Die EEG-Novelle im Urteil der Ökonomen
Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG),Entwurf eines Gesetzes zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (17. Mai 2011)
Das EEG wird regelmäßig evaluiert und an neue Entwicklungen und Rahmenbedingungen in der Energiewirtschaft angepasst. Die nächste EEG-Novelle soll am 1.01.2012 in Kraft treten. Sie zielt im Wesentlichen auf drei Entwicklungen ab. Die wichtigsten Maßnahmen:
1.)
Erneuerbare Energien (EE) sollen zunehmend direkt an der Strombörse vermarktet werden. Das Preissignal des Marktes soll die relevante Rolle für die Entwicklung der erneuerbaren Energien spielen. Insbesondere fluktuierende EE – wie Wind- oder Sonnenkraft – sollen dabei stärker in den Strommarkt integriert werden.
(a) Einführung einer Marktprämie
Die Marktprämie deckt die Differenz aus dem Verkaufserlös direkt an der Strombörse vermarkteten EEG-Stroms (Direktvermarktung) und der EEG-Vergütung ab. Sie kann vom Anlagenbetreiber optional anstelle der gesetzlich garantierten EEG-Vergütung gewählt werden. Durch die Direktvermarktung zusätzlich entstehende Kosten (z.B. für die Handelsteilnahme oder Prognosen) werden technologiespezifisch berücksichtigt.
(b) Anpassung des Grünstromprivilegs
Energieversorgungsunternehmen sind im Falle der Direktvermarktung von der Zahlung der EEG-Umlage bis zu einer Höhe von maximal 2 ct/kwh befreit wenn, sie mehr als 50 % ihres Stroms aus erneuerbaren Energien liefern (Grünstromprivileg). Das Grünstromprivileg kann in Zukunft nur in Anspruch genommen werden, wenn mindestens 25 % des Stroms aus fluktuierenden Energiequellen stammen.
(c) Einführung einer Kapazitätskomponente für Biogasanlagen
Um erneuerbaren Strom bedarfsgerecht zu erzeugen, wird die „Zusatzleistung“ einer Biogasanlage bei Direktvermarktung mit 130 € pro kw und Jahr vergütet. Die Zusatzleistung wird anhand der Auslastung der Anlage ermittelt.
2.)
Die technologiespezifischen Vergütungssätze bzw. -strukturen werden den Entwicklungen in der EE-Branche angepasst. Die wesentlichen Kostentreiber des EEG sind die Photovoltaik (PV) und die Biomasse. Die Anpassungen für diese Technologien werden daher näher betrachtet.(a) Photovoltaik
Die Vergütungssätze wurden aufgrund des unerwartet hohen Zubaus von PV-Anlagen bereits gesondert vor Inkrafttreten der Novelle abgesenkt. Ebenso wurde vor der Novelle die zubauabhängige jährliche Degression (atmender Deckel) beschleunigt. Mit der Novelle 2012 ist des Weiteren eine halbjährliche Anpassung der Degression vorgesehen. PV-Anlagen werden außerdem ins Einspeisemanagement der Netzbetreiber mit einbezogen.
(b) Biomasse
Die Vergütung wird um durchschnittlich 10 – 15 % abgesenkt. Insbesondere Kleinanlagen sind davon betroffen. Die Degression wird von 1 auf 2 % erhöht. Diverse Boni werden gestrichen. Dem steht die Einführung neuer Ausnahmen und Boni entgegen. Der 2009 eingeführte Gülle-Bonus wird für jene Anlagen halbiert, die vor 2009 in Betrieb gingen.
3.)
Energieintensive Unternehmen sollen durch die Kosten des EEG nicht ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit einbüßen. Die besondere Ausgleichsregelung befreit stromintensiv produzierende Unternehmen teilweise von der Zahlung der EEG-Umlage auf verbrauchten Strom.
(a) Senkung der Anforderungen für die Nutzung der besonderen Ausgleichsregelung. Einführung einer gleitenden Komponente
Die besondere Ausgleichsregelung (teilweise Befreiung von der EEG-Umlage für energieintensiv produzierende Unternehmen) kann statt wie bisher ab 10 Gwh nun ab einem Verbrauch von 5 Gwh in Anspruch genommen werden. Aufgrund der gleitenden Komponente muss ab einem Verbrauch von 5 Gwh noch für 100 %, ab einem Verbrauch von 10 Gwh nur noch für 10 % der verbrauchten Strommenge die volle EEG-Umlage bezahlt werden.
Bewertung durch das IW Köln: 2 von 5 Punkten
Bewertungsbegründung:
Zu 1.)
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Die Marktintegration erneuerbarer Energien ist entscheidend für einen langfristigen Ausstieg aus dem Fördersystem. Ihr kommt eine hohe Priorität zu. Die optionale Marktprämie ist so ausgelegt, dass sich Anlagenbetreiber durch einen Wechsel von der Einspeisevergütung in die Direktvermarktung besser stellen, wenn sie an der Börse für ihren Strom einen Preis erzielen, der über dem Durchschnittspreis liegt. Die Möglichkeit jederzeit in die EEG-Vergütung zurückzukehren, birgt die Gefahr von Mitnahmeeffekten. Anreize für langfristige Investitionen für eine Direktvermarktung, z.B. in Speichertechnologien, existieren nicht.
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Das Grünstromprivileg ist nicht technologiespezifisch ausgerichtet. Seine Nutzung lohnt sich besonders bei Technologien mit geringer EEG-Vergütung. Erst ab einer hohen EEG-Umlage lohnt sich die Direktvermarktung teurer EEG-Technologien wie bspw. der Photovoltaik. Dann aber sind Mitnahmeeffekte bei den günstigen EEG-Alternativen zu erwarten. Zwar wurden mit der Begrenzung der EEG-Umlagenbefreiung auf 2 ct/kwh und einem Anteil von mindestens 25 % fluktuierendem EEG-Stroms die möglichen Mitnahmeeffekte eingeschränkt. Darunter leidet allerdings die Attraktivität der Direktvermarktung über das Grünstromprivileg.
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Die Kapazitätsprämie ist nicht daran geknüpft, dass die „Zusatzkapazität“ tatsächlich für eine flexible Stromerzeugung genutzt wird. Es drohen daher Mitnahmeeffekte. Zudem geht sie mit Ausnahmeregelungen für Biogasanlagen einher. Ihre Wirkung kann nur schwer eingeschätzt werden.
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Eine richtig konzipierte Marktprämie sowie die Streichung des Grünstromprivilegs setzen Anreize zur Direktvermarktung und vermeiden Mitnahmeeffekte. Das EEG würde zudem vereinfacht und damit der bürokratische Aufwand reduziert. Auf die Kapazitätsprämie sollte verzichtet werden.
Zu 2.)
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Die frühzeitig vorgenommenen Kürzungen der Vergütung sowie die beschleunigte zubauabhängige Degression waren wichtige Schritte um die Vergütungsstruktur des EEG den Entwicklungen in der PV-Branche anzupassen. Die Einführung der unterjährigen Degression stellt sicher, dass rasch auf neue Entwicklungen reagiert wird. Allerdings ist ab einem Zubau von über 7.500 MW kein weiterer Degressionsschritt mehr vorgesehen. Es fehlt an einer Begrenzung der Förderung im Fall eines sehr hohen Zubaus. Die Teilnahme von PV-Anlagen am Einspeisemanagement ist aufgrund der stark gewachsenen Bedeutung der PV für die Netzstabilität (hohe Zuwächse der installierten Leistung) sinnvoll.
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Durch die Kürzungen der Vergütungen wird die Überförderung der Biomasse korrigiert. Zudem wirkt sich die erhöhte Degression kostensenkend auf neue Anlagen aus. Die Vereinfachung der Vergütungsstruktur ist zwar ein guter Ansatz. Er wird allerdings durch neue Regelungen konterkariert. So wird z.B. eine anteilige Vergütung (gemäß der eingesetzten Rohstoffe) eingeführt und zusätzliche Rohstoffvergütungsklassen (Bioabfälle, bestimmte Waldrestholzsortimente) werden ergänzt. Die Komplexität der bisherigen Vergütungsstruktur wird sich also kaum verringern. Der Gülle-Bonus ist falsch konzipiert. Ein Anlagenbetreiber erhält den Bonus erst ab einem Gülleanteil von 30 %, dann allerdings für die gesamte Stromproduktion. Damit wird nicht ein Anreiz zu einem (gewünschten) möglichst hohen Einsatz von Gülle bei der Stromerzeugung gesetzt, sondern ein Anreiz zu einem Gülleanteil von 30 Prozent. Die Halbierung des Güllebonus mindert zwar die negativen Folgen, geht das Problem aber nicht an der Wurzel an.
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Eine Deckelung der Förderung wäre nicht nur für die PV, sondern für alle EEG-Technologien sinnvoll. Dies könnte z.B. zubauabhängig durch eine unbegrenzte Degression oder eine maximale förderfähige Leistung pro Jahr geschehen. Die Kosten durch den Ausbau erneuerbarer Energien könnten so wirksam begrenzt werden. Auf den Gülle-Bonus in seiner derzeitigen Form sollte verzichtet werden.
Zu 3.)
- Der gleitende Einstieg für die besondere Ausgleichsregelung verstetigt die Kostenbelastung für energieintensiv produzierende Unternehmen und beseitigt den Sprung bei der Schwelle von 10 Gwh. Der Novellierungsvorschlag greift allerdings zu kurz. So existiert an der Schwelle vom teil- zum vollbegünstigten Unternehmen (100 Gwh) weiterhin ein Sprung. Die Sprungstelle stellt einen Anreiz dar, Energie-Effizienzmaßnahmen zu unterlassen, wenn das Unternehmen dadurch den Status der Vollbegünstigung verliert. Zwar ist eine Verpflichtung zur Umsetzung von Energieeinsparpotenzialen vorgesehen. Wie diese Verpflichtung konkret umgesetzt wird, ist allerdings noch offen.