungsnetzbetreiber auswirken. ²⁸ Der EEG-Strom ist dann durch die Übertragungsnetzbetreiber über die Börse an den Markt zu geben (Schritt 4). ²⁹ Die wichtigste Aufgabe der vier Übertragungsnetzbetreiber ist dabei, aus der Differenz ihrer Einnahmen (u.a. der Vermarktung des Stroms an der Börse) und ihrer Ausgaben (u.a. der

²⁴ Vgl. § 8 EEG und § 16 EEG.

²⁵ In Deutschland gibt es im Wesentlichen vier Übertragungsnetzbetreiber, d.h. RWE, Elia/IFM (früher

Vattenfall), EnBW und Tennet (früher E.ON), die ihr jeweiliges Netzgebiet mit Hoch- und

Höchstspannungsleitungen abdecken und damit dem Stromtransport über große Entfernungen sicherstellen.

²⁶ Vgl. § 34 EEG.

²⁷ Vgl. § 36 EEG Abs.1-3.

²⁸ Vgl. Michell, C. et al. (2006), S. 299.

²⁹ Vgl. § 1 Abs.3 und § 2 AusglMechV.

10

Vergütungszahlungen für EEG-Strom) die so genannte EEG-Umlage zu berechnen. ³⁰ Wie aus Schritt 5 in Abbildung 4 hervorgeht, liefern Energieversorgungsunternehmen (EVU) den Strom an den Endkunden (Letztverbraucher). Diese sind verpflichtet, für jede gelieferte kWh Strom eine EEG-Umlage an die Energieversorgungsunternehmen zu zahlen, wobei es nicht von Relevanz ist, ob es sich bei dem gelieferten Strom um EEG-Strom handelt oder nicht. ³¹ Die EEG-Umlage ist bundesweit einheitlich und in einem letzten Schritt von den Energieversorgungsunternehmen an die Übertragungsnetzbetreiber zu zahlen (Schritt 6). Für das Jahr 2010 beträgt die EEG-Umlage 2,047 Cent pro kWh. ³² Bei einem Durchschnittsverbrauch von 3500 kWh pro Jahr wird damit in 2010 jeder Haushalt in Deutschland ca. 70 Euro für den Ausbau erneuerbarer Energien beisteuern, wobei davon ca. 15 Euro auf den Ausbau der Photovoltaik entfallen. Trotz der hohen Fördersumme ist der Effekt der Belastung durch Einspeisevergütung also sehr breit auf die gesamte deutsche Bevölkerung verteilt.

4. Förderungsbedürftigkeit der Solarenergie

Wie einleitend dargestellt, wurde die deutsche Photovoltaik-Branche in den letzten Jahren entweder direkt durch FuE-Subventionen oder indirekt durch Marktanreize wie der Einspeisevergütung massiv gefördert. In der öffentlichen Meinung besteht ein großer Konsens darüber, dass die Solarenergie durch staatliche Maßnahmen gefördert werden sollte, um den Transformationsprozess des Energiesektors hin zu einer ökologischeren Stromversorgung zu bewirken. Bis zu 83 % der deutschen Bevölkerung erwarten, dass erneuerbare Energien einen hohen Anteil des Energiemix der Zukunft ausmachen und mehr als die Hälfte der Bundesbürger sehen dabei in 20 bis 30 Jahren die Sonnenenergie in einer führenden Position. ³³ Es ist also akzeptiert, dass es in der Energiebranche auf lange Sicht eines Pfadwechsels bedarf, damit erneuerbare Energien fossile und nukleare Energieträger ersetzen. Doch warum muss dieser Transformationsprozess des Energiemarktes mit staatlicher Unterstützung erfolgen?

Um diese Frage zu klären, werden im Folgenden einige der Grundprobleme der Solarenergie auf dem Weg zur vollständigen Marktdurchdringung dargestellt.

³⁰ Vgl. § 3 AusglMechV.

³¹ Vgl. § 1 Abs.4 AusglMechV.

³² Vgl. eeg-kwk.net (2010).

³³ Vgl. Reiche, D. (2004), S. 204 f.

11

4.1 Technologische Pfadabhängigkeit

Durch ihre geringe Größe und modulare Struktur finden Solarzellen ein breites Anwendungsspektrum. Die Energieversorgung von Satelliten, Uhren oder Straßenlaternen sind Beispiele für Anwendungen, die schon heute kommerziell wettbewerbsfähig sind, den Strom allerdings nicht in das Energienetz einspeisen. ³⁴ Diese Arbeit beschäftigt sich hingegen mit Solartechnologien, die Energie in das Stromnetz einspeisen. Ohne eine staatliche Förderung (wie z.B. der Einspeisevergütung) stünde die Photovoltaiktechnologie im Energiemarkt in einem direkten Preiswettbewerb zu den bereits existierenden, konventionellen Technologien wie z.B. der Kohle- oder Atomenergie. Diese entwickelten Technologien zur Stromerzeugung konnten jedoch bereits über einen langen Zeitraum von Massenproduktion bzw. -anwendung profitieren. ³⁵ Sowohl bei der fossilen als auch bei der atomaren Energiegewinnung konnten z.B. durch langjährige Nutzungserfahrungen umfassende Lerneffekte generiert werden (learning by doing) und des Weiteren wurden durch den verbreiteten Einsatz konventioneller Energien in großem Maße Skaleneffekte erzielt (Economies of Scale). ³⁶ In diesem Zusammenhang spricht man auch vom Konzept der technologischen Pfadabhängigkeit. Die Theorie der Pfadabhängigkeit besagt, dass die oben beschriebenen Lern- und Skaleneffekte den Nutzen einer dominanten Technologie immer weiter verstärken und damit die Entwicklung und Marktverbreitung neuer konkurrierender Technologien verhindern. ³⁷ Der eingeschlagene Entwicklungspfad (hier: die weitere Entwicklung konventioneller Energien) wird somit beibehalten, solange der Marktmechanismus nicht reguliert wird (z.B. durch die Förderung einer neuen Technologie). Eine Umstellung auf eine andere u.U. sogar leistungsfähigere Technologie, würde in einem nicht regulierten Markt Hersteller und Nutzer der neuen Technologie erheblichen Risiken aussetzen. Ein Investor, der jetzt in eine neue Technologie investiert, die er als in der Zukunft leistungsfähig einschätzt, läuft z.B. Gefahr, dass andere Investoren noch immer in konventionelle Technologien investieren und der technologische Fortschritt der neuen Technologie geringer ausfällt.

³⁴ Vgl. Staiß, F. (2000), S. 54 f.

³⁵ Vgl. Menanteau, P. et al. (2003), S. 799 f.

³⁶ doing definiert als mit steigender Produktion fallende Kosten aufgrund effizienterer Arbeit

durch steigende Erfahrung bei Angestellten oder Wissenszuwächsen bei Produktionswegen. Vgl. Carlton, D./

Perloff, J. (2005), S. 783. Von Economies of Scale spricht man, wenn die Durchschnittskosten einer Firma bei

steigender produzierter Menge sinken. Vgl. Carlton, D./ Perloff, J. (2005), S. 37.

³⁷ Vgl. Arthur, W. B. (1989).

12

4.2 Technische und ökonomische Nachteile

Bisher hat jede Art der konventionellen Energieerzeugung wesentlich geringere spezifische Investitionskosten als die solare Stromerzeugung. Für eine PV-Dach-Anlage, die ab 2010 in Betrieb genommen wird, müssen Investoren ca. 5200 Euro pro kW investieren (vgl. Abbildung 5), wohingegen die Investitionskosten für eine Erdgasanlage (konventionelle Technologie) lediglich 480 Euro pro kW betragen.

Abb. 5: Investitionskosten konventioneller Energien im Vergleich zur Solarenergie (Quelle: eigene

Darstellung in Anlehnung an Wissel, S. et al. (2008), S. 3.)

Wie anhand dieser hohen Investitionskosten deutlich wird, ist für private Investoren eine Investition in Solaranlagen ohne eine umweltpolitische Motivation ökonomisch nicht zu rechtfertigen.

Der wesentliche Vorteil von erneuerbaren Energien gegenüber fossilen Energieträgern liegt jedoch darin, dass sie zur Erhaltung des Klimas und sauberer Luft beitragen. Investoren können aus dieser Eigenschaft allerdings keinen geldwerten Vorteil generieren, da sie z.B. niemanden von dem Effekt der besseren Luftqualität ausschließen können (Ausschlussprinzip). Man spricht in diesem Zusammenhang von technologischen externen Effekten, genauer: von einem externen Nutzen, den der Solarinvestor generiert, indem er Energie umweltfreundlich herstellt. ³⁸ also dadurch

bedingt, dass keine (zu vertretbaren Kosten durchsetzbaren) Property-Rights existieren, die es dem Erzeuger ermöglichen würden, die unentgeltliche Nutznießung durch andere zu

³⁸ Vgl. Fritsch, M. et al. (2007), S. 101.

13

³⁹ Es verwundert daher nicht, dass in einer Studie von Jegen, M. und Wüstenhagen, R. (2001) nur 2 bis 3 % der Befragten bereit gewesen wären, mehr für Strom aus erneuerbaren Energien zu zahlen als für Strom aus herkömmlichen Energieträgern, wenn keine zusätzliche Investitionsanreize durch den Staat gegeben werden. ⁴⁰ Die Solartechnologie steht auf dem Strommarkt aber nicht nur in einem Konkurrenzverhältnis zu herkömmlichen Energietechnologien, sondern auch zu anderen EE-Technologien wie der Windkraft oder der Energiegewinnung aus Biomasse. Bezüglich der kommerziellen Reife dieser Technologien, gemessen an den Investitionskosten pro Kilowatt (kW), ist die Solarenergie bisher am wenigsten entwickelt (vgl. Abbildung 6).

Abb. 6: Investitionskosten erneuerbarer Energien im Vergleich (Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an

Wissel, S. et al. (2008), S. 3.)

Eine Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von Solarenergie im Sinne einer Kosten- und Qualitätsentwicklung wird sich demzufolge erst einstellen, wenn weitere Lern- und Skaleneffekte durch die Nutzung der Technologie im Markt generiert werden. ⁴¹ Angesichts der Konkurrenzsituation zur konventionellen Energieerzeugung und zu anderen EE-Technologien sind Förderprogramme durch den Staat erforderlich, damit die wirtschaftliche Nutzung der Solarenergie über eine Anwendung in Nischenmärkten hinausgeht. 42

³⁹ Fritsch, M. et al. (2007), S. 102.

⁴⁰ Vgl. Jegen, M./ Wüstenhagen, R. (2001), S. 52.

⁴¹ Für eine genauere Diskussion über Lerneffekte bei Energietechnologien siehe auch Grübler, A. et al. (1999),

S. 247 ff.

⁴² Vgl. Menanteau, P. et al. (2003), S. 801.

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4.3 Interessenkonflikt hemmt Wandel des Energiemarktes

Die großflächige Einführung der Solartechnologie und das langfristige Ziel einer rein ökologischen Energieversorgung, ist ein Versuch die etablierten Energietechnologien zu ersetzen und damit auch den institutionellen Rahmen des Energiemarktes zu ändern. Bei diesem Versuch muss allerdings bedacht werden, dass sich verschiedene Interessengruppen gegenüberstehen. () it cannot be expected that a realignment of the institutional framework and a transformation of the energy system can be achieved without overcoming considerable opposition from invested interests involved with incumbent ⁴³ Wie in diesem Kapitel einleitend gesehen, ist zwar ein Pfadwechsel hin zu einer Energieversorgung aus erneuerbaren Energien in der deutschen Bevölkerung akzeptiert, doch auch Wirtschaftsunternehmen in den stromintensiven Branchen und Energieversorgungs- und Netzbetreiberunternehmen sind von einer solchen Pfadänderung betroffen. Für die Betreiber fossiler und atomarer Kraftwerke besteht mit zunehmendem Wettbewerb im Strommarkt die Gefahr, ⁴⁴ Versunkene oder irreversible Kosten liegen

dann vor, wenn Investitionsaufwendungen, die bei einem Markteintritt anfallen, bis zum Marktaustritt nicht amortisiert wurden. ⁴⁵ Zwar sind die Investitionskosten bei fossilen oder nuklearen Energieträgern pro kW relativ gering, in absoluten Zahlen ist die Investitionssumme jedoch wesentlich höher als bei EE-Anlagen und die Kapitalrückflussdauer kann je nach Kraftwerksart, Brennstoff- und Strompreisentwicklung über 20 Jahre betragen. ⁴⁶ Die etablierten Akteure am Energiemarkt sind somit daran interessiert, die relativ günstigen Wettbewerbsbedingungen der herkömmlichen Stromerzeugung aufrechtzuerhalten, was dem Interesse erneuerbarer Energien tendenziell entgegensteht. 47

4.4 Diskriminierungsmöglichkeiten

Nicht nur in Bezug auf die Stromerzeugung ist von einem hohen Konfliktpotenzial zwischen Produzenten erneuerbarer Energien und Interessengruppen der herkömmlichen Stromerzeugung zu rechnen. Der erfolgreiche Ausbau erneuerbarer Energien hängt wesentlich von der Möglichkeit der EE-Produzenten ab, den erzeugten Strom in das Stromnetz einzuspeisen. Gerade Solarstrom wird von einer Vielzahl kleiner Anlagenbetreiber (z.B.

⁴³ Jacobsson, S. et al. (2004), S. 4.

⁴⁴ Vgl. Suck, A. (2008), 31.

⁴⁵ Vgl. Knieps, G. (2007), S. 155.

⁴⁶ Vgl. Voß, A. (2000), S. 8.

⁴⁷ Vgl. Suck, A. (2008), 31.

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privater Haushalte) dezentral produziert, die nicht in der Lage sind, diesen produzierten Strom über ein eigenes Netz an andere Marktteilnehmer zu leiten. In diesem Zusammenhang tritt das auf. Insbesondere bei physischen

Infrastrukturnetzwerken wie dem Übertragungs- und Verteilungsnetz für Strom kann ein solches monopolistisches Bottleneck vorliegen, wenn sich potenzielle Marktteilnehmer beim Markteintritt hohen irreversiblen Kosten und einem natürlichen Monopol ⁴⁸ gegenübersehen. Diese Problematik wird durch die technischen Eigenschaften der Einspeisung von Solarenergie intensiviert. Denn die mangelnde Grundlastfähigkeit ⁴⁹ der Solarenergie und die schwankende Stromerzeugung erfordern hohe Investitionen der Netzbetreiber in den Aus- und Umbau der Stromnetze. Studien zeigen, dass Investitionen in neue Speichertechniken und neue regelbare Kraftwerke bei einem deutlichen Ausbau erneuerbarer Energien notwendig werden. ⁵⁰ Netzbetreiber haben somit ein geringes Interesse am weiteren Ausbau der Solarenergie. ⁵¹ Der Staat muss daher an dieser Stelle durch regulierende Eingriffe verhindern, dass die Marktmacht innerhalb des monopolistischen Bottlenecks durch hohe Netzentgelte oder Netzzugangssperren auf potenzielle Marktteilnehmer übertragen und der Ausbau der Solarenergie dadurch verhindert wird. 52

4.5 Geminderte FuE-Aktivitäten

Bei der Entwicklung neuer Technologien wie im Falle der Solarenergie kann es bei FuE-Aktivitäten zu externen Effekten kommen. Die FuE-Aktivitäten einer einzelnen Firma können zu positiven Externalitäten führen, indem sich die durch FuE-Investitionen generierten Innovationen auch auf andere Marktteilnehmer positiv auswirken. Konkurrenzunternehmen können z.B. durch eine schnelle Imitation Teile des durch die FuE-Aktivität generierten Gesamtnutzens abschöpfen. Die Konsequenz dieser positiven Externalitäten besteht darin, dass Unternehmen nicht in der Höhe des gesamtwirtschaftlichen Optimums investieren. ⁵³ Empirische Studien haben die Existenz von positiven Externalitäten im Zusammenhang mit FuE-Investitionen bewiesen und gezeigt, dass ihr gesamtwirtschaftlicher Effekt durchaus

⁴⁸ Gabler Verlag Situation, in der die firmeninternen

Kostendegressionen (Economies of Scale) in Relation zur gegebenen Marktgröße so wichtig sind, dass im

Wettbewerb auf Dauer nur ein Unternehmen überleben würde. Abnehmende langfristige Durchschnittskosten

können insofern eine Monopolstellung implizieren, als ein einziges Unternehmen das Gut kostengünstiger

herstellen kann als jede andere Anbieterzahl.

⁴⁹ Als Grundlast wir in Deutschland die über den Tag permanent abgenommene Strommenge im

Stromversorgungsnetz bezeichnet.

⁵⁰ Vgl. Quaschning, V./ Hanitsch, R. (1999), S. 64 ff.

⁵¹ Vgl. Suck, A. (2008), 31.

⁵² Vgl. Walz, R. et al (2008), S. 5.

⁵³ Vgl. Lerner, J. (2002), S. 78 f.

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wesentlich sein kann, wenn der private Nutzen des investierenden Unternehmens hinter dem gesellschaftlichen Nutzen zurückbleibt. ⁵⁴ Dieser Effekt wird durch die Charaktereigenschaft von Energietechnologien verstärkt, denn verglichen mit Investitionen in

Softwaretechnologien ist das benötigte Investitionsvolumen für die Entwicklung von Energietechnologien wesentlich höher und auch die Amortisationszeit der Investition ist deutlich länger. ⁵⁵ In diesem Fall ist eine staatliche Förderung der FuE-Aktivitäten notwendig, um eine Entwicklung der noch jungen Technologie zu ermöglichen. 56

5. Analyserahmen zur Beurteilung regulierender Instrumentarien

Kapitel 4 hat unterschiedlichste Probleme der Solarenergie auf dem Weg zum Ziel der vollkommenen Wettbewerbsfähigkeit dargestellt und verdeutlicht, dass dieses Ziel ohne eine staatliche Förderung in naher Zukunft nicht erreicht werden kann. Um die Einspeisevergütung und andere Förderinstrumente in ihrer Wirkung beurteilen zu können, muss man verstehen, welche Akteure im Innovationssystem vom Eingriff betroffen sind und in welchem Bereich des technologischen Transformations- und Marktdurchdringungsprozesses der Photovoltaik sie ihre Wirkung entfalten. Daher wird in Abschnitt 5.1 zunächst das Innovationssystem für Solarenergie beschrieben und die wichtigsten Akteure und Funktionen herausgestellt. In Abschnitt 5.2 werden die verschiedenen Förderinstrumente dann in zwei Grundkategorien unterschieden und in den technologischen Transformations-und

Marktdurchdringungsprozesses der Solartechnologie eingeordnet.

5.1 Das Innovationssystem für Solartechnologie

In den folgenden zwei Abschnitten wird das Konzept des Innovationssystems erläutert. Dieses Konzept wird seit jüngerer Vergangenheit verstärkt in der universitären Forschung zur Untersuchung von Innovationsaktivitäten, technologischen Transformationsprozessen und wirtschaftlichem Wachstum verwendet. Der Ansatz wurde auch von internationalen Organisationen (z.B. OECD) und politischen Organen (z.B. Europäische Kommission) übernommen, die daran interessiert sind, diese Prozesse zu stimulieren. 57

⁵⁴ Vgl. Griliches, Z. (1992).

⁵⁵ Vgl. Murphy, L./ Edwards, P. (2003), S. 17.

⁵⁶ Vgl. Lerner, J. (2002), S. 78.

⁵⁷ Vgl. Bergek, A. et al. (2008b).

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5.1.1 Akteure im Innovationssystem

Die Entwicklung der Solartechnologie ist kein rein individueller Prozess einzelner Produzenten, sondern stellt vielmehr einen kollektiven Akt verschiedenster Akteure dar. Ein

interacting in a specific technology area under a particular institutional infrastructure for the purpose of generating, diffusing, and utilizing technology. ⁵⁸ Die wichtigsten Akteure im Innovationssystem für Solartechnologie werden im Folgenden kurz beschrieben. Die Abbildung 7 ist dabei eine stark vereinfachte Darstellung des Innovationssystems für Solartechnologie und des Wirkungsbereichs staatlicher regulierender Eingriffe.

Abb. 7: Das Innovationssystem für Solartechnologie und der Wirkungsbereich regulierender Eingriffe

(Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an Walz, R. et al. (2008), S. 9 und Grubb, M. (2004), S. 20.)

Auf der Nachfrageseite finden sich Akteure (z.B. Haushalte, Unternehmen etc.), die Solartechnologie nachfragen. Das Ausmaß der Nachfrage ist dabei wesentlich vom Grad der Wettbewerbsfähigkeit der Technologie am Markt abhängig. ⁵⁹ Als Produzenten von Solartechnologie werden hier nicht nur die Produzenten der eigentlichen Endanlage, sondern auch deren Rohstoff- und Komponentenlieferanten betrachtet. ⁶⁰ Weitere wichtige Akteure

⁵⁸ Jacobsson, S. et al. (2004), S. 4 f.

⁵⁹ Vgl. Walz, R. et al (2008), S. 8.

⁶⁰ In Deutschland gibt es inzwischen eine sehr ausgeprägte Struktur in der Photovoltaikindustrie. Neben

Rohstofflieferanten, Silizium-, Zell-, Wafer-, und Modulherstellern und Produzenten von Montagestellen sind

auch eine große Anzahl an Zulieferern von Maschinen und elektronischen Bauteilen im deutschen Markt

vertreten. Siehe hierzu: Ruhl, V./ Wackerbauer, J. (2008), S. 14 ff.

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sind Investoren für Solartechnologie und Finanzinstitute, die die Produzenten und die Nachfrage mit Kapital versorgen.

Als Forschungsinstitutionen werden hier im Wesentlichen Hochschulen, kommerzielle und nicht kommerzielle Forschungsinstitute verstanden (z.B. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme, International Solar Energy Research Center etc.), die den technologischen Wandel unterstützen. ⁶¹ Auch nicht kommerzielle Interessengemeinschaften sind in dem beschriebenen System von Bedeutung. Sie können durch die Bildung freiwilliger Vereinigungen und professioneller Organisationen eine Kraft außerhalb des Marktes schaffen, die zur Förderung einheitlicher Normen und Standards bei der Technologieentwicklung und politischen Einflussnahmemöglichkeiten im Sinne einer bestimmten Technologie beitragen. 62

5.1.2 Funktionen im Innovationssystem

In der Literatur werden fünf Funktionen unterschieden, die ein Innovationssystem erfüllt. ⁶³ Diese Funktionen werden im Folgenden kurz vorgestellt und dienen später der Beurteilung einzelner Förderinstrumente der Solarenergie.

Die erste wichtige Funktion eines Innovationssystems ist die Fähigkeit, den technologischen Entdeckungs- und Entwicklungsprozess zu beeinflussen. Bei der Interaktion der Akteure bilden sich bestimmte Wege heraus, denen die technologische Weiterentwicklung folgt. Es handelt sich hier also um eine Richtungsweisung im Hinblick auf die Legitimation und das Wachstumspotenzial neuer Technologie- und Designansätze.

Eine zweite wichtige Funktion ist die Bereitstellung von Ressourcen in Form von Kapital, Know-how und Rohstoffen. Insbesondere bei neuen Technologien wie der Solartechnologie, deren Entwicklung mit hohen Investitionsrisiken verbunden ist, ist diese Funktion wichtig. Drittens ist eine weit reichende diversifizierte Forschungs- und Entwicklungsaktivität von Bedeutung, die zu einer Vielzahl möglicher technologischer Lösungen im Bereich der Photovoltaikanlagen führt. Es geht hierbei also um die Schaffung neuen Wissens als Grundbestandteil von Innovationen. Durch diese Funktion kann der Selektionsprozess aus verschiedenen alternativen Technologie- und Designansätzen die dominierenden Formen herausfiltern.

Viertens müssen Märkte gebildet werden, da Innovationen nur sehr selten auf bereits bestehende Märkte treffen.

⁶¹ Für eine weitere Darstellung der Hochschulen, der Forschungsinstitutionen und deren

Forschungsschwerpunkten im Bereich der Solartechnologie siehe: EuPD Research (2009).

⁶² Vgl. Unruh, G. C. (2000), S. 823.

⁶³ Vgl. Jacobsson, S. et al. (2004), S. 6 f. und Walz, R. et al (2008), S. 9 f.

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Die fünfte Funktion liegt in der Schaffung positiver externer Effekte im Innovationssystem durch den Austausch von Informationen zwischen Produzenten von Solartechnologie, aber auch entlang der Wertschöpfungskette. Solche Informationsaustausche führen zur Schaffung systematischen Know-hows, aus dem inkrementelle Innovationen in der

Technologieentwicklung hervorgehen können. ⁶⁴ Ein weiteres Beispiel für einen solchen positiven externen Effekt ist die Bildung von Verkäufer-Käufer-Netzwerken, die die Unsicherheiten im Entwicklungsprozess der Technologien und die Informationskosten senken.

Wichtig ist zu erkennen, dass diese Funktionen nicht unabhängig voneinander sind, sondern die Änderung einer Funktion Auswirkungen auf andere Funktionen haben kann. Die Schaffung eines Marktes kann z.B. zur Bildung neuer Anbieter führen, die ihrerseits neue Ressourcen (z.B. Know-how) in die Branche einbringen. 65

Wie im folgenden Abschnitt noch näher erläutert wird, wird in dieser Arbeit zwischen angebotsseitigen Fördermechanismen (Technology-Push) und nachfrageseitigen

Fördermechanismen (Market-Pull) unterschieden. Abbildung 7 verdeutlicht, dass je nach gewähltem Fördermechanismus unterschiedliche Akteure des Innovationssystems betroffen sind.

5.2 Einordnung der Förderinstrumente in den technologischen

Transformations- und Marktdurchdringungsprozess der Solartechnologie

Die unterschiedlichen Förderinstrumente der Energie- und Umweltpolitik lassen sich nach dem Entwicklungsstadium der Solartechnologie im Innovationsprozess kategorisieren. ⁶⁶ Bei der Betrachtung der einzelnen Entwicklungsstadien ist allerdings zu bedenken, dass Innovation keineswegs ein linearer Prozess ist, sondern vielmehr aus mehreren Rückkopplungen zwischen der eigentlichen Invention, der technologischen

Weiterentwicklung und der Marktverbreitung (Diffusion) besteht. ⁶⁷ Nichtsdestotrotz werden in der folgenden Darstellung einzelne Stufen hin zur vollständigen kommerziellen Reife einer Technologie identifiziert, um die einzelnen politischen Instrumentarien besser einordnen und herausstellen zu können, an welchem Punkt ihr Einsatz im Innovationsprozess am

⁶⁴ Vgl. Mautz, R. (2006), S. 32 f.

⁶⁵ Vgl. Jacobsson, S. et al. (2004), S. 7.

⁶⁶ Da Energie- und umweltpolitische Instrumenten unterschiedliche Beurteilungskriterien zu Grunde liegen

können, werden diese Instrumente in der Literatur auf unterschiedlichste Weise kategorisiert.

Kategorisierungsmöglichkeiten können sich neben der in dieser Arbeit verwendeten Kategorisierung z.B. nach

den verfolgten Zielen der Politik, nach dem Träger der Fördermaßnahme, nach der nationalen Abgrenzung oder

nach der Eingriffsintensität richten. Siehe dazu: Langniß, O. et al. (2007), S. 34.

⁶⁷ Vgl. Walz, R. et al (2008), S. 7.

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sinnvollsten erscheint. Die farblichen Abstufungen sollen dabei verdeutlichen, dass es keine klaren Trennlinien zwischen den einzelnen Stufen gibt und somit eine eindeutige Einordnung des technologischen Reifegrades in genau eine Kategorie manchmal nicht möglich ist.

Abb. 8: Staatliche Förderinstrumentarien im technologischen Transformations-und

Marktdurchdringungsprozess der Solartechnologie (Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an Grubb, M.

(2004), S.18 ff.; Bürer, J./ Wüstenhagen, R. (2009), S. 5001 f.; Ragwitz, M. (2005), S. 3 und Van Sark,

W.G.J.H.M. et al. (2009), S. 3.)

Im Verständnis dieser Darstellung beginnt ein technologischer Entwicklungsprozess mit der Grundlagenforschung und darauf folgend setzen weiter gehende Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten ein, die bereits einen mehr oder weniger konkreten Anwendungsfokus aufweisen. Auf diesen Stufen sind nach dem Verständnis des Innovationssystems vor allem Forschungsinstitutionen und forschende Produzenten beteiligt (vgl. Abbildung 7). In der Marktdemonstrationsphase bestehen erste Prototypen der Technologie. Hier werden nur einige wenige Exemplare erstellt und die Finanzierung konzentriert sich noch hauptsächlich auf die Forschung- und Entwicklung. In der Kommerzialisierungsphase werden die Prototypen der Technologie erstmalig installiert und einzelne Typen werden in größerer Stückzahl am Markt eingeführt. In dieser Phase kommen Market-Pull-Instrumentarien zum Tragen. Die Intensität des Ausbaus nimmt in der

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Marktbildungsphase stark zu und Market-Pull-Instrumentarien spielen eine wesentliche Rolle. In der letzten Phase reifen die Technologien immer weiter, bis sie schließlich nicht mehr auf die Unterstützung durch staatliche Instrumentarien angewiesen sind. In diesem beschriebenen Wissenstransfer in Richtung Marktreife gibt es jedoch auch immer wieder Rückkopplungen zwischen den einzelnen Stufen. Wissen kann sich also in beide Richtungen ausbreiten. Informationen aus der Kommerzialisierungsphase und der Marktbildungsphase sind z.B. auch für die Forschung von Bedeutung. In Bezug auf die Förderung der Solarenergie ist es daher wichtig, dass auf allen Stufen der Innovationskette Anreize für Investitionen und/oder direkte staatliche Fördermaßnahmen gegeben werden, um den Innovationsprozess auf dem Weg zur kommerziellen Reife bestmöglich zu stützen. ⁶⁸ Eine Politik, die z.B. nur die technologische Weiterentwicklung fördert, aber die Einführung der Technologie auf Marktseite vernachlässigt wird daher nicht erfolgreich sein. It is thus important that policy is joined up and supports innovation through its various stages, targeted 69

Van Sark et al. (2009) stellen in diesem Zusammenhang in ihrer Analyse der Faktoren für den technologischen Fortschritt der Solartechnologie eine sich gegenseitig unterstützende Wirkung von Technology-Push- und Market-Pull-Instrumentarien heraus. Sie kommen zu dem Ergebnis, dass auf der einen Seite durch Technology-Push Fortschritte in der Forschung und Entwicklung direkt zu fallen Produktionskosten führen (learning by reseaching) und zusätzlich Verbesserungen im Produktionsprozess bewirken, die die Fähigkeit der Generierung von Nutzungserfahrungen (learning by doing) verbessert. Auf der anderen Seite bewirken Market-Pull-Instrumentarien durch die Förderung einer größeren Produktionsmenge weitere Nutzungserfahrungen und gleichzeitig werden die FuE-Investitionen unterstützt, die wiederum Technologiefortschritte (learning by reseaching) mit sich bringen. 70

Im Folgenden werden die beiden in dieser Arbeit unterschiedenen Grundkategorien staatlicher Förderinstrumente kurz beschrieben.

5.2.1 Technology-Push

Technology-Push-Instrumente wirken auf der Angebotsseite im Innovationssystem (vgl. Abbildung 7). Mit staatlichen FuE-Projekten, Investitionszuschüssen, Gründungszentren etc.

⁶⁸ Vgl. Bürer, J./ Wüstenhagen, R. (2009), S. 5002.

⁶⁹ Foxon, T.J. et al. (2005), S. 2134.

⁷⁰ Van Sark, W.G.J.H.M. et al. (2009), S. 3.

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werden dabei nicht nur Ressourcen für Unternehmen und Forschungsinstitutionen bereitgestellt, sondern es wird auch die Bildung von Netzwerken zwischen einzelnen Akteuren auf der Angebotsseite gefördert und der Informationsaustausch wird unterstützt. ⁷¹ Damit wird eine Vielzahl der Funktionen im Innovationssystem gestützt, die für die erfolgreiche Weiterentwicklung einer Technologie bedeutend sind (vgl. Abschnitt 5.1.2). Erfolgreiche FuE-Vorhaben erfordern eine verlässliche und ausreichend bemessene Förderung durch den Staat. Eine Abwägung zwischen staatlicher Koordination der Aktivitäten im Innovationssystem durch eine direkte finanzielle Unterstützung bestimmter Projekte auf der einen und einen freien Forschungsprozess auf der anderen Seite ist dabei allerdings ein zentraler Punkt, um den technologischen Fortschritt nicht zu behindern. Targeted research programmes are important, but also is support for relatively unguided 72

Im Februar 2010 förderte der Bund über 100 einzelne FuE-Projekte in Deutschland von Produzenten (32 %), Hochschulen (9 %) und weiteren Forschungseinrichtungen (59 %) mit einer Gesamtsumme von fast 130 Mill. Euro. 73

5.2.2 Market-Pull

Unter Market-Pull-Instrumentarien werden hier Fördermaßnahmen verstanden, die eine Technologie bis zur Marktreife unterstützen und dabei auf der Nachfrageseite im Innovationssystem wirken (vgl. Abbildung 7). Dort stellen sie zusätzliche Ressourcen zur Verfügung und bewirken durch die wachsende Nachfragebasis einen höheren Informationsaustausch zwischen Produzenten und Konsumenten. ⁷⁴ Market-Pull-Instrumentarien sind damit eine Grundlage für die Bildung robuster Märkte für die Solartechnologie, wodurch wiederum Investitionen auf Produzenten- und Forschungsebene gestärkt werden. ⁷⁵ So kann bewirkt werden, dass es zu Markteintritten entlang der gesamten Wertschöpfungskette kommt und es wird damit eine zentrale Voraussetzung für die Entwicklung eines noch jungen Innovationssystems erfüllt. 76

Erfahrungen bei der Förderung der inzwischen weit entwickelten Windtechnologie haben in der Vergangenheit gezeigt, dass eine ausschließliche FuE-Förderung auf Angebotsseite nicht

⁷¹ Vgl. Walz, R. et al. (2008), S. 18.

⁷² Foxon, T.J. et al. (2005), S. 2134.

⁷³ Vgl. BMU (2010). Für eine genaue Analyse zu der Entwicklung der FuE-Förderung und den konkreten

Auswirkungen auf die technologische Entwicklung der Solarenergie von 1974-2005 siehe Kruck, C./ Eltrop, L.

(2007).

⁷⁴ Vgl. Walz, R. et al. (2008), S. 10.

⁷⁵ Vgl. Murphy, L./ Edwards, P. (2003), S. 21.

⁷⁶ Vgl. Jacobsson, S. et al. (2004), S. 6.

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zur vollständigen Marktreife einer EE-Technologie führt. Åstrand/ Neij (2006) beschreiben diese Erfahrung in ihrer Analyse der schwedischen Förderprogramme für Windenergie wie folgt. None of these turbine projects [R&D, d.V.] had resulted in an obvious commercial breakthrough up until 2000. There has been no market for the turbine technology developed in Sweden or internationally. Since the demand has been limited, the benefits of mass 77

Neben den in Abbildung 8 aufgeführten Instrumentarien kommt eine ganze Reihe weiterer Maßnahmen (z.B. Steuererleichterungen für EE-Betreiber) in Betracht, die ebenfalls eine erhöhte Nachfrage für erneuerbare Energien generieren und zur Stärkung der Funktionen des Innovationssystems beitragen können. In dieser Arbeit werden allerdings lediglich die Einspeisevergütung und das Quotenmodell auf ihre Wirksamkeit zur Förderung der Solartechnologie hin analysiert, da bei beiden Modellen bereits weit reichende Erfahrungen aus der Praxis vorliegen.

6. Beurteilung der deutschen Einspeisevergütung für Solarstrom

6.1 Vorteile

6.1.1 Differenzierung fördert technologische Vielfalt und Entwicklung

() [the, d.V.] German FIT success is mainly the result of a careful categorizing of RES-E . ⁷⁸ Denn ohne eine nach der EE-Technologie differenzierte Einspeisevergütung wäre die Nachfrage nach Solarenergie entschieden gemindert. In Abschnitt 4.2 wurde gezeigt, dass die kommerzielle Reife der Solarenergie weit hinter der Reife anderer erneuerbarer Energien wie Wind, Wasser und Biomasse zurückbleibt. Durch das Instrument der differenzierten Einspeisevergütung werden diese unterschiedlichen Entwicklungsstände der EE-Technologien jedoch berücksichtigt, indem die

Einspeisevergütung für Solarenergie entsprechend höher ist als die der anderen Energien (vgl. Abbildung 1). Die Höhe der Einspeisevergütungen für jede einzelne Technologie wird dabei anhand der jeweiligen Erzeugungskosten bestimmt. Dadurch entfällt die direkte Konkurrenz der Solartechnologie zu anderen EE-Technologien und es wird möglich, mehrere unterschiedlich entwickelte Technologien parallel zu fördern, um auch bei der Solarenergie weitere Technologieentwicklungen zu generieren. Ohne eine solche Differenzierung könnte es schnell zu einem technologischen lock-in-Effekt kommen, durch den lediglich die bereits

⁷⁷ Åstrand, K./ Neij, L. (2006), S. 290.

⁷⁸ Verbruggen, A./ Lauber, V. (2009), S. 5738.

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weit entwickelten und dadurch im Wettbewerb beständigeren EE-Technologien nachgefragt werden, jedoch Förderung von jungen, aber ebenfalls potenziell erfolgreichen Technologien ausbleibt. ⁷⁹ Denn wenn Investoren eine für alle EE-Technologien einheitliche Vergütung je eingespeister kWh erhalten würden, würden sie die Technologie mit den niedrigsten Erzeugungskosten wählen, um ihre Rendite zu maximieren.

Die Tatsache, dass die differenzierte Einspeisevergütung eine solche Entwicklung verhindert, ist vor allem deshalb wichtig, da technologische Vielfalt in der Literatur immer wieder als ein bedeutender Faktor zur Förderung von Innovation und Wachstum angesehen wird. ⁸⁰ Empirische Studien haben gezeigt, dass die Wachstumsraten in bestimmten Industriesektoren eine hohe Korrelation zum Grad der technologischen Vielfalt aufweisen. ⁸¹ Ein Grund dafür ist, dass durch eine breite Förderungspolitik auch weniger entwickelte Technologien wie die Solartechnologie erfasst und die erzielten Lerneffekte so maximiert werden können. Genauer gesagt kann ein dynamischer Lernprozess für weniger entwickelte Technologien angestoßen werden. Die Konsequenz ist, dass die Produktionskosten dieser Technologien in Zukunft drastisch sinken und ein höheres Ausbaupotenzial zur Verfügung steht. ⁸² Eine differenzierte Einspeisevergütung ist also nicht nur für die Solartechnologie, sondern auch gesamtwirtschaftlich förderlich.

6.1.2 Mindestvergütung und Abnahme- und Vergütungspflicht reduziert

Risiken

Einer der Hauptgründe für den Erfolg der Einspeisevergütung ist, dass sie, verglichen mit anderen Market-Pull-Instrumentarien, die Risiken der Betreiber von Solaranlagen minimiert. () risk reduction is an important way to make a support mechanism effective in promoting deployment, () 83

Durch die über einen Zeitraum von 20 Jahren garantierten Vergütungssätze für Solarstrom ist ein Investor einer Solaranlage faktisch keinem Preisrisiko ausgesetzt, da die gezahlte Vergütung seit dem 1. April 2000 nicht mehr vom Marktpreis für Strom abhängt. Aus der Finanztheorie ist bekannt, dass Risiko einen konkreten Preis hat. Je höher das Risiko ist, desto höher werden die Kapitalkosten für eine Investition. ⁸⁴ Diese Eigenschaft der Einspeisevergütung ist in einem liberalisierten Strommarkt, indem es mitunter zu extremen

⁷⁹ Vgl. Midttun, A./ Gautesen, K. (2007), S. 1420.

⁸⁰ Vgl. Stirling, A. (1996), S. 3.

⁸¹ Vgl. Metcalfe. J./ Gibbons. M. (1989), S. 153 ff.

⁸² Vgl. McDonald, A./ Schrattenholzer, L. (2000).

⁸³ Mitchell, C. et al. (2006), S. 297.

⁸⁴ Vgl. Mitchell, C. et al. (2006), S. 301.

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Preisschwankungen für Strom kommen kann, ein wesentlicher Vorteil und erleichtert es der Nachfrage von Solartechnologie, die Investitionen über den Kapitalmarkt zu finanzieren. Im Gegensatz zu anderen Market-Pull-Instrumentarien besteht für Solaranlagenbetreiber bei der Einspeisevergütung auch kein Mengenrisiko, da Netzbetreiber verpflichtet sind, die gesamte erzeugte Solarenergie abzunehmen (vgl. Abschnitt 3.2).

Da der Ertrag einer Solaranlage eine Funktion aus Menge und Preis ist, besteht somit de facto kein Ertragsrisiko. Denn bei einer funktionsfähigen Anlage erhält der Betreiber einen fixen Betrag, für jede eingespeiste kWh Strom. Korrespondierend zu diesen Erkenntnissen sind die Kapitalkosten für EE-Investitionen in Ländern, die erneuerbare Energien mit dem Instrument der Einspeisevergütung fördern, wesentlich geringer als in Ländern, mit Förderinstrumenten, bei denen die Höhe der zukünftigen Erträge mit höheren Risiken verbunden ist. ⁸⁵ Eine Reduktion des Risikos kommt damit durch die verringerten Kapitalkosten effektiv einer Erhöhung des Förderungsniveaus gleich und wirkt sich positiv auf die Nachfrage nach Solartechnologie aus. Diese effiziente Art der Nachfragegenerierung ist ein wesentlicher Grund für die erfolgreiche Bildung eines robusten Marktes für Solaranlagen (4. Funktion des Innovationssystems).

6.1.3 Degressiver Charakter der Einspeisevergütung fördert Lerneffekte

Das langfristige Ziel der Solarförderung ist es eine vollkommene Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer Energien zu konventionellen Energien zu erreichen. Wie in Abschnitt 3.1 bereits beschrieben, sinkt die Einspeisevergütung für neu installierte Anlagen jährlich um einen bestimmten Degressionsbetrag. Je später eine Solaranlage also in Betrieb genommen wird, desto geringer ist die über 20 Jahre ausgezahlte Vergütung. Diese Degression bietet somit den Herstellern einen anhaltenden Anreiz, die Kosten neuer Solaranlagen systematisch zu senken und jedes Jahr noch effizientere Anlagentechnologie auf dem Markt anzubieten. Die Degressionsrate richtet sich dabei nach den empirisch ermittelten Entwicklungsraten (Lernkurven) der Solartechnologie (nach der Theorie technologischer Lerneffekte) und ist ein wesentlicher Bestandteil der Einspeisevergütung. 86

⁸⁵ Vgl. Ragwitz, M./ Huber, C. (2005) S. 17.

⁸⁶ Technologische Lerneffekte werden durch das Modell der Lernkurve dargestellt, welche die Beziehung

zwischen Kostensenkung und Mengensteigerung beschreibt. Das Modell der Lernkurve basiert dabei auf der

Beobachtung, dass mit steigernder kumulierter Produktion der Wissensstand in einer bestimmten Technologie

wächst und dadurch die Leistungsfähigkeit der Technologie (ausgedrückt in Produktionskosten pro Einheit)

gesteigert wird. Die Bestimmung von Lernkurven erlaubt es also, die zukünftige Senkung der Produktionskosten

infolge einer steigenden kumulierten Produktion zu schätzen. Siehe dazu auch: Kahouli-Brahmi, S. (2008).

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Mitchel, C. et al. beschreiben eine weitere Eigenschaft der Degression der Einspeisevergütung, die zur Reduzierung der gesamtgesellschaftlichen Kosten beiträgt. Decreasing feed-in tariffs can be used to pass on some of the cost savings resulting from these improvements to those who pay for the feed- ⁸⁷ Die Eigenschaft, dass sich die durch den technologischen Fortschritt gesenkten Erzeugungskosten in den Strompreisen niederschlagen, ist besonders wichtig, um die öffentliche Akzeptanz der Solarförderung zu erhalten. Die hohen Kosten der Solarförderung werden schließlich über die EEG-Umlage von jedem Haushalt in Deutschland mit ca. 15 Euro pro Jahr finanziert (vgl. Abschnitt 3.3). Es ist also gerecht, wenn die durch die Solarförderung erzeugten Kostensenkungen im Herstellungsprozess in Form einer gesenkten Einspeisevergütung an die Haushalte weitergegeben werden. 88

6.1.4 Verlässlicher Ausbau stärkt das Innovationssystem

Das Fehlen von langfristigen Ausbauzielen wird in der Literatur als einer der Störfaktoren für ein funktionierendes Innovationssystem angesehen. 89

Auch Foxon et al. (2005) sehen in diesem regulatorischen Risiko ⁹⁰ eine Gefahr für den Innovationsprozess: Regulatory risk, as a consequence of the uncertainty of all future incentives and having an impact upon the financing of projects as well as the companies that ⁹¹

Insbesondere für Investoren, die Unternehmen in einer frühen Entwicklungsphase finanzieren, ist eine verlässliche, staatliche Förderpolitik wichtig. ⁹² Hier werden positive Cashflows der Investitionen erst nach mehreren Jahren erzielt und die Imponderabilien einer solchen Investition sind dadurch entsprechend höher.

Der durch die Einspeisevergütung garantierte lange Förderzeitraum von 20 Jahren und die konkrete Formulierung der Ausbauziele erneuerbarer Energien im EEG wirken sich in diesem Zusammenhang positiv aus. Das festgeschriebene Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 % und danach weiter zu erhöhen, ⁹³ sorgt zusätzlich ⁹⁴ ist. Die

⁸⁷ Mitchell, C. et al. (2006), S. 297.

⁸⁸ In der Summe ist die EEG-Umlage allerdings stetig gestiegen, da sich auch die geförderte installierte

Solarkapazität erhöht hat (vgl. Abbildung 3).

⁸⁹ Vgl. Bergek, A. et al. (2008a), S. 89.

⁹⁰ Für eine ausführliche Unterscheidung der Risiken bei Investitionen und Unternehmensaktivitäten siehe:

Meulbroek, L. (2001).

⁹¹ Foxon, T.J. et al. (2005), S. 2135.

⁹² Vgl. Bürer, J./ Wüstenhagen, R. (2009), S. 5003.

⁹³ Vgl. § 1 Abs.2 EEG.

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Einspeisevergütung bietet damit vor allem Forschungsinstitutionen, Investoren und Produzenten im Innovationssystem eine sichere Investitionsgrundlage, indem sie mehr Sicherheit im Hinblick auf die zukünftige Marktentwicklung schafft. ⁹⁵ Damit wirkt die Einspeisevergütung entlang aller Phasen des Innovationsprozesses (vgl. Abschnitt 5.2) unterstützend und die gestiegene Bereitstellung von Kapital im Zuge der zunehmenden Sicherheit trägt zur Erfüllung der zweiten Funktion im Innovationssystem bei.

6.1.5 Internationale Ausrichtung fördert die Innovationstätigkeit

Wie mehrfach beschrieben, ist die Einspeisevergütung ein nachfrageseitig wirkendes Instrument. Die Nachfrager nach Solartechnologie sind beim Kauf einer Solaranlage allerdings in der Wahl des Herstellers frei und dabei keineswegs auf deutsche Produzenten beschränkt. Insbesondere chinesische Hersteller können Module seit dem Preisverfall im Jahr 2009 zu deutlich niedrigeren Konditionen als die deutschen Unternehmen am Markt

unter enormem Konkurrenzdruck se ⁹⁷ Dabei wird die

Preisdifferenz zu europäischen und amerikanischen Modulen immer größer. Diese Entwicklung nimmt unweigerlich Einfluss auf die deutsche Solarindustrie, Ängste um den Solarstandort Deutschland kommen auf, die CEOs der Solarfirmen fordern Importverbote für Solartechnologie aus Asien und die Medien warnenDeutschland ⁹⁸ Die strategische Positionierung der deutschen PV-Unternehmen wird allerdings nach wie vor als gut eingeschätzt, ⁹⁹ sodass die deutsche Solarindustrie kurz- und mittelfristig nicht existenziell bedroht ist. Inwieweit durch die gestiegene Konkurrenz einzelne Arbeitsplätze in der deutschen Solarbranche bedroht sind, soll in dieser Arbeit nicht weiter analysiert werden.

An dieser Stelle interessiert viel eher, wie sich die wachsenden Markteintritte aus dem Ausland auf die technologische Entwicklung der Solartechnologie in Deutschland auswirken. ntry spurs innovation incentives in sectors close to

technology frontier, where successful innovation allows incumbents to survive the threat,

⁹⁴ UNEP SEFI (2004), S. 2.

⁹⁵ Vgl. Åstrand, K./ Neij, L. (2006), S. 292.

⁹⁶ Chinesische Hersteller haben nicht nur bei den Lohnkosten, sondern vor allem bei den Siliziumpreisen, den

Energiepreisen und den Finanzierungskosten (z.B. günstigere Kreditkonditionen) deutliche Vorteile gegenüber

europäischen und amerikanischen Unternehmen. Für eine ausführliche Darstellung und Begründung der

Wettbewerbsnachteile deutscher gegenüber asiatischer Unternehmen siehe Fawer, M./ Magyar, B. (2009).

⁹⁷ Fawer, M./ Magyar, B. (2009), S. 14.

⁹⁸ Vgl. Waldermann, A. (2009) und o.V. (2009).

⁹⁹ Vgl. Fawer, M./ Magyar, B. (2009), S. 27 ff.

28

(). ¹⁰⁰ Diese Überlegung von Aghion, P. et al. (2009) baut auf der Theorie auf, dass erfolgreiche Unternehmen, die durch den Markteintritt neuer Unternehmen unter starken Konkurrenzdruck geraten und hohe Anreize haben, ihre Innovationsaktivitäten zu verstärken, um dadurch Produktivitätssteigerungen zu erzielen. Die Unternehmen in der deutschen Solarbranche sind demnach gegenüber den Solarproduzenten aus Asien nur dann konkurrenzfähig, wenn sie Ihre FuE-Aktivitäten intensivieren und somit in eine klare technologische Führungsposition gelangen. ¹⁰¹ -entry ¹⁰² anhand der FuE-Aktivitäten deutscher Unternehmen in der Solarbranche beobachten. Produzenten von Photovoltaiktechnologie investierten 2007 ca. 150 Mill. Euro und Zulieferer weitere 25 Mill. Euro in FuE-Aktivitäten. Die Investitionen in FuE lagen damit weit über dem Vorjahresniveau und folgten einem stark ansteigenden Trend zu deutlich höheren FuE-Ausgaben. 103

In der im internationalen Vergleich technologisch führenden deutschen Solarbranche wirkt die Einspeisevergütung demnach positiv aus. Durch die dem internationalen Markt geöffnete Konstruktion der Vergütung werden die Innovationsanstrengungen und der technologische Fortschritt in der Branche gefördert und die weitere Entwicklung der Solartechnologie hin zur vollständigen Marktreife gestützt.

6.2 Nachteile

6.2.1 Keine direkten Anreize zur Förderung von FuE-Aktivitäten

Im letzten Abschnitt wurde aufgezeigt, dass die Einspeisevergütung die Innovationsanstrengungen deutscher Unternehmen durch eine offene Marktpolitik indirekt fördert. Für deutsche Hersteller bestehen allerdings noch immer sehr große Innovations- und Optimierungsmöglichkeiten auf dem Weg zu einer Solartechnologie, die Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen generieren kann. Angefangen von Prozessoptimierungen (z.B. Waferdicke, Zellbruchrate, Sägeverlust), bis hin zu technologischen Innovationen, die den Wirkungsgrad der Anlagen weiter verbessern, besteht viel Handlungspotenzial, um die relativ junge Technologie weiterzuentwickeln. 104

Eine direkte Förderung dieser Herkulesaufgabe wird durch die Einspeisevergütung allerdings nicht gegeben. Die Problematik auftretender Externalitäten in Bezug auf FuE- ¹⁰⁰ Aghion,P. et al. (2009), S. 20.

¹⁰¹ Vgl. Stryi-Hipp, G. (2010), S. 4.

¹⁰² Aghion, P. et al. (2009), S. 20.

¹⁰³ Vgl. Ruhl, V./ Wackerbauer, J. (2008), S. 21 ff.

¹⁰⁴ Vgl. Fawer, M./ Magyar, B. (2009), S. 14.

29

Investitionen wurde in Abschnitt 4.5 ausführlich erläutert und es wurde herausgestellt, dass eine zusätzliche direkte Förderung von FuE die aus den externen Effekten resultierenden Investitionsdefizite kompensieren kann. Insbesondere bei der Entwicklung von jungen Technologien haben sich zusätzliche Investitionen in FuE zur Steigerung der Konkurrenzfähigkeit als nützlich erwiesen. 105

Die indirekte Förderung durch die Einspeisevergütung erhöht zwar die Innovationstätigkeiten der Unternehmen, die Problematik geminderter FuE-Aktivitäten im Zuge externer Effekte bleibt damit aber nicht aus. Vor allem die in Abschnitt 5.2.1 beschriebenen Technology-Push-Instrumentarien sind in der Lage, diese direkten Anreize zu geben.

6.2.2 Problematik der Bestimmung des Förderzeitraumes

Wird die Solartechnologie zu lange durch die Einspeisevergütung gefördert, besteht die Gefahr, den technologischen Entwicklungsprozess zu verlangsamen, auf ein zusätzliches Effizienzpotenzial zu verzichten und somit die gesamtwirtschaftlichen Kosten unnötig zu erhöhen. In Abschnitt 6.1.1 wurde die Möglichkeit einer breiten Förderpolitik durch die Einspeisevergütung als Vorteil identifiziert, da sie Lerneffekte von jungen und noch wenig entwickelten Technologien effizient fördert. Bei ausgesprochen weit entwickelten Technologien, die bereits eine Wettbewerbsfähigkeit mit konventionellen Technologien erreicht haben, besteht jedoch die Gefahr, dass die Einspeisevergütung den Entwicklungsprozess verlangsamt. Wenn ein technologischer Entwicklungsprozess bei diesen reiferen Technologien unter stärkerem Wettbewerbsdruck stattfindet, können dadurch die Bildung von neuen Geschäftsmodellen gefördert und der Abstimmungsprozess mit den tatsächlichen Marktanforderungen verstärkt werden. Lerneffekte im technologischen Entwicklungsprozess werden also durch den gewachsenen Wettbewerbsdruck, dem die gereifte Technologie bereits gewachsen ist, gefördert und verstärkt. ¹⁰⁶ Wie in Abschnitt 4.2 festgestellt wurde, hat die Solartechnologie den benötigten Reifegrad noch nicht erreicht, um im Wettbewerb mit konventionellen Energietechnologien und reiferen EE-Technologien zu bestehen. Trotzdem zeigt diese Problematik, dass die Förderung der Solarenergie eingestellt werden muss, sobald eine solche Wettbewerbsfähigkeit erreicht ist.

¹⁰⁵ Vgl. Frondel, M. et al. (2008), S. 20.

¹⁰⁶ Vgl. Midttun, A./ Gautesen, K. (2007), S. 1420 f.

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6.2.3 Problematik der Bestimmung des Vergütungs- und Degressionssatzes

prices have remained quite high, () despite the significant cost reductions that arise from e 107

Dieses Zitat aus dem Jahr 2008 zeigt, dass in der Vergangenheit Probleme im Zusammenhang mit der Bestimmung einer angemessenen Einspeisevergütung deutlich geworden sind. Ein Grund für die verhältnismäßig geringe Preissenkung der Solarmodule war die durch die Einspeisevergütung generierte extrem hohe Nachfrage, welche die in Deutschland bestehende Angebotskapazität überstiegen hat.

Der globale Markt für Solartechnologie war im Zuge dieser hohen Nachfrage von 2004 bis 2008 von starken Unterkapazitäten geprägt. Mit der einsetzenden Finanzkrise brach die Nachfrage Ende 2008 ein ohne dass es den Anlagenherstellern möglich war die Produktion in gleichem Maße zu reduzieren sodass sich große Überkapazitäten aufgebaut haben. ¹⁰⁸ Nachdem die Preise für Solaranlagen zwischen 2004 bis 2008 in Folge stark gestiegen sind, haben sie sich vice versa seit Anfang 2009 wieder drastisch gesenkt. Die Einspeisevergütung verfolgt das Ziel, Anlagenbetreibern einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlage zu ermöglichen, wobei in dieser Wirtschaftlichkeitsberechnung der Solaranlagenpreis entscheidend ist. Die oben beschriebene extreme Volatilität des Solaranlagenpreises erschwert dabei die Bestimmung des Vergütungs- und Degressionssatzes enorm. Da sich der aktuelle Marktpreis durch diese Schwankungen nicht zur Bestimmung der Einspeisevergütung eignet, verwendet man die in Abschnitt 6.1.3 erläuterte ¹⁰⁹ Die Berechnung d

zwar möglich, jedoch ebenfalls höchst komplex, da die Kosten nicht nur durch Nutzungserfahrungen mit steigender kumulierter Produktion, sondern auch noch durch viele weitere Faktoren (z.B. Siliziumpreise, etc.) beeinflusst werden. ¹¹⁰ In Bezug auf die zweite Funktion des Innovationssystems werden also manchmal verhältnismäßig zu viele und manchmal zu wenig Ressourcen bereitgestellt, um den optimalen Entwicklungsprozess der Solartechnologie zu fördern.

Die außerordentliche Anpassung der Vergütungssätze zum 1. Juli 2010 ist eine Reaktion auf die unerwartet hohen Zubauraten für Solarmodule. Die Bundesregierung verfolgt nun das

¹⁰⁷ Frondel, M. et al. (2008), S. 14.

¹⁰⁸ Vgl. Stryi-Hipp, G. (2010), S. 6.

¹⁰⁹ Vgl. Stryi-Hipp, G. (2010), S. 6 f.

¹¹⁰ Vgl. Van Sark, W.G.J.H.M. et al. (2009), S. 22.

31

Ziel, die jährlichen Zubauraten der Solarkapazität mit einer eventuellen Anpassung der Vergütungssätze in etwa konstant bei 3500 MW zu halten und die Einspeisevergütung durch zusätzliche einmalige Korrekturen der Degressionssätze für neu installierte Anlagen entsprechend an das Marktwachstum anzupassen. ¹¹¹ Diese Anpassungsweise ist eine Reaktion auf die Probleme die bei einer produktionskostenbasierten Bestimmung der Einspeisevergütung anfallen, dessen Erfolg jedoch abzuwarten bleibt.

7. Beurteilung des Quotenmodells als Alternative zur

Einspeisevergütung

Wie die Einspeisevergütung ist auch das Quotenmodell ein nachfrageseitig wirkendes Instrument (vgl. Abbildung 8) und wird zur Förderung erneuerbarer Energien unter anderem in Großbritannien, Schweden und den USA eingesetzt. Zu diesem Zweck wird in einem Quoterage durch

den Staat geschaffen, indem Produzenten bzw. Konsumenten von Elektrizität rechtlich in die Pflicht genommen werden, eine vorgegebene Menge Strom aus erneuerbaren Energien zu veräußern bzw. zu erwerben. Das Hauptziel eines Quotenmodells ist es dabei, eine vorher festgelegte Strommenge aus erneuerbaren Energien im Markt zu etablieren. Hier liegt ein wesentlicher Unterschied zur Einspeisevergütung, denn das Quotenmodell ist ein mengenbasiertes Instrument. Durch die Festlegung einer bestimmten Menge erneuerbarer Energien bildet sich ein Preis heraus. Durch die Einspeisevergütung wird hingegen ein Preis (die Vergütung) für den eingespeisten Strom festgelegt. Daraus ergibt sich die angebotene Menge am Markt. 112

Quotenmodelle können in der Praxis je nach Ausgestaltung jedoch viele verschiedene Formen annehmen. ¹¹³ Um das Modell trotz seiner Komplexität in einem dieser Arbeit angemessenen Rahmen anschaulich beschreiben und analysieren zu können, wird im Folgenden

2010 um 2 % und im Jahr 2011 um 3 % pro 1.000 MW zusätzlichem [unerwünschtem, d.V.] Ausbauvolumen

über den im EEG regulär vorgesehenen Degressionssatz von 9 % hinaus. Unterschreitet das Marktwachstum die

¹¹² Vgl. Menanteau, P. et al. (2003), S. 802 f.

¹¹³ Es kommt hier z.B. wesentlich darauf an, welche Akteure in der Wertschöpfungskette des

Elektrizitätsmarktes durch die Quotenregelung in die Pflicht genommen werden. Der Staat kann ein solches

Quotensystem sowohl bei Übertragungsnetzbetreibern, Elektrizitätsversorgern oder auch bei Konsumenten

etablieren. Siehe dazu: Dinica, V. (2006), S. 469 ff. In den wenigen Ländern, in denen Quotensysteme im

Zusammenhang mit grünen Zertifikaten existieren, wurden in der Vergangenheit zusätzlich verschiedenste und

sehr individuelle Anpassungen bzw. Abwandlungen vorgenommen. Siehe dazu: Verbruggen, A./ Lauber, V.

(2009), S. 5739 f.

32

exemplarisch das Quotenmodell verwendet, wie es in Großbritannien zur Förderung erneuerbarer Energien eingesetzt wird.

7.1 Funktionsweise des Quotenmodells in Großbritannien

In Großbritannien besteht seit 2002 dieses mengenorientierte Förderinstrument im Zusammen. ¹¹⁴ Lizenzierte Energieversorger sind

in dem System verpflichtet, einen vorgegebenen Anteil an EE-Strom zu vertreiben (Quote). Dieser Anteil (der sich immer auf den Erfüllungszeitraum von einem Jahr bezieht) wird durch den Staat festgelegt und steigt von 2002 bis 2015 stetig an. ¹¹⁵ Um die Verpflichtung zu erfüllen, muss eine korrespondierende Menge von handelbaren grünen Zertifikaten nachgewiesen werden. Energieversorger haben dabei die Möglichkeit, die Zertifikate durch die Produktion von EE-Strom aus EE-Anlagen zu generieren oder Zertifikate am Zertifikatmarkt zu kaufen. Zertifikate werden von der zuständigen staatlichen Institution, dem Office of the Gas and Electricity Markets (Ofgem), an EE-Anlagenbetreiber ausgegeben, wenn sie Strom erzeugen.

Ein wichtiger Bestandteil des Quotenmodells in Großbritannien ist die Forderung von Strafzahlungen für nicht erfüllte Verpflichtungen. Wird die einzuhaltende Quote der Energieversorger durch den Nachweis an grünen Zertifikaten nicht erfüllt, müssen sie eine Strafzahlung für die fehlende Anzahl der Zertifikate an die zuständige staatliche Institution (Ofgem) leisten. Die Höhe dieser Zahlung wird durch den Staat festgelegt und bildet damit die Preisobergrenze für grüne Zertifikate. ¹¹⁶ Die staatliche Institution zahlt die Einnahmen aus den Strafzahlungen wiederum an die EE-Anlagenbetreiber in Proportion zur Anzahl der erzeugten Zertifikate aus. Jeder EE-Anlagenbetreiber hat somit bis zu drei Einkommensquellen. Zum einen kann der EE-Strom auf dem Markt zum aktuell geltenden Preisen am Großhandelsmarkt für Strom veräußert werden und zum anderen erhält der EE-Anlagenbetreiber den Preis des EE-Zertifikates, der sich nach dem Angebot und der Nachfrage auf dem Zertifikatmarkt richtet. Falls Energieversorger Strafzahlungen leisten

^{- 115} DasAusgangsniveau lag in der Periode 2002-2003 bei 3 % und soll in der Periode 2015-2016 15,4 %

erreichen. Von 2016 an wird das Niveau bis 2027 bei 15,4 % fixiert. Vgl. Pollitt, M. (2010), S. 19 ff.

¹¹⁶ -d steigt jährlich. Für die Periode 2010-2011 liegt der

buy-out price bei £36,99 je EE-Zertifikat. Vgl. Ofgem (2010).

33

müssten, erhält der Anlagenbetreiber als dritte Einnahmequelle den beschriebenen proportionalen Anteil. 117

7.2 Nachteile des Quotenmodells

7.2.1 Komplexität führt zu hohen Transaktionskosten

Wie aus der obigen Beschreibung deutlich wird, sind Quotenmodelle im Vergleich zur Einspeisevergütung recht komplex. Um das Quotenmodell mit handelbaren grünen Zertifikaten nutzen zu können, muss eine Marktinfrastruktur (z.B. eine Handelsplattform, ein Kontrollmechanismus, etc.) aufgebaut und betrieben werden. Je nach Ausgestaltung des Quotenmodells fallen also verglichen mit der Einspeisevergütung hohe administrative Kosten und hohe Transaktionskosten an. Dabei sind die Transaktionskosten relativ betrachtet umso höher, je kleiner der Markt für erneuerbare Energien auf nationalem Niveau ist und je weniger EE-Technologien in das Quotenmodell integriert werden. Mit zunehmend flexibler Ausgestaltung des Systems steigen also die Kosten. 118

7.2.2 Mangelnde Differenzierung behindert Solarförderung

Vor dem 1. April 2009 wurde je erzeugter MWh ein grünes Zertifikat an den EE-Anlagenbetreiber ausgegeben. Die Art der verwendeten EE-Technologie spielte dabei keine Rolle. Ein Solaranlagenbetreiber bekam z.B. für eine MWh genau wie ein Windanlagenbetreiber je ein Zertifikat. 119

In einem solchen System sind die erneuerbaren Energien zwar vom vollkommenen Wettbewerb mit konventionellen Energien geschützt, die einzelnen EE-Technologien stehen jedoch in direktem Wettbewerb untereinander. Das führt dazu, dass nur die zum gegenwärtigen Zeitpunkt effizientesten EE-Technologien zur Stromerzeugung (und damit zur Generierung von grünen Zertifikaten) von Investoren gewählt werden. Weniger entwickelte Technologien mit verhältnismäßig hohen Produktionskosten werden hingegen nicht nachgefragt. Somit wird der Unterschied im Entwicklungsstand von ursprünglich reiferen Technologien und bisher noch weniger entwickelten Technologien weiter vergrößert, da nur die bereits reiferen Technologien von der Förderung profitieren.

¹¹⁷ In der Realität ist diese dritte Einnahmequelle durchaus wesentlich. In der Periode 2007-2008 hat jeder EE-

Anlagenbetreiber für jedes grüne Zertifikat zusätzlich £18,65 aus der oben beschriebenen Umlage erhalten. Vgl.

Pollitt, M. (2010), S. 19. Für eine weiterführende Beschreibung und Analyse der Quotenmodelle siehe Ringel,

M. (2006).

¹¹⁸ Vgl. Langniß, O. et al. (2007), S. 58 f.

¹¹⁹ Vgl. Mitchell, C. et al., S. 299.

34

Als sehr teure EE-Technologie (vgl. Abbildung 6) profitiert die Solarenergie daher nicht von den bereitgestellten Fördermitteln. ¹²⁰ Es verwundert daher auch nicht, dass die Nachfrage nach Solaranlagen, die durch das Quotenmodell gefördert werden, bis zum Jahr 2009 in Großbritannien verschwindend gering war. ¹²¹ Wie in Abschnitt 6.1.1 aufgezeigt wurde, ist technologische Vielfalt jedoch ein wichtiger Faktor zur Förderung von Innovation und Wachstum. Es wurde ebenfalls gezeigt, dass die differenzierte Einspeisevergütung im Gegensatz zum Quotenmodell die technologische Vielfalt unterstützt, indem bei der Vergütungsberechnung die unterschiedlichen technologischen Entwicklungsstände der erneuerbaren Energien berücksichtigt werden. Da durch eine sehr fokussierte Förderungspolitik eine vielfältige FuE-Aktivität verhindert wird, zeigt das Quotenmodell im Hinblick auf die 3. Funktion des Innovationssystems deutliche Nachteile zur Einspeisevergütung auf.

Zum 1. April 2009 wurde das oben beschriebene Quotenmodell in Großbritannien daher mit ¹²² erweitert. In dem neuen Banding-System

werden einigen weit entwickelten Technologien nun weniger als ein grünes Zertifikat pro erzeugter MWh zugeteilt, wohingegen die Energie aus sehr junge Technologien nun mit mehr als einem EE-Zertifikat vergütet wird. Insgesamt bestehen vier verschiedene Abstufungen von 0,25 Zertifikaten/MWh bis hin zu 2 Zertifikaten/MWh. ¹²³ Bisher gibt es noch keine empirischen Auswertungen zum Erfolg oder Misserfolg des Banding-Systems, doch auch wenn die Solarenergie jetzt mit 2 Zertifikaten/MWh gefördert wird und damit in die höchste Förderungskategorie fällt, besteht noch immer eine Konkurrenz zu den zahlreichen weiteren EE-Technologien, die in dieselbe Kategorie eingestuft wurden. Ob sich die Solartechnologie durchsetzen kann, bleibt also abzuwarten. Zusammenfassend ist bezogen auf die Solarförderung also ein deutlicher Nachteil des Quotenmodells gegenüber der Einspeisevergütung festzuhalten. Weiterhin anzumerken ist, dass diese Abstufungen des Banding-Systems das Quotenmodell in jedem Fall weiter verkompliziert und damit auch die Transaktionskosten erhöht (vgl. Abschnitt 7.2.1).

¹²⁰ Vgl. Midttun, A./ Gautesen, K. (2007), S. 1420.

¹²¹ Während unter dem Quotenmodell in Großbritannien im Jahr 2008 ca. 7000 GWh Windenergie erzeugt

wurde, wurden lediglich 17 GWh Solarstrom generiert. Vgl. Department of Energy and Climate Change (2009),

S. 207.

¹²² her analog

verwendet.

¹²³ Vgl. Pollitt, M. (2010), S. 22.

35

7.2.3 Fehlende Risikoreduktion hemmt Investitionen

Wenn wir im Folgenden annehme -System die

erwünschte Wirkung zeigt und in den kommenden Jahren damit auch höhere Zubauraten für die Solarenergie verzeichnet werden können, bleiben dennoch Nachteile des Quotenmodells gegenüber der Einspeisevergütung bestehen.

Einer dieser Nachteile liegt darin, dass Quotenmodelle Solaranlagenbetreiber nicht vor Investitionsrisiken schützen. Agnolucci (2007) weist in diesem Kontext auf den Zusammenhang zwischen Innovationsrisiko und Innovationsbereitschaft hin: expectations on the certificate price and on the volume risk will determine the willingness of ¹²⁴ Während Solarinvestoren bei einer Förderung durch die deutsche Einspeisevergütung weder einem Preis- noch einem Mengenrisiko ausgesetzt sind (vgl. Abschnitt 6.1.2), bestehen im Quotenmodell beide Risiken. Es wurde bereits erklärt, dass Akteure innerhalb eines Quotenmodells in zwei Märkten involviert sind. Anlagenbetreiber verkaufen produzierten Strom auf dem Strommarkt und die generierten grünen Zertifikate auf dem Zertifikatmarkt. Auf beiden Märkten ist ein EE-Anlagenbetreiber einem Preisrisiko ausgesetzt.

Auf dem Großhandelsmarkt für Strom steht die erzeugte erneuerbare Energie im Wettbewerb zur konventionellen Energie und ein EE-Anlagenbetreiber erhält lediglich den aktuellen Marktpreis für Strom. Auf dem Zertifikatmarkt hängt der Wert eines grünen Zertifikates von Angebot und Nachfrage ab. Das Preisrisiko eines EE-Anlagenbetreibers ist somit auch dort wesentlich. ¹²⁵ Die Nachfrage wird auf diesem Markt dabei durch die Energieversorger gestellt. Sie müssen, wie oben beschrieben, den Anteil der EE-Zertifikate, den sie nicht selbst produzieren entweder einkaufen oder zahlen eine Strafzahlung. ¹²⁶ Angeboten werden die Zertifikate von den einzelnen EE-Anlagenbetreibern. Zwar können die Zertifikate quartalsweise auf einer dafür vorgesehenen Marktplattform gehandelt werden, es besteht jedoch keine Verpflichtung, diese Handelsplattform zu nutzen. Da viele Energieunternehmen auch EE-Strom und damit EE-Zertifikate produzieren (z.B. in Windparks und Biomasseanlagen), wird der Großteil der Zertifikate nicht auf dem eigentlichen Markt gehandelt, sondern verbleibt innerhalb der Unternehmen. ¹²⁷ In diesem wenig liquiden und untransparenten Markt wird für private EE-Anlagenbetreiber eine Schätzung der

¹²⁴ Agnolucci, P. (2007), S. 3353.

¹²⁵ Vgl. Mitchell, C. et al., S. 302.

¹²⁶ Daher determiniert die Höhe der Strafzahlung auch den maximal zu erreichenden Zertifikatpreis.

¹²⁷ Nur 1,5 % der jährlich produzierten EE-

Marktplattform gehandelt. Vgl. Kildegaard, A. (2008), S. 3419.

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Preisentwicklung außerordentlich anspruchsvoll. In jedem Fall benötigt man ein sehr genaues Verständnis von der Entwicklung der Zubauraten bei EE-Anlagen, deren Einspeisedaten und vom Nachfrageverhalten der Energieversorger. Zwar können individuelle Betreiber von EE-Anlagen auch Lieferverträge über bis zu 5 Jahre abschließen und somit in dieser Zeit das Preisrisiko überschauen, jedoch müssen sie dafür zum einen Preisabschläge in Kauf nehmen und zum anderen können die gesamten Investitionskosten nicht innerhalb von 5 Jahren amortisiert werden. Vergleicht man diese Regelung des Quotenmodells mit der deutschen Einspeisevergütung, bei der den Investoren fixe Zahlungen über 20 Jahre garantiert werden (vgl. Abschnitt 3.1), wird die unterschiedliche Risikosituation deutlich. Auch die aus dem deutschen System bekannte Abnahme- und Vergütungspflicht existiert im Quotenmodell nicht und bedeutet für Investoren neuer EE-Anlagen ein konkretes Mengenrisiko. Wie oben beschrieben, haben die Energieversorger die Verpflichtung, einen gewissen, stetig steigenden Anteil des verkauften Stroms durch Strom aus erneuerbaren Energien abzudecken. Zurzeit wird noch weniger Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt, als die Energieversorger verpflichtet sind abzunehmen. EE-Anlagenbetreiber können sich also bis dato sicher sein, dass sie den gesamten produzierten Strom auch verkaufen können. Sobald aber in Zukunft ein Punkt erreicht ist, an dem das Angebot an Energie aus EE-Anlagen den von Energieversorgen nachzufragenden Anteil überschreitet, kann sich ein EE-Anlagenbetreiber nicht mehr sicher sein, dass sein erzeugter Strom auch nachgefragt wird. ¹²⁸ Das Mengenrisiko macht sich allerdings nicht erst in Zukunft bemerkbar. Denn wenn Kapitalgeber über das Ausmaß des Mengenrisikos besorgt sind, erheben sie schon jetzt entsprechend hohe Zinsen für zu vergeben Kredite. ¹²⁹ Diese erhöhten Kapitalkosten sind einer Minderung der Förderung erneuerbarer Energien gleichzusetzen. Der Ausbau der Solarenergie ist vom Nachteil des Quotenmodells besonders betroffen, da Solaranlagen eine relativ lange Amortisationsdauer besitzen, die das Ertragsrisiko und die Kapitalkosten stärker steigen lässt als bei alternativen Anlagen. Ihr Ausbau wird somit im Vergleich zum Instrument der Einspeisevergütung, im Quotenmodell entscheidend gemindert, da potenzielle EE-Anlagenbetreiber sich den Renditen ihrer Investition nicht über einen ausreichend langen Zeitraum sicher seien und eine vollständige Amortisation der Anlage damit nicht garantieren können. Die Bildung robuster Märkte als 4. Funktion des Innovationssystems wird von der Einspeisevergütung somit wesentlich besser erfüllt.

¹²⁸ Vgl. Mitchell, C. et al., S. 303.

¹²⁹ Vgl. Agnolucci, P. (2007), S. 3353.

37

7.3 Vorteile des Quotenmodells

7.3.1 Mehr Kontrolle über anfallende Kosten der Förderung

Durch die Verpflichtung der Stromversorger einen bestimmten Anteil der Energie durch EE-Strom abzudecken, können das tatsächliche Ausbauniveau und die dabei anfallenden Kosten der Förderung sehr effizient kalkuliert werden. Wie zuvor aufgezeigt, können Stromversorger zwar eine Strafzahlung leisten, anstatt EE-Zertifikate einzureichen, wodurch die tatsächliche Rate der EE-Anlagen am Energieverbrauch entsprechend geringer ausfällt. Diese Zahlung wird jedoch wieder an EE-Anlagenbetreiber ausgegeben, wodurch die Zubaurate der Anlagen steigt. Umweltpolitische Ziele können somit langfristig sehr einfach definiert werden (anhand der festgelegten Quote) und auch transparent durch entsprechende Anhebungen der Quote angepasst werden. Korrigierende, außerplanmäßige Anpassungen durch die regulierende Institution sind in jedem Fall nicht notwendig. ¹³⁰ Im Falle der Einspeisevergütung bestehen diesbezüglich hingegen wesentliche Probleme. Da sich bei der Einspeisevergütung die geförderte Kapazität der erneuerbaren Energie in Abhängigkeit vom Vergütungsniveau herausbildet, sind die anfallenden Kosten nur schwer zu kontrollieren (vgl. Abschnitt 6.2.3).

7.3.2 Wettbewerb führt zur Kostensenkungsanreizen auf Nachfrageseite

Zwar kann der vergleichsweise hohe Wettbewerbsdruck im Quotenmodell bei noch jungen Technologien wie der Photovoltaik problematisch sein (vgl. Abschnitt 7.2.2), jedoch bietet dieser Wettbewerb zwischen den und innerhalb der EE-Technologien auch entsprechend hohe Anreize die Herstellungs- und Betriebskosten jeder EE-Technologie möglichst gering zu halten. Diese Wirkung entfaltet sich dabei im gesamten Innovationssystem (vgl. Abbildung 7). Auf der Angebotsseite ist der Kostendruck hoch, aber auch auf Nachfrageseite bestehen hohe Kostensenkungsanreize. ¹³¹ Ist es einem EE-Anlagenbetreiber im Quotenmodell z.B. möglich die Betriebskosten seiner Anlage weit niedriger als im Durchschnitt zu halten, oder die Montagekosten zu minimieren, ist er in der Lage seinen produzierten Strom günstiger anzubieten als konkurrierende EE-Anlagenbetreiber und minimiert damit das Mengenrisiko (vgl. Abschnitt 7.2.3). Im Falle der Einspeisevergütung kommt durch die garantierte, fixe Vergütungszahlung auf Zeit (vgl. Abschnitt 3.1) hingegen kein Wettbewerb zwischen den Betreibern zustande und die hier beschriebenen Anreize zur Kostensenkung auf Nachfrageseite bleiben folglich aus.

¹³⁰ Vgl. Menanteau, P. et al. (2003), S. 810.

¹³¹ Vgl. Menanteau, P. et al. (2003), S. 810.

38

8. Fazit und Ausblick

Die Auswirkungen des weltweiten Klimawandels und die Abhängigkeit von immer knapper werdenden fossilen Energieträgern haben die EU und Deutschland in ihrem Ziel bestärkt, den Ausbau erneuerbarer Energien zu forcieren.

Die drei Grundmechanismen der Einspeisevergütung werden in dieser Arbeit detailliert beschrieben. Die erforderliche finanzielle Dimension der Förderung zeigt, dass die Solarförderung unabhängig vom gewählten Instrumentarium ein wesentlicher regulierender Eingriff ist.

Wie einleitend dargestellt, muss nach Edquist (2002) für die Rechtfertigung regulierender Eingriffe durch den Staat zuerst ein Problem bestehen, welches die selbstständige Entwicklung einer Technologie am Markt behindert. Das Problem der technologischen Pfadabhängigkeit ist dabei ein wesentlicher Faktor, der das selbstständige Wachstum der Photovoltaikbranche erschwert. Weiterhin zeigt diese Arbeit, dass die Interessengruppen der konventionellen Energien nicht an einem Wandel des institutionellen Rahmens interessiert sind. Sie verfügen in diesem Zusammenhang über vielfältige Diskriminierungsmöglichkeiten, um einen selbstständigen Ausbau der Solarenergie zu verhindern und so günstige Wettbewerbsbedingungen für die herkömmliche Stromerzeugung aufrechtzuerhalten. Zusätzlich können positive externe Effekte die Innovationsaktivitäten in der Solarbranche hemmen. Die Notwendigkeit eines regulierenden Eingriffs ist damit nachgewiesen. Weiterhin muss nach Edquist (2002) nachgewiesen sein, dass der Staat durch regulierende Eingriffe in der Lage ist, die zuvor identifizierten Probleme zu lösen. Die vielfältigen Faktoren, die bei der Wahl eines wirksamen Förderinstruments zu beachten sind, werden anhand des Innovationssystems der Solartechnologie und anhand des technologischen Entwicklungs- und Marktdurchdringungsprozesses aufgezeigt. Aus dem Konzept des Innovationssystems kann gefolgert werden, dass es bei der Konstruktion regulierender Instrumentarien einer systemorientierten Perspektive bedarf, die den Einfluss verschiedener Instrumente auf unterschiedliche Akteure und Funktionen im Innovationssystem für Solarenergie berücksichtigt. Des Weiteren wird festgestellt, dass verschiedene Instrumente in unterschiedlichen Abschnitten des technologischen Transformationsprozesses wirken. Die Politik darf sich daher weder nur auf Technology-Push-, noch ausschließlich auf Market-Pull-Instrumentarien beschränken. Nur so können alle relevanten Akteure und alle notwendigen Funktionen im Innovationssystem unterstützt und Technologie- und die Marktentwicklung parallel gefördert werden.

39

Die detaillierte Analyse der Einspeisevergütung und des Quotenmodells als Alternative zeigt im Bezug auf die Solarförderung klare Vorteile der Einspeisevergütung auf. Die nachfolgende Abbildung stellt die in dieser Arbeit identifizierten Vor- und Nachteile beider Modelle zusammenfassend dar.

Abb. 9: Übersicht über Vor- und Nachteile der Einspeisevergütung und des Quotenmodells

(Quelle: eigene Darstellung)

Die Differenzierung der Einspeisevergütung wird als wesentlicher Grund identifiziert, dass die Solartechnologie von der Förderung profitiert. Weiterhin erfasst die Einspeisevergütung durch die garantierte Mindestvergütung, ihren degressiven Charakter, den verlässlichen Ausbau und die internationale Ausrichtung alle wesentlichen Funktionen des Innovationssystems, die durch ein Market-Pull-Instrument gefördert werden können. Die ausbleibende direkte FuE-Förderung zeigt allerdings, dass einzelne Funktionen auf der Angebotsseite im Innovationssystem durch die nachfrageseitig wirkende Einspeisevergütung nicht optimal gefördert werden.

Im Gegensatz zur Einspeisevergütung bleibt in einem undifferenzierten Quotenmodell die Solarförderung nahezu gänzlich aus. Erfahrungen mit differenzierten Quotenmodellen existieren bisher kaum. In jedem Fall wird das ohnehin schon sehr komplexe Quotenmodell durch eine weitere Differenzierung komplizierter. Auch aufgrund bestehender hoher Risiken für die Akteure des Innovationssystems bleibt der Erfolg der Solarförderung durch Quotenmodelle fraglich. Die gute Kontrolle der anfallenden Kosten und der vergleichsweise hohe Wettbewerbsdruck unter Anlagenbetreibern sind Vorteile des Quotenmodells.

40

Diese Arbeit behandelt die innovationsökonomische Frage, mit welchen regulierenden Instrumenten Innovationen im Bereich der Photovoltaik optimal gefördert werden können, um so den technologischen Fortschritt der Solarenergie zu unterstützen. Außerdem klärt diese Arbeit die Frage, wie die Einspeisevergütung in diesem Zusammenhang zu beurteilen ist. Aus den oben gewonnenen Erkenntnissen wird hier gefolgert, dass der parallele Einsatz von Technology-Push-Instrumentarien und der Einspeisevergütung für die Zielerreichung des technologischen Wandels bedeutend ist, da nur dadurch alle Akteure und Funktionen im Innovationssystem ganzheitlich erreicht werden können.

Die einzelnen Technology-Push-Aktivitäten und die Einspeisevergütung müssen gezielt entlang des technologischen Transformations- und Marktdurchdringungsprozesses miteinander verbunden werden, um die vollständige Wettbewerbsfähigkeit der Solarenergie im Strommarkt möglichst effizient zu erreichen.

Insgesamt ist die Einspeisevergütung demnach nicht das einzige Instrument zur Förderung erneuerbarer Energien und sollte auch nicht isoliert Verwendung finden. Diese Arbeit macht deutlich, dass die Einspeisevergütung unter Market-Pull-Instrumentarien das richtige und unverzichtbare Instrument zur Förderung der Solarenergie in Deutschland ist.

VI

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