Stellungnahme zum Regierungsentwurf zur EEG-Novelle in Orientierung am Koalitionsvertrag

Am 8. Mai wurde der Regierungsentwurf (RegE) zur Fortentwicklung des Ausbaus Erneuerbarer Energien (EE) im Stromsektor in den Bundestag eingebracht, der Ende Juni zur Abstimmung steht.

Bereits der Koalitionsvertrag (KoaV) als auch die nachfolgenden Eckpunkte und Gesetzesentwürfe, bis hin zum nun vorliegenden RegE zur Novelle des EEG sind geprägt von der Vorgabe, Kosten zu senken und die EE besser in den Markt zu integrieren. KoaV und Eckpunktepapier spiegeln damit die öffentliche energiepolitische Diskussion des letzten Jahres, insbesondere den Monaten vor der Wahl, die im Schwerpunkt auf die Bezahlbarkeit der Energiewende fokussiert war.   

Selbst wenn die Energiewende offen kaum noch direkt in Frage gestellt wird und nach wie vor die Mehrheit der Bevölkerung von dem weiteren Ausbaubedarf Erneuerbarer Energien überzeugt ist, kann dies nicht über den Umstand hinwegtäuschen, dass mit einem Zuwachs immer kostengünstiger werdender regenerativer Energiegewinnungsmöglichkeiten und zunehmenden Überkapazitäten auch die Rentabilität von Atom- und Kohleverstromung sinkt. Daraus resultieren sich zuspitzende Interessenskonflikte.

Offenkundig wurde dies nach der gescheiterten Laufzeitverlängerung durch zunehmende Stimmen, die auf eine Verlangsamung des Ausbaus Erneuerbarer Energien bzw. deren Ausbremsen zielten. Dies bewiesen ganzseitige Anzeigen, etwa der „Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft“, worin unter der Vorgabe für bezahlbare Energie einzutreten - im Kleingedruckten - die Abschaffung des EEGs gefordert wurde. In politische Umsetzungsschritte transformiert entstanden auf diesem Weg Forderungen, den Ausbau Erneuerbarer Energien „planbarer“ und „mit Augenmaß“ sowie „bezahlbar“ zu gestalten, die „Kostendynamik“ ausweislich der EEG-Umlage „zu durchbrechen“ oder „mehr Markt“ für die Erneuerbaren Energien zu schaffen.

Da steigende Energiepreise vor dem Hintergrund unabdingbarer Abhängigkeit von Energie im täglichen Leben uns Sozialdemokraten zuvorderst ansprechen, wurde die SPD unfreiwillig ein zentraler Adressat für die Forderung einzugrenzender Energiekosten. Die Kostendebatte fand einen medial willkommenen Anknüpfungspunkt in der EEG-Umlage, die – anders als viele andere Kostenfaktoren – auf der Stromrechnung und damit in der breiten Bevölkerung ausgewiesen wird. Hierdurch wurde kampagnenbehaftet die EEG-Umlage und damit der Ausbau Erneuerbarer Energien zum zentralen Kostentreiber erklärt, um letztlich die Bezahlbarkeit der Energiewende in Frage zu stellen.

Es bedarf einer öffentlichen Diskussion über die tatsächlichen Kostenfaktoren von Energie und deren umfassenden Wert. Neben Importabhängigkeit, sich verknappenden Ressourcen und Folgeschäden sowie Endlagerkosten, Kostenfaktoren, die fast ausschließlich bei fossil-atomarer Energiegewinnung auftreten, ist hierbei auch der gesellschaftliche Gewinn, der mit einer dezentralen Akteursvielfalt vor Ort Wertschöpfung entstehen lässt, einzubeziehen.

Dezentrale regenerative Energiegewinnung vermittelt darüber hinaus einen umgangsbezogenen Wert von Energie: Energieeffizienz und Energieeinsparung setzen ein Energie-Wertebewusstsein voraus, das leichter bei „energiemündigen“ Bürgerinnen und Bürgern entsteht, die zu den Akteuren der Energiewende zählen. Ein entsprechendes Bewusstsein verlangt nach Einbindung in eine auch systemisch-strukturelle Energiewende statt Abhängigkeit von zentralisierten und gleichermaßen entfernten Energiegewinnungsformen.

Im Folgenden wird auf ausgewählte Fragestellungen des RegE im Verhältnis zum Koalitionsvertrag und zu weiteren Rahmenbedingungen eingegangen. Anschließend werden weitere Handlungsoptionen genannt.

 

I. Instrumente der Mengensteuerung verfehlen Energiewende-Ziele

Der Koalitionsvertrag sieht mit einem bis 2025 angesetzten Ausbaupfad für Strom aus EE von 40 bis 45 % am deutschen Bruttostromverbrauch erstmals eine Maximalausbaugrenze vor. Anders das geltende EEG (Ausbau von mindestens 35 % bis 2020) oder die gegenüber der EU eingegangene Verpflichtung Deutschlands, bis 2020 einen Anteil von mindestens 18 % Erneuerbare Energien am Gesamtenergieverbrauch zu erreichen.

Das SPD-Regierungsprogramm zur Bundestagswahl 2013 sah ebenfalls keine Ausbauobergrenzen vor. Bis zum Jahr 2020 sollte danach im Stromsektor ein Ausbau Erneuerbarer Energien von 40 bis 45 % erreicht werden. Dies entspricht den Zielen nach einer langfristig sauberen, bezahlbaren und sicheren Energieversorgung. Die sich verknappenden fossilen und großenteils zu importierenden Ressourcen sowie mit ihrem Verbrauch verknüpfte massive Folgelasten können diese Ziele nicht gewährleisten. Der beschleunigte Umstieg auf EE ist somit für einen (weltweit) gerechten sowie umwelt-, gesundheits- und klimaverträglichen Energie-Zugang unerlässlich.

Der Regierungsentwurf (RegE) sieht unter Bezugnahme auf den Ausbaupfad eine lineare Steuerung des Ausbaus Erneuerbarer Energien mit jährlich festgesetzten Ausbaumengen vor und spätestens 2017 Ausschreibungen. Die Umstellung auf Ausschreibungen zielt auf eine Abschaffung des EEGs. Mit Ausschreibungen, sowie dem nun auch für Wind Onshore (vormals bereits für Photovoltaik) vorgesehenen sog. atmenden Deckel soll der Ausbau Erneuerbarer Energien technologiespezifisch mengengesteuert werden.

 

1. „Atmende Deckel“ für Wind Onshore vermittelt Planwirtschaft und Verunsicherung

Der atmende Deckel verursacht ein automatisches Absinken der EEG-Vergütungssätze bei Überschreitung der Ausbaumenge und eine Hochsetzung der EEG-Vergütungssätze bei Unterschreitung (§ 28 RegE). Dies führt bei Planungs- und Realisierungszeiträumen von drei bis fünf Jahren - zumal in Berechnungszeiträumen von vier Monaten - zu Unsicherheiten bei der Refinanzierung und zu Risikoaufschlägen.

Es kann heute nicht vorausgesehen werden, wie sich die jeweiligen Technologien in den Folgejahren entwickeln. Den Erfahrungen nach werden nicht alle Technologien gleichermaßen plangemäß ausgebaut. Eine Ausbauunterschreitung einer Technologie könnte somit durch eine Ausbauüberschreitung einer anderen ausgeglichen werden.

Eine Begrenzung des Ausbaus der heute bereits günstigsten und umweltfreundlichsten Energiegewinnungsform Wind Onshore vermag zudem nicht die viel diskutierte Kostendynamik zu durchbrechen. Selbst ein „ungebremster“ Ausbau von Wind Onshore, der sich aufgrund bestimmter Beschränkungen (ausgewiesene Vorrangflächen, Kräne) im Durchschnitt bei 4,5 oder 5 GW einpendeln dürfte, verursacht eine EEG-Umlageerhöhung von lediglich 0,2-0,3 Cent/kWh. Unbestreitbar sind einige EE bereits heute die kostengünstigste Form der Energiegewinnung, erst recht unter Einrechnung der Folgekosten von fossil-atomaren Energien. Neue Windkraftanlagen an guten Standorten sind hinsichtlich der Stromgestehungskosten schon heute günstiger als neue Gas- oder Kohlekraftwerke.

  • Eine lineare Steuerung in Form von jährlichen technologiespezifischen Ausbaumengen ist ökonomisch weder sinnvoll noch für den Technologiestandort und das Erreichen der Ausbauziele zuträglich.

Die ohnehin gesetzlich degressiv ausgestalteten, mithin kontinuierlich absinkenden Vergütungssätze ermöglichen eine hinreichende Kostenbegrenzung. Ein fortlaufendes Monitoring bietet für die kommenden Jahre ausreichend Gewähr zur Einhaltung des Ausbaupfades gemäß KoaV.

Darüber hinaus gilt es zu evaluieren, ob eine Maximalausbaubegrenzung, wie sie der KoaV vorsieht, mit dem EU-Ausbauziel (vgl. oben) und weiteren Klimaschutzzielen vereinbar ist.

 

2. EEG erhalten – Ausschreibung auf Pilotprojekt beschränken!

Im KoaV wurde vereinbart, dass im Vorfeld einer eventuellen Einführung von Ausschreibungsmodellen diese zuerst in einem Marktsegment der Photovoltaik (Freiflächen) erprobt werden. Erst ab 2018 und nur im Fall einer positiv ausfallenden Evaluierung wären Ausschreibungen ab 2018 auf alle EE auszuweiten. Dabei müssten sich Ausschreibungen sowohl in Fragen der Kosteneffizienz als auch dem Erreichen der Ausbauziele als gegenüber Einspeisetarifen überlegen erweisen. Europäische und internationale Erfahrungen mit Ausschreibungsmodellen für EE zeigten bisher, dass nur ein Bruchteil der ausgeschriebenen Mengen realisiert wurde und diese dann auch überteuert vergütet wurden – aus diesen Gründen hat z.B. Großbritannien in den 90er Jahren sein Ausschreibungsmodell abgeschafft. Selbst neoliberale Wirtschaftswissenschaftler warnen davor, dass der administrative Aufwand für Ausschreibungen unterschätzt wird. Befürworter von Ausschreibungsmodellen argumentieren auf einer abstrakt-theoretischen Ebene, ohne Bezugnahme auf Erfahrungen oder Berücksichtigung der Akteursebene. Es gibt auch keine Vorarbeiten dazu, wie und ob bei einem Ausschreibungsmodell die bisherige Akteursvielfalt der Energiewende in Deutschland erhalten bleiben kann.

Mit der Einführung von Ausschreibungen für EE ab 2017 würde der erfolgreiche Weg einer dezentralen, zu großen Teilen auf Bürgerinnen und Bürgern ruhenden Energiewende verlassen. Die mit Ausschreibungen verbundene direkte Mengensteuerung vermittelt Unplanbarkeit und Verunsicherung (und damit verbundene Risikoaufschläge bei der Finanzierung von EE-Projekten), womit zahlreiche Energiegenossenschaften und mittelständische Unternehmen aus der Energiewende herausgedrängt werden. Der Umstieg auf EE wird hiermit gebremst. Die Akzeptanz vor Ort wird erschwert.

Die Einführung von Ausschreibungen ab 2017, zumal ohne die Bedingung, dass sie sich gegenüber Einspeisevergütungen bewähren müssen, stellt systemisch und mit Blick auf die Zielerreichung einen Widerspruch zum Koalitionsvertrag dar.

Der betreffende Auszug aus dem Koalitionsvertrag:

„Darüber hinaus soll ab 2018 die Förderhöhe über Ausschreibungen ermittelt werden, sofern bis dahin in einem Pilotprojekt nachgewiesen werden kann, dass die Ziele der Energiewende auf diesem Wege kostengünstiger erreicht werden können. Um Erfahren mit Ausschreibungsmodellen zu sammeln und ein optimales Ausschreibungsdesign zu entwickeln, wird spätestens 2016 ein Ausschreibungspilotmodell in einer Größenordnung von insgesamt 400 MW für Photovoltaik-Freiflächenanlagen ab einer noch festzulegenden Mindestgröße eingeführt. Wir werden darauf achten, dass bei der Realisierung von Ausschreibungen eine breite Bürgerbeteiligung möglich bleibt.“

  • Es darf keine Vorfestlegung auf Ausschreibungen erfolgen. Insofern ist eine Anpassung an die Vereinbarung aus dem Koalitionsvertrag vorzunehmen: Einführung lediglich eines Pilotprojektes mit anschließender Evaluierung; keine Umstellung auf Ausschreibungen in dieser Legislaturperiode.

 

3. Verpflichtende Direktvermarktung steigert Kosten

Bei der sog. verpflichtenden Direktvermarktung müssen Anlagenbetreiber ihren Strom direkt vermarkten. Dies veranlasst zumeist die Einschaltung eines Händlers. Heute wird die Vermarktung von den Übertragungsnetzbetreibern geleistet. Die Händler übernehmen bei der Direktvermarktung die Verantwortung zur Abnahme des durch sie zu vermarktenden Stroms. Die hierbei entstehenden Vermarktungsrisiken führen zu Risikoaufschlägen, die sich auch auf die Finanzierung auswirken und letztlich zu höheren Kosten für die Stromverbraucher führen.

Um die Mehrkosten in Grenzen zu halten, aber gleichzeitig den Forderungen nach einer stärkeren „Marktintegration" nachzukommen, wurde im KoaV ein Stufenmodell für den schrittweisen Übergang in die verpflichtende Direktvermarktung vereinbart, beginnend mit Neuanlagen ab 5 MW, von der nun mit dem Entwurf zur EEG-Novelle in Form einer nahezu umfassenderen Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung (ab einer Leistung von mehr als 500 kW, als Bagatellgrenze bis Anfang 2017 auf 100 kW abzusenken, § 35 RegE) abgewichen wurde.

Der betreffende Auszug aus dem Koalitionsvertrag:

„(Erneuerbare Energien) sollen perspektivisch ohne Förderung am Markt bestehen. Daher wird die Koalition die Erneuerbaren Energien in den Strommarkt integrieren. Für Erneuerbare Energien wird bei Neuanlagen ab 5 MW eine verpflichtende Direktvermarktung auf Basis der gleitenden Marktprämie eingeführt. Spätestens 2017 soll dies für alle Anlagengrößen gelten. Die Einführung werden wir so gestalten, dass die mit dem EEG bestehende Vielfalt der Akteure erhalten bleibt.“

  • In der EEG-Novelle sollte die im KoaV vorgesehene Stufenfolge wieder aufgegriffen werden, auch um anschließend eine kritische Evaluierung der ersten Schritte zur Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung vornehmen zu können.

 

II. Eigenverbrauchsumlage gerecht und wirtschaftlich ausgestalten     

Sowohl fossiler als auch erneuerbarer Strom, der dem sog. Eigenverbrauch dient, soll zukünftig mit einer EEG-Umlage belegt werden. Damit sollen über die nächsten Jahrzehnte möglichst viele Akteure an der Finanzierung der (teilweise vergangenen) EE-Technologie-Entwicklung und -Verbreitung beteiligt werden. Die im RegE gefundene Differenzierung zwischen fossilem und erneuerbarem Strom bei der Einführung einer solchen Eigenverbrauchsumlage (§ 58 RegE) spiegelt aber nicht die „ökologische Realität“ externer Kosten bei der Energieerzeugung wieder. Dies führt zu einer verdeckten Subventionierung fossiler Energien.

Bei der Umsetzung der im Koalitionsvertrag vorgesehenen Eigenverbrauchsumlage ist sicherzustellen, dass ein weiterer Ausbau der EE über das EEG wirtschaftlich erfolgen kann. Da der Photovoltaik (PV)-Zubau der letzten Jahre wirtschaftlich auf dem Eigenverbrauchsvorteil fußte und nun diese Grundlage verschlechtert wird bzw. wirtschaftlich gesehen teilweise fortfällt, müssen die Vergütungssätze entsprechend angepasst werden. Andernfalls kann die im Koalitionsvertrag vorgegebene Wahrung der Wirtschaftlichkeit nicht gewährleistet werden.

Der betreffende Auszug aus dem Koalitionsvertrag:

„Weiterhin setzen wir uns dafür ein, dass im Grundsatz die gesamte Eigenstromerzeugung an der EEG-Umlage beteiligt wird. So sollen alle neuen Eigenstromerzeuger mit einer Mindestumlage zur Grundfinanzierung des EEG beitragen, wobei wir die Wirtschaftlichkeit insbesondere von KWK-Anlagen und Kuppelgasnutzung wahren werden. Für kleinere Anlagen soll einen Bagatellgrenze eingezogen werden. Vertrauensschutz für bestehende Eigenerzeugung wird gewährleistet.“

  • Es bedarf einer Korrektur an der Belegung des Eigenverbrauchs, die zu keiner Mehrbelastung für regenerative Erzeugung führt und „Kostenwahrheit“ über externe Effekte enthält.
  • Die Vergütungssätze müssen zeitlich und der Höhe nach so angepasst werden, dass trotz Eigenverbrauchsumlage die Wirtschaftlichkeit von PV-Ausbau gewahrt ist.  

 

 

Handlungsbedarf „Energiewende zum Erfolg führen“ (Stromsektor)

 

1. Der Merit-Order-Effekt

Ein wesentlicher Faktor für steigende Haushaltsstrompreise ist der Merit-Order-Effekt: Aufgrund ihrer niedrigen Vorhaltekosten führt ein steigender Anteil Erneuerbarer Energien zu sinkenden Börsenstrompreisen, die grenzkostenorientiert entstehen. Über deren Differenz zu den EEG-Vergütungen steigt die EEG-Umlage.

  • Mit einer Entkoppelung der EEG-Umlage von der Börsenstrompreisentwicklung könnte eine auf sinkende Börsenpreise folgende EEG-Umlageerhöhung vermieden werden.

2. Andersfinanzierung von „Altanlagen“?

Ein wesentlicher Anteil der heutigen EEG-Umlage entsteht mit der über 20 Jahre gesetzlich garantierten Einspeisevergütung und den heute sowie über die nächsten Jahre noch mit zu finanzierenden hohen Anfangsvergütungen für „Altanlagen“. Die Herstellungskosten insbes. im PV-Bereich liegen heute bei weniger als einem Drittel von vor noch wenigen Jahren. Ein Großteil der EEG-Umlage fällt heute somit auf sog. Altanlagen, die Bestandsschutz genießen.

  • Eine diesem Effekt entgegenwirkende Maßnahme bietet eine fondsbasierte Finanzierung der Altanlagen (so auch schon Klaus Töpfer und Ilse Aigner etwas abgewandelt). Mit jährlich ca. 9 Mrd. Euro könnte die EEG-Umlage um ca. 2 Cent/kWh entlastet werden. Ein Abbau klimaschädlicher Subventionen in Höhe von jährlich ca. 52 Mrd. Euro (Berechnung Umweltbundesamt) könnte zur Finanzierung eines solchen Fonds herangezogen werden. Die Sonderbehandlung der Altanlagen über eine solche Steuermittel-Fondsfinanzierung wäre als rückwirkende technologische Anschub-Investition zu begründen bzw. beihilferechtlich zu legitimieren. Konzepte zur Finanzierung eines solchen Fonds gilt es weiter zu entwickeln.

 3. Systemwandel und -Integration bei wachsendenden Anteil Erneuerbarer Energien

Der wachsende Anteil Erneuerbarer Energien, insbesondere Wind und Photovoltaik, sogenannte fluktuierende Energien, verlangen unter Einbindung von Speichermöglichkeiten und KWK nach einer auf die Eigenschaften Erneuerbarer Energien bezogenen Systemtransformation. Systemische Effizienzsteigerungen können u.a. über Lastmanagement und eine stärkere Verknüpfung des Stromsektors mit dem Wärmesektors erschlossen werden.

 4. „Mehr Markt“ für Erneuerbare Energien?

Das Streben nach "mehr Markt" setzt voraus, dass der volkswirtschaftliche Wert von Energie und der jeweiligen Energiegewinnungsformen preislich besser abgebildet wird. Aufgrund des nicht funktionierenden Emissionshandels sind andere Formen der Wiedergabe gemeinwohlbelastender Faktoren (klimaschädliche Emissionen, aber auch andere Schadstoffe, Umwelt- und Gesundheitsbelastungen sowie Ressourcenverbrauch) zu entwickeln. Ansätze liegen in der Einführung einer Verschmutzungssteuer bzw. Entlastungseffekten für "Nicht-Verschmutzung" oder (auf Kohleenergie fokussiert) in einem Kohleausstiegsgesetz.

Es gibt einen gesellschaftlichen Grundkonflikt zwischen dem Streben nach "mehr Markt" bzw. Deregulierung und dem Anspruch nach Versorgungssicherheit. Da die Versorgungssicherheit unter allen Umständen kontinuierlich und möglichst kosteneffizient gewährleistet sein muss, bedeutet eben diese "Garantie", wie sie nur durch entsprechende Lenkungswirkungen zu erzielen ist, ein Minus an Deregulierung bzw. Markt. Anderweitig kann Versorgungssicherheit nicht als öffentlicher (Daseins-)Vorsorgeauftrag wahrgenommen werden. Eine Auflösung des Konflikts kann auch in einem Verständnis von Markt als Ausdruck von „sozial-ökologischer-Marktwirtschaft“ liegen.

 

Nina Scheer, 19. Mai 2014