Sind Quotenmodelle dem EEG überlegen? Ein Blick auf die Erfahrungen innerhalb der EU.

Es vergeht fast kein Tag, an dem nicht liberale Politiker oder andere wirtschaftsliberale Akteure aus Wissenschaft, Verwaltung, Verbänden oder Medien eine offenbar allein den Ansprüchen marktwirtschaftlicher Effizienz genügende Alternative dem als Planwirtschaft diffamierten Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gegenüberstellen. Das sogenannte Quotenmodell soll es richten. Doch der Vorschlag mag insbesondere Insider verwundern. Die angefachte Diskussion ist nämlich weder neu, noch liegen hierzu nicht schon eine Reihe eingehender wissenschaftlicher Analysen vor, auf die ein näherer Blick durchaus lohnt – gerade auch für jene, die in Regierungsverantwortung stehen. Doch worin liegen genau die Unterschiede zwischen den sogenannten Quotenmodellen und einem Einspeisevergütungssystem, wie es dem EEG zu Grunde liegt?

Tatsächlich gehören beide Fördermodelle zu den wichtigsten erprobten gesetzlichen Regulierungsrahmen in den Mitgliedsstaaten der Europäischen Union, um die Einführung und den Ausbau erneuerbarer Energien zu ermöglichen. Während Einspeisevergütungen (eng. feed-in tariffs oder kurz FITs) den Betreibern über eine festgelegte Laufzeit – in der Regel von 20 Jahren – für jede erzeugte Kilowattstunde Strom einen Festpreis und damit kalkulierbare Einnahmen während der Vergütungsphase garantieren (wie im Falle des EEG), geben die Quotenmodelle den Stromerzeugern einen verpflichtenden Anteil erneuerbaren Stroms am gesamten Erzeugungsportfolio vor. Das bedeutet, dass hier der Gesetzgeber nicht den Preis für Ökostrom, aber einen Mindestanteil festlegt, den Elektrizitätsversorger und bestimmte Letztverbraucher im Jahresdurchschnitt zu beziehen haben. Statt der Zahlung eines Boni für den erneuerbaren Strom erhalten EE-Stromerzeuger Zertifikate für den erzeugten Strom. Diese Zertifikate können an einem Zertifikatemarkt gehandelt werden. Die Nachfrage auf den Zertifikatemärkten entsteht wiederum durch die staatlich vorgegebene Quote an Grünstromzertifikaten, die jeder Versorger mindestens nachweisen muss. Bei Nichterfüllung der Quote ist eine bestimmte Strafzahlung fällig. Elektrizitätsversorger wie z.B. Stadtwerke können den Ökostrom aber auch selbst erzeugen, von anderen beziehen oder eben entspreche Grünstromzertifikate erwerben. Großbritannien,  Belgien und Schweden setzen auf Quotenmodelle (eng. utility quota obligations oder renewable portfolio standards). Einspeisevergütungssysteme mit Festpreisen existieren hingegen beispielsweise in Deutschland, Spanien, Irland und Frankreich. Italien hatte früher ein Quotenmodell, entschied sich aber 2005 aufgrund negativer Erfahrungen für ein FIT-Modell.

Bei Quotenmodellen stehen in aller Regel die erneuerbaren Erzeugungstechniken miteinander im Wettbewerb. Eine technologieunspezifische Förderung führt dazu, dass sich die günstigste und damit – zumindest auf den ersten Blick – wirtschaftlich effizienteste gegenüber den teureren durchsetzt. Profitieren sollen davon in erster Linie die Verbraucher durch günstige Preise – soweit die Theorie. Laut eines Anfang des Jahres veröffentlichten Abschlussberichts, der im Rahmen des EU-Forschungsprojektes RE-Shaping zur Gestaltung eines europäischen Marktes für erneuerbare Energien unter Beteiligung namhafter europäischer Forschungseinrichtungen erarbeitet wurde, waren die Länder mit der durchschnittlich höchsten Effektivität (Deutschland, Spanien, Portugal und Irland) während der vergangenen sieben Jahre allerdings jene, in denen Festpreisvergütungsregime für Onshore-Windenergie bestanden. Der RE-Shaping-Bericht bestätigt insgesamt, dass Festvergütungssysteme einen höheren Indikator für die Wirksamkeit der Förderpolitik bei gleichzeitig niedrigeren Profiten für Investoren aufweisen. Ein besonders herausstechendes Beispiel hierfür ist Irland, das 2006 von einem Ausschreibungsmodell zu einem Einspeisevergütungsschema wechselte und seither den Ausbau der Windenergie deutlich beschleunigen konnte (vgl. S. 13).

In der Literatur zur Förderpolitik erneuerbarer Energien findet man zahlreiche Hinweise und Argumente dafür, warum die Festvergütungssysteme bislang erfolgreicher funktionieren als die Quotenverpflichtungen. Schon 2008 hat die Internationale Energieagentur IEA darauf hingewiesen, dass die Durchschnittskosten von Einspeisetarifen deutlich niedriger lagen als die der Quotensysteme, nämlich 0,09 bis 0,11 US-Dollar gegenüber 0,13 bis 0,17 US-Dollar je Kilowattstunde. So konnte Deutschland im Jahr 2007 bereits viermal so viel erneuerbare Elektrizität erzeugen wie Großbritannien. Der britische Verbraucher zahlte jedoch bereits deutlich mehr für die Förderung erneuerbaren Energien: Auf seiner Stromrechnung wurden je Kilowattstunde 0,056 Cent abgerechnet, während es in Deutschland nur 0,045 Cent waren. Die vorliegenden Ergebnisse lassen sich so zusammenfassen: Der verlässlichere Zahlungsstrom durch Einspeisetarife ist geeigneter, um das Wachstum erneuerbarer Energien zu fördern – besonders auch dann, wenn es um eine große Bandbreite an erneuerbaren Technologien geht. Quotenverpflichtungen und handelbare Grünzertifikate leiden oft unter einer hohen Volatilität ihres Wertes und benötigen daher zusätzliche Risikoprämien, die auf die Kalkulation aufgeschlagen werden (vgl. das Staff Working  Document der EU-Kommission). Diese führen nicht nur zu weniger Effektivität im Sinne des politisch gewollten Ausbaus erneuerbarer Energien, sondern sind auch ökonomisch weniger effizient. Auch wenn jüngere Untersuchungen zeigen, dass in Ländern mit Quotenvorgaben die Effektivität – etwa durch Erhöhung der Strafzahlungen bei Nichterreichen der Quote – gesteigert werden konnte, sorgt die Quotenregelung dennoch für deutlich höhere Gewinne bei der Erzeugung von Onshore-Windstrom, verursacht durch Risikoprämien und Marktlagengewinne von Investoren, sogenannte windfall profits (vgl. RE-Shaping-Abschlussbericht, S. 16).

Ein weiterer Vorteil der Einspeisevergütungssysteme ist, dass in der Regel darin alle erneuerbaren Erzeugungstechniken durch technologiespezifische Vergütungssätze integriert werden, wohingegen  Quotenmodelle – wie bereits erwähnt – der Logik nach nur die aktuell günstigste Technik bevorzugen. Die technologiespezifischen Vergütungssätze können wiederum Marktlagengewinne für günstigere Technologien verhindern, die letzten Endes zu Lasten der Verbraucher gehen und den Strompreis unnötig verteuern. Zudem haben innovative Technologien keine Chance auf weitere Entwicklung, da keine Anreize bestehen, in sie zu investieren. Das britische Quotenmodell beispielsweise führte zu einer Überförderung der Onshore-Windenergie, da Unterschiede im natürlichen Dargebot keine Berücksichtigung fanden, wie de Jager und Rothmann von Ecofys für das Jahr 2006 nachweisen. Die berechneten Energiegestehungskosten lagen für das gewählte Beispiel bei einer Spanbreite von 16 bis 35 €/MWh, während die durchschnittlichen Marktpreise 2006 bei rund 50 €/MWh lagen. Der von der Regierung festgesetzte Ankaufpreis für die Zertifikate von erneuerbaren Strom (Renewable Obligation Certificates) von ungefähr 46,5 €/MWh reichte bereits zur finanziellen Realisierung eines Onshore-Windprojektes aus, selbst wenn nur ein Teil hierfür aufgewendet worden wäre. Das britische Quotenmodell leidet nach Ansicht der Autoren damit nicht nur an der technologieunspezifischen Förderung und der mangelnden berücksichtigen unterschiedlicher Windregime, sondern birgt auch signifikante Risiken, die gleichermaßen von den erheblichen Auswirkungen von Richtungswechseln der Regierungspolitik sowie von der Organisation und Entwicklung des erneuerbaren wie konventionellen Elektrizitätsmarktes ausgehen und abhängen.

Technologieuniforme Quotenmodelle sind nach Ansicht der Autoren des RE-Shaping-Abschlussberichtes allenfalls dazu geeignet, die Entwicklung ausgereifterer EE-Techniken wie etwa Onshore-Windenergie oder Biomasse zu stimulieren. Der Grund hierfür ist einfach: Die Stromerlöse in einem technologieuniformen Quotenmodell sind für etablierte Techniken in der Regel hoch, während sie für kostenintensivere zu niedrig sind.  Für weniger ausgereifte Technologien mit hohen Lernkurvenpotentialen wie etwa der Photovoltaik, haben einige Staaten mit Quotensystemen daher technologiespezifischen Mindestpreise eingeführt oder zusätzliche Vergütungssätze für kleinskalige Anlagen.

Aufgrund der Vielzahl der Risiken dominieren in durch Quotenmodellen regulierten Märkten große Akteure (vgl. Sensfuß et. al. 2007, S. 31). Wenn derzeit also verstärkt im Namen des Wettbewerbs, der Kostenreduzierung und letzten Endes des Verbrauchers die Einführung eines Quotenmodells gefordert wird, dann dürfte dies in erster Linie interessenspolitische Gründe haben. Denn die vielen mittelständischen und kleinen Unternehmen, die im Verbund mit zahlreichen privaten Investoren bisher den Antrieb der Energiewende bildeten, werden ein immer ernstzunehmender Konkurrent der etablierten Player. So verwundert es auch kaum, dass ein Blogger der (groß-)unternehmensnahen Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft zwar meint, man könne im Falle der Quotenmodelle aus den Fehlern der Praxis lernen, aber dennoch mit keinem Wort auf die grundsätzlichen Schwierigkeiten der Kosteneffizienz dieser Modelle eingeht. Es ist insgesamt beachtlich, wie selten in solchen Fällen gesamtsystemisch gedacht wird. Denn wie teuer die Speicher sind, die wir bräuchten, wenn Deutschland sich komplett mit Windstrom von norddeutschen Küsten versorgen sollte  – weil dies der Logik nach die günstigste EE-Quelle wäre – auch die Antwort auf diese Frage darf man von einem Vertreter der Quotenmodelle wohl kaum erwarten. Wer die Quote fordert, hat möglicherweise auch gar nicht die Energiewende hin zu 100 Prozent erneuerbare Energien im Auge.

Der Autor: Peter Glasstetter betreut die Bereiche Wissenschaft und Bildung der 100 prozent erneuerbar stiftung. Er ist studierter Geograph und Philosoph und arbeitet seit 2007 im Bereich erneuerbare Energie.