Solarförderung durch Einspeisevergütung

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Die Entwicklung der europäischen Klimapolitik

3. Entwicklung, Funktionsweise und Effekte der Einspeisevergütung
3.1 Garantierte degressive Mindestvergütung auf Zeit
3.2 Abnahme- und Vergütungspflicht für EEG-Strom
3.3 Bundesweiter Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen

4. Förderungsbedürftigkeit der Solarenergie
4.1 Technologische Pfadabhängigkeit
4.2 Technische und ökonomische Nachteile
4.3 Interessenkonflikt hemmt Wandel des Energiemarktes
4.4 Diskriminierungsmöglichkeiten
4.5 Geminderte FuE-Aktivitäten

5. Analyserahmen zur Beurteilung regulierender Instrumentarien
5.1 Das Innovationssystem für Solartechnologie
5.1.1 Akteure im Innovationssystem
5.1.2 Funktionen im Innovationssystem
5.2 Einordnung der Förderinstrumente in den technologischen Transformations- und
Marktdurchdringungsprozess der Solartechnologie
5.2.1 Technology-Push
5.2.2 Market-Pull

6. Beurteilung der deutschen Einspeisevergütung für Solarstrom
6.1 Vorteile
6.1.1 Differenzierung fördert technologische Vielfalt und Entwicklung
6.1.2 Mindestvergütung und Abnahme- und Vergütungspflicht reduziert Risiken
6.1.3 Degressiver Charakter der Einspeisevergütung fördert Lerneffekte
6.1.4 Verlässlicher Ausbau stärkt das Innovationssystem
6.1.5 Internationale Ausrichtung fördert die Innovationstätigkeit
6.2 Nachteile
6.2.1 Keine direkten Anreize zur Förderung von FuE-Aktivitäten
6.2.2 Problematik der Bestimmung des Förderzeitraumes
6.2.3 Problematik der Bestimmung des Vergütungs- und Degressionssatzes

7. Beurteilung des Quotenmodells als Alternative zur Einspeisevergütung
7.1 Funktionsweise des Quotenmodells in Großbritannien
7.2 Nachteile des Quotenmodells
7.2.1 Komplexität führt zu hohen Transaktionskosten
7.2.2 Mangelnde Differenzierung behindert Solarförderung
7.2.3 Fehlende Risikoreduktion hemmt Investitionen
7.3 Vorteile des Quotenmodells
7.3.1 Mehr Kontrolle über anfallende Kosten der Förderung
7.3.2 Wettbewerb führt zu Kostensenkungsanreizen auf Nachfrageseite

8. Fazit und Ausblick

Literaturverzeichnis

Amtliche Drucksachen

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Technologiespezifische EEG-Vergütungssätze

Abbildung 2: EEG-Vergütungssätze für Solarenergie

Abbildung 3: Jährlich installierte Leistung aus Photovoltaikanlagen in Relation zur gezahlten Einspeisevergütung

Abbildung 4: Funktionsweise des Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen

Abbildung 5: Investitionskosten konventioneller Energien im Vergleich zur Solarenergie

Abbildung 6: Investitionskosten erneuerbarer Energien im Vergleich

Abbildung 7: Das Innovationssystem für Solartechnologie und der Wirkungsbereich regulierender Eingriffe

Abbildung 8: Staatliche Förderinstrumentarien im technologischen Transformations- und Marktdurchdringungsprozess der Solartechnologie

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

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.

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 CO2-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. 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 Energien zu fördern. Die „20-20­20“ Ziele der EU schreiben das Ziel fest, 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] Mit dem „Weißbuch für eine Gemeinschaftsstrategie und einen Aktionsplan für erneuerbare Energien“ der 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 fallt 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.

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 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))

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 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))

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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.

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)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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.

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-Ex change 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.

Am 1. Januar 2010 ist die „Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten 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.

Abb. 4: Funktionsweise des Ausgleichsmechanismus für EEG-Vergütungen (Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an AusglMechV und EEG)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 zuständigen Übertragungsnetzbetreiber^[25] weiterleiten (Schritt 2).^[26] 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 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.

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.

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.)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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] „Das Vorliegen positiver Extemalitäten ist also dadurch bedingt, dass keine (zu vertretbaren Kosten durchsetzbaren) Property-Rights existieren, die es dem Erzeuger ermöglichen würden, die unentgeltliche Nutznießung durch andere zu unterbinden.“^[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.)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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]

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 technologies.”^[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, „versunkene Kosten“ zu generieren.^[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]

[...]

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^[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] 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).

^[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).

^[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.

^[14] Vgl. Lang, C. (2007), S. 45.

^[15] Vgl. § 20 EEG.

^[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.

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

^[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.

^[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.

^[30] Vgl. § 3 AusglMechV.

^[31] Vgl. § 1 Abs.4 AusglMechV.

^[32] Vgl. eeg-kwk.net (2010).

^[33] Vgl. Reiche, D. (2004), S. 204 f.

^[34] Vgl. Staiß, F. (2000), S. 54 f.

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

^[36] „Learning by doing „ist 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).

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

^[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.

^[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.