Transcript Haucap - Ruhr-Universität Bochum

Runderneuerte Energiewende?
Runderneuerte Energiewende?
Ökonomische Herausforderungen
18. Jahrestagung des Instituts für Berg- und Energierecht
Bochum, 13. März 2014
Prof. Dr. Justus Haucap
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
Heinrich-Heine Universität Düsseldorf
Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
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Runderneuerte Energiewende?
Das Erneuerbare Energien Gesetz
• Bisher: Ausbau durch das EEG gesteuert,
• Über 4000 staatlich festgelegte, ausdifferenzierte Fördersätze nach
• Erzeugungstechnologie (Solar, Biomasse, Wind, Geothermie, etc.)
• Anlagengröße,
• Anlagenstandort,
• Errichtungszeitpunkt.
• EEG zeichnet sich durch nahezu völlige Abwesenheit von Markt und
Wettbewerb aus.
• Die Kosten steigen rasant an.
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Runderneuerte Energiewende?
Klimapolitisches Versagen des EEG
• Zunahme des EEG-Stroms in Deutschland führt zu sinkender
Nachfrage nach CO2-Zertifikaten  Preis fällt,
• Stromproduktion mit Braunkohle wird günstiger,
• Andere Industrien (Stahl, etc.) können günstiger CO2 ausstoßen,
• Gesamtmenge an CO2-Ausstoß aber durch Gesamtmenge an
Zertifikaten gedeckelt, nicht durch Menge an EEG-Strom berührt.
• Klimaeffekt des EEG = Null – Tragödie!!
 Nota bene: Separate Förderung von EE-Strom bei effizienter
Ausgestaltung des CO2-Handels nicht notwendig
o Sinnvoll ggf. gezielte F&E-Beihilfen
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Runderneuerte Energiewende?
Ordnungspolitisches Versagen des EEG
• Abnahmegarantie zu festgelegten Preisen induziert „Produce and
Forget“-Mentalität, bekannt aus der EU-Landwirtschaftspolitik.
• Im Extremfall: negative Strompreise (=Entsorgungsgebühren)
• Massive Überförderung einzelner Technologien (insbesondere
Solarenergie)
• Folge 1: Massive Ineffizienz der Förderung mit gravierenden
Allokationsverzerrungen (mehr als 35% aller weltweit installierten
Solaranlagen in Deutschland),
• Folge 2: Massive Umverteilungswirkungen
(a) zwischen Bundesländern
(b) zwischen Bevölkerungsschichten
• Einspeisetarife heute rein politische Preise, weitgehend losgelöst
von ökonomischen Realitäten.
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Runderneuerte Energiewende?
Entwicklung der EEG-Umlage
Quelle: BDEW
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Runderneuerte Energiewende?
EEG-Vergütungssätze (Durchschnitt)
durchschnittliche EEG-Vergütung* in ct/kWh
50
48.0
43.6
45
40.2
40
36.5
35
32.1
29.4
30
26.3
25
20.7
19.2
19.8
20
15
10
5
16.1
16.9
15.0
8.8
15.0
8.9
15.0
9.2
7.8
7.1
8.3
9.6
7.2
7.4
22.1
23.6
24.1
19.6
18.8
17.2
25.6
25.7
24.3
16.3
24.5
24.6
16.2
16.1
15.6
8.8
9.0
9.1
9.1
9.1
9.0
8.5
7.2
8.7
7.8
8.6
7.8
8.5
7.9
8.4
8.0
8.4
8.0
2015
2016
Geothermie
2017
0
2009
2010
Biomasse (fest, fl., gasf.)
2011
Wasser
2012
Wind onshore
Wind offshore**
2013
2014
DKG-Gase
Photovoltaik***
Quelle: BDEW
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Runderneuerte Energiewende?
180,000
20,000
160,000
18,000
140,000
16,000
14,000
120,000
12,000
100,000
10,000
80,000
8,000
60,000
6,000
40,000
4,000
20,000
2,000
0
EEG-Auszahlungen*** in Mio. €
EEG-Strommenge in GWh
EEG-Strommengen und EEG-Auszahlungen
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Biomasse
Wasser*
DKG-Gase
Geothermie**
Wind onshore
Wind offshore
Solarenergie
Quelle: BDEW
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Runderneuerte Energiewende?
Wer zahlt das EEG?
Von den Verbrauchern zu tragende Kosten für das EEG 2013: 20,4 Mrd. €
Private Haushalte: 7,2 Mrd. €
Industrie: 6,1 Mrd. €
Industrie,
20,4 Mrd. €
Gewerbe, Handel
etc.:
10,8 Mrd. €
Öffentliche Einrichtungen: 2,4 Mrd. €
Landwirtschaft: 0,5 Mrd. €
Gewerbe, Handel,
Dienstleistungen: 4,0 Mrd. €
Verkehr: 0,2 Mrd. €
Quelle: BDEW
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Entlastung der Industrie vom EEG
Anzahl der Industriebetriebe
Stromverbrauch der Industriebetriebe
Begünstigt durch die besondere Ausgleichsregelung
nach § 41 EEG: gut 2.000 Industriebetriebe
EEG-Umlagenbefreiung
nach §37 EEG
Volle EEG-Umlage:
5,277 ct/kWh
4%
Geminderte
EEG-Umlage
10%/0,5277 ct/kWh
44.865
Geminderte
EEG-Umlage
1%/0,05277 ct/kWh
16%
4%
8%
47%
243,1 TWh
25%
96%
Volle EEG-Umlage:
über 42.865 Industriebetriebe
Begrenzte
EEG-Umlage
0,05 ct/kWh
Quelle: BDEW
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EEG-Subventionen und Ø-EEG-Vergütung
24.00
21.95
22.00
20.00
18.34
18.00
16.35
12.67
14.00
11.27
12.00
10.00
16.74
14.36
16.00
8.50
8.69
9.16
19.03
16.62
14.36
13.18
11.76
10.23
8.91
19.12
15.05
10.78
9.38
9.02
7.88
8.00
5.81
6.00
4.50
3.61
4.00
2.00
1.18
1.58
2000
2001
2.23
2.60
0.00
2002
2003
2004
2005
2006
EEG-Auszahlungen in Mrd. Euro
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
mittlere EEG-Vergütung in Cent/kWh
Quelle: BDEW, eigene Berechnungen
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EEG-Umlage 2012 bis 2014
Quelle: BDEW
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Installierte Leistung und Stromerzeugung
Quelle: BDEW
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Subventionen für Erneuerbare Energien
Quelle: BDEW
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Preisbildung an der Strombörse
Nachfrage
Merit-Order in Deutschland
Öl
Gas
Wind
PV
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Menge
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Strompreise (EEX) vs. EEG-Umlage
Jahr
2006 2007 2008 2009
Lastgewichteter
Day-ahead
Durchschnittspreis
EEG-Umlage
54,46 41,04 69,02 41,36 46,27 53,03 45,12 39,45
0,88
1,02
1,12
1,13
2010 2011 2012 2013
2014
2,047 3,530 3,592 5,277 6,240
Quelle: Monopolkommission
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Weitere Probleme des EEG
• Netzausbaubedarf steigt (Verteilnetze bei Solar und verbrauchsnahen Windrädern, Übertragungsnetze bei Off-Shore-Wind und
On-Shore-Windstrom aus Nord- und Nordostdeutschland).
• Zunehmende Frage nach Sicherstellung der erzeugungsseitigen
Versorgungssicherheit, da grenzkostenlos produzierbarer EEStrom Börsenpreis drückt, so dass Neubau und teilweise auch
Weiterbetrieb konventioneller Kraftwerke zunehmend fraglich wird
 Kapazitätsmechanismen?
• Integrationsfähigkeit der Fördermechanismen im Europäischen
Binnenmarkt (jüngste Vorstöße der Europäischen Kommission)?
• Nota bene: Selbst bei Reform des EEG wird durch die sog.
Netzparität der PV-Ausbau weiter voranschreiten.
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Quelle: Renewables 2012 Global Status Report
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Quelle: Renewables 2012 Global Status Report
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Alternativen zum EEG
1. Abschaffung des EEG – vollständige Marktintegration von EEStrom – unrealistisch.
2. Einheitlicher EEG-Einspeisetarif ohne jede Ausdifferenzierung.
3. Diverse Marktprämienmodelle (technologiespezifisch/-neutral).
4. Ausschreibungsmodell: EE-Kapazitäten werden ausgeschrieben (à la Bestellverkehr bei der Bahn, öffentliche
Ausschreibungen).
5. Quotenmodell: Stromversorger und/oder Netzbetreiber werden
verpflichtet, x % EE-Strom zu vertreiben bzw. aufzunehmen.
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EE-Quotenmodell
Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte
Letztverbraucher (nach schwedischem Vorbild)
 Gesetzgeber macht (a) Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU), (b)
Letztverbrauchern in dem Ausmaß, in dem sie Strom selbst erzeugt,
importiert oder an der Börse bezogen haben, und (c) stromintensiven
Unternehmen Vorgaben über den Anteil an EE-Strom, welche sie im
Jahresdurchschnitt zu beziehen haben (Vorbild: Schweden).
 In dem Ausmaß, wie die in (c) genannten stromintensiven Unternehmen
Strom von EVU beziehen, werden erstere von einer Nachweispflicht befreit
(keine Doppelbelastung).
 Die Erzeuger von EE-Strom erhalten pro 100 kWh erzeugtem grünen Strom
ein Grünstromzertifikat, das handelbar ist.
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EE-Quotenmodell
Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte
Letztverbraucher (Fortsetzung)
 Ab dem 1.1.2015 sollen jährlich bis 2020 als EE-Strom-Zubaurate z
hinzukommen: z=(35-B)/6, wobei B der Anteil an EE-Strom im Jahr 2013
(Bestand) ist (dies lässt sich 2014 ermitteln). Ist also B gleich 26%, dann
wären es z=1,5 Prozentpunkte Zubau pro Jahr.
 Die Pflicht des Nachweises der Grünstromzertifikate liegt vor allem bei
denjenigen, die auf dem Markt für den erstmaligen Absatz von elektrischer
Energie (nicht Endkundenmarkt!) als Nachfrager auftreten.
 Netzanschlusspflicht bleibt erhalten.
 Für alle bis zum 31.12.2014 errichteten Anlagen gilt die jeweils gesetzlich
garantierte Förderung nach EEG weiter (Vertrauensschutz).
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EE-Quotenmodell
Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte
Letztverbraucher (Fortsetzung)
 Um die vorgegeben Quote zu erfüllen, können EVU (z.B. Stadtwerke) selbst
EE-Strom erzeugen, diesen von dritten beziehen oder die Grünstromzertifikate kaufen. Die Vertragsgestaltung zwischen Grünstromerzeugern und
EVU bleibt allein diesen überlassen. EVU können Grünstromzertifikate am
Markt erwerben oder auch selbst Ausschreibungen für Grünstromerzeugung
vornehmen und dort auch garantierte Einspeisevergütungen anbieten oder
diese aushandeln.
 Erreichen die als (a), (b) und (c) genannten die vorgegebene Quote nicht, so
ist eine Pönale In Höhe des 1,5-fachen vom durchschnittlichen
Zertifikatepreis zu entrichten.
 Wird die Quote übertroffen, so ist ein Übertrag in das nächste Jahr und
darüber hinaus möglich. Im umgekehrten Fall eines „Defizits“ bei NichtErreichen der Quote ist hingegen stets die Pönale fällig, eine „Nacherfüllung“
im nächsten Jahr ist nicht möglich.
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EE-Quotenmodell
Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte
Letztverbraucher (Fortsetzung)
 Vorteil 1: EVUs stehen zunehmend im Wettbewerb um Kunden und
haben starke Anreize, die günstigsten Formen der Produktion von
EE-Strom zu kontrahieren (Technologien, Standorte, Anlagengrößen).
 Vorteil 2: Passgenaue Steuerung des Zubaus an EE-Kapazitäten
möglich, damit auch Netzausbaubedarf besser planbar.
 Vorteil 3: Modell ermöglicht Vertragswettbewerb – weniger staatliche
Planung als bei öffentlichen Ausschreibungen.
 Vorteil 4: Binnenmarktfähigkeit.
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Kritik am EE-Quotenmodell
• Fehlende Planungssicherheit führt zu höheren Kapitalkosten bei
Investoren, macht alles daher teurer
A: Das ist eine Frage der Vertragsgestaltung zwischen Stadtwerken und
Investoren – Stadtwerke können 20-Jahres-Verträge machen, wenn das
am günstigsten ist.
• In Großbritannien hat das nicht funktioniert
A:Richtig aufgrund mangelhafter Netzanschlusspflicht und geringen
Pönalen. In Schweden funktioniert es.
• Windenergie in UK ist teurer als in D.
A: Da stimmt wohl, aber in UK müssen Erzeuger auch mehr Kosten tragen
(Regelenergie, Netzgebühren). Zudem ist grüner Strom insgesamt pro
kwh deutlich billiger in UK als bei uns – das ist entscheidend.
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Regionale Umverteilungseffekte 2012
1,500
1,230
1,000
413
408
308
249
229
10
0
-115
-116
-500
-144
-209
-320
-366
-471
-613
-1,000
-1,500
-1,849
-2,000
Nordrhein-Westf.
Hessen
Baden-Württ.
Berlin
Hamburg
Rheinland-Pfalz
Saarland
Sachsen
Bremen
Thüringen
Mecklenbg.-Vorp.
Niedersachsen
Sachsen-Anhalt
Brandenburg
Schleswig-Holst.
-2,500
Bayern
in Mio. Euro
500
Quelle: BDEW
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Weitere wichtige Reformen
• Prioritär: Umgestaltung der Förderung erneuerbarer Energien in
Richtung (a) verpflichtender Direktvermarktung (Preis + X) und (b)
technologieneutraler Förderung.
• Umgestaltung der Struktur der Netznutzungsentgelte und der EEGUmlage hin zu zweiteiliger Struktur aus Grundgebühr und geringerem
variablen Tarif.
• Geographische Differenzierung der Netznutzungsentgelte mit
Beteiligung der Erzeuger (G-Komponente) an den
Netznutzungsentgelten.
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Fazit
• Wenn die Energiewende Vorbildcharakter für andere haben soll, dürfen
die Kosten nicht aus dem Ruder laufen, dann wird das niemand
nachahmen.
• Auch die Akzeptanz in Deutschland selbst ist gefährdet.
• Eine EEG-Reform muss nun dringend angegangen werden. Mehr Markt
und Wettbewerb sind dringendst erforderlich. 80% Planwirtschaft und
20% Restmarkt werden nicht funktionieren.
• Die Monopolkommission und auch der Sachverständigenrat halten jetzt
ein Quotenmodell für das beste. Aber auch andere marktbasierte
Fördermodelle sind besser als das heutige EEG.
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Literaturhinweise
• Haucap, J. & J. Kühling (2013), „Zeit für eine grundlegende Reform der EEG-Förderung: Das
Quotenmodell“, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 63/3, 41-49, online unter: http://www.et-energieonline.de/Zukunftsfragen/tabid/63/NewsId/466/Zeit-fur-eine-grundlegende-Reform-der-EEGForderung-das-Quotenmodell.aspx
• Haucap, J., C. Klein & J. Kühling (2013), Die Marktintegration der Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien: Eine ökonomische und juristische Analyse, Nomos Verlag: Baden-Baden, ISBN: 978-3-84870350-0.
• Haucap, J. & M. Coenen (2011), „Mehr Plan- als Marktwirtschaft in der energiepolitischen Strategie 2020
der Europäischen Kommission“, in: D. Joost, H. Oetker & M. Paschke (Hrsg.), Festschrift für Franz
Jürgen Säcker zum 70. Geburtstag, Verlag C.H. Beck: München, S. 721-736, online unter:
http://ideas.repec.org/p/zbw/diceop/11.html
• Monopolkommission (2013), Wettbewerb in Zeiten der Energiewende, 65. Sondergutachten, September
2013. http://www.monopolkommission.de.
• Haucap, J. & B. Pagel (2013), „Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende: Effizienter
Netzausbau und Struktur der Netznutzungsentgelte“, List Forum für Wirtschafts- und Finanzpolitik 39.
• Kronberger Kreis (2014), Neustart in der Energiepolitik jetzt!, 58. Gutachten, erscheint am 24.3.2014.
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
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