Die vorliegende Studie erörtert verschiedene Instrumente zur Förderung Erneuerbarer Energien. Die wirtschaftspolitische Herangehensweise klärt zunächst die Rahmenbedingungen Erneuerbarer Energien. Dies umfasst die (politische) Legitimation zum Eingriff in den Energiemarkt und betrachtet die technologische Diffusion und Lerneffekte als Bewertungskriterien. Lernkurveneffekte und Innovationsfähigkeit der einzelnen Technologien spielen hierbei eine große Rolle. Im Hauptteil der Arbeit werden die verschiedenen Fördersysteme und ihre Determinanten unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten betrachtet. Empirische Daten und Fakten aus diversen europäischen Ländern werden hier erstmals einbezogen. Die einzelnen Förderinstrumente werden hinsichtlich Ihrer statischen und dynamischen Effizienz betrachtet, um anschließend die Konvergenz der Systeme bzw. Instrumente zu bestimmen. Die Analyse umfasst zusätzlich eine konkrete Verbesserungsempfehlung im Sinne eines ‘best-practice’ in der Anwendung der Fördermöglichkeiten. Zum Schluss wird noch einmal detailliert die Förderung Erneuerbarer Energien in Deutschland und Großbritannien betrachtet. Die Studie liefert eine wirtschaftliche Sichtweise auf die Förderung Erneuerbarer Energien als Beitrag zur Energiewende. Durch die Aktualität der empirischen Daten und der Fokussierung auf Technologie und Lerneffekte werden wichtige Erkenntnisse zur Bewertung der energiewirtschaftlichen Lage gewonnen.

Textprobe: Kapitel 3.1, Einspeisevergütungsmodelle: Einspeisevergütungsmodelle wurden erstmalig 1988 in Portugal implementiert und sind bis heute das weltweit am häufigsten eingesetzte Förderinstrument zur Erhöhung des Anteils EE. Bereits 21 der EU27 Länder nutzen Einspeisevergütungsmodelle bzw. Prämienmodelle als hauptsächliches Förderinstrument. Der REN21-Report zeigt auf, dass weltweit mindestens 50 Länder und 25 Provinzen/(Bundes-)staaten diese Form der Förderung nutzen. Dabei hat die Anzahl der Länder mit dieser Förderung in den letzten zehn Jahren stark zugenommen und allein 2005 implementierten nahezu die Hälfte dieses Fördersystem. 3.1.1, Funktionsweise und Ausgestaltungsmerkmale: Einspeisevergütungsmodelle zeichnen sich durch einen vom Regulierer festgelegten, exogenen Preis für EE-Strom aus, der zu einer endogen durch den Markt gebildeten, bestimmten Menge an EE-Strom führt. Die Funktionsweise dieses Förderinstrumentes lässt sich durch zwei Kernelemente beschreiben: Zum einen besteht eine gesetzliche Abnahmepflicht zum Kauf des EE-Stroms durch die Energieversorgungsunternehmen (EVU) und zum anderen erhält der EE-Erzeuger eine fixierte Vergütung pro kWh generierte Leistung. Die Einspeisevergütungen funktionieren dabei wie eine Subvention an die Hersteller von EE. Canton/Lindén sehen jedoch einen Unterschied zu anderen Subventionen, da hier keine Finanzierung durch den Staat vorliegt, sondern die Kosten durch das EVU als zusätzlicher Aufschlag auf den Marktpreis konventioneller Energie getragen werden. Da die Vergütung je nach Technologie über dem Großhandelspreis konventionell erzeugter Energie liegt, stellt diese eine zumindest indirekte Subvention von EET dar, von der sowohl Hersteller als auch Betreiber von EE-Anlagen profitieren. Neben der Abnahme- und Vergütungspflicht als gemeinsames Merkmal gibt es jedoch eine Vielzahl von Ausgestaltungsmerkmalen und Kombinationsmöglichkeiten, vor allem mit zusätzlichen Inputinstrumenten. Generell kann unterschieden werden zwischen einer fixierten Vergütung und einer Prämienvergütung, die im nächsten Abschnitt kurz erläutert werden soll. Prämienmodell: Im Gegensatz zu Einspeisevergütungsmodellen mit fixierten Vergütungen pro kWh, erhalten Erzeuger in einem Prämienmodell einen Aufschlag, der sich am Marktpreis orientiert. Die Höhe dieses Aufschlags wird technologiespezifisch festgelegt und weist damit eine ähnliche Förderung von EE-Strom auf. Der wesentliche Unterschied besteht jedoch in der Nutzung des Strommarktes als Bezugsrahmen. Die geleisteten Vergütungen an die EE-Erzeuger sind also garantiert, allerdings ergibt sich je nach Fluktuation des aktuellen Strompreises eine unterschiedliche Förderungshöhe. Durch diese Ausgestaltung wird sowohl eine Kompensation der höheren Erzeugungskosten der EE-Erzeuger, als auch eine wettbewerbliche Komponente durch die erhöhte Konkurrenz zu konventionellen Energieerzeugern geschaffen. Um die Erzeuger dennoch nicht zu hohen Volatilitäten auszusetzen, können Unter- bzw. Obergrenzen der Vergütungshöhe implementiert werden. Die Ausgestaltung als ‘cap and floor’ System begrenzt die Kosten für die Konsumenten, die Risiken für Investoren und trägt dazu bei ‘to combine all major advantages of feed-in systems with a higher demand orientation of RES generation and the need for a higher market compatibility of renewable generation’. Prämienmodelle wurden erstmalig 1999 in Spanien eingeführt und werden heute auch in Dänemark (für Onshore-WKA), den Niederlanden, Tschechien, Estland sowie Slowenien eingesetzt. Ausgestaltungsvarianten: (1), Ausgestaltung der Vergütung: Dieses maßgebliche Instrumentarium lässt sich wiederum unterscheiden in die Förderungshöchstdauer, die Höhe der Vergütung und die herangezogene Berechnungsgrundlage. Die Dauer der Vergütung kann dabei (vor allem differenziert nach Technologieart) sehr stark variieren. Busch zeigt in einem Überblick über die konkrete Ausgestaltung der Fördersysteme für manche Länder wie Portugal, Lettland und Schweden eine geringe Förderungsdauer von 5-8 Jahren. Diese Zahlen zeigen jedoch die Förderungsdauer basierend auf Gesetzesvorlagen von 1988–2000. Aktuellere Studien von Klein et al. verdeutlichen, dass die Dauer in neueren Gesetzen zur Förderung von EE deutlich erhöht wurde und teilweise kein Förderende mehr fixiert wird. Anhand dieser Erhebung lässt sich schließen, dass die Vergütungsdauer meist 10-20 Jahre beträgt und somit eine ausreichende Planungs- und Investitionssicherheit für EE-Projekte bietet. Die Höhe der Vergütungstarife, die Bemessungsgrundlage und die technologiespezifische Förderung sind in Einspeisemodellen eng miteinander verknüpft. Bliem attestiert, dass die Höhe davon abhängig gemacht wird, ‘welche relativen Prioritäten EET in der Politik eines Landes genießen und wie stark sich eine Energieform am Marktplatz von selbst behaupten kann.’ Zur Evaluierung einer adäquaten Förderungshöhe werden verschiedene Konzepte vorgeschlagen. Neben dem Einbezug von vermiedenen externen Kosten im Vergleich zur konventionellen Energieerzeugung, wird vor allem die Berechnung der Vergütungshöhe durch die erforderlichen Stromgestehungskosten zur EE-Erzeugung veranschlagt. Eine große Anzahl der EU27-Länder, die Einspeisevergütungen eingeführt haben, berechnen die Vergütungshöhe anhand der Erzeugungskosten der EE. Die am häufigsten genannten Vergütungsdeterminanten in diesem Zusammenhang sind die Anlagenkosten (bspw. für Errichtung, Wartung und Standort), Kapitalkosten (Finanzierungsbedingungen), eine kalkulierte Gewinnmarge für die Investoren und weitere Kosten wie etwa für Kraftstoffe bei der Gewinnung von Biomasse. Klein et al. zeigen am Beispiel von Portugal, dass man diese Berechnungsgrundlagen kombinieren kann und sich weitere Komponenten etwa hinsichtlich der Stromproduktion zu einer gewissen Tageszeit, zur Berechnung des Vergütungssatzes heranziehen lassen. Mit diesen Abgrenzungskriterien wird auch implizit eine Differenzierung nach verschiedenen EET vorgenommen, da hier unterschiedliche Material-, Planungs- oder auch Betriebskosten entstehen. Auch die bereits angesprochene Wettbewerbsfähigkeit und damit die Beachtung der Preise von projektierten Anlagen, spielen bei der Berechnung eine Rolle. Dadurch erhalten relativ teure Anlagen eine höhere Förderung als günstigere Anlagen zur Energiegewinnung. Letztendlich ist die Höhe der Vergütung jedoch Teil eines politischen Prozesses und bereits Espey kritisiert, dass die Vergütungshöhe der einzelnen Technologien nicht die ‘tatsächliche Wirtschaftlichkeitsschwelle widerspiegeln muss.’ Eine genauere Analyse der Wirkungen auf statische und dynamische Effizienz und der Einbezug von Lerneffekten und Lerninvestitionen beim Ausbau verschiedener Technologien werden, daher in den nächsten Abschnitten im Rahmen eines Einspeisevergütungsmodells näher betrachtet werden müssen. (2), Stufentarife: In Stufentarifen kann die Vergütung zwischen einzelnen EET (Wind vs. Solar) und innerhalb der EET (Offshore-, vs. Onshore-Windkraft) variieren. Die Vergütungshöhe innerhalb der Technologien kann nach Standort, installierter Leistungskapazität und bei Biomasse und Biogas auch nach den Kraftstoffkosten ausgerichtet werden. Um sogenannte ‘Windfall Profits’, also zusätzliche Gewinne die bspw. durch die Ausnutzung der Vergütungen an guten Windstandorten anfallen, können Tarife auch gesenkt werden, wenn ein Leistungs- oder Referenzwert an bestimmten Standorten unter- bzw. überschritten wird. Mit der Unterscheidung nach Leistungskapazität sollen die unterschiedlichen Erzeugungskosten der heterogenen EET beachtet werden. Das Ziel besteht in der Minimierung eines ‘risk of overcompensating plants with efficient technologies or scale (excessive rents) and to reduce the cost of support or burden for consumers’. (3), Tarifdegression: Ein letztes Ausgestaltungskriterium ist die Tarifdegression, die eine meist jährliche prozentuale Absenkung der Vergütung für einzelne EET vorsieht. Diese Form der Ausgestaltung soll durch eine (drohende) Absenkung der Vergütung zu einer Stimulierung der Innovationsanreize und Kostensenkungen beitragen und zudem ebenfalls eine Überkompensation der EET verhindern. Die Degressionsrate kann dabei periodisch evaluiert und ex-ante festgelegt werden oder sich nach der installierten Kapazität richten. (4), Mengenbeschränkungen in Einspeisevergütungssystemen: Um ausufernde Kosten zu ‘deckeln’, können Obergrenzen eingeführt werden durch die der Zubau an EET besser kontrolliert und damit auch die Kosten besser eingeschätzt werden können. Eine weitere Option ist die Einführung von Wachstumskorridoren, die eine automatische Absenkung der Vergütung je nach Ausbaugrad vorsehen. (5), Zwischenfazit: Die meisten Länder nutzen fixierte Vergütungsmodelle, die eine Differenzierung nach Technologie und/oder installierter Leistung vorsehen und dabei die hohen Stromgestehungskosten von EET durch die Förderung ausgleichen sollen. Lediglich Deutschland, Italien und Frankreich haben Degressionssätze in ihren Systemen verankert, was auf eine sehr geringe Ausbreitung dieses Charakteristikums schließen lässt. Prämienmodelle, die eine marktliche Komponente einfügen und Mengenbeschränkungen die den Zubau steuern stellen eine Art ‘hybrides System’ dar, was auf eine Konvergenz der Instrumente schließen lässt.

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Edwin Orendi, Diplom Volkswirt, wurde 1984 in Agnetheln/Rumänien geboren. Sein Studium der Volkswirtschaftslehre an der Philipps-Universität Marburg schloss der Autor im Jahre 2011 erfolgreich ab. Bereits während des Studiums verfolgte er ein großes Interesse an ökologischen Themen in Verbindung mit ökonomischen Fragestellungen. Die faszinierende Dynamik der Energiewirtschaft und die politischen Maßnahmen zur Förderung Erneuerbarer Energien motivierten ihn, sich diesem Themenkomplex zu widmen. Heute arbeitet der Autor bei einem renommierten Energieunternehmen.