Transcript Alternativen zum EEG - Universität des Saarlandes

Alternativen zum EEG
Alternativen zum EEG:
Marktprämien, Ausschreibungen und
Quotenmodell
Arbeitskreis Energie der Deutschen Physikalischen Gesellschaft
Bad Honnef, 14. November 2013
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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Alternativen zum EEG
Energiewende 2011
• Moratorium nach dem Reaktorunglück in Fukushima.
• Sofortige Stilllegung von sieben (acht) Kernkraftwerken und
stufenweiser vollständiger Atomausstieg bis 2022.
• Ausbau der erneuerbaren Energien auf 35% des Stromverbrauchs bis
spätestens 2020, sogar auf 80% bis spätestens 2050.
• Energiestrategie 2020 der Europäischen Kommission:
• Reduktion von Treibhausgasemissionen um 20% (gegenüber 1990)
• Ausbau erneuerbarer Energien auf 20% (D: 35% bis 2022),
• Steigerung der Energieeffizienz um 20%.
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Alternativen zum EEG
Quelle: BDEW, eigene Berechnungen
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Alternativen zum EEG
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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Alternativen zum EEG
Förderung erneuerbarer Energien
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Alternativen zum EEG
EEG-Vergütungssätze und Vergütung 2011 in cent/kwh
9,64
Wasserkraft
Spannbreite Inbetriebnahmen
bis 31.12.2011
12,67
3,43
19,15
Biomasse
3,40
durchschnittliche
Vergütung 2011
30,67
(fest, flüssig, gasförmig)
Spannbreite
Inbetriebnahmen 2012
7,36
Deponie-, Klär-,
und Grubengas
11,00
4,04
20,69
Geothermie
7,16
27,00
9,18
Wind onshore*
10,20
5,28
15,00
15,00 15,00
Wind offshore*
Photovoltaik**
9,48
40,16
62,40
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Alternativen zum EEG
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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Alternativen zum EEG
Exkurs: Handel mit CO2-Emissionsrechten
• Umwelt- und Klimaschutz sind „klassische“ Beispiele für ein so
genanntes Marktversagen – ohne staatliche Eingriffe werden nicht die
gesellschaftlich optimalen Ergebnisse erzielt.
• Grund sind sog. Externalitäten, auch externe Effekte genannt.
• Ein externer Effekt entsteht, wenn das Handeln eines Unternehmens
(oder Individuums) jemanden anderen (positiv oder negativ) beeinflusst,
ohne dass letzterer dafür kompensiert wird.
• Bei der Stromerzeugung mit fossilen Brennstoffen werden ohne ein
staatliches Eingreifen die negativen Folgen für den Klimaschutz nicht
hinreichend berücksichtigt. Es bedarf einer staatlichen Korrektur des
Marktes.
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Alternativen zum EEG
Exkurs: Handel mit CO2-Emissionsrechten
• Europäische Kommission gibt (seit 2013) EU-weite Gesamtobergrenze
für CO2-Emissionen vor (zuvor nationale Pläne). Die Obergrenze beträgt
im Jahr 2013 1,97 Mrd. t CO2, nach 2,12 Mrd. t in 2005 und 2,08 Mrd. t
in 2008.
• Die Menge wird danach jährlich um 1,74 Prozent gesenkt, um sie
schließlich im Jahr 2020 auf 1,72 Milliarden t oder 79 % der Emissionen
des Jahres 2005 zu begrenzen.
• Durch die Begrenzung der Menge an CO2, die ausgestoßen werden
darf, ist eine Mengensteuerung möglich.
• Alternative: Preissteuerung, z.B. durch eine CO2-Steuer,
• Problem: Eine CO2-Steuer kann Einsparziele weniger gut steuern und
kann zudem teurer sein als eine Mengensteuerung.
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Exkurs: Handel mit CO2-Emissionsrechten
• Beispiel:
• Zwei Kraftwerke (A und B) stoßen CO2 aus.
• Folgende Kosten fallen bei der Vermeidung von CO2 an:
• Kraftwerk A: 1000t (2000t) weniger kosten 15.000 Euro (35.000 Euro)
• Kraftwerk B: 1000 t (2000t) weniger kosten 25.000 Euro (60.000 Euro)
• Was sollte getan werden?
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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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Entwicklung der EEG-Umlage
Quelle: BDEW
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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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Alternativen zum EEG
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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Alternativen zum EEG
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%
243,1 TWh
47%
25%
96%
Volle EEG-Umlage:
über 42.865 Industriebetriebe
Begrenzte
EEG-Umlage
0,05 ct/kWh
Quelle: BDEW
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Alternativen zum EEG
EEG-Subventionen und Ø-Einspeisetarif
17,9
18
15,8
16
13,9
14
12,3
12
10
8,5
8,7
8,9
9,2
9,3
10
10,9
12,8
11,4
10,5
8,8
7,6
8
5,6
6
4
2
16,4
1,2
1,6
2,2
2,6
3,6
4,4
0
2001
2003
2005
EEG-Vergütungen in Mrd. Euro nach Abzug vNE
2007
2009
2011
mittlere Einspeisevergütung in Cent / kWh
Quelle: BDEW, eigene Berechnungen
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Alternativen zum EEG
EEG-Umlage 2012 und 2013
EEG-Umlage* 2012
EEG-Umlage* 2013
2.5%
1.0%
Sonstige Kosten** 0,091 ct/kWh
0,054 ct/kWh
2,815 ct/kWh
53.4%
Photovoltaik
2,016 ct/kWh
56.1%
Wind onshore
Wind offshore
Biomasse
0,496 ct/kWh
13.8%
0,865 ct/kWh
16.4%
0,038 ct/kWh
1.1%
0,105 ct/kWh
2.0%
(fest, flüssig, gasförmig)
0,908 ct/kWh
25.3%
1,368 ct/kWh
1.2%
0,070 ct/kWh
5,277 ct/kWh
Wasserkraft, DKGGase, Geothermie 0,043 ct/kWh
3,592 ct/kWh
25.9%
1.3%
Quelle: BDEW
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Alternativen zum EEG
Installierte Leistung und Stromerzeugung
16.8%
Photovoltaik
Geothermie
Wind onshore
38.1%
0,02%
0,01%
41.4%
0.5%
45.2%
14.8%
Wind offshore
0.3%
7.2%
Wasserkraft
Biomasse (fest, flüssig, gasf.)
8.7%
DKG-Gase
0.5%
Installierte Leistung
25.8%
0.7%
Stromerzeugung
Quelle: BDEW
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Subventionen für Erneuerbare Energien
Subvention pro MWh in 2013
246 €/MWh
182 €/MWh
126 €/MWh
20 €/MWh
DKG-Gase
30 €/MWh
Wasser
138 €/MWh
121 €/MWh
49 €/MWh
Wind onshore Biomasse
Wind
offshore
Geothermie Photovoltaik
alle EEGAnlagen
Quelle: BDEW
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Alternativen zum EEG
Weitere Förderbestandteile
2012:
11,7 ct/kWh
Offshore-Haftungsumlage (ab 2013)
§ 19 StromNEV-Umlage
KWK-Aufschlag
EEG-Umlage
0.151
0,002
+2,7
ct/kWh
2013:
14,4 ct/kWh
0,250
0.329
0,126
5.277
3.592
Stromsteuer
2.05
Konzessionsabgabe*
1.79
Mehrwertsteuer 19%
4.13
2.05
1.79
4.55
Quelle: EEX
2012
2013
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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Alternativen zum EEG
Strompreise (EEX) vs. EEG-Umlage
Quelle: EEX
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Alternativen zum EEG
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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Alternativen zum EEG
Quelle: Renewables 2012 Global Status Report
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Alternativen zum EEG
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Alternativen zum EEG
Quelle: Renewables 2012 Global Status Report
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Alternativen zum EEG
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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Alternativen zum EEG
Verbesserung des Systems der Einspeisetarife
 Übergang zu einheitlichen Einspeisetarifen für alle Arten von EEStrom, alle Anlagenarten und Anschlusszeitpunkte, z.B. ab 1.1.2014
o ggf. Differenzierung nach fluktuierenden EE (PV, Wind) und nichtfluktuierenden EE (Biomasse, Wasser)
o ggf. geographische Differenzierung nach Verbrauchsnähe (Nord/Süd)
o institutionell: ggf. Festlegung des Tarifs oder der Tarife durch die BNetzA
(Entpolitisierung der Vergütung) am Maßstab der Kosten der effizienten
Leistungsbereitstellung von EE
ABER: Anpassung der Einspeisetarife hat bisher auch nie mit den
Kostensenkungen Schritt halten können. Einspeisetarife sind eine
Stellschraube der Politik.
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Alternativen zum EEG
Ausschreibungsverfahren
a) BNetzA schreibt in jedem Jahr eine bestimmte Zubaumenge an
EE-Anlagen aus, für 20 (?) Jahre fixer Einspeisetarif oder
Investitionskostenzuschuss, der sich aber endogen durch eine
Auktion/Ausschreibung ergibt,
b) Alternativen: Netzbetreiber oder Energieversorger übernehmen
Ausschreibungen
o Verpflichtung für jeden Netzbetreiber (oder Versorger) x Prozent EEStrom aufzunehmen (bzw. zu vertreiben).
Aber: tendenziell noch immer ein planwirtschaftlicher Ansatz,
System der öffentlichen Beschaffung – kein Wettbewerb um ein
effizientes Beschaffungsmanagement / kein Vertragswettbewerb
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Alternativen zum EEG
EE-Quotenmodell
Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte
Letztverbraucher (nach schwedischem Vorbild)
 Gesetzgeber macht (a) Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EltVU), (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 EltVU 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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Alternativen zum EEG
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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Alternativen zum EEG
EE-Quotenmodell
Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte
Letztverbraucher (Fortsetzung)
 Um die vorgegeben Quote zu erfüllen, können EltVU (z.B. Stadtwerke) selbst
EE-Strom erzeugen, diesen von dritten beziehen oder die Grünstromzertifikate kaufen. Die Vertragsgestaltung zwischen Grünstromerzeugern und
EltVU bleibt allein diesen überlassen. EltVU 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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Alternativen zum EEG
EE-Quotenmodell
Quotenvorgabe für Elektrizitätsversorger und bestimmte
Letztverbraucher (Fortsetzung)
 Vorteil 1: EltVUs 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: Selbstverbrauchter Strom kann berücksichtigt werden (Aufkauf der
Grünstromzertifikate).
 Vorteil 5: Untervarianten mit „Teilquoten“ z.B. für PV möglich oder durch
höhere Zuteilungsraten für PV und Off-shore-Wind.
 Vorteil 6: Binnenmarktfähigkeit.
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Alternativen zum EEG
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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Alternativen zum EEG
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
Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
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Alternativen zum EEG
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.
• Eine Reform ist jedoch aufgrund des brachialen Lobbyismus gerade aus
dem Bereich der „guten“ erneuerbaren Energien extrem sehr schwierig.
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37
Alternativen zum EEG
Literaturhinweise
• Haucap, J. & J. Kühling (2013), „Zeit für eine grundlegende Reform der EEGFörderung: Das Quotenmodell“, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 63/3, 41-49,
online unter: http://www.et-energie-online.de/Zukunftsfragen/tabid/63/NewsId/466/Zeit-fur-einegrundlegende-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: 978-3-8487-0350-0.
• Haucap, J. & M. Coenen, „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 2011, 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
Prof. Dr. Justus Haucap, Universität Düsseldorf
Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE)
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Alternativen zum EEG
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Quelle: BDEW, eigene Berechnungen
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Marktmacht auf dem dt.-öster. Strommarkt?
Marktanteile an den installierten Kapazitäten 2012
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Marktmacht auf dem dt.-öster. Strommarkt?
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Börsenpreisentwicklung
ABER: 2012 hatten wir noch immer Überkapazitäten im deutschen Markt.
Keine Hinweise auf nationale Unterversorgung.
Zu unterscheiden von regionaler Unterversorgung aufgrund von
regionalen Netzengpässen.
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