Ökonomische Beurteilung der Novelle des EEG

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einführung

2 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
2.1 Ziele, Grundsätze und Anwendungsbereiche
2.2 Klimaprogramm und Versorgungssicherheit
2.3 Die EEG-Regelungen im Einzelnen
2.3.1 Abnahme- und Übertragungspflicht
2.3.2 Vergütungen und Vergütungsdauer
2.3.3 Degression der Vergütungssätze
2.3.4 Zusätzliche Vergütungen (Boni)
2.3.5 Ausgleichsmechanismus
2.3.6 Ergänzende Regelungen
2.4 Kosten des EEG
2.5 Der Subventionsbegriff des EEG

3 Novelle des EEG
3.1 Erneuerbare Energien und deren Vergütungssätze 2004-2009
3.1.1 Allgemeine Vergütungsbestimmungen
3.1.2 Vergütung für Strom aus Deponiegas, Klärgas und Grubengas
3.1.3 Vergütung für Strom aus Wasserkraft
3.1.4 Vergütung für Strom aus Biomasse (ohne Deponie- und Klärgas)
3.1.5 Vergütung für Strom aus Geothermie (Erdwärme)
3.1.6 Vergütung für Strom aus Windenergie
3.1.7 Windenergie Repowering
3.1.8 Offshore-Windkraft
3.1.9 Vergütung für Strom aus solarer Strahlungsenergie
3.2 Erzeugungsmanagement – Einspeisemanagement
3.3 Eigenvermarktung vs. Direktvermarktung
3.3.1 Vorgesehene gesetzliche Regelung nach EEG und ihre Begründung
3.3.2 Alternative Vorschläge und Stellungnahme der Industrie

4 Wälzungsmechanismus des EEG
4.1 Gültiger Mechanismus
4.1.1 Grundlagen und die Notwendigkeit des Mechanismus
4.1.2 Darstellung des Wälzungsmechanismus
4.1.3 Bestimmung der Umlage nach EEG
4.1.4 Besondere Ausgleichsregelung
4.2 Alternativer Wälzungsmechanismus
4.2.1 Ausgangssituation
4.2.2 Alternativer EEG-Wälzungsmechanismus nach Vorschlag des Verbandes Kommunaler Unternehmen
4.2.2.1 Ziel und Vorgehensweise des alternativen Wälzungsme- chanismus
4.2.2.2 Vorteile dieses veränderten Wälzungsmechanismus

5 Wirkungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes von 2000 bis 2006
5.1 Was ist besser – Förderung durch das EEG oder andere Fördermodelle?
5.1.1 Bewertung der Förderung erneuerbarer Energien durch das EEG
5.1.2 Alternative Fördermodelle regenerativer Stromerzeugung
5.2 Ökonomische Wirkungen
5.2.1 Umsatzentwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland
5.2.2 Erneuerbare Energien als Beschäftigungsmotor
5.2.3 Erneuerbare Energien als Exportschlager
5.2.4 Differenzkosten des EEG (2000-2006) und die Auswirkungen auf die Endverbraucher
5.3 Ökologische Wirkungen. Der Beitrag der EEG zum Klima- und Naturschutz

6 Zukünftige Auswirkungen des EEG
6.1 Entwicklungen der EEG-Vergütungszahlungen ab 2009
6.2 Differenzkostenentwicklung nach dem EEG ab 2009

7 Fazit

Literatur- und Quellenverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1:

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Anteile an der gesamten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 2000 und 2006 im Vergleich

Abbildung 2:

Wälzungsmechanismus gemäß der EEG-Novelle 2004

Abbildung 3:

VKU-Vorschlag für einen alternativen EEG-Wälzungsme­chanismus

Abbildung 4:

Gesamtumsatz mit erneuerbaren Energien in Deutschland 2006 (Investitionen und Betrieb)

Abbildung 5:

Arbeitsplätze im gesamten Bereich der erneuerbaren Energien in Deutschland 2004 und 2006

Abbildung 6:

Entwicklung der energiebedingten CO2-Emissionen in Deutschland im Zeitraum 1990 bis 2006

Abbildung 7:

Entwicklung des EEG-Vergütungsvolumens auf Basis der

Handlungsempfehlungen im Erfahrungsbericht 2007 (Preisbasis 2007)

Abbildung 8:

Differenzkostenänderungen aufgrund des Gesetzentwurfs vom 05.12.2007 gegenüber dem EEG 2004

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1:

Entwicklung des EEG-Vergütungsvolumens von 2000 bis 2006 in Mio. €

Tabelle 2:

Vergütungssätze für Strom aus Deponiegas, Klärgas und Grubengas

Tabelle 3:

Vergütungssätze für Strom aus Wasserkraft (große Anlagen)

Tabelle 4:

Vergütungssätze für Strom aus Biomasse

Tabelle 5:

Vergütungssätze für Strom aus Geothermie

Tabelle 6:

Vergütungssätze für Strom aus Windkraft an Land

Tabelle 7:

Vergütungssätze für Strom aus Offshore-Windkraft

Tabelle 8:

Entwicklung der EEG-Differenzkosten von 2000 bis 2006 in Mio. € (ohne Abzug der vermiedenen Netznutzungskosten)

Tabelle 9:

Überblick über die durchschnittliche Auswirkung der EEG-Umlage auf ausgewählte Stromverbrauchergruppen im Jahr 2005

Tabelle 10:

Differenzkostenentwicklung nach derzeit geltendem EEG 2004 (Mrd. €2007)

Tabelle 11:

Differenzkostenentwicklung bei Berücksichtigung der Vergütungsregelungen im EEG-Regierungsentwurf (EEG 2009) (Mrd. €2007)

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einführung

In Artikel 20a des Grundgesetzes heißt es: „Der Staat schützt auch in Verantwortung für die künftigen Generationen die natürlichen Lebensgrundlagen …“^[1].

Nachhaltige Energieversorgung ist eines der wichtigen Ziele der Politik. Auch zukünftige Energieversorgung sollte unter Berücksichtigung ökologischer Ziele und gleichzeitigen wirtschaftlichen Wachstums realisiert werden. Mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom 1. April 2000 hat die Bundesregierung ein wirksames Instrument für den Ausbau Erneuerbarer Energien (EE)^[2] und damit sowohl für nachhaltige Energieversorgung als auch für mehr Klimaschutz geschaffen. Dies steht im Einklang mit dem Richtziel der Europäischen Union (EU) und dem Kyoto-Protokoll^[3].

Der Anteil der erneuerbaren Energien am gesamten EU-Energieverbrauch soll sich bis 2010 auf 12 % verdoppeln, der EE-Anteil an der Stromproduktion der gesamten EU soll von knapp 14 % im Jahr 1997 auf rund 22 % im Jahr 2010 steigen.^[4] Um dieses Ziel zu erreichen, sind in der Richtlinie 2001/77/EG für alle EU-Mitgliedsstaaten individuelle Richtziele festgelegt, je nach Stand der technischen Entwicklung und den damals aktuellen Anteilen der erneuerbaren Energie. Das Richtziel für Deutschland lag bei einer Steigerung von rund 6,25 % im Jahr 2000 auf 12,5 % bis 2010.^[5]

Die Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes am 01.04.2000 hat zu einem deutlichen Aufschwung der stromerzeugenden Technologien zur Nutzung der regenerativen Energiequellen in Deutschland geführt. Der Anteil der EE am gesamten Stromverbrauch in Deutschland ist von 6,3 % im Jahr 2000 auf rund 11,6 % im Jahr 2007 gestiegen. Die EEG-Ausbauziele sind schon im Jahr 2007 überschritten worden. Der EE-Anteil am Bruttostromverbrauch wurde für 2007 mit 13 % Grenze prognostiziert.^[6]

Im Koalitionsvertrag von 2005 wurde entsprechend den Vorgaben des EEG festgehalten: „Wir werden daher … das EEG in seiner Grundstruktur fortführen, zugleich aber die wirtschaftliche Effizienz der einzelnen Vergütungen bis 2007 überprüfen. Dabei werden wir die Vergütungssätze, Degressionsschritte und Förderzeiträume an die Entwicklungsschritte der einzelnen Erneuerbaren Energien anpassen und gegebenenfalls neue Schwerpunkte setzen ... uns auf die Erneuerung alter Windanlagen (Repowering) und die Offshore-Windstromerzeugung konzentrieren und dafür die Rahmenbedingungen (zum Beispiel Ausbau der Stromnetze) verbessern.“^[7]

Ein Großteil der Ziele des EEG von 2000 wurde bereits erreicht. Entsprechend des Koalitionsvorhabens soll das EEG an die neue Situation angepasst werden. Der EEG-Erfahrungsbericht vom 7. November 2007 bestätigt, dass die gültigen Regelungen des EEG nicht vollkommen den neuen Bedingungen der Energiewirtschaft entsprechen. Gleichzeitig gibt der EEG-Erfahrungsbericht Vorschläge und Handlungsempfehlungen, wie das Gesetz und seine Regelungen an das korrigierte Ziel angepasst werden können.

Kern dieser Diplomarbeit ist die Darstellung der Förderung der regenerativen Stromerzeugung in Deutschland auf Basis des EEG vom 01.04.2000 und der Novellen des EEG von 2004 sowie des Gesetzentwurfs zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich^[8], der ab 2009 das geltende EEG ablösen soll.

Im Mittelpunkt des zweiten Kapitels stehen die Zielsetzung sowie die Inhalte und Regelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes unter Berücksichtigung des Klimaprogramms und der Punkte der Energieversorgungssicherheit in Deutschland. Auf die wichtigsten Regelungen des EEG wird im Einzelnen in einer kurzen Beschreibung eingegangen. Einer der Punkte des zweiten Kapitels gibt einen kurzen Überblick über die Kosten des EEG, die genauer in Kapitel 5 behandelt werden.

Dem EEG wird oft vorgeworfen, dass seine Förderung nach dem Prinzip der staatlichen Subventionen erfolge. Eine Klärung des Subventionsbegriffes und sein Vergleich mit den EEG-Vergütungen wird ebenfalls in Kapitel 2 vorgenommen.

Kapitel 3 dieser Arbeit beschäftigt sich mit den bevorstehenden Novellierungen des EEG nach dem Gesetzentwurf von 5. Dezember 2007, der ab 2009 in Kraft treten soll. An erster Stelle werden die Vergütungen vorgestellt und es wird ein Vergleich zwischen den Vergütungssätzen des EEG 2004 und des EEG 2009 für jede einzelne EE-Quelle, wie Wasserkraft, Windenergie, Geothermie u. a., durchgeführt.

Als eine weitere Veränderung im Gesetz ist die Umstellung von Erzeugungs- auf Einspeisemanagement geplant. Punkt 3.2 beschreibt die Notwendigkeit dieser Änderung.

Im Weiteren wird auf die Direktvermarktung des EEG-Stroms eingegangen. Zunächst werden die gesetzlich vorgesehenen Regelungen der Eigenvermarktung erörtert. Anschließend wird eine andere Sichtweise dieses Gesetzesparagrafen dargestellt und die alternativen Vorschläge der Industrie für eine Direktvermarktung werden erläutert.

Der gesamte EEG-Prozess ist an den komplizierten Wälzungsmechanismus gekoppelt, dem Kapitel 4 gewidmet ist. Nach einer Darstellung des EEG-Ausgleichsmechanismus in verbaler und grafischer Form sowie nach Erläuterung seiner Problempunkte wird ein alternativer Wälzungsmechanismus nach dem Vorschlag des Verbandes Kommunaler Unternehmen vorgestellt.

Die ökonomische Bewertung des EEG wird in zwei Kapitel unterteilt. Kapitel 5 beschäftigt sich mit ökonomischen und ökologischen Wirkungen des EEG von 2000 bis 2006. Unter den ökonomischen Wirkungen werden Umsatzentwicklung und Beschäftigungssituation in der EE-Branche geschildert. Nicht außer Acht bleiben die Exportpotenziale in diesem Bereich. Ein kurzer Vergleich des EEG zu anderen Fördermodellen der erneuerbaren Energien wird in Punkt 5.1.4 durchgeführt. Punkt 5.1.5 gibt einen detaillierten Überblick über die Differenzkosten des EEG und zeigt seine Auswirkungen auf die Endverbraucher. Des Weiteren geht es in Kapitel 5 um die ökologischen Wirkungen des Gesetzes.

Da die wichtigsten Änderungen des EEG erst ab 2009 in Kraft treten, kann nur eine unsichere Prognose der zukünftigen ökonomischen Auswirkungen im Bereich der EE erstellt werden. Die beiden wichtigsten von der Novellierung betroffenen Punkte wie die Vergütungszahlungen und die Differenzkosten werden in Kapitel 6 dargestellt, zudem wird eine mögliche Veränderung der Kostensituation bewertet.

In einem Fazit wird noch einmal auf die große Bedeutung der gesetzlichen Regelungen und ihrer regelmäßigen Überprüfung und Anpassung an die aktuelle Lage im Bereich der Erneuerbaren Energie eingegangen.

2 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

2.1 Ziele, Grundsätze und Anwendungsbereiche

Seit 1. Januar 1991 gilt in der Bundesrepublik Deutschland das Stromeinspeisungsgesetz (StromESG) vom 07.12.1990 für die Stromerzeugung auf der Basis Erneuerbarer Energien. Dieses Gesetz regelte die Abnahme und Vergütung von Strom, der ausschließlich aus Wind- und Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas und Sonnenenergie sowie aus Produkten der biologischen Rest- und Abfallstoffe gewonnen wird, durch die Energieversorgungsunternehmen (EVU).^[9] Mit Einführung des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien wurde das Stromeinspeisungsgesetz außer Kraft gesetzt. Das StromESG hatte überwiegend nur auf dem Windkraftsektor Impulswirkung. Das neue EEG, das an die Stelle des Stromeinspeisegesetzes getreten ist, hat im Sinne einer Breitenentfaltung aller Bereiche der Verstromung erneuerbarer Energien die Vergütungssätze verändert.

Ziel des EEG ist es, im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen und den Beitrag erneuerbarer Ener­gie an der Stromversorgung deutlich zu erhöhen. Der Anwendungsbereich des EEG umfasst seit der Novellierung 2004 die ganze Bandbreite der regenerativen Energien.

Darüber hinaus lässt sich noch eine Reihe weiterer Ziele identifizieren. Zur Erhöhung der Versorgungssicherheit soll der Mix der erneuerbaren Energien möglichst breit angelegt sein. Das EEG soll noch stärkere Anreize geben, langfristig in die regenerativen Energien zu investieren, die notwendigen Technologien stetig zu verbessern und weiterzuentwickeln. Mit der Zahlung eines fixen Vergütungssatzes mit gesetzlich gesicherter Laufzeit (max. 20 Jahre) erhöht das EEG die Planungs- und Investitionssicherheit für Betreiber, Herstellerfirmen, Investoren von Anlagen sowie Kreditinstitute im Hinblick auf die regenerativen Energiequellen. Eine Degression der Vergütungssätze für zukünftig in Betrieb genommene Anlagen bewirkt einen Anreiz zur Erforschung und Entwicklung kostengünstiger Anlagen. Außerdem schafft das EEG eine Vorrangregelung für EE und verpflichtet den nächstgelegenen Betreiber eines geeigneten Netzes zur Aufnahme und Vergütung nach vorgeschriebenen Sätzen des regenerativ erzeugten Stroms. Um die Netzbetreiber in Gebieten mit einem hohen Einspeisungsanteil von Strom aus erneuerbaren Energien nicht zu benachteiligen, ist ein bundesweiter Ausgleich unter den Netzbetreibern vorgesehen.^[10]

Mit der Novellierung des EEG verfolgt die Bundesregierung das Ziel, dass die regenerativen Energien mittel- bis langfristig Wettbewerbsfähigkeit im Energiemarkt erreichen und sich ohne zusätzliche finanzielle Förderung auf Dauer auf dem Energiemarkt behaupten. Denn nur wenn die regenerative Stromproduktion ohne Subventionen auf Marktpreisniveau gelingt, können EE langfristig eine tragende Rolle im Energiemarkt spielen und kann die Substitution herkömmlicher Energieträger gelingen.^[11]

Trotz aller Erfolge des EEG, die in Kapitel 3 dargestellt werden, soll das neue Gesetz zur Neuregelung des Rechts der EE im Strombereich (EEG 2009)^[12] das EEG ersetzen. Die Grundstruktur des Erneuerbare-Energien-Gesetzes soll im neuen Gesetz beibehalten werden. Die wichtigsten Änderungen sollen der Erreichung erweiterter Ziele dienen – bis 2020 soll der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromproduktion in Deutschland auf 25 bis 30 %^[13] steigen und anschließend weiter ausgebaut werden.

Folgende Änderungen sind geplant: attraktive Gestaltung des Repowering, die Verbesserung der Bedingungen für die Offshore-Windkraft sowie eine Verbesserung der Netzintegration von EEG-Anlagen mitsamt der Regelung des Einspeisemanagements und der Direktvermarktung.^[14]

2.2 Klimaprogramm und Versorgungssicherheit

Die Klimaschutzbemühungen der Industriestaaten begannen mit der „Konferenz der Vereinten Nationen für Umwelt und Entwicklung“ im Jahr 1992 in Rio de Janeiro. 1997 wurde auf der 3. Weltklima-Konferenz in Kyoto, Japan, das gleichnamige Protokoll unterzeichnet. Mit der Unterschrift verpflichteten sich die Industriestaaten, ihre CO2-Emissionen zwischen 2008 und 2012 um 5 % im Vergleich zu 1990 zu reduzieren.^[15] Die Industrienationen unterzeichnen damit, anteilig mehr dazu beizutragen als Schwellenländer oder „Dritte-Welt-Staaten“. Mit der Verbindlichkeit, die nach der Ratifizierung des Kyoto-Protokolls am 16. Februar 2005 in Kraft trat, muss Deutschland eine CO2 Ersparnis von 21 % anstreben.^[16]

Energiewirtschaft und Energiepolitik stehen vor großen Herausforderungen. Die traditionellen Energieressourcen sind nicht unendlich. Eine Studie der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe prognostiziert eine Reichweite der Reserven der fossilen Rohstoffe wie folgt: Erdgas – 64 Jahre, Erdöl – 43 Jahre, Natururan – 40 Jahre, Stein und Braunkohle – 200 Jahre.^[17]

Da Deutschland kaum eigene fossile Energieressourcen besitzt, steigt die Abhängigkeit von Energieimporten. Aufgrund der politisch und ökonomisch instabilen Lage in den Förder- und Transitländern wächst das Versorgungsrisiko ständig. Deutschland ist in hohem Maße anhängig von Lieferungen fossiler Ressourcen wie Öl, Gas, Steinkohle und Uran aus dem Ausland. Importkosten für Energie steigen von Jahr zu Jahr. 2006 erhöhten sich die Importkosten auf 70 Mrd. EUR, im Jahr 1994 waren es nur 15,2 Mrd. EUR. Die Importabhängigkeit bei der Energieversorgung in der Europäischen Union liegt insgesamt bei 50 % und könnte nach Ansicht der EU-Kommission innerhalb von 20 bis 30 Jahren auf 70 % ansteigen.^[18] Die Importquote für Energie in Deutschland lag schon 2002 bei 73,5 %.^[19]

Diese Entwicklung ist nicht nur aus gesamtwirtschaftlichen Gründen beunruhigend, sondern enthält auch enorme Sicherheitsrisiken. Die Hauptlieferanten für Energie auf dem deutschen Markt sind die Länder aus dem Nahen Osten und Russland, diese Regionen sind politisch sehr unstabil. Daher wirkt die Nutzung der heimischen regenerativen Primärenergieträger der Importabhängigkeit der Bundesrepublik Deutschland von Energieträgern entgegen. Sofern eine technologische Führungsrolle bei der Entwicklung und dem Bau der EEG-Anlagen erreicht bzw. verteidigt werden kann, wird dadurch die Unabhängigkeit in diesem Bereich der Energieversorgung gestärkt.

Zudem kann der Vorsprung bei Erforschung und Entwicklung der Technologie von Erzeugungsanlagen zur Verstromung der regenerativen Energien eine besondere Exportchance deutscher Unternehmen bedeuten, wenn der zunehmende weltweite Energiebedarf bei sinkender Verfügbarkeit fossiler Energieträger und entsprechend steigenden Preise für die Rohstoffe Erdöl, Kohle, Uran und Erdgas die Nachfrage nach EEG-Anlagen steigen lässt. Der deutsche Technologieexport kann auch zu einer gewissen politischen und wirtschaftlichen Stabilität für die Entwicklungsländer beitragen, wenn sie einen eigenständigen Zugang zu Energie erlangen.^[20] Im Bereich der erneuerbaren Energieerzeugung weisen diese Länder große Kapazitäten auf.

2.3 Die EEG-Regelungen im Einzelnen

2.3.1 Abnahme- und Übertragungspflicht

Nach der Neuregelung steht fest, dass im Sinne eines gesetzlichen Schuldverhältnisses ein unmittelbarer Anspruch des Anlagebetreibers^[21] gegenüber dem Netzbetreiber^[22] auf Anschluss, Abnahme und ggf. Vergütung besteht und der Netzbetreiber deshalb die Erfüllung seiner Pflichten nicht vom Abschluss eines Vertrages abhängig machen darf. Der Abschluss eines Vertrages bleibt weiterhin möglich und kann der Regelung von technischen Fragen einer Einbindung einer Anlage in das Netz dienen.^[23] Der von EEG-Anlagen erzeugte Strom wird von den jeweiligen Netzbetreibern vorrangig abgenommen, übertragen und vergütet. Im Falle der Netzauslastung müssen demnach die konventionellen Kraftwerke ihre Stromproduktion für diese Zeit verringern. Die Netzbetreiber müssen ihre Netze entsprechend dem Ausbau der EE unverzüglich erweitern.^[24] Der Netzbetreiber, der den Strom abgenommen und vergütet hat, gibt den EEG-Strom an seinen vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber weiter.

2.3.2 Vergütungen und Vergütungszeitdauer

Das Gesetz sieht feste Tarife vor, mit denen Netzbetreiber die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien zu vergüten haben. Die Vergütungshöhe steht in direkter Abhängigkeit von den jeweiligen Entstehungskosten. EEG-Anlagen^[25] mit höheren Stromgestehungskosten erhalten nach dem Gesetz höhere Vergütungen. Diese Kosten sind von der Energiequelle, der Technologie, der Innovation, den Forschungskosten sowie dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage abhängig. Die für die einzelne Energiequelle gestaffelten Mindestvergütungen unterscheiden sich je nach Anlagekapazitäten und nach Anlageleistungen^[26], bei Windenergie auch nach dem Standort entsprechend den lokalen Windverhältnissen und der Erzeugung.^[27] Der durchschnittliche Vergütungssatz für das Jahr 2006 lag bei 10,4 ct/kWh.^[28] Die detaillierten Vergütungssätze je nach Energieträger und in Abhängigkeit von der Gesetzesgrundlage (EEG 2004 und EEG 2009 im Vergleich) werden in Kapitel 3 dieser Arbeit vorgestellt.

Der gesetzlich garantierte Vergütungszeitraum beträgt grundsätzlich 20 Kalenderjahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Im Gesetzentwurf für das EEG 2009 ist eine Anpassung im Bereich der Wasserkraftanlagen vorgesehen. Der Vergütungszeitraum für die kleinen Wasserkraftanlagen betrug 30 Jahre, für die großen aber nur 15 Jahre. Dieser zeitliche Unterschied soll durch die neu gestalteten Vergütungssätze kompensiert werden. Die jeweiligen Vergütungssätze bleiben über den gesamten Vergütungszeitraum konstant und entsprechen dem Niveau des Inbetriebnahmejahres. Für Windenergieanlagen gelten bestimmte Ausnahmeregelungen.^[29]

2.3.3 Degression der Vergütungssätze

Ein Ziel des EEG besteht in der Förderung der Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus regenerativer Energie. Technische und wirtschaftliche Innovationen sollen dazu dienen, durch höhere Effizienz die volkswirtschaftlichen Kosten zu senken und den Umweltschutz verbessern.^[30] Um diesen Prozess zu fördern, legte das EEG bereits im Jahr 2000 eine Degression der Vergütungssätze fest. Mit der Novellierung des EEG im Jahr 2004 wurden für alle Technologien Degressionsraten festgelegt. Sie sind nach Energiequellen und teilweise auch technologiespezifisch differenziert sowie degressiv gestaffelt. Die Vergütungssätze werden in allen Sparten für Neuanlagen jährlich degressiv gesenkt. Ausnahmen sind Geothermie- und Offshore-Windenergie-Anlagen, bei denen die Degression erst nach einigen Jahren einsetzt.^[31]

Mit der Degression treibt das EEG die technologische Entwicklung voran. Die Industrie muss auf das jährliche Absenken der Vergütungen mit ständigen Verbesserungen und Innovationen reagieren, um die Kosten der EE-Anlagen reduzieren zu können.

2.3.4 Zusätzliche Vergütungen (Boni)

Seit dem EEG 2004 sind außer den gesetzlichen Mindestvergütungen auch zusätzliche Vergütungen (sog. Boni) vorgesehen, die abhängig von dem verwendeten Energieträger, der erzielten Energieeffizienz und der jeweiligen Technik eingestuft werden. Diese Boni können kumulativ in Anspruch genommen werden und sollen die Nutzung effizienter Technologien, die Kraft-Wärme-Kopplung sowie die Erschließung des bestehenden Biomassepotenzials vorantreiben.^[32]

Der Bonus für nachwachsende Rohstoffe kommt zum Tragen, wenn der Strom ausschließlich aus Gülle und Pflanzen, die für die Nutzung in der Biomasse-Anlage angebaut werden, erzeugt wird.

Wenn eine oder mehrere Anlagen innovative Technologien zur Strom- oder Gaserzeugung nutzen, können sie einen zusätzlichen Technologie-Bonus erhalten.

Einen Energieeffizienz-Bonus erhalten die EEG-Anlagen, die einen Teil der frei werdenden Wärme über die Kraft-Wärme-Kopplung nutzen. Die mögliche Bonushöhe wird in Kapitel 3 beschrieben.

2.3.5 Ausgleichsmechanismus

Es bestehen maßgebliche Unterschiede bei Ausbau und Nutzung der EE in verschiedenen Regionen Deutschlands und somit auch bei der Netzbelastung. Um diese regionalen Ungleichgewichte zu beseitigen und die unterschiedliche Belastung der Stromverbraucher auszugleichen, findet nach dem EEG zwischen den Übertragungsnetzbetreibern^[33] ein bundesweiter Ausgleich der EEG-Strommengen und der entsprechenden Vergütungssummen statt.^[34] Eine detaillierte Vorstellung des Ausgleichsmechanismus nach dem EEG mit seinen Vor- und Nachteilen erfolgt in Kapitel 4 dieser Arbeit.

2.3.6 Ergänzende Regelungen

Das EEG enthält mehrere weitere Paragrafen, die im Einzelnen folgende Punkte regeln:

- Eine besondere Ausgleichsregelung zur Regelung der Belastung (Entlastung) greift bei bestimmten stromintensiven Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie Schienenbahnunternehmen.^[35] Die internationale Wettbewerbsfähigkeit dieser Unternehmen soll gesichert sein. Dies gilt für etwa 330 Unternehmen, die zusammen mehr als 10 GWh pro Jahr verbrauchen und deren Stromkosten mehr als 15 % der eigenen Bruttowertschöpfung betragen. Die Entlastung dieser Unternehmen beträgt ca. 400 Mio. € und wird auf die übrigen Stromendverbraucher umgewälzt.^[36]
- Informations- und Veröffentlichungspflicht der Energiemengen und Vergütungszahlungen sollen der Erhöhung der Transparenz dienen.
- § 55 (EEG 2009) regelt entsprechend den Vorgaben der Europäischen Union die Vergabe der Herkunftsnachweise für EEG-Strom.
- § 56 (EEG 2009) enthält ein Verbot der Doppelvermarktung des Stroms aus erneuerbaren Energien, zum Beispiel eine gleichzeitige Inanspruchnahme der EEG-Vergütungen und der Realisierung eines höheren Marktpreises für „Ökostrom“ (Direktvermarktung).
- § 65 (EEG 2009) – Der „Erfahrungsbericht“ ist eines der wichtigsten Instrumente der Kontrolle nach dem Gesetz. Die Wirksamkeit des Gesetzes soll in regelmäßigen Abständen überprüft werden. Zu den Prüfpunkten gehören der Grad der Marktdurchdringung und die technologische Entwicklung bei EEG-Anlagen. Zu den Aufgaben des Erfahrungsberichtes zählen auch Beobachtung und Vorschläge zur notwendigen Anpassung der Höhe der Vergütungssätze einschließlich der Degression und Bonuspunkte sowie eine ökonomische und ökologische Be­wertung der EEG-Auswirkungen.^[37] Der nächste Erfahrungsbericht soll zum 31.12.2011 und dann alle vier Jahre vorgelegt werden.^[38]

Die Daten und Vorschläge des Erfahrungsberichtes dürfen weder überschätzt noch außer Acht gelassen werden. So entspricht das neu evaluierte Erneuerbare-Energien-Gesetz, das ab 2009 in Kraft treten soll, großteils den vorgeschlagenen Maßnahmen des Erfahrungsberichtes von 2007.

2.4 Kosten des EEG

Die entstandenen Kosten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes lassen sich aus zwei Blickwinkeln betrachten – zum einen hinsichtlich des Vergütungsvolumens, das für die gesamte nach EEG-Vorschriften produzierte Strommenge aufgebracht werden muss, und zum anderen in Bezug auf die Nettobelastung des Endverbrauchers, d. h. die Höhe der aus der Umlage resultierenden Strompreiserhöhungen.

Mit den Daten des Verbands der Netzbetreiber (VDN) – beim VDEW – über die seit 2000 eingespeisten EEG-Mengen und mit den im EEG festgelegten Mindestvergütungen ergeben sich für den Zeitraum von 2000 bis 2006 folgende EEG-Gesamt-Vergütungs­volumen an Betreiber von Stromerzeugungsanlagen aus regenerativen Energiequellen.

Tab

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1) Vergütungen der Kategorie Wasser beinhalten bis 2004 auch Vergütungen aus Anlagen der Kategorie Gase, die bis 01.08.2004 installiert wurden; Vergütungen der Kategorie Gase dargestellt für Strommengen aus Zubau ab 2004

Tabelle 1: Entwicklung des EEG-Vergütungsvolumens von 2000 bis 2006 in Mio. EUR

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an VDN 2006

Aus den gesamten EEG-Zahlungen und den entsprechenden Energiemengen ermittelte der VDN eine durchschnittliche EEG-Vergütung für das Jahr 2006 von 10,875 ct/kWh^[39].

Aus Veröffentlichungen des VDN und BMU lässt sich für das Jahr 2006 die Verteilung der EEG-Strommengen nach geförderten Energiearten entsprechend der Vergütungsparagrafen des EEG sowie deren prozentualer Anteil an der gesamten Stromeinspeisung aus EEG-Anlagen entnehmen (siehe Abbildung 1). Nach Angaben des BMU wurden im Jahr 2000 rd. 38,879 GWh und im Jahr 2006 rd. 71.230 GWh regenerativer Strom zur Verfügung gestellt.^[40]

Bei der Gegenüberstellung von Tabelle 1 und Abbildung 1 ist die technikabhängige Förderung deutlich zu erkennen. Obwohl im Jahr 2006 der solar produzierte Strom nur 3,1 % der nach dem EEG geförderten Strommenge ausmacht, erhalten die Solar-Anla­genbetreiber 1.177 Mio. EUR der EEG-Gesamtvergütungsvolumen.

Im Bereich der Wasserkraftwerke verhält sich dies genau umgekehrt. Hier stellen die Anlagenbetreiber 29 % regenerativ erzeugten Strom zur Verfügung (2006), erhalten aber nur 367 Mio. EUR der EEG-Gesamtvergütungsvolumen.

Bei Kostenbetrachtungen zum EEG sind aber nicht allein die Vergütungszahlungen relevant, sondern vor allem die Differenzkosten, die in § 15 EEG von 2004 definiert sind, und natürlich auch die aus dem EEG resultierenden Belastungen der Endverbraucher. Auf diese beiden Kostenfaktoren des EEG wird in Kapitel 5 genauer eingegangen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Anteile an der gesamten

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 2000 und 2006 im Vergleich

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 15

2.5 Der Subventionsbegriff des EEG

Über die Art der Förderung regenerativer Stromerzeugung durch das EEG gibt es aus Sicht von Politik, Wissenschaft und Wirtschaft unterschiedliche Aussagen. Daher folgt in diesem Abschnitt eine Klärung des Subventionsbegriffes. Das BMU veröffentlicht zu dieser Frage folgende Aussage: „Das EEG sorgt für den Ausbau der umweltschonenden Erneuerbaren Energien nicht durch Subventionen, sondern durch eine Umlage.“^[41] Das Vergütungs- und Ausgleichssystem des EEG basiert auf dem Gemeinlast-Prinzip, daraus kann keine Subvention entstehen.^[42]

Seit jeher sind Subventionen bzw. subventionsähnliche Zahlungsströme ein strategisches Instrument der Energiepolitik. In den 1960er und 1970er Jahren wurde in Deutschland hauptsächlich die Kernenergie subventioniert, in den letzten zwei Jahrzehnten des letzten Jahrhunderts floss der größte Teil der Energiesubventionen an die Steinkohle. Mittlerweile fließen hohe Milliardenbeträge in die Entwicklung effizienter Technologien zur regenerativen Stromerzeugung.^[43]

[...]

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^[1] Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland vom 23. Mai 1949 (BGBl. S.1), zuletzt geändert durch Gesetz vom 28. August 2006 (BGBl. I, S. 2034)

^[2] sog. regenerative Energiequellen, in menschlichen Zeiträumen gemessen nicht erschöpfbare Energieformen, wie Bioenergie, Geothermie, Solarenergie, Wasserkraft, Windenergie, Verdunstungskälte, adiabate Kühlung, vgl. Maslaton, M., 2003, S. 80

^[3] http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/protodt.pdf

^[4] Vgl. Richtlinie 2001/77/EG

^[5] Vgl. Richtlinie 2001/77/EG

^[6] Vgl. Erfahrungsbericht 2007 zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG-Erfahrungsbericht), 2007, S. 9

^[7] CDU, CSU und SPD. Koalitionsvertrag: Gemeinsam für Deutschland – mit Mut und Menschlichkeit, 2005, S. 51

^[8] Beschlossen am 5. Dezember 2007

^[9] Vgl. Gesetz über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz (Stromeinspeisungsgesetz) vom 07. Dezember 1990 (BGBl I S. 2633)

^[10] Vgl. § 14 EEG 2004, § 34 EEG 2009

^[11] Vgl. BMU, 2004a, BMU, 2006

^[12] Dieses Gesetz dient der Umsetzung der Richtlinie 2001/77/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 27. September 2001 zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. EG Nr. L 283 S. 33), zuletzt geändert durch die Richtlinie 2006/108/EG des Rates vom 20. November 2006 (ABl. EU Nr. L 363 S. 414), BMU, 2007d, S. 1

^[13] Vgl. BMU, 2007d, S. 4

^[14] Vgl. BMU, 2007b

^[15] Vgl. BMU, 2007a, S. 16

^[16] Vgl. Initiative Energie-Fakten, 2006

^[17] Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, 2007

^[18] Vgl. Grünbuch Energieversorgungssicherheit, S. 2 und S. 14

^[19] Vgl. BMU, 2007a, S. 18

^[20] Vgl. BMU 2007a, S. 18

^[21] „Anlagebetreiberin oder Anlagebetreiber“, wer unabhängig vom Eigentum die Anlage für die Erzeugung vom Strom aus EE oder Grubengas nutzt. EEG 2009, 2007, § 3

^[22] „Netzbetreiber“: der Betreiber von Netzen aller Spannungsebenen für die allgemeine Versorgung mit Elektrizität. EEG 2009, 2007, § 3

^[23] Vgl. Novelle des EEG vom 21. Juli 2004, Abs. 1

^[24] Siehe zu § 14 EEG 2009

^[25] „Anlage“: jede Einrichtung zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien oder aus Grubengas. Als Anlagen zur Erzeugung von Strom aus EE oder aus Grubengas gelten auch solche Einrichtungen, die zwischengespeicherte Energie, die ausschließlich aus EE oder aus Grubengas stammt, aufnehmen und in elektrische Energie umwandeln. EEG 2009, 2007, § 3

^[26] „Leistung einer Anlage“: die elektrische Wirkleistung, die die Anlage bei bestimmungsgemäßem Be trieb ohne zeitliche Einschränkungen unbeschadet kurzfristiger geringfügiger Abweichung technisch erbringen kann, EEG 2009, 2007, § 3

^[27] Wird unterschieden zwischen der Erzeugung an Land oder auf See (Offshore-Windenergieanlagen)

^[28] Vgl. EEG-Erfahrungsbericht 2007, 2007, S. 26

^[29] Siehe Kapitel 3 dieser Arbeit

^[30] Vgl. Begründung B, 2007, S. 4

^[31] Vgl. EEG-Erfahrungsbericht 2007, 2007, S. 26

^[32] Vgl. EEG-Erfahrungsbericht 2007, 2007, S. 27

^[33] „Übertragungsnetzbetreiber“: der regelverantwortliche Netzbetreiber von Hoch- und Höchstspannungsnetzen, die dem überregionalen Übertrag von Elektrizität zu nachgeordneten Netzen dienen. EEG 2009, 2007, § 3

^[34] Vgl. EEG-Erfahrungsbericht 2007, 2007, S. 27

^[35] Wird in § 40-44 des EEG 2009 geregelt

^[36] Vgl. BMU, 2007a, S. 12

^[37] Vgl. Begründung B, 2007, S. 78

^[38] Vgl. EEG 2009, § 65, S. 29

^[39] Vgl. VDN, 2006

^[40] Vgl. EEG-Erfahrungsbericht 2007, 2007, S. 15

^[41] BMU, 2004a

^[42] Vgl. BMU, 2007a, S. 12

^[43] Vgl. WBGU, 2003, S. 20