7. Fallstudie II: Das EEG 2014

Hierzu stellt Illing (2016, S. 313) fest: „Traditionelle energiepolitische Konfliktfelder wie die Kernenergie und die Steinkohlepolitik sind spätestens mit der Energiewende aus dem Fokus gerückt. Sie spielen ebenso in der Gesetzgebung kaum noch eine Rolle. Ein Großteil der Gesetzgebungsmaterie der Großen Koalition hat die Erneuerbaren zum Mittelpunkt“.

Lindner: „Ich bin dafür, dass wir im Herbst konkret über ein Ausstiegsgesetz nachdenken“ (N-TV 12.8.2012).

„Wir müssen an das Erneuerbare­Energien­Gesetz heran, um die Bezahlbarkeit von Energie auch in Zukunft gewährleisten zu können“, so Minister Rösler nach dem Treffen im Kanzleramt. Nötig seien keine „kurzfristigen Maßnahmen“, sondern eine „andere Systematik““ (Frankfurter Rundschau 2012).

Für die Ausführungen zur Energiepolitik konsultierte der Sachverständigenrat nach eigenem Bekunden verschiedene Experten. Dazu zählten u. a. Prof. Dr. Justus Haucap und Prof. Dr. Daniel Zimmer (Vorsitzender der Monopolkommission), Prof. Dr. Manuel Frondel (RWI) sowie Prof. Dr. Felix Höffler, Dr. Christian Growitsch und Dipl.-Math. Christina Elberg vom EWI Köln (SVR Wirtschaft 2012, S. III).

Der Ansatz deckt sich weitgehend mit dem im Rahmen der Studie „Marktwirtschaftliche Energiewende: Ein Wettbewerbsrahmen für die Stromversorgung mit alternativen Technologien“ dargelegten Konzept des RWI.

Peter Bofingers Minderheitsvotum wird auf den Seiten 292 bis 297 des Jahresgutachtens 2012/2013 ausführlich dargelegt.

Wie das Wuppertal Institut feststellt ist mit Energiearmut grundsätzlich „der mangelnde Zugang zu adäquaten, bezahlbaren, zuverlässigen, qualitativ hochwertigen, sicheren und umweltfreundlichen Energiedienstleistungen für die menschliche Entfaltung gemeint. Während Armut traditionell allein ökonomisch gemessen wurde, indem man auf das individuelle Einkommensniveau (oder Konsumniveau) blickte, hat sich inzwischen ein Konsens gebildet, dass Armut ein multidimensionales Phänomen ist. Sie wird nun verbunden mit dem Mangel an einem vielfältigen Satz an materiellen Gütern, Vermögenswerten, Fähigkeiten und Möglichkeiten“ (Kopatz et al. 2010).

Eine breitere Verteilung der EEG-Differenzkosten mittels einer Rückführung der Ausnahmetatbestände für industrielle Stromverbraucher im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung stand dabei für sie allerdings nicht zur Debatte.

Einem Bericht des Nachrichtenmagazins „Der Spiegel“ zu Folge hatte Altmaier persönlich das Konzept im Laufe eines Wochenendes geschrieben, ohne den Apparat des BMU darüber zu informieren bzw. ihn fachlich einzubinden. Ebenfalls fand vorab keine Abstimmung mit Wirtschaftsminister Rösler bzw. dem BMWi statt (vgl. Spiegel vom 28.1.2013).

Überaus kritisch äußerte sich auch das BMWi in einer internen Bewertung zu den Vorschlägen des Umweltministers: Statt „grundsätzlich an den Fehlanreizen des EEG anzusetzen“, greife Altmaier zu „Scheinlösungen“. Die Idee, Wind- und Solarparkbetreiber zur Zahlung eines Energie-Solis zu verpflichten, berge „höchste rechtliche Risiken“, andere Einzelmaßnahmen dürften „erheblichen politischen Widerstand in den Ländern auslösen“ (zitiert nach Spiegel 14.2.2013).

2006 aus dem Zusammenschluss von Unternehmensvereinigung Solarwirtschaft (UVS) und Bundesverband Solarindustrie (BSi) hervorgegangen, zählte der BSW im Jahr seiner Gründung zunächst 600 Mitgliedsunternehmen. Diese Zahl wuchs laut Verbandsangaben bis 2009 auf 750 Mitglieder und danach weiter „deutlich“ an (Bundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW) 2020). Nach 2011 veröffentlichte der Verband zunächst keine Mitgliederzahlen mehr. Aus Branchenkreisen ist jedoch bekannt, dass die Zahl der Mitglieder, insbesondere aber das verfügbare Budget aufgrund insolventer bzw. säumiger Großbeitragszahler ab 2011 erheblich zurückging, was den Verband vor grundlegende Finanzierungsprobleme stellte.

Eine profunde Darstellung des sog. trade case inklusiver einer Analyse des Wirkens der involvierten Lobbygruppen bieten Schmidt und Schild (2016).

Wie schon der Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Lage bemängelte auch die Monopolkommission eine strukturelle Unvereinbarkeit von Emissionshandel und EEG, die zu allokativen Ineffizienzen führe (Monopolkommission 2013, S. 2). Im Hinblick auf die Förderung erneuerbarer Energien schlug das Gremium eine Abkehr vom EEG zugunsten eines Quotenmodells nach schwedischem Vorbild vor. Zwar habe sich das Konzept des EEG im Hinblick auf die Zielerreichung als erfolgreich erwiesen, weise jedoch zugleich erhebliche Effizienzdefizite, vor allem durch die Überförderung ineffizienter Technologien, auf (ebd.). Wie Pehle (2014, S. 509) herausarbeitet, lehnten SPD und Grüne das vorgeschlagene Modell ab, „weil sie befürchteten, dass der Strom dann nicht mehr von Kleinunternehmern und privaten Investoren produziert und die Verhandlungsmacht der Stromkonzerne, die voraussichtlich fast ausschließlich auf die on-shore-Windkraft als billigster Energiequelle setzen würden, gestärkt würde. Das Quotenmodell stieß [auch] bei großen Teilen der Union auf Skepsis, und selbst die FDP schränkte ihre grundsätzliche Befürwortung dadurch ein, dass sie die Nutzung einzelner Ökostromarten, etwa der offshore-Windenergie festschreiben wollte, was bei einem reinen Quotenmodell nicht vorgesehen ist. Der Vorstoß der Monopolkommission war daher wenig geeignet, den Wahlkampf – die Energiewende betreffend – wirklich zu beleben“.

„Bei den Antworten auf die Frage der Forschungsgruppe Wahlen nach den für die Wahlentscheidung wichtigsten Problemen tauchte die Energiewende nicht einmal auf, und Gleiches gilt für die von Infratest dimap ebenfalls in einer repräsentativen Befragung am Wahltag erhobenen Daten“ (ebd.).

„Die Europäische Kommission hat eine eingehende Prüfung eingeleitet, um festzustellen, ob die den stromintensiven Unternehmen gewährte Teilbefreiung von einer Umlage zur Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland (sogenannte „EEG-Umlage“) mit EU-Beihilfevorschriften im Einklang steht. […]Die Kommission wird außerdem die Teilbefreiung von der EEG-Umlage prüfen, die gewährt wird, wenn die Strommenge eines Lieferanten zu mindestens 50 % aus inländischen Kraftwerken stammt, die erneuerbare Energie nutzen („Grünstromprivileg“)“ (Europäische Kommission 18.12.2013a).

Rainer Baake, Mitglied der Grünen, ist einer der erfahrensten Experten im Bereich der deutschen Energiepolitik. Baake begann seine berufliche Karriere als Umweltdezernent des Landkreises Marburg-Biedenkopf und arbeitete später unter Joschka Fischer als Staatssekretär im Hessischen Umweltministerium. Baake gilt als einer der Architekten des rot-grünen Atomausstiegs. Nach seinem Wechsel als Staatssekretär in das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (1998) führte er unter anderem die Verhandlungen zum Kyoto-Protokoll. 2006 berief die Deutsche Umwelthilfe e. V. Rainer Baake als Co-Geschäftsführer. In dieser Funktion kritisierte er unter anderem den Neubau zahlreicher Kohlekraftwerke Mitte der 2000er Jahre sowie die DENA-Netzstudie von 2009 (vgl. Fallstudie I). In gleicher Funktion monierte er ebenfalls öffentlichkeitswirksam die Kürzungen der PV-Förderung im Zuge der PV-Novelle 2012 (ebd.). Ehe er 2014 von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel als Staatssekretär in das Ministerium geholt wurde engagierte sich Baake als Gründungsdirektor für den Aufbau des Think Tanks „Agora Energiewende“ (Wikimedia Foundation Inc. 2020a). Sein diesbezügliches Engagement begründete Rainer Baake in einem Interview mit der Fachzeitschrift Neue Energie im September 2013 wie folgt: „Der politische Streit über die Ziele der Energiepolitik ist Geschichte. Aber die nächste Phase der Energiewende, bei der die erneuerbaren zur dominierenden Kraft des Stromsystems werden, stellt uns vor neue Herausforderungen. Wir müssen unser Stromsystem neu erfinden. Dafür arbeite ich jetzt mit der Agora. Die Energiewende muss eine Erfolgsgeschichte werden. Ein ökologische. Und eine ökonomische“ (Zimmermann 2013).

Neben dem BEE und der Agentur für Erneuerbare Energien zählten zu den Gründungsmitgliedern des Vereins die Stiftung Neue Energie, die 100 prozent erneuerbar Stiftung, die Haleakala Stiftung sowie die Stiftung der GLS Bank, weiterhin verschiedene Bürgerenergie-Netzwerke auf Landesebene sowie die Unternehmen Netzkauf EWS eG und Naturstrom AG.

Unter Non-Recourse-Finanzierung (non-recourse = regresslos) oder Projektfinanzierung wird die Finanzierung einer wirtschaftlich und zumeist rechtlich abgrenzbaren, sich selbst refinanzierenden Wirtschaftseinheit (hier z. B. PV- oder Windprojekt) von begrenzter Lebensdauer verstanden. In Abgrenzung zu einer klassischen Unternehmensfinanzierung ergeben sich die finanziellen Sicherheiten für den Fremdkapitalgeber dabei ausschließlich aus der Bonität des zu finanzierenden Wirtschaftsguts. Eine darüberhinausgehende Besicherung ist nicht vorgesehen.

Bei den im Referentenentwurf genannten Werten handelte es sich zunächst um Prognosewerte, da aufgrund des geltenden atmenden Deckels nicht exakt vorhergesagt werden konnte, wie hoch die Fördersätze im August 2014 konkret sein würden (vgl. BMWi 2014d, S. 37–38).

Für eine umfassende Darstellung der Rationalisierungsstrategie der BIG 4 siehe Bontrup und Marquardt 2015, S. 217–226.

Diese Auffassung teilt auch der Experte EVU Unternehmen Nr. 5: „Auf Basis des EEG – sei es jetzt auf alter Basis oder auch im Auktionsverfahren – hab ich halt eine andere Sicherheit in dem Thema drin. Ich weiß, was ich für 20 Jahre für meinen Strom bekomme. Das weiß ich definitiv nicht, wenn ich heute in Gaskraftwerke investiere“ (Schaube 10.10.2016).

vgl. Bontrup und Marquardt 2015, S. 241.

„Für die Branchen der IG Metall hat der Umbau eine hohe industrie- und beschäftigungspolitische Bedeutung. So sind im Jahr 2012 Investitionen von nahezu 20 Mrd. Euro im Bereich der erneuerbaren Energien getätigt worden. Insgesamt sind rund 450.000 Beschäftigte den Branchen der erneuerbaren Energien zu zurechnen, etwa 15 Prozent davon sind industrielle Arbeitsplätze, dazu kommen weitere Arbeitsplätze im Bereich der industrienahen Dienstleistungen“ (IG Metall 2014, S. 1).

Unterstützung erhielt der BEE bzgl. seiner Forderung nach einer Reform des Wälzungsmechanismus von Eurosolar: „Von entscheidender Bedeutung für eine Senkung der EEG-Umlage ist die sofortige Reform des Wälzungsmechanismus. Der bisherige Wälzungsmechanismus führt zu steigenden EEG- Umlagen bei fallenden Preisen an der Strombörse, womit das EEG Opfer seines eigenen Erfolges wird, da die Preise an der Strombörse ja wegen der dort „vermarkteten“ EEG- Mengen sinken“ (Eurosolar e. V. 2014, S. 3).

„Ein Deckel könnte allenfalls einen energiewirtschaftlichen Nettozubau von 2.500 MW Wind an Land/Jahr beschreiben, da sonst die Klimaschutz- und Erneuerbare-Energien-Ziele der Bundesregierung nicht erreicht werden. Es ist nicht nachvollziehbar, weshalb ausgerechnet die kostengünstigste erneuerbare Energiequelle in ihrem Zubau begrenzt werden soll“ (BEE 2014, S. 20).

Der Korridor liegt zwar im Mittel des Zubaus der letzten 10 Jahre. Allerdings werden in den nächsten Jahren verstärkt alte Anlagen stillgelegt, die zusätzlich von neuen Anlagen ersetzt werden müssen. Werden diese Ersatzinvestitionen auf den Ausbaukorridor angerechnet, würde der tatsächliche Nettozubau an Windleistung deutlich sinken. Der Ausbaukorridor muss sich deshalb am energiewirtschaftlichen Nettozubau orientieren und sollte mindestens bei 3.500 MW/a (Brutto) liegen. (§ 1b und § 20d)“ (IG Metall 2014, S. 4).

Verdi und DGB äußerten sich wortgleich zu dieser Thematik: „Der DGB begrüßt den festgelegten Zielkorridor von 2.400 bis 2.600 MW pro Jahr. Dieser liegt im langjährigen Mittel des Zubaus seit dem Jahr 2000. Der DGB fordert jedoch, klarzustellen, dass sich der Zielkorridor nur auf den Netto-Zubau an Windkraftleistung bezieht und das Repowering bzw. der Rückbau von Anlagen gesondert betrachtet wird. Andernfalls droht dem Neuzubau an Windkraftleistung eine zu starke Begrenzung, was der Erreichung der Ausbauziele zuwiderläuft“ (DGB 2014, S. 4).

„Mit der vorgesehenen Begrenzung des Ausbaus der Windenergie an Land auf brutto 2500 MW pro Jahr wird ausgerechnet diejenige Technologie im EEG 2014 pauschal gedeckelt, die künftig neben der Photovoltaik maßgeblich zur Kostendämpfung der EEG-Umlage beitragen soll“ (NABU 2014, S. 2).

„Der vorgeschlagene Ausbaukorridor von 2.500 MW p. a. im Bereich Windenergie könnte den nachhaltigen und vertretbaren Ausbau der kostengünstigen Windenergie an Land ausbremsen. Der Ausbaukorridor für Windenergie an Land sollte daher angehoben werden“ (DBV 2014, S. 3).

„Mit Blick darauf, dass sich die Windtechnologie in den vergangenen Jahren deutlich weiterentwickelt hat und heute gebaute Anlagen in der Regel eine höhere Leistung haben als Anlagen, die in früheren Jahren gebaut wurden, schlägt der VKU vor, den Ausbaupfad für Windenergieanlagen an Land auf 3.000 MW pro Jahr (brutto) zu erhöhen“ (VKU 2014, S. 9).

„Ausdrücklich positiv bewertet der BDEW die konsequente Umsetzung der bei der Kabinettsklausur am 22. Januar 2014 in Meseberg beschlossenen Eckpunkte in Bezug auf die Markt- und Systemintegration der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Dazu zählen insbesondere die in dem Gesetzentwurf vorgesehene Verpflichtung zur Direktvermarktung für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 500 Kilowatt (kW) und die geplante wettbewerbliche Ermittlung der Förderhöhe ab 2017. Beides sind zentrale Elemente der BDEW-Vorschläge für eine grundlegende Reform des EEG“ (BDEW 2014c, S. 7).

„Die gestaffelte Einführung der Direktvermarktungspflicht weist zwar den richtigen Weg, müsste im Interesse zügiger Marktintegration aber ambitionierter ausgestaltet werden. Zusätzlich ist eine vollautomatisierte, massengeschäftstauglich Abwicklung zu implementieren und dadurch eine vereinfachte Vermarktung kleiner Anlagen durch Direktvermarkter zu ermöglichen, damit auch die beträchtlichen Strommengen aus kleinen Anlagen nicht auch langfristig nur verwaltet, sondern perspektivisch auch bewirtschaftet werden. Darüber hinaus darf die erhebliche Leistung aus Anlagen (gemäß Entwurf < 100 kW) nicht dauerhaft in der Einspeisevergütung und der Vermarktung durch den ÜNB bleiben. Der ÜNB ist als regulierter Netzbetreiber weder der richtige Akteur für diese Aufgabe, noch weist er eine optimale Anreizstruktur auf, noch erfüllt er nach Beobachtung von Experten diese Aufgabe besonders gut“ (BNE 2014, S. 5).

„Schon heute können Anlagenbetreiber aus einer großen Vielfalt professioneller Direktvermarkter, darunter auch viele Stadtwerke, den passenden Anbieter auswählen. Eine Direktvermarktungspflicht kann daher von allen Anlagenbetreibern ohne größeren Aufwand umgesetzt werden und ist mit keinen unzumutbaren Belastungen verbunden. Dies gilt umso mehr, als in den anzulegenden Werten nach dem Referentenentwurf die Kosten der Direktvermarktung bereits eingepreist sind“ (VKU 2014, S. 8).

„Damit erneuerbare Energien im zukünftigen Energiemarkt einen aktiven Part übernehmen können (z. B. Vermarktung als Grünstrom, Bereitstellung gesicherter Leistung etc.), ist der Systemwechsel von der Einspeisevergütung zur Direktvermarktung unabdingbar. Daher ist der Grundsatz der Direktvermarktung ausdrücklich zu begrüßen, denn dadurch übernehmen Anlagenbetreiber Marktrisiken und Prognoseverantwortung“ (VKU 2014, S. 3).

„Diese Forderung zielt auf die Beseitigung eines im jetzigen EEG angelegten Fehlanreizes, nämlich ungeachtet der Nachfrage am Strommarkt möglichst viele Kilowattstunden einzuspeisen. Wird die Förderung hingegen als Kapazitätsprämie gewährt, orientiert sich die Einsatzweise der EE-Anlage ausschließlich an den Preissignalen des Strommarktes. Zudem übernehmen die Anlagenbetreiber das Strompreisrisiko, was für Erzeuger nicht-erneuerbaren Stroms immer schon selbstverständlich gewesen ist. Dies stellt einen weiteren Schritt zur Marktintegration der erneuerbaren Energien dar“ (VKU 2014, S. 9).

„Um eine stärkere Marktintegration zu erreichen, sollte die Direktvermarktung anspruchsvoller ausgestaltet werden, indem statt der gleitenden eine feste, weitgehend technologieunabhängige Marktprämie gewährt und die Einspeisevergütung für kleine Anlagen nach einer Übergangszeit gestrichen wird“ (VIK 2014, S. 2).

„Der DIHK empfiehlt darüber hinaus die Förderung auf eine im Vorhinein festgelegte Marktprämie in Form eines Zuschlags pro eingespeister kWh anstelle der bislang vorgesehenen gleitenden Marktprämie (§ 22 EEG / Anlage 4 EEG) umzustellen. Die Förderdauer sollte analog der KWK- Förderung auf eine von der Leistung der Anlage abhängige Menge eingespeisten Stroms begrenzt werden (Mengenkontingentierung). Daraus ergibt sich im Kern ein für alle Beteiligten sicherer, zeitlich gestaffelter Investitionszuschlag ohne wesentliche Verzerrungen für die nachfragegerechte Erzeugung und Vermarktung des EE-Stroms. Durch die Vergütung angereizte sehr niedrige oder negative Strompreise können über die Mengenkontingentierung vermieden werden“ (DIHK 2014b, S. 6).

„Die Direktvermarktung mit einer gleitenden Marktprämie und die Einführung einer Ausfallvermarktung reduzieren für die Betreiber von Erneuerbaren Energien-Anlagen weiterhin das wirtschaftliche Risiko. Anlagenbetreiber haben damit weiterhin keinen weitreichenden Anreiz, sich an Preissignalen des Marktes zu orientieren. Hierfür kann in einem weiteren Schritt ei ne degressiv ausgestaltete, fixe Marktprämie (nicht gleitend an Marktpreisniveau anzupassen) zielführender sein“ (BDI 2014, S. 6).

Der BDEW hatte im Vorfeld der EEG-Novelle u. a. eine Mengenkontigentierung ins Gespräch gebracht: „Mit Mengenkontingentierung ist die Umstellung von der zeitlichen Befristung der Förderung auf eine Begrenzung der förderbaren Strommenge gemeint. Durch die Mengenkontingentierung in Verbindung mit der Direktvermarktung entsteht für den Anlagenbetreiber ein Anreiz, auf eine Stromeinspeisung in Stunden mit negativen Marktpreisen zu verzichten. Das steigert die Fördereffizienz. Denn soweit Anlagenbetreiber in Zeiten mit negativen Marktpreisen Strom einspeisen, erhalten sie nach den bisherigen Regelungen des EEG weiterhin Förderung, obwohl für den Strom durch Zahlung dieser negativen Preise Nachfrage geschaffen werden muss. Überspitzt ausgedrückt, bezahlen Stromkunden in Stunden mit negativen Marktpreisen einmal für die Förderung des Stroms aus EE und noch einmal für die Entsorgung dieses Stroms“ (BDEW 2014c, S. 42).

Der BSW verwies darauf, dass die durchschnittliche Anlagengröße solcher PV-Anlagen, die im Zuge des EEG 2012 an der optionalen Direktvermarktung teilnähmen, 1,6 MWp betrage (BSW 2014, S. 8).

„Unter Direktversorgung verstehen wir Eigenverbrauch (d. h. den Verbrauch des selbst erzeugten regenerativen Stroms), Direktverbrauch (d. h. Verbrauch des regenerativen Stroms in der unmittelbaren Umgebung der Erzeugung) und Direktlieferung (d. h. die Belieferung mit Bürgerstrom aus definierten Erneuerbaren Energie- Anlagen). Die Direktversorgung mit Bürgerstrom setzt Anreize für die bedarfsgerechte Stromerzeugung. Sie ist aus demokratischen, sozialen, ökologischen, volks- und energiewirtschaftlichen Gründen einer Vermarktung über den Graustrommarkt deutlich überlegen“ (BBEn 2014, S. 2).

„Anlagenbetreiber müssen den in einer Anlage erzeugten Strom anteilig durch verschiedene Direktvermarkter und in verschiedenen Veräußerungsformen veräußern dürfen“ (BNE 2014, S. 6).

„Die Ausfallvergütung bei Wegfall des Direktvermarkters ist mit 80 Prozent deutlich zu niedrig angesetzt“ (BWE 2014b, S. 16).

„Die Absenkung der in § 22c Abs. 2 vorgesehenen Bagatellgrenze auf 250 bzw. 100 Kilowatt ab dem Jahr 2016 bzw. 2017 ist angemessen“ (VZBV 2014, S. 4).

„Mit der Einführung der Direktvermarktung als grundlegendes Fördermodell sollte nach einer Übergangszeit auch die feste Einspeisevergütung für kleine Anlagen gestrichen werden“ (VIK 2014, S. 11).

„Die geplante unterjährige Streichung des Grünstromprivilegs als Direktvermarktungsoption stellt betroffene Direktvermarktungs- und Energieversorgungsunternehmen vor große Herausforderungen. Der Gesetzentwurf sieht zwar eine sachgerechte Berücksichtigung bei der Erfüllung der gesetzlichen Pflichten vor, lässt aber außer Acht, dass die Unternehmen im Vertrauen auf den Fortbestand des EEG 2012 bis Ende 2014 vertragliche Pflichten auf Jahresbasis eingegangen sind. Energieversorgungsunternehmen, die für das Jahr 2014 das Grünstromprivileg anwenden, wären gezwungen, unterjährig ihre Strompreise anzupassen, wenn gemäß den zugrundeliegenden Verträgen überhaupt Preisanpassungen möglich sind. Aufgrund der Sechs-Wochen-Frist zur Preisanpassung und des engen Zeitplans für die EEG-Novelle kann es hier zu schwierigen Situationen kommen“ (BDEW 2014c, S. 9).

„Grundsätzlich ist die Abschaffung des Grünstromprivilegs und die Fokussierung der Förderung von erneuerbaren Energien auf das Marktprämienmodell richtig und wird die Kosten der Förderung senken. Allerdings ist das Instrument des Grünstromprivilegs auf ein vollständiges Kalenderjahr ausgelegt. Die unterjährige Abschaffung eines kalenderjährlich umzusetzenden Instruments ist außerordentlich problematisch. Zum einen, weil sie in die ganzjährigen Lieferverpflichtungen gegenüber Kunden eingreift, die nicht ohne weiteres aufgelöst werden können und somit zu wirtschaftlichem Schaden für die Lieferanten führen, die das Instrument nutzen. Zum anderen ist die Erfüllung der Voraussetzungen des Grünstromprivilegs gemäß Übergangsregelung § 68 Abs. 2 bis Ende Juli aufgrund saisonaler Effekte schwierig. So kann mit der vorgeschlagenen Übergangsregelung zum Beispiel nicht das windreiche letzte Quartal genutzt werden. Damit ist in vielen Fällen aber die dem Produkt zugrundeliegende Kalkulation nicht mehr haltbar und es droht wiederum ein wirtschaftlicher Schaden für die Lieferanten“ (BNE 2014, S. 7).

„Mit der grundsätzlich richtigen Abschaffung des Grünstromprivilegs wird es in Zukunft keine Möglichkeit mehr geben, Grünstromprodukte mit einer direkten Anlagenherkunft (geschlossene Lieferkette) wettbewerbsfähig anzubieten (abgesehen von einem begrenzten Potential auf Basis von alten Wasserkraftanlagen)“ (BNE 2014, S. 3).

Auf die nähere Erörterung dieser Vorschläge wird an dieser Stelle verzichtet, da die Ausgestaltung der Ausschreibungspiloten wesentlicher Bestandteil der dritten Fallstudie zum EEG 2017 ist.

„Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland“ (Wallasch et al. 2013.)

„Die 2012 veranlasste Förderdeckelung der Photovoltaik auf 52 GW Solarstromleistung war willkürlich gesetzt, erschwert Investitionen am Standort Deutschland und sollte gestrichen werden“ (BSW 2014, S. 1).

Entsprechend äußerte sich der BEE (2014, S. 23): „„Dringend erforderlich ist neben der Befreiung von der EEG-Umlage eine Reparatur des PV- Vergütungsmechanismus. Der derzeitige EEG-Vergütungsmechanismus („atmender Deckel“) wird in seiner jetzigen Ausgestaltung einen weiteren Markteinbruch auch unter die politisch gewollte Mindestzielgröße von 2,5 GWp hinaus nicht rechtzeitig auffangen können. Der Bezugszeitraum für die Ermittlung der regelmäßig anzupassenden Förderhöhe muss deshalb dringend von derzeit 12 auf 3 Monate reduziert werden. Andernfalls droht im Falle eines anhaltenden Markteinbruchs im schlimmsten Falle ein Marktstillstand von bis zu zweieinhalb Jahren mit dramatischen Folgen für die Solarwirtschaft. Die im Referentenentwurf angedachte leichte Verbesserung beim „Auffangmechanismus“ (Halbierung der Degressionssätze unterhalb 2,5 GWp) zeigt bei einem Markteinbruch hingegen keine spürbare Wirkung“.

„Mit der EEG-Novelle 2014 steht die Bundesregierung vor einer entscheidenden Weichenstellung für den weiteren Erfolg der Energiewende. Die Solarenergie spielt dabei durch ihre großen Potenziale und die inzwischen erreichten enormen Kostensenkungen eine entscheidende Rolle. Um den weiteren erforderlichen Ausbau der Solarstromnutzung für die nächsten Jahre zu gewährleisten, ist eine ausreichende Refinanzierung für Anlageninvestitionen notwendig. Dabei werden alle Marktsegmente der PV – ob Dach- oder Freifläche, ob Eigenverbrauchsanlage oder Solarkraftwerk – für eine erfolgreiche Energiewende gebraucht. Das Erreichen der Wettbewerbsfähigkeit ist dabei vor allem abhängig von der Entwicklung geeigneter Rahmenbedingungen und der schrittweisen Öffnung neuer Vermarktungswege, insbesondere über den lokalen Eigenverbrauch und die Nahstromversorgung von privaten und gewerblichen Stromverbrauchern. Vor diesem Hintergrund bewertet die Solarbranche den nun vorgelegten Referentenentwurf in seiner Gesamtheit als nicht angemessen. Insbesondere die geplanten Rückschritte bei der lokalen Marktintegration der Photovoltaik durch Eigenverbrauchs- und Direktversorgungsmodelle wirken kontraproduktiv. Sie würden die Photovoltaik auf ihrem Weg in die Wettbewerbsfähigkeit und Förderunabhängigkeit zurückwerfen und in Deutschland wichtige und für die internationalen Exportaktivitäten der Branche entscheidende technologische Entwicklungen behindern“ (BSW 2014, S. 2).

Exemplarisch ist hier das Statement des BDEW bzgl. des atmenden Deckels zu nennen: Es sei zu konstatieren, „dass sich in der Übergangsphase bis zum Wirksamwerden der Ausschreibung die Steuerungswirkung über den aktuell übergreifend – d. h. gleichermaßen für kleine, meist nicht steuerbare PV-Anlagen und steuerbare PV-Großkraftwerke – wirkenden Deckel als problematisch erweist. So übersteigt derzeit die Degression des übergreifenden atmenden Deckels für alle Anlagentypen die Kostendegression bei größeren PV-Anlagen. Kleinere Anlagen entgehen dem Kostendruck durch die hohe und sogar wachsende Ersparnis durch Nutzung der bestehenden Regelungen für selbstverbrauchten Strom. Diese zusätzliche indirekte Vergütung für Selbstverbrauch führt dazu, dass PV-Anlagen auf Dächern und PV-Freiflächenanlagen im EEG wirtschaftlich ungleich behandelt werden. Deshalb ist es notwendig, bei der Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen grundsätzlich zwischen PV-Aufdachanlagen und Freiflächen-Solarkraftwerken zu unterscheiden und die unterschiedlichen Anforderungen zu berücksichtigen“ (BDEW 2014c, S. 37–38).

„Die Bundesregierung hat mit Datum vom 04.03.2014 einen Referentenentwurf zur Novellierung des EEG vorgelegt und bis zum 12.03.2014 um Stellungnahmen gebeten. Dieser Referentenentwurf enthält noch keine inhaltlichen Festlegungen bzgl. der zukünftigen Besonderen Ausgleichsregelung und zur Eigenstromregelung. Beide Elemente sind für die Mitglieder des VIK von entscheidender Bedeutung. VIK wird eine detaillierte Bewertung der vorgesehenen Regelungen vornehmen, sobald hierzu die Vorstellungen der Bundesregierung vorliegen“ (VIK 2014, S. 1).

„Es muss darum gehen, die Bezahlbarkeit der Strompreise und eine gerechte Kostenverteilung abzusichern. Der DGB fordert deshalb eine vorbehaltlose Debatte um die bisherige Finanzierung der Energiewende, sowohl um ihre Steuerungs- wie auch ihre Verteilungswirkung“ (DGB 2014, S. 3).

„Für die Feststellung, ob die 3 GWh erreicht sind, bleibt die sogenannte rückgespeiste Energie – also vom Schienenfahrzeug insbesondere beim Bremsvorgang freigesetzte Energie, die wieder in das Bahnstromnetz eingespeist wird – außen vor. Damit wird die bisherige Verwaltungspraxis, rückgespeiste Energie nicht zu berücksichtigen, ins Gesetz übernommen“ (BMWi 2014c, S. 113).

Die Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020 sind im Amtsblatt der Europäischen Union vom 28.06.2014 – 2014/C 200/01 – veröffentlicht worden. Sie traten am 1. Juli 2014 in Kraft (Europäische Kommission 2014a).

Anlässlich der Verabschiedung erklärte der für Wettbewerbspolitik zuständige Vizepräsident der Kommission, Joaquín Almunia: „Es ist an der Zeit, dass erneuerbare Energien am Marktgeschehen teilnehmen. Die neuen Leitlinien bieten einen Rahmen für die Ausgestaltung effizienterer öffentlicher Förderungen, die schrittweise und pragmatisch Marktbedingungen widerspiegeln. Europa sollte seine ehrgeizigen Energie- und Klimaziele zu möglichst geringen Kosten für die Steuerzahler und ohne übermäßige Wettbewerbsverzerrungen im Binnenmarkt erreichen. Dies wird dazu beitragen, dass Energie für die europäischen Bürger und Unternehmen bezahlbarer wird“ (Europäische Kommission 09.04.2014).

Die EEG-Umlage wird bei der Berechnung der Stromintensität unabhängig von der faktischen Belastung kalkulatorisch immer vollständig als Teil der Stromkosten angesetzt.

Die inhaltlichen Ausführungen der Sachverständigen hielten sich nicht immer an die vorgegebene inhaltliche Blockgliederung. Daher sind Ausführungen von Sachverständigen, die in verschiedenen Blöcken gemacht wurden, sich jedoch inhaltlich auf ein Thema beziehen, im Folgenden zusammengeführt dargelegt.

Exemplarisch zu nennen ist hier das Statement von Boris Schucht: „[D]iese 6,5 GW [sind] mit dem jetzigen Modell aus unserer Sicht sehr vernünftig erreichbar und wir glauben, dass ein sehr geeignetes Modell in den Gesetzentwurf aufgenommen worden ist“ (Deutscher Bundestag 2014a, S. 9).

Der BDI erklärte mit Blick auf den bis 2017 unter Prüfvorbehalt gestellten Bestandsschutz für industrielle Eigenerzeugung im EEG: „Das ist das Gegenteil von Vertrauensschutz. Die deutsche Industrie braucht absolute Klarheit und langfristige Planungssicherheit. Für Bestandsanlagen in der Eigenstromproduktion muss die Befreiung von der EEG-Umlage wasserdicht geregelt werden“ (BDI 24.06.2014).

Die Details zu den verwendeten Primärquellen je Akteur und der für die Messung maßgeblichen Interpretation sind in den als Anhang 3 beigefügten Messungen für jeden der zwölf Akteure und für jede der drei Fallstudien dargestellt.

Für Details zur Methodik siehe Abschnitt 3.​2.​1.​4. Zum besseren Verständnis wurden die Messwerte hier noch einmal definiert.

Diese Positionierung wird anschaulich in den Ausführungen des befragten Experten EVU Unternehmen Nr. 1: „Wir hatten uns auch deutlich im Vorfeld schon sehr intensiv mit allen zur Diskussion stehenden Instrumenten und Ausgestaltungsvarianten, wie ein System für einen zweiten Finanzierungsstrom von Erneuerbaren aussehen kann, beschäftigt. Was die Vor- und Nachteile sind, was man auch im Ausland gelernt oder eben insbesondere auch nicht gelernt hat. Das haben wir uns angesehen. Hatten mit Beratern, hatten auch in den Verbänden, in der Politik sehr intensiv diskutiert und sind eigentlich zu der sehr eindeutigen und klaren Erkenntnis gekommen: Erstens, das Ausschreibungssystem ist für den deutschen Kontext (…) das richtige Instrument, um die fixe Einspeisevergütung abzulösen. Unsere Wahrnehmung und die eindeutige politische Meinung war: Fixe Einspeisevergütungen werden dauerhaft nicht tragfähig sein. Und dann kam auch aus Brüssel der Hinweis: „Also so nicht weiter“. Unsere eine Forderung also: Das Ausschreibungssystem ist das Richtige. Die zweite Forderung (und die haben wir immer mit dazu gesagt): Aber nicht sofort. Das heißt: Das EEG weiterhin als evolutorisches Instrument verstehen, so dass man Erfahrungen sammeln kann. Dass es keinen Fadenriss gibt im Zubau weil man sich plötzlich im neuen System zurecht finden muss, die Akteure verunsichert sind, es vielleicht auch nicht so funktioniert, wie man es sich gedacht hat. Das war ja auch die Erfahrung, die im Ausland gemacht wurde: Eine zu schnelle Einführung kann auch zu Friktionen führen. Wir haben dafür plädiert, einen Piloten zu machen. Das war sozusagen auch unser Vorschlag: Macht einen Pilot, sammelt Erfahrungen, macht Euch intensiv Gedanken mit den Stakeholdern, mit den Betroffenen, was das richtige, gut austarierte Ausschreibungssystem ist. Nehmt Euch dafür Zeit, so dass erst zur nächsten Novelle dann auch der Systemwechsel eingeläutet wird“ (Schaube 22.11.2016b).

Weiterhin: „Wir hätten uns durchaus auch gewünscht, das nicht mit Solar zu machen, sondern mit Wind bzw. einen Windpiloten noch dazu zu setzen. Weil wir bis heute eigentlich der Meinung sind, man muss das technologiespezifisch konzipieren. Wind Onshore kann man nicht mit Wind Offshore und nicht mit Sonne gleichsetzen. Man kann auch nur bedingt von den Technologien lernen, was eigentlich zu der Konsequenz führt, dass man nicht nur einen Piloten für Freiflächen PV machen sollte, sondern auch für Wind Onshore. Das hatten wir auch gefordert“ (ebd.).

Eine Ausnahme bildet diesbezüglich in den Reihen der ökologisch-marktwirtschaftlichen Koalition der VZBV, der sich für eine deutliche Beschneidung der Industrieprivilegien einsetzt.

Bestätigt auch durch den befragten Experten BMWi: „Der BDEW war [inhaltlich] sehr nah bei uns“ (Schaube 08.11.2016).

Hierzu erklärt der Experte VZBV: „Eigenverbrauch haben wir stark kritisiert damals. Also zumindest die Belastung des erneuerbaren Eigenverbrauchs war aus unserer Sicht nicht nachvollziehbar. Wir haben da zusammen mit dem BSW – komischerweise – also anders als zwei Jahre vorher, sehr stark zusammengearbeitet. Da gab es doch diesen Begriff Sonnensteuer, den haben wir gemeinsam so ein bisschen geprägt. Der natürlich ein bisschen polemisiert hat, aber aus unserer Sicht schon den Kern des Problems getroffen hat. Denn der Bundesregierung ging es darum, mit der Belastung des Eigenverbrauchs die Kosten gerecht zu verteilen. Auf der anderen Seite muss man sagen, dass der Eigenverbrauch momentan höchstens 0,5 % des gesamten Stromverbrauchs in Deutschland ausmacht. Also zumindest der Eigenverbrauch aus Solarenergie“ (Schaube 13.10.2016a).

Bestätigend hierzu der Experte BWE: „Wir hatten bei der Novelle sehr stark die Bundesländer auf unserer Seite, die sehr intensiv auch immer geguckt haben: Was haben wir uns als Bundesland eigentlich für Ziele gesetzt, was haben wir für Flächen in der Ausweisung, was haben wir für Projekte und wie wirkt sich das auf unser einzelnes Land aus? So konnten die Bundesländer ja damals auch durchsetzen, dass die Korridore als Netto-Korridore definiert worden sind, um das Repowering weiterhin möglich zu machen. Das war ein wichtiger Schritt“ (Schaube 05.10.2016b). Des Weiteren: „Wir haben uns sehr stark unterstützt gesehen von der Mehrzahl der Bundesländer. Da kann man Bayern und Sachsen ausnehmen, aber die anderen Bundesländer haben wir da, egal wer dort regiert hat, sehr stark als Unterstützer wahrgenommen“ (ebd.). Vgl. hierzu auch Wurster und Hagemann 2018.

Auch wenn der befragte Experte BMWi hier zu einer anderen Einschätzung kommt: „Die Länder machen sowieso meistens das, was die Branchen wollen. Deshalb haben die uns auch vollständig abgelehnt ursprünglich“ (Schaube 08.11.2016).

Hierzu führt der Experte EVU Unternehmen Nr. 1 aus: „Also die Erneuerbaren-Verbände BEE, BWE, BSW, die waren sehr skeptisch, ablehnend, negativ, was eine Veränderung des Status Quo betrifft. Da war die klare Forderung: Wir wollen an der fixen Einspeisevergütung festhalten, wir wollen keinen Systemwechsel. Ausschreibungen sind schlecht, weil im Ausland hat man gesehen: Das funktioniert nicht. Also mit einer sehr starren und auch wenig konstruktiven Teilnahme“ (Schaube 22.11.2016b). Mit gleichem Tenor äußert sich auch der Experte BMWi: „Der BDEW war sehr nah bei uns. […] Die Erneuerbaren-Branche überhaupt nicht. Die haben das Ziel Ausschreibung komplett abgelehnt, sie haben die [Belastung der] Eigenversorgung massiv abgelehnt. Da hatten wir wenig Unterstützung“ (Schaube 08.11.2016).

So auch wahrgenommen vom befragten Experten 8KU: „Alle die Genossenschaften und EE-Vertreter: Mit dem Abschied aus der Rundumsorglos-Mentalität, das sag ich jetzt in polemischer Absicht, konnten die nur schwer leben. Der Weg raus aus der garantierten Vergütung wurde von denen natürlich als Sündenfall erkannt“ (Schaube 04.10.2016a).

Die Vorschläge zur (anteiligen) Belastung des Eigenverbrauchs wurden rigoros abgelehnt, wie exemplarisch auch die Ausführungen des befragten Experten Solarbranche zeigen: „Das Argument der Endsolidarisierung ist vorgeschoben und überzeugt nicht. Tatsächlich kehrt es die Wirklichkeit von den Füßen auf den Kopf. Derjenige der bereit ist, eigene Mittel zu binden und diese für den Einsatz gegen den Klimawandel zur Verfügung zu stellen und Zeit und Geld aufwendet, um sich zu engagieren, und darüber hinaus dann noch bereit ist systemdienlich das System zu entlasten, in dem er diese voll ökologisch erzeugte Strommenge nicht nur ökologisch erzeugt sondern sie auch gar nicht mehr ins Netz verbringt, sondern selbst verbraucht und darüber hinaus dann auch noch EEG-Umlage spart, den als unsolidarisch zu bezeichnen, kann nicht überzeugen. […] Dieses Argument hat uns zu keinem Zeitpunkt überzeugt. Sondern war vorgeschoben um diesen Anschlag auf die dezentrale Erzeugung zu verhüllen und im Übrigen die dezentrale private Erzeugung und den Eigenverbrauch zu denunzieren“ (Schaube 04.10.2016b).