Bewertung regulatorischer Maßnahmen der Sektorenkopplung für den Einsatz von Power-to-Heat

Zunächst werden aus der aktuellen Literatur relevante Maßnahmen aufgenommen. Aufgrund der Vielzahl existierender Maßnahmen werden diese anhand folgender Kriterien ausgewählt: Solche, die (a) eine positive ökonomische Auswirkung auf PtH-Anlagen erwarten lassen und entweder (b) kurzfristig bis mittelfristig umsetzbar erscheinen, oder (c) aktuell besonders im Gespräch sind (d. h. in mindestens zwei der analysierten Studien genannt wurden) sowie (d) deren rechtliche Einführung prinzipiell möglich scheint.

In einem zweiten Schritt werden einzelne Maßnahmen für eine spezifischere Evaluation ausgewählt. Hierzu werden die Maßnahmen qualitativ hinsichtlich der Höhe des zu erwartenden (positiven) Einflusses auf die Wirtschaftlichkeit von PtH-Geschäftsmodellen (PtH-GM), sowie der (notwendigen) regulatorischen Eingriffstiefe¹ paarweise miteinander verglichen und eine Null-Eins-Metrik angewandt. Eine Maßnahme wird dabei hinsichtlich der Eingriffstiefe mit eins bewertet, wenn eine größere regulatorische Eingriffstiefe vorliegt, als bei der Vergleichsmaßnahme (0,5 bei gleicher und 0 bei geringerer). Dies bedeutet, dass mehr bzw. weiterführende Gesetzesänderungen notwendig sind und/oder mehr Stakeholder in den Prozess einzubeziehen sind. Hinsichtlich der Höhe des zu erwartenden Einflusses auf die Wirtschaftlichkeit von PtH-GM wird eine Abschätzung vorgenommen, wie groß die zu erwartenden ökonomischen Vorteile einer Maßnahme gegenüber einer anderen sind. Hierbei wird im paarweisen Vergleich die Maßnahmen mit eins bewertet, die relativ die größere Erlöserhöhung erwarten lässt.

Im Anschluss werden die Ergebnisse des paarweisen Vergleichs in eine Matrix überführt. So können die Maßnahmen identifiziert werden, welche überdurchschnittliche ökonomische Ergebnisse erwarten lassen und gleichzeitig der Aufwand für die Einführung abgeschätzt werden, welcher als zusätzliches Auswahlkriterium bei gleich wirkenden Maßnahmen genutzt wird. Um eine eindeutige Aussage hinsichtlich der Ursache-Wirkungs-Relation zu gewährleisten, wird die Auswahl dabei auf solche Maßnahmen eingeschränkt, welche durch einen spezifischen Eingriff wirken, also keine Kombination von Maßnahmen darstellen.

In der ersten Stufe der Maßnahmenauswahl werden 21 regulatorische Maßnahmen aus der einschlägigen Literatur übernommen, welche in Tab. 1 aufgelistet sind. Hierbei ist einerseits eine Kurzangabe hinsichtlich des Zieles der Maßnahme und eine Beschreibung gegeben. Darüber hinaus ist vermerkt, ob eine Umsetzung kurz- (k) oder mittelfristig (m) möglich erscheint.

Prinzipiell kann zwischen solchen Maßnahmen unterschieden werden, die auf eine Veränderung von Steuern, Abgaben oder Umlagen zielen, sei es eine Reduktion (3–7, 10–12, 16) oder Dynamisierung (1, 2, 15, 20) und solchen, die auf einen Zuschuss zur Investition zielen (8, 9). Ferner betreffen zwei Maßnahmen (13, 14) eine Anpassung der Rechtsnormen hinsichtlich der Anerkennung der Produkteigenschaften als Erneuerbare Wärme. Vier Maßnahmen (17–19, 21) grenzen sich insofern ab, als dass diese die (breite) Einführung einer neuen Zahlung fordern. Zwei davon zielen dabei auf die Einführung einer sektorenübergreifenden CO₂-Abgabe, wobei diese einerseits als Ergänzung, andererseits als Ersatz der bestehenden Steuern, Abgaben, Umlagen und Entgelte (SAUE) aufgefasst wird. Ein weiterer Ansatz stellt das Ziel der Einführung einer „Energiewendeumlage“ dar, welche sämtliche Förderung von Erneuerbaren Energien in allen Sektoren zusammen gegenfinanzieren soll, ein andere die Überführung der Netzentgelte in eine Infrastrukturabgabe.

Der paarweise Vergleich der Maßnahmen hinsichtlich ihres zu erwartenden ökonomischen Einflusses auf PtH-Geschäftsmodelle, sowie der regulatorischen Eingriffstiefe (siehe Abb. 1) zeigt, dass besonders neue Zahlungen im Sinne einer sektorenübergreifenden CO₂-Bepreisung (18 und 19) ökonomisch interessant zu bewerten sind. Dies begründet sich durch den Ausgleich von Kostennachteilen gegenüber anderen (CO₂ intensiveren) Technologien, welche durch externe Kosten induziert werden. Auf die CO₂-preisbasierten Maßnahmen folgt aus ökonomischer Sicht die Reduktion der EEG-Umlage (4), sowie die Einführung einer sektorenübergreifenden EE-Abgabe (20). Erstere ist hier leicht besser zu bewerten, da es sich ausschließlich um die Wälzung der EEG-Kosten handelt, während im zweiten Fall (20) möglicherweise weitere Kosten gewälzt werden müssen und somit die spezifischen SAUE für die PtH-Anlage höher liegen können als im ersten Fall (4). Überdurchschnittliche positive Auswirkungen auf die PtH-GM lässt sich ebenfalls von den Maßnahmen 1 und 2 erwarten, wobei die Höhe von den Vollbenutzungsstunden abhängig ist. Etwas geringere allerdings untereinander vergleichbare ökonomische Verbesserungen für PtH-GM sollten weiterhin die Maßnahmen 12, 3 und 21 erreichen, wobei sich die regulatorische Eingriffstiefe zwischen ihnen deutlich unterscheidet.

Da Maßnahme 19, wie auch Maßnahme 20, als Kombination verschiedener einzelner Maßnahmen aufzufassen ist, werden diese nicht weiter betrachtet (siehe Abschn. 3.1). Auch wenn bei Maßnahme 18 eine hohe regulatorische Eingriffstiefe zu erwarten ist, wird Maßnahme 18 als aussichtsreiche ökonomische Maßnahme übernommen. Gleiches gilt für Maßnahme 4. Da sich Maßnahmen 1 und 2 sehr ähneln, wird aufgrund der geringeren Eingriffstiefe lediglich Maßnahme 1 in der weiteren Analyse inkludiert. Von den Maßnahmen 3, 12 und 21 wird ausschließlich 12 übernommen. Maßnahme 3 wird ausgeschlossen, da mit Maßnahme 4 bereits eine Reduktion der EEG-Umlage analysiert wird, sowie 3 und 12 ähnliche Auswirkungen auf PtH-GM erwarten lassen, wobei 12 die geringere Eingriffstiefe aufweist. Letzteres gilt verstärkt gegenüber Maßnahme 21, wobei zusätzlich Maßnahmen 12 und 21 aus einzelwirtschaftlicher Perspektive die gleiche Auswirkung (NNE-Reduktion) erreichen sollten. Daher wird 21 ausgeschlossen. Die weiteren aufgeführten Maßnahmen werden in der folgenden Analyse nicht betrachtet, da sie entweder ökonomisch unvorteilhafter erscheinen oder zu stark in bestehende Strukturen eingreifen. Insgesamt werden somit Maßnahmen 1, 4, 12 und 18 in die weitere Analyse übernommen.

Insgesamt werden vier Maßnahmen näher untersucht. (a) eine Reduktion der Netzentgelte (Maßnahme 12), (b) eine sektorenübergreifende Wälzung der EEG-Umlage (Maßnahme 4), (c) die Dynamisierung der EEG-Umlage (Maßnahme 1) und abschließend (d) die Einführung einer sektorenübergreifenden CO₂-Bepreisung (Maßnahme 18). Für die weitere Bewertung der Maßnahmen wurde auf die o. g. Literatur zurückgegriffen und die folgenden Ausgestaltungen der Maßnahmen genutzt.

Um den aktuellen Status-quo des Fallbeispiels (und vieler Stadtwerke) aus ökonomischer Sicht möglichst adäquat abzubilden, wird im Folgenden bei der Investitionsrechnung ein Differenzkapitalwert unter Einbezug der Zahlungsströme des bestehenden BHKWs berechnet. Dabei werden sowohl die vermiedenen Kosten für den Erdgaseinsatz als auch die entgangenen Erlöse für den Verkauf des erzeugten Stroms zum Spot-Strompreis berücksichtigt. Weitere Ausgaben für Betrieb und Wartung des BHKWs werden jedoch nicht einbezogen, da diese vermutlich weiterhin anfallen, wenn die Wärmebereitstellung in Stunden, in denen der Betrieb der PtH Anlage sehr teuer ist, durch das BHKW erfolgen soll. Dies stellt für die Investition in eine PtH-Anlage vermutlichen den schlechtesten Fall, für viele Erzeuger allerdings ein durchaus realistisches Szenario, dar. Ferner wird angenommen, dass die Jahresmindestlast des existierenden Fernwärmenetzes stehts über der Wärmeleistung der PtH-Anlage liegt. Daher kann unterstellt werden, dass sie lediglich zu den günstigsten Zeitpunkten und bei voller Leistung betrieben werden kann (vergleiche Drünert et al. 2019).

Um einen besseren Vergleich der verschiedenen Maßnahmen zu ermöglichen, wird zu nächst ein Basisszenario definiert, welches den aktuellen Stand der Regulierung abbildet. Anschließend werden die ausgewählten Maßnahmen hinsichtlich ihrer ökonomischen Auswirkung einzeln analysiert und verglichen. Hierzu werden zunächst durch das power market model energy and resoures (POMMES)³ stündlich aufgelöste Strompreiszeitreihen für den vorgegeben CO₂-Preispfad bereitgestellt. Dabei werden einzelne Stützjahre berechnet und zwischen diesen wird linear interpoliert (siehe Tab. 2). Im Anschluss werden die ermittelten Spot-Strompreise um die relevanten weiteren Strompreisbestandteile für die PtH-Anlage beaufschlagt. Hierbei werden die Abgaben den o. g. Maßnahmen entsprechend angepasst. Abschließend werden Jahresmittelwerte der Strombezugskosten der PtH-Anlagen (in Abhängigkeit der vorgegebenen Anzahl an Vollbenutzungsstunden) errechnet und eine Differenz-Investitionskostenrechnung durchgeführt.

Für das Basisszenario wurde die Entwicklung der EEG-Umlage anhand von Literaturangaben abgeschätzt (Haller 2020). Bei den Netznutzungsentgelten wird der Arbeitspreis der Mittelspannung eines durchschnittlichen deutschen Stadtwerkes unter 2500 h in Höhe von 33,0 €₂₀₁₇/MW_elh verwendet (SWHD Netze GmbH 2017). Darüber hinaus wird zunächst angenommen, dass über den gesamten Investitionszeitraum keine Kosten für CO₂-Emissionen beim Erdgaseinsatz anfallen sowie das die jährliche Betriebszeit 1000 Vollbenutzungsstunden (VBS) beträgt. Alle weiteren technoökonomischen Parameter sind in Tab. 3 dargestellt.

Im Anschluss an den ökonomischen Vergleich der einzelnen Maßnahmen werden in einer Sensitivitätsanalyse für zwei ausgewählte Maßnahmen der Einfluss der Annahmen bezüglich des Zinses, der VBS und der Erdgasbezugskosten (ohne CO₂-Kosten) einzeln untersucht.

Innerhalb der rechtlichen Analyse wird unter anderem die Vereinbarkeit der Maßnahmen mit höherrangigem Recht, also dem Recht der Europäischen Union und dem Verfassungsrecht untersucht. Darüber hinaus wird analysiert, wie komplex die Maßnahmenumsetzung ist, sprich wie umfangreich die Eingriffe in den Rechtsrahmen sind und wessen Gesetzgebungskompetenz berührt ist. Die Analyse begrenzt sich dabei auf die oben ausgewählten Maßnahmen für eine PtH-Anlage im Netz eines Stadtwerkes.

Zur Analyse der Verteilungsgerechtigkeit werden die ausgewählten Maßnahmen qualitativ untereinander verglichen. Die Bewertung erfolgt dabei allgemeingültig aus systemischer Perspektive und nicht spezifisch auf die Situation der PtH-Anlage. Als Bewertungsparameter wird einerseits betrachtet, ob eine Maßnahme zu einer Verschiebung der Zahlung und zusätzlichen Belastung bereits stark belasteter Verbrauchergruppen führt, und ob die Zahlungsanpassung prinzipiell dem Verursachungsprinzip gerecht werden (siehe Agora Energiewende 2017). Erzeugungsseitig können die Maßnahmen indirekt ebenfalls Anpassungswirkungen entfalten, die die Gesamtsystemeffizienz erhöhen können und hinsichtlich der Verteilungswirkung berücksichtigt werden (siehe Ecofys 2014). Hierbei werden die Folgenden Aspekte besonders geprüft:

Negativ wird dabei bewertet, wenn eine Maßnahme bereits stark betroffene Gruppen weiter belastet, d. h. die Verursachungsgerechtigkeit nicht gegeben ist. Positiv wird bewertet, wenn eine Maßnahme Verursachungsgerechtigkeit mit Mehrbelastung verbindet und die Zahlenden durch Verhaltensänderung sich der neuen Situation anpassen können.

Abschließend wird auf Basis der Ergebnisse eine Priorisierung der einzelnen Maßnahmen durchgeführt. Hierzu wird auf die Rangfolge der Maßnahmen je Bewertungsperspektive zurückgegriffen. So ergibt sich die Rangfolge der ökonomischen Analyse anhand der Kapitalwerte der Differenzinvestitionen (Differenz-Kapitalwert). Bei der Analyse aus rechtlicher Perspektive und hinsichtlich der Verteilungsgerechtigkeit wird auf die qualitative Priorisierung der Maßnahmen untereinander zurückgegriffen. Die abschließende Bewertung erfolgt durch den Vergleich der Summe ihrer Rankings.

Abb. 3 stellt die Kapitalstruktur der Differenzinvestition, unter Einbezug des bestehenden BHKWs, für die einzelnen Maßnahmen dar. Es lässt sich feststellen, dass im Basisszenario in keiner einzelnen Periode ein Gewinn durch den Einsatz der PtH-Anlage mit 1000 VBS erzielt werden kann. Das BHKW erreicht hier noch im Jahr 2036 in einer einzelwirtschaftlichen Betrachtung, das heißt unter Einbezug der Fernwärmeerlöse, ein Gewinn in den 1000 günstigsten Stunden. Insgesamt ergibt sich für die Investition in eine PtH-Anlage unter den hier getroffenen Annahmen im Status Quo ein Kapitalwert von rund −16,87 Mio. €₂₀₁₇. Sie ist also aus ökonomischer Sicht höchst unprofitabel.

Bei einer Befreiung des arbeitsbezogenen Netzentgeltes für Stunden mit negativen Strompreisen erzielt die PtH-Anlage ab 2031 einen jährlichen Gewinn. Jedoch führt der erst späte Anstieg negativer Stunden zum Ende der Lebensdauer dazu, dass diese Gewinne aufgrund des Zinseffektes den Kapitalwert mit rund 3 Mio. €₂₀₁₇ nur leicht verbessern. Im Gegensatz dazu führt eine vollständige Befreiung von den Netznutzungsentgelten dazu, dass die Strombezugskosten der PtH-Anlage bereits am Anfang des Investitionszeitraumes stark gesenkt werden. Dadurch wird die Rentabilität der Differenzinvestition im Vergleich zum Status Quo um über 10 Mio. €₂₀₁₇ gesteigert.

Eine breitere Wälzung der EEG-Umlage führt ebenfalls zu einer sofortigen Senkung der Strombezugskosten und somit zu einer Erhöhung der Rentabilität. Dieser Effekt nimmt jedoch vergleichsweise im Zeitverlauf ab, da insgesamt sinkende EEG-Kosten unterstellt werden. Während das Einbeziehen des Wärmesektors dabei die EEG-Umlage stark reduziert und den Kapitalwert um über 6 Mio. €₂₀₁₇ erhöht, fällt der Einfluss des zusätzlichen Einbezugs des Verkehrssektors mit zzgl. 1 Mio. €₂₀₁₇ eher gering aus. Die Dynamisierung der EEG-Umlage ergibt für die 1000 günstigsten Stunden des Jahres im Mittel eine Umlage von rund 18,91 €₂₀₁₇/MW_elh im Jahr 2017, womit sie diese von Anfang an stärker reduziert als bei den vorgestellten Wälzungsoptionen. Darüber hinaus fällt sie über den Analysezeitraum aufgrund sinkender Börsenstrompreise schneller ab, sodass sie im Jahr 2030 bei nur noch rund 3,70 €₂₀₁₇/MW_elh verglichen mit 12,94 €₂₀₁₇/MW_elh bei Wälzung auf Wärme- und Verkehrssektor liegt. Verglichen mit dem Status Quo wird die Investition damit über 9 Mio. €₂₀₁₇ rentabler und somit besser als bei einer breiteren Wälzung der EEG-Umlage.

Im Unterschied zu den anderen Maßnahmen führt die Einführung eines sektorenübergreifenden CO₂-Preises nicht zu einer direkten Steigerung der Rentabilität der PtH-Anlage, sondern zu einer Erhöhung der Opportunitätskosten durch die Verteuerung des Erdgaseinsatzes im BHKW. Darüber hinaus ist deren ökonomische Auswirkung zunächst gering und steigt lediglich im Zeitverlauf immer stärker an. Dies liegt jedoch mitunter auch am gewählten CO₂-Preispfad, welcher anfangs vergleichsweise geringe Preise aufweist und somit den Betrieb des BHKWs zunächst nur langsam verteuert. Jedoch kann bereits ab 2022, bei einem CO₂-Preis von 32,50 €₂₀₁₇/t_CO2, das BHKW bei einer einzelwirtschaftlichen Betrachtung in den 1000 günstigsten Stunden nicht mehr rentabel betrieben werden. Insgesamt ergibt sich damit ein Kapitalwert von rund −6,74 Mio. €₂₀₁₇, wodurch diese aus ökonomischer Perspektive geringfügig schlechter zu bewerten ist als die pauschale Befreiung aller Netzentgelte.

Unter den getroffenen Annahmen ist die Investition in eine PtH-Anlage bei Umsetzung einer einzelnen hier ausgewählten Maßnahme in keinem Fall rentabel. Da solche Maßnahmen, welche unterschiedliche einzelne Kostenbestandteile (NNE, EEG-Umlage, CO₂-Preis) betreffen, jedoch untereinander nicht konkurrieren, kann durch die Umsetzung mehrerer Maßnahmen eine erhebliche Steigerung des Kapitalwertes erreicht und die Investition insgesamt vorteilhaft werden.

Die Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für die Dynamisierung der EEG-Umlage (links) und die Einführung eines sektorenübergreifenden CO₂-Preises (rechts) sind in Abb. 4 dargestellt. In beiden Szenarien führt ein Anstieg der Erdgasbezugskosten (ohne CO₂-Kosten) des BHKWs um 10 % zu einer Verbesserung des Kapitalwertes von rund 1,26 Mio. €₂₀₁₇. Bei einem Anstieg der Erdgasbezugskosten auf ungefähr 34 €₂₀₁₇/MW_thh wird damit die Investition in die PtH-Anlage unter den hier getroffenen Annahmen insgesamt rentabel. Ein Anstieg der Vollbenutzungsstunden führt hingegen zu einem Anstieg der mittleren Strombezugskosten und dadurch zu einer sinkenden Rentabilität. Dabei ist der Kapitalwert bei einer Dynamisierung der EEG-Umlage wesentlich sensitiver, da hier nicht nur der mittlere Spot-Strompreis, sondern auch die EEG-Umlage stark abhängig von den Vollbenutzungsstunden ist. Eine Verdopplung der Anzahl an Vollbenutzungsstunden auf 2000 führt demnach zu einer Senkung des Kapitalwerts um 184 % während dieser sich bei Einführung ersterer Maßnahme nur um 134 % verringert. Im Gegensatz dazu wirkt sich ein Anstieg der kalkulatorischen Verzinsung leicht positiv auf den Kapitalwert bei einer Dynamisierung der EEG-Umlage jedoch nicht bei Einführung eines sektorenübergreifenden CO₂-Preises aus. Dieser Unterschied wird mit Blick auf die Kapitalstruktur der Investitionsalternativen in Abb. 3 ersichtlich, nach der bei letzterer Maßnahme zunächst große Verluste und zum Ende hin große Gewinne erzielt werden, welche jedoch bei höherer Verzinsung stärker diskontiert werden. Bei einer Dynamisierung der EEG-Umlage verbleiben die Gewinne durch den Betrieb der PtH-Anlage bis zum Ende derer Lebensdauer auf niedrigem Niveau, jedoch können die Kosten insbesondere in den ersten Betriebsjahren stark gesenkt werden.

Die rechtliche Analyse konzentriert sich im Folgenden auf die vier oben genannten Maßnahmen. Die Sub-Maßnahmen werden nicht abgegrenzt, da sie rechtlich äquivalent zu bewerten sind.

Eine Erweiterung der Netzentgeltbefreiung, die bisher in § 118 Abs. 6 EnWG eine Rückverstromung voraussetzt, kann durch die Aufnahme eines weiteren Ausnahmetatbestands in § 118 EnWG erfolgen. Im Lichte des Art. 3 Grundgesetz (GG) und dem Verursachungsprinzip des § 21 EnWG für die Netzentgeltberechnung sollte eine technologieneutrale Ausgestaltung der Maßnahme gewählt werden. Aufgrund der europäischen Beihilferegelungen der Art. 107, 108 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) ist die Anknüpfung an Stunden mit negativen Börsenstrompreisen vorzugswürdig. Eine Reduzierung kann gegenüber einer Befreiung leichter gerechtfertigt werden (Europäische Kommission 2018). Wird eine Umlage zum Ausgleich der geringeren Einnahmen erhoben, wie dies bei § 19 Abs. 2 StromNEV der Fall ist, ist eine neuerliche Entscheidung der Europäischen Kommission zur Vereinbarkeit der Regelung mit dem Beihilferecht auf Basis von Art. 107, 108 AEUV zu erwarten. Erforderlich ist ein Bundesgesetz zur Änderung des EnWG. Es ist insofern eine einfache Mehrheit der abgegebenen Stimmen des Bundestages erforderlich, Art. 42 Abs. 2 Satz 1 GG.

Nicht unerhebliche Anpassungen des Rechtsrahmens erforderte eine Dynamisierung der EEG-Umlage. Die konkrete Ausgestaltung muss eine Vereinbarkeit mit den verfassungsrechtlichen Vorgaben gewährleisten. Aufgrund des Gleichheitsgrundsatzes des Art. 3 Abs. 1 GG bedarf eine Ungleichbehandlung wesentlich gleicher Lebenssachverhalte eines einleuchtenden (sachlichen) Grundes (BVerfG 1980, S. 88 f.). Als sachliche Rechtfertigung der im Vergleich höheren EEG-Umlage der unflexiblen Verbraucher kommt die Netz- und Systemdienlichkeit des Anlageneinsatzes zur Integration von Strom aus erneuerbaren Energien in Betracht. Ein aus der unterschiedlichen Höhe der EEG-Umlage resultierender Eingriff in die Berufsfreiheit des Art. 12 GG lässt sich grundsätzlich verfassungsrechtlich rechtfertigen, da hierfür hinreichende Gründe des Allgemeinwohls (BVerfG 1985, S. 196) genügen. Das verfolgte Ziel des Klimaschutzes, das durch die Integration erneuerbarer Energien gefördert werden soll, hat sogar durch Art. 20a GG, dem Schutz der natürlichen Lebensgrundlagen, Verfassungsrang (Scholz in Maunz und Dürig 2020, Art. 20a Rn. 5). Mit Blick auf die Finanzverfassung muss die Ausgestaltung so gewählt werden, dass der Charakter einer Preisregelung zwischen Privatrechtssubjekten erhalten bleibt (Däuper und Lachmann 2018, S. 6). Die Grundstruktur der EEG-Umlage sollte zudem beibehalten werden, um nicht den Tatbestand der Beihilfe zu erfüllen (Art. 107 AEUV). Zu berücksichtigen ist, dass Einnahmen aus der CO₂-Bepreisung ab 2021 zur Reduzierung der EEG-Umlage insgesamt verwendet werden sollen (Bundesregierung 2019b, S. 29), was die Höhe der Umlage künftig reduziert. Angepasst werden müssen § 60 EEG 2017 und im Rahmen der Erneuerbare-Energien-Verordnung (BGBl. 2015 I, S. 146) die Vorschriften zur Ermittlung der EEG-Umlage.

In der Ausgestaltungsvariante der Verbreiterung der Umlagebasis zur Reduzierung der EEG-Umlage im Stromsektor muss gleichfalls ein besonderes Augenmerk auf die Vereinbarkeit mit den Beihilferegelungen des Rechts der Europäischen Union, Art. 107 AEUV und eine mögliche neue Entscheidung der Kommission gelegt werden. Maßgeblich ist, ob es sich trotz der Anpassungen nicht um staatliche oder aus staatlichen Mitteln gewährte Beihilfen handelt. Auch wenn die Zuständigkeit der Übertragungsnetzbetreiber aus § 60 Abs. 1 EEG 2017 für die Umverteilung der Mittel erhalten bleibt, wird eine erheblich größere gesetzliche Steuerungswirkung erzielt, da Mittel sektoren- und energieträgerübergreifend erhoben werden und dem Stromsektor zugutekommen (Däuper und Lachmann 2018, S. 6). Eine Bejahung des Beihilfetatbestands durch die Kommission ist jedenfalls nicht fernliegend. Auf der Ebene der deutschen Verfassung ist zu prüfen, ob es sich bei einer Erweiterung der EEG-Umlage weiterhin um eine Preisregelung zwischen Privatrechtssubjekten und nicht um eine Sonderabgabe handelt. Vorausgesetzt ist, dass – wie dies bei der bestehenden EEG-Umlage vom BGH bejaht wird – keine Aufkommenswirkung zugunsten der öffentlichen Hand besteht (BGH 2014). Formal ist dies anzunehmen, sofern die Mittel nicht über einen Sonderfonds verwaltet werden, sondern ausschließlich Bestandteil von Leistungs‑, Abnahme- und Zahlungsverpflichtungen zwischen Rechtssubjekten des Privatrechts sind (BGH 2014, Rn. 16). Werden in den Sektoren Wärme und Verkehr jedoch fossile Energieträger eingesetzt, besteht zu den Akteuren des Stromsektors gerade kein Vertragsverhältnis, sodass Anhaltspunkte für einen Formmissbrauch zu bejahen sein könnten (Däuper und Lachmann 2018, S. 6 f.). Die verfassungsrechtlichen Anforderungen an eine Sonderabgabe sind jedoch ebenfalls nicht erfüllt. Vorausgesetzt ist, dass die Umlage gruppennützig verwendet wird (BVerfG 2014). Es profitiert von der Umlage ausschließlich der Stromsektor und nicht die ebenfalls umlagebelasteten Verbraucher des Wärme- und Verkehrssektors.

Das Recht der Europäischen Union gewährt den Mitgliedstaaten für die Bepreisung von CO₂ Emissionen einen weiten Gestaltungsspielraum (Erwägungsgrund 23 der Emissionshandelsrichtlinie Europäische Union 2003). Mit dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) ist der Bundesgesetzgeber im Dezember 2019 (BGBl. 2019 I, S. 2728) einen Schritt auf die sektorenübergreifende CO₂-Bepreisung zugegangen und hat in Ergänzung zum europäischen Emissionshandel (EU-ETS) ein nationales Bepreisungssystem für Treibhausgasemissionen aus Brennstoffen vorbereitet. Die Einführung einer Bepreisung muss sich in den engen Rahmen der Finanzverfassung als Teil des Grundgesetzes einpassen. Die Erhebung einer neuen, in der Finanzverfassung nicht vorgesehenen Steuerart bedarf einer Änderung des Grundgesetzes mit einer Zweidrittelmehrheit. Diese Änderung ist bei der Erhebung einer Steuer auf den Ausstoß von CO₂ notwendig, da sich dieses Instrument keiner der in der Finanzverfassung vorgesehenen Steuerarten zuordnen lässt. Eine Ausgestaltung der CO₂-Bepreisung als Vorteilsabschöpfungsabgabe, bedarf lauft BVerfG eines „knapp definierte[n] Gut[s]“, das „mengenmäßig begrenzt“ wird (BVerfG 2018, Rn. 34). Die durch das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) vorgesehenen Zertifikate haben trotz der Bezeichnung als Emissionshandel während einer mehrjährigen Einführungsphase keinen Cap, also keine verbindliche Emissionsobergrenze. Daher hat die im BEHG vorgesehene Bepreisung starke Elemente einer Steuer und wirkt zunächst vergleichbar. Dies wirft Fragen der Verfassungskonformität des gewählten Instruments auf, das als einfaches Parlamentsgesetz verabschiedet wurde. Den verfassungsrechtlichen Bedenken kann allenfalls damit begegnet werden, dass es zur Einführung eines Caps einer Übergangszeit bedarf, wobei diese dann wohl kürzer sein müsste als die derzeit im BEHG vorgesehene. Positiv zu bewerten ist, dass perspektivisch die Möglichkeit bestehen, den nationalen und den europäischen Emissionshandel zusammenzuführen. Als Steuer ließe sich die Bepreisung ohne die Notwendigkeit einer Änderung der Finanzverfassung mittels eines einfachen Parlamentsgesetzes ausgestalten, indem die bestehenden Energiesteuern (Verbrauchssteuer) anhand des CO₂-Gehalts des Energieträgers gewichtet werden (IKEM und Rodi 2019).

Die Verteilungsgerechtigkeit der Maßnahmen ist sehr unterschiedlich zu bewerten. So führt eine Minderung der Netzentgelte für die PtH-Anlage dazu, dass diejenigen Verbraucher, die bereits anteilig die höchste Last tragen, weitere Zahlungen übernehmen müssen. Dieses gilt für die komplett Befreiung von den Netzentgelten mehr als für die Anteilige, da die Gesamtsumme höher ist. Eine Veränderung auf Erzeugungsseite ist nicht zu erwarten. Ebenso ist in beiden Fällen eine Verursachungsgerechtigkeit für die Mehrbelastung, speziell im pauschalen Fall nicht zu identifizieren.

Die Wälzung der EEG-Umlage auf weitere Sektoren führt zunächst zu einer Reduktion der strombezogenen EEG-Umlage und einer Entlastung aller Stromverbraucher. Durch die Vergünstigung des Stromes unterstützt die Maßnahme einen verstärkten Erneuerbaren Stromeinsatz im Sinne der Sektorenkopplung und nivelliert den Einsatz von strombasierten Technologien hinsichtlich der Abgabenlast (Agora Energiewende 2018, S. 13). Es ist aber zu bemerken, dass besonders der Haushaltssektor verstärkt belastet würde, während bereist begünstigte Verbraucher tendenziell weniger beitragen müssen (Gährs et al. 2017, S. 16). Eine Rückwirkung auf die Nachfrageseite, d. h. eine Verbesserung der Gesamtsystemeffizienz ist nicht zu erwarten, wobei erhöhte Kosten im Wärmesektor eine Verbrauchsanpassung ergeben könnten. Insofern besteht hier eine Verursachungsgerechtigkeit hinsichtlich des Energieeinsatzes durch die Endkunden, der mittelfristig zu einer Technologieanpassung führen kann. Hierbei sei allerdings auf das Mieter-Vermieter-Dilemma hingewiesen, das diesem im Wege steht. Insgesamt ist die Maßnahme allerdings besser zu bewerten als die Reduktion der Netzentgelte.

Bei der Dynamisierung der EEG-Umlage stellen lediglich einzelne Aspekte eine Verbesserung gegenüber einer Wälzung dar. Zunächst stellt die Dynamisierung ein erhöhtes Risiko für Endkunden (an die sie weitergegeben wird) dar, welches negativ zu bewerten ist. Allerdings ist davon auszugehen, dass die Dynamisierung zu einer Anpassung des (zeitlichen) Verbrauchsverhaltens führt. Dies resultiert in einem verbesserten Kraftwerkseinsatz auf Erzeugungsseite und ebenso einer Reduktion der EEG-Umlage durch die mittelfristig zu erwartenden steigenden Preisen der günstigsten Stunden und der damit korrelierenden Erhöhung des Marktwertes von EE-Strom (Ecofys 2014, S. 21). Hinsichtlich der Verursachungsgerechtigkeit ist festzustellen, dass Preisschwankungen primär durch die Erneuerbaren Energien hervorgerufen werden und nicht durch die (verstärkt) belasteten Endkunden. Positiv ist aber zu bewerten, dass eine Verhaltensanpassung eine Reduktion der Kosten verursachen kann.

Abschließend ist die CO₂-Bepreisung aus Perspektive der Verteilungs- und Verursachungsgerechtigkeit im Vergleich am besten zu bewerten. Dies ist darin begründet, dass die zusätzlichen Zahlungen, die durch Konsumierende zu leisten sind, sehr direkt mit ihren Verbräuchen gekoppelt sind. Zu beachten ist zwar, dass es sich um eine „zusätzliche“ Zahlung handelt, allerdings ist hierbei zu bedenken, dass eine CO₂-Bepreisung lediglich eine Integration von externen Kosten darstellt. Diese müssen langfristig alternativ anderweitig getragen werden, sodass dies nicht als negativ zu bewerten ist. Zudem ist davon auszugehen, dass eine CO₂-Bepreisung ebenfalls, durch die Anpassung des Konsumverhaltens der Verbraucher, eine Lenkungswirkung auf die Erzeugungsseite verursacht. Dies führt mittelfristig zu einem effektiveren Energiesystem, dass insgesamt (d. h. unter Einbezug externer Kosten) kostengünstiger ist, wovon die Verbraucher zusätzlich profitieren. Darüber hinaus entstehen auf staatlicher Seite Erlöse, welche an Konsumierende zurückerstattet werden können. Dies könnte beispielsweise über die Senkung der Stromsteuer oder EEG-Umlage geschehen (Frondel 2020), welche sich zusätzlich ökonomisch positiv auf den Betrieb der PtH-Anlage auswirkt.

Hinsichtlich der Verbreiterung der EEG-Umlage durch die Einbeziehung der Sektoren Wärme und Verkehr bestehen nicht nur verfassungsrechtliche Unsicherheiten, sowie die eines Notifizierungsverfahrens der Europäischen Kommission, sondern auch Schwächen aus ökonomischer Perspektive. Hinsichtlich der Verteilungsgerechtigkeit ist die Maßnahme ebenfalls vergleichsweise schlecht zu bewerten, sodass die sektorenübergreifende Wälzung an letzter Stelle priorisiert wird.

Nicht deutlich besser schneidet die Reduktion der Netzentgelte ab. Hierbei ist festzustellen, dass diese sich aus rechtlicher Sicht relativ einfach umsetzen lässt, sofern die Vorschrift technologieneutral ausgestaltet wird und beispielsweise an den netz- und systemdienlichen Einsatz von Letztverbrauchern anknüpft, wobei eine Reduzierung gegenüber einer Befreiung vorzugswürdig ist. Die Vorzugswürdigkeit der Reduktion gegenüber der Befreiung gilt auch für die Verteilungsgerechtigkeit, wobei die Maßnahme insgesamt an letzter Stelle gerankt wird. Aus ökonomischer Sicht ist allerdings gerade die vollständige Befreiung besonders positiv zu bewerten, welche aber kaum einem netz- und systemdienlichen Einsatz entsprechen bzw. diesen fördern dürfte. Die Reduktion schneidet aus ökonomischer Sicht hingegen am schlechtesten ab, sodass die Maßnahme insgesamt an dritte Position gesetzt wird.

Die Dynamisierung der EEG-Umlage ist aus rechtlicher Perspektive gut umsetzbar, wobei die Grundstruktur der EEG-Umlage beibehalten werden sollte. Aus ökonomischer Sicht der PtH-Anlage ist die Dynamisierung aufgrund der Flexibilität der Anlage ebenfalls vorteilhaft und aus systemischer Perspektive kann sogar auf eine Verbesserung der Gesamtsystemeffizienz und eine Reduktion der Abgabe an sich gehofft werden. Die Maßnahme wird daher insgesamt an zweiter Stelle empfohlen.

Dominant wirkt aus jeder Bewertungsperspektive die Einführung einer sektorenübergreifenden CO₂-Bepreisung. Diese ist aus rechtlicher Sicht zwar vergleichsweise komplex. Dennoch ist aber bei einer Gewichtung der Energiesteuern oder einer Ausgestaltung als Emissionshandel lediglich das Bundesrecht betroffen, sodass eine Umsetzung auf der Ebene des einfachen Bundesrechts möglich ist. Aus ökonomischer Perspektive ist bei dem angenommenen Preispfad die Maßnahme an zweiter Stelle bewertet, wobei die fehlende Dominanz dem Vergleichsweise günstigen CO₂-Preispfad geschuldet ist. Aus systemischer Perspektive ist hier die höchste Verursachungsgerechtigkeit zu erreichen, sowie eine steigende Effizienz des Gesamtsystems zu erwarten. Der Maßnahme ist daher aus rechtswissenschaftlicher, ökonomischer und systemischer Perspektive nach Einschätzung der Autor*innen dieser Maßnahme klar der Vorzug zu gegeben werden.