Content

4 Die systematische Analyse der Maßnahmen zur Förderung der Windenergie an Land im EEG 2017 in:

Leon A. Lieblang

Das EEG 2017, page 43 - 96

Eine systematische Analyse der Maßnahmen zur Förderung der Windenergie an Land

1. Edition 2019, ISBN print: 978-3-8288-4297-7, ISBN online: 978-3-8288-7220-2, https://doi.org/10.5771/9783828872202-43

Series: Schriftenreihe des Instituts für Politikwissenschaft der Universität Duisburg-Essen, vol. 25

Tectum, Baden-Baden
Bibliographic information
43 4 Die systematische Analyse der Maßnahmen zur Förderung der Windenergie an Land im EEG 2017 Stand im dritten Kapitel die Analyse des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in seiner grundsätzlichen Ausprägung im Vordergrund, ist das folgende Kapitel der zum 1. Januar 2017 in Kraft getretenen EEG-Novelle 2017 gewidmet. Hierbei wird die Fokussierung auf den positiven finanziellen Anreiz intensiviert, dessen Höhe durch Ausschreibungen angepasst werden soll. Die Ausschreibungen und die damit verbundenen Nebenfolgen spielen in der systematischen Analyse, in der die Steuerungskonzeptionen hergeleitet, einer Plausibilitätsprüfung unterworfen und unter dem Blickwinkel ergänzender Kriterien untersucht werden, eine wichtige Rolle (Kap. 4.2). Zuvor jedoch erfolgt eine Einordnung des EEG 2017 in die institutionellen Rahmenbedingungen, in denen es sich im steuerungspolitischen Zusammenhang bewegt, um die Bedeutung dieser für die Einführung von Ausschreibungen zu bewerten (Kap. 4.1). Das Kapitel schließt mit einer übergeordneten Analyse, inwieweit es sich bei dem EEG 2017 um eine (in)kohärente Art staatlicher Steuerung handelt (Kap. 4.3). 4.1 Institutionelle Rahmenbedingungen In Übereinstimmung mit dem Ansatz ist die Betrachtung institutioneller Rahmenbedingungen sinnvoll und erforderlich, um „den Spielraum, aber auch die Beschränkungen staatlicher Steuerung in pragmatischer Absicht offen zu legen [sic!]“192. Im vorliegenden Kontext sind auf nationaler Ebene vor allem Pfadabhängigkeiten durch vorherige gesetzliche Regelungen, insbesondere das EEG 2014, einzubeziehen. Diese sind zwar nicht primär nationalstaatlichen Settings, aber der nationalen Gesetzgebung zuzuordnen, und entfalten daher Restriktionen der Gestaltungsmöglichkeiten. Ergänzend werden die aus dem energiepolitischen Zieldreieck ergebenden Anforderungen herausgearbeitet. Schwerpunktmä- ßig erfolgt die Darlegung von Vorgaben auf europäischer Ebene. Dabei liegt der Fokus auf primärrechtlichen Regelungen sowie insbesondere den Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020193. Auf nationaler Ebene ist die Umstellung auf Ausschreibungen für Windenergie nur nachvollziehbar, wenn die im EEG 2014 gelegten 192 Dose 2008a, S. 166 [Hervorheb. im Original]. 193 Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020, Abl. Nr. C 200, 1. 44 Grundlagen herangezogen werden. So bestimmte § 2 Abs. 5 EEG 2014 bereits: „Die finanzielle Förderung und ihre Höhe sollen für Strom aus erneuerbaren Energien […] bis spätestens 2017 durch Ausschreibungen ermittelt werden.“ Die Einführung wettbewerblicher und technologiespezifischer Ausschreibungen leitet sich damit aus dem EEG 2014 ab. Allerdings handelt es sich durch die gewählte Formulierung einer Soll-Vorschrift lediglich um eine Willensbekundung, aus der nicht zwingend Rechtsfolgen erwachsen. Eine Rechtsverbindlichkeit zur Einführung ergibt sich somit nicht.194 Weitere nationalstaatlich-institutionelle Settings wie die Kompetenzverteilungen zwischen Bund und Ländern spielten im Gesetzgebungsprozess hingegen eine untergeordnete Rolle.195 Ebenfalls von Bedeutung ist das – tendenziell durchaus abstrakt gehaltene – energiepolitische Zieldreieck. Es ist die Grundlage der gesamten staatlichen Energiepolitik in Deutschland und vereint die Ziele Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit, wobei alle drei Ziele gleichrangig verfolgt werden sollen.196 Auch an diesem Anspruch muss sich das EEG 2017 messen lassen, wenngleich eine fehlende Operationalisierung nur die Möglichkeit einer allgemeinen Einordnung eröffnet. Hinzu treten die Verflechtungen im europäischen Mehrebenensystem. Standen in der Vergangenheit vor allem Fragen im Spannungsfeld der Vereinbarkeit von Primärrecht – insbesondere die mit der Errichtung eines gemeinsamen Binnenmarktes einhergehenden Grundfreiheiten und hier wiederum die Warenverkehrsfreiheit197 – mit nationalen Fördermechanismen erneuerbarer Energien im Vordergrund,198 sind im Rahmen des EEG 2017 insbesondere Richtlinien der Europäischen Kommission einschlägig. Die Grundlagen der gesamteuropäischen Regelung zur Förderung erneuerbarer Energien gehen auf die Richtlinien 194 Vgl. u. a. Stiftung Umweltenergierecht 2014a, S. 21. 195 So wurde auf die Einberufung des Vermittlungsausschusses verzichtet. Für die Stellungnahme des Bundesrates zum EEG 2017 vgl. BR-Drs. 310/16(B); für die Gegenäußerung der Bundesregierung zu der Stellungnahme des Bundesrates vgl. BT-Drs. 18/8972. 196 Vgl. CDU/CSU/SPD 2013, S. 50. 197 Zwar fehlt Strom das Element des körperlichen Gegenstandes; er fällt aber unter den Begriff der Ware. Zur Definition der Ware vgl. EuGH, Urt. v. 10.12.1968, Rs. 7/68, Slg. 1968 (Kommission/Italien), 635, 642. 198 Vgl. u. a. EuGH, Urt. v. 1.7.2014, Rs. C-573/12, Slg. 2013 (Ålands Vindkraft), 16 sowie wie beschrieben EuGH 2016, Rs. T-47/15. 45 2001/77/EG199 und 2009/28/EG200 zurück. Während in letzterer noch unterschiedliche Maßnahmen zur Förderung erneuerbarer Energien in verschiedenen Mitgliedsstaaten bekräftigt und die Beeinträchtigung nationaler Mechanismen zur Förderung erneuerbarer Energien verneint wurden,201 rücken seit Kurzem vor dem Hintergrund der zunehmenden Integration erneuerbarer Energien in den europäischen Energiemarkt202 und der Harmonisierung von nationalen Fördersystemen203 insbesondere Ausschreibungen in den Fokus. Grundlage hierfür sind vor allem die im Jahr 2014 von der Europäischen Kommission – deren Zuständigkeit auch die Wettbewerbskontrolle umfasst – beschlossenen Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 (EEAG). In diesen wird u. a. festgeschrieben, dass Beihilfen nur noch im Rahmen von Ausschreibungen erfolgen können und letztere ab dem 1. Januar 2017 eingeführt werden sollten204. Beihilfen für Neuanlagen sind demnach seit dem 1. Januar 2017 nur noch im Rahmen von Ausschreibungen möglich. Die seitens der Kommission auferlegte Pflicht zur Einführung von Ausschreibungen wird unter expliziter Berufung auf die Leitlinien auch von der Bundesregierung als (Mit-)Begründung der grundsätzlichen Umstellung angeführt.205 Gegen die vermeintliche Eindeutigkeit, die mit der Berufung auf die Leitlinien einhergeht, sprechen jedoch mehrere Gründe. Neben Fragen nach der Rechtsanwendbarkeit und -verbindlichkeit der Leitlinien206 199 Richtlinie 2001/77/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 27.9.2001 zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt, Abl. Nr. L 283, 33. 200 Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 23.4.2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG, Abl. Nr. L 140, 16. 201 Vgl. Richtlinie 2009/28/EG, Rn. 25. 202 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 4. Das EEG 2017 soll hierzu vornehmlich mit einer Öffnung zur europaweiten Ausschreibung beitragen, auf die aufgrund der quantitativ untergeordneten Relevanz jedoch nicht weiter eingegangen wird. 203 Vgl. Europäische Kommission 2014, S. 8. 204 Vgl. Rn. 126 EEAG. 205 Vgl. u. a. BMWi 2015a, S. 2 sowie BT-Drs. 18/8860, S. 5, 154; zudem wird auf eine allgemeine Verständigung mit der Europäischen Kommission über die Maßnahmen im EEG verwiesen (vgl. BMWi 2016d). 206 Diese stellen insbesondere auf drei Argumentationslinien ab: Erstens finden die Leitlinien nur Anwendung, falls es sich um staatliche Beihilfen oder um eine aus staatlichen Mitteln gewährte Förderung handelt. Dies ist für das EEG wie beschrieben zumindest umstritten (vgl. Kap. 3.2.2; vgl. für eine weitergehende Ana- 46 gelten für die Anwendungspflicht der Richtlinie – so sie denn besteht – Ausnahmen. Dies betrifft die Bagatellgrenze (De-minimis-Grenze), welche sich für Windkraftanlagen an Land auf eine Stromerzeugungskapazität von 6 Megawatt (MW) oder 6 Erzeugungseinheiten mit einer installierten Leistung von bis zu 18 MW erstreckt.207 Auf nationaler und europäischer Ebene sprachen sich Akteure für die Ausschöpfung dieser Möglichkeiten aus.208 Auch einige Bundesländer209 schlossen sich der Forderung an. Diese Untergrenze durch die Vorgaben der Kommission wird vom Gesetzgeber im EEG 2017 jedoch nicht annähernd ausgeschöpft. So gilt die Bagatellgrenze nur bis zu einer Leistung von 750 Kilowatt (kW). Die Ausnahmen im Umfang von 18 MW finden lediglich in Bezug auf die Grenze von Bieterverfahren von Bürgerenergiegesellschaften Anwendung, nicht in Form einer grundsätzlichen Ausnahme zur Ausschreibungspflicht.210 Bezüglich der notwendigen Bedingungen für Ausschreibungen sind die Implikationen für die weitere Arbeit noch weitgehender. So bestimmen die Leitlinien, dass Ausschreibungen nicht erforderlich sind, falls ein höheres Förderniveau im Vergleich zu einer administrativ festgesetzten Einspeisevergütung oder die Realisierung nur weniger Vorhaben die Folge wäre.211 Auch dies ist im Laufe der Arbeit zu prüfen. Aus der Betrachtung der institutionellen Rahmenbedingungen gehen mehrere Erkenntnisse hervor. So existieren nationale Pfadabhängigkeiten und auf europäischer Ebene Vorgaben, die tendenziell in Richtung der Ausschreibungen weisen. Eine Rechtsverbindlichkeit und damit Pflicht zur Einführung lässt sich jedoch durch keinen der beiden lyse zum Spannungsverhältnis zwischen den Leitlinien und der Förderung erneuerbarer Energien auch Stiftung Umweltenergierecht 2014b). Zweitens ergibt sich aus Leitlinien, die das Beihilferecht betreffen, kein Zwang zur Rechtsanwendung (vgl. Scherb-Da Col 2015, S. 633 ff.). Drittens steht die Frage der Kompetenz- überschreitung der Kommission im Raum (vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 14). Teilweise wird daher argumentiert, „das Verdikt der Europarechtswidrigkeit [habe] die politische Auseinandersetzung um Sachargumente ersetzt“ (Stiftung Umweltenergierecht 2014a, S. 31). Im Rahmen der Arbeit wird trotz der Einwände von einer Anwendbarkeit ausgegangen, da die Beihilfelinien unabhängig von den aufgeworfenen Fragen erhebliche Prägekraft für die Ausgestaltung des EEG 2017 entfaltet haben. 207 Vgl. Rn. 127 EEAG. 208 Vgl. EnKliP 2015, S. 11. 209 So u. a. Nordrhein-Westfalen (vgl. BR-Drs. 458/15) und Niedersachsen (vgl. Bundesrat 2015, S. 421). 210 Vgl. Kap. 4.2.3. 211 Vgl. Rn. 126 EEAG. 47 Fälle eindeutig ableiten. Die Einführung kann hingegen unter bestimmten Umständen nicht erforderlich sein. Falls die Analyse die dafür hinreichenden Nebenfolgen bestätigt, kann die Infragestellung von Ausschreibungen als begründet angesehen werden. Schließlich muss sich das EEG 2017 auch am energiepolitischen Zieldreieck messen lassen, wenngleich dies lediglich generell-abstrakt möglich ist. 4.2 Windenergie im EEG 2017: Steuerung mittels dreier Leitgedanken Grundsätzlich sind die Änderungen im EEG 2017 in einem größeren Rahmen vom „produce-and-forget“212-Ansatz hin zu einer zunehmenden Marktintegration der erneuerbaren Energien zu sehen, deren Pfad bisherige Novellen bereits durch verschiedene Maßnahmen ebneten.213 Hierdurch erfolgte eine in den letzten Jahren sukzessive, aber kontinuierliche Marktorientierung erneuerbarer Energien.214 An dem grundsätzlichen Förderrahmen änderte sich hingegen wie beschrieben215 nichts. Mit der nun in Kraft getretenen Novelle sind die bisher stärksten Maßnahmen zur Marktintegration ergriffen worden, sodass von einem Systemwechsel216 gesprochen werden kann. Das EEG 2017 soll „der nächste und konsequente Schritt“217 sein. Auch im EEG 2017 bleibt der Förderrahmen zwar in Hinblick auf den zwanzigjährigen Zeitraum – abgesehen von marginalen Änderungen218 –, die Umlage auf den nichtprivilegierten Letztverbraucher und die Einspeisevergütung bestehen. Gewichtige Änderungen ergeben sich jedoch bei der Ermittlung der Höhe letzterer: Sie erfolgt nunmehr mittels Ausschreibungen. Vereinfacht gesprochen wird das Instrument der staatsseitig, administrativ festgelegten Einspeisevergütung durch Ausschreibungen zur Ermittlung der konkreten Förderhöhe ersetzt.219 Gemäß § 3 Nr. 4 EEG 212 Becker Büttner Held 2016, S. 9. 213 Bisherige Maßnahmen zur Intensivierung der Markt- und Systemintegration sind beispielweise die Einführung einer Marktprämie und der verpflichtenden Direktvermarktung (vgl. Purkus et al. 2014, S. 1 ff.). 214 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 1. 215 Vgl. Kap. 3.1. 216 Vgl. u. a. BT-Drs. 18/8860, S. 4. 217 BT-Drs. 18/8860, S. 146. 218 Im EEG 2014 erfolgte die Förderung zwar ebenfalls über einen Zeitraum von 20 Jahren, aber gemäß § 22 EEG 2014 zuzüglich des Jahres der Inbetriebnahme. 219 Dabei ist das Instrument der Ausschreibung keine grundsätzliche, sondern lediglich technologiespezifische Neuerung: Für Photovoltaikanlagen wurde das Instrument im Rahmen von Pilotausschreibungen bereits erprobt (vgl. BT-Drs. 48 2017 ist eine „Ausschreibung ein transparentes, diskriminierungsfreies und wettbewerbliches Verfahren zur Bestimmung des Anspruchsberechtigten und des anzulegenden Werts.“ Geboten wird durch die Teilnehmer auf diesen anzulegenden Wert, welcher sich aus dem Betrag des Börsenmarktwertes und der Marktprämie ergibt220, und der festlegt, wie viel die zu zahlende Fördersumme in Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) beträgt. Die Abgabe der Gebote erfolgt einmalig, projektbezogen und verdeckt.221 Ein Förderanspruch für Strom, der von Windenergieanlagen (WEA) produziert wurde, entsteht somit grundsätzlich nur noch dann, falls gemäß § 22 Abs. 2 S. 1 EEG 2017 für die Anlage ein von der Bundesnetzagentur (BNetzA) wirksam erteilter Zuschlag vorliegt. Teilnehmen an den Ausschreibungen können gemäß § 36 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2017 sämtliche Anlagen, die eine Genehmigung gemäß Bundes-Immissionsschutzgesetz222 (BImSchG-Genehmigung) vorweisen. Das abgegebene Gebot bezieht sich auf einen Vergütungssatz, dessen Basis durch das so genannte einstufige Referenzertragsmodell gebildet wird; je nach Güte des Windstandortes kann der gebotene Betrag damit höher oder niedriger ausfallen.223 Die Steuerung mittels fester Vergütungssätze weicht somit einer Preis- und Mengensteuerung durch Ausschreibungen.224 In ihrer Bewertung geht die Bundesregierung davon aus, dass „[i]m Ergebnis Ausschreibungen im Instrumentenvergleich am besten geeignet [sind], eine effektive Mengensteuerung und einen gesamtwirtschaftlich effizienten Ausbau der erneuerbaren Energien sicherzustellen“225. 18/8860, S. 5). Nach dieser Erprobung, die nach Ansicht des BMWi erfolgreich verlief (vgl. BT-Drs. 18/7287), wurden Ausschreibungen mit dem EEG 2017 auch für Windenergie eingeführt. 220 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 148. 221 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 148. 222 Bundes-Immissionsschutzgesetz in der Fassung der Bekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274), das durch Artikel 1 des Gesetzes vom 30. November 2016 (BGBl. I S. 2749) geändert worden ist. 223 Vgl. Anhang Abb. c. 224 International handelt es sich dabei um ein vergleichsweise wenig genutztes Verfahren: So wurden im Jahr 2015 in lediglich 14 verschiedenen Staaten Ausschreibungen im Bereich erneuerbare Energien durchgeführt, davon in 6 Staaten mit einem Umfang von 6.020 MW für Windenergie (vgl. REN 21 2016, S. 180); insgesamt betrug der Zubau von Windenergie im Jahr 2015 weltweit mehr als 63.000 MW (vgl. REN 21 2016, S. 75). 225 BT-Drs. 18/8860, S. 155. 49 Mit den Ausschreibungen ist der Kern der Maßnahmen zur Förderung der Windenergie an Land im EEG 2017 benannt. Mit der Einführung sind zudem weitere Änderungen verbunden. Die strukturierte und systematische Analyse des EEG 2017 kann erfolgen, indem zwischen drei dezidierten Leitgedanken unterschieden wird, die, abgesehen von flankierenden Maßnahmen, für die Veränderungen leitend sind. Sie betreffen (a) die Einführung von Ausschreibungen zur Erhöhung von Kosteneffizienz, (b) die Mengensteuerung des Ausbaus zur Einhaltung des Ausbaukorridors sowie (c) Erleichterungen für Bürgerenergiegesellschaften zur Beibehaltung der Akteursvielfalt. Die drei Leitgedanken sind vom Gesetzgeber vielfach hervorgehoben worden226 und damit, unabhängig von weiteren Änderungen infolge des Gesetzes,227 als wesentliche Änderungen auszumachen. Sie sind als direkte Reaktionen auf die Kostendebatte, den vermeintlich zu schnellen Ausbau und mögliche Nebenfolgen des Systemwechsels anzusehen, bilden daher auch die Hauptansatzpunkte für den nachfolgenden Analyseteil und strukturieren diesen. In den folgenden Unterkapiteln werden die mit den Leitgedanken verbundenen Steuerungsintentionen des Gesetzgebers untersucht. Dazu werden zunächst die Leitgedanken konkretisiert, die mit ihnen verbundenen Maßnahmen vorgestellt und anschließend die Steuerungskonzeptionen hergeleitet. Diese sind notwendig, um die vom Gesetzgeber getroffenen Annahmen systematisch zu untersuchen und um diese im Anschluss einer Plausibilitätsprüfung zu unterziehen. Der durch die individuelle Analyse der drei Steuerungskonzeptionen möglicherweise abzuleitende Ansatz, diese getrennt voneinander zu betrachten, ist nicht sinnvoll. Vielmehr bestehen teils starke Interdepen- 226 Vgl. u. a. BMWi 2015a, S. 2; BMWI 2016e, S. 2; BT-Drs. 18/8860, S. 147; BT- Drs. 18/8972, S. 1 f. 227 Das EEG 2017 enthält im Vergleich zum EEG 2014 viele weitere, teilweise sehr spezifische Änderungen, die mit den drei Leitgedanken nur mittelbar oder nicht in Verbindung stehen. Aufgrund des Umfangs der Regelungen wird von einer detaillierten Auflistung abgesehen. Für eine Übersicht weiterer Änderungen vgl. u. a. von Bredow Valentin Herz 2016, S. 11–16 sowie für die Windenergie, für die neben den Regelungen zur Ausschreibung deutlich weniger neue Änderungen bestehen, von Bredow Valentin Herz 2016, S. 23. 50 denzen zwischen den Maßnahmen und Zielen. Für den steuerungstheoretisch hergeleiteten Aufbau der Analyse ergeben sich aus dem engen Zusammenhang Implikationen, die eine trennscharfe und individuelle Analyse der jeweiligen Steuerungskonzeptionen wenig folgerichtig erscheinen lassen. Hervorzuheben ist darüber hinaus die Bedeutung des ersten Leitgedankens, der Einführung von Ausschreibung zur Steigerung der Kosteneffizienz und damit der Konkretisierung des positiven finanziellen Anreizes. Hierauf zielen die Maßnahmen in ihrer Gesamtheit letztlich ab: Die Steigerung der Kosteneffizienz als Grundlage der ersten Steuerungskonzeption direkt; die Mengensteuerung als notwendige Konkretisierung der Ausschreibungen; die Beibehaltung der Akteursvielfalt als Vermeidung bzw. Korrektur (nicht-)intendierter Nebenwirkungen. Die Analyse wird diesem Umstand gerecht, indem bei Notwendigkeit laufend Bezüge zwischen den Steuerungskonzeptionen hergestellt werden. 4.2.1 Teilkonzeption 1: Einführung von Ausschreibungen zur Erhöhung der Kosteneffizienz Erster Leitgedanke ist die Einführung von Ausschreibungen zur Erhöhung der Kosteneffizienz. Die Erreichung größtmöglicher Kosteneffizienz und der Abbau einer potenziellen Überförderung – welche sich durch die über 20 Jahre garantierte Vergütung besonders negativ auswirkt – sollen dadurch herbeigeführt werden, dass Strom aus erneuerbaren Energien künftig nur noch in dem Maße gefördert wird, das für einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen geboten ist.228 Dies soll über Ausschreibungen erreicht werden. Die Einführung dieser ist mit mehreren konkreten Regelungen verbunden, die das Ausschreibungsdesign und den Ablauf der Ausschreibungen konkretisieren. Die Ausschreibungen werden von der Bundesnetzagentur bekanntgegeben und zentral durchgeführt. Die Preisbestimmung erfolgt nach dem so genannten pay-as-bid-Verfahren, d. h. jeder bezuschlagte Bieter erhält gemäß § 32 Abs. 1 EEG 2017 den im Rahmen der Ausschreibung gebotenen Fördersatz. Die Gebote werden dabei einmalig und verdeckt sowie gemäß § 36f Abs. 1 EEG 2017 projektbezogen abgegeben. Zusätzlich ist geregelt, dass die Gebote zunächst nicht höher als der Höchstwert von 7,00 ct/kWh für den Referenzstandort sein dürfen. Ab dem 1. Januar 2018 ergibt sich dann gemäß § 36b Abs. 2 EEG 2017 der Höchstwert, indem der Durchschnitt aus den Gebotswerten des jeweils höchsten noch bezuschlagten Gebots 228 Vgl. BMWi 2016e, S. 2; vgl. auch BT-Drs. 18/8860, S. 147. 51 der letzten drei Gebotstermine um 8 Prozent erhöht wird. Nach Prüfung der Zulässigkeit der Gebote erhalten, beginnend bei dem niedrigsten Gebot und damit dem Grundsatz „Wer am wenigstens fordert, wird gefördert“229 folgend, die Bieter einen Zuschlag im vollen Umfang des Gebots. Diese Vorgehensweise erfolgt so lange, bis die Zuschlagsgrenze erreicht wird; dies ist der Fall, wenn das vorher festgelegte Ausschreibungsvolumen erstmalig per Zuschlag erreicht oder überschritten wird. Lediglich in drei Fällen230 entfällt die Ausschreibungspflicht zugunsten der bisherigen Vergütungssystematik. Nach Berechnungen des Gesetzgebers werden trotz der Ausnahmen mehr als 80 Prozent231 des Stroms aus neu zugebauten Anlagen wettbewerblich durch Ausschreibungen ermittelt werden. Durch die konkrete Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns wird die dahinterliegende Argumentation des Gesetzgebers deutlich: Da die garantierte, feste Einspeisevergütung entfällt, werde die Einführung von Ausschreibungen zu einem erhöhten Wettbewerb zwischen potenziellen Investoren führen. Zuschlag und damit Erfolg eines Projektes sind folglich abhängig von dessen kostengünstiger Ausgestaltung. Durch abgegebene Gebote wird somit wettbewerbsbasiert ein Fördersatz ermittelt, der im optimalen Szenario „gerade die Wirtschaftlichkeit der Anlagen ermöglicht“232, sodass dem Prinzip der Kosteneffizienz gerecht und unter steuerungstheoretischen Gesichtspunkten der positive finanzielle Anreiz optimiert wird. In der Folge wird eine sinkende Vergütung erwartet, sodass durch wettbewerblich ermittelte Förderkosten letztlich die Gesamtkosten des Fördersystems sinken.233 Damit dienen Ausschreibungen primär der Anpassung der Höhe des positiven finanziellen Anreizes. Basierend auf diesen Ausführungen kann folgende Steuerungskonzeption hergeleitet werden (vgl. Abb. 2): 229 BMWi 2016b, S. 3. 230 Dies betrifft gemäß § 22 Abs. 2 Nr. 1 EEG 2017 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 750 kW, gemäß § 22 Abs. 2 Nr. 2 EEG 2017 und aufgrund des Vertrauensschutzes Übergangsanlagen, die eine Genehmigung vor dem 1. Januar 2017 erhalten haben sowie gemäß § 22 Abs. 2 Nr. 3 EEG 2017 Pilotwindenergieanlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt bis zu 125 Megawatt. 231 Die Angaben gelten technologieübergreifend für die Energieträger Wind (onshore wie offshore) sowie Photovoltaik (vgl. BR-Drs. 310/16 S. 2). 232 BT-Drs. 18/8860, S. 155. 233 Vgl. BMWi 2015a, S. 2. 52 Erhöhte Wettbewerbsintensivität zwischen potenziellen Investoren K1 Niedrige Gebote auf Fördersätze I 1 K2 Sinkende Vergütung K3 Einführung von Geringere Gesamtkosten Ausschreibungen Fördersystem Abbildung 2: Teilkonzeption 1: Einführung von Ausschreibungen zur Erhöhung der Kosteneffizienz. Quelle: Eigene Darstellung. • Interventionshypothese I 1: Die Einführung von Ausschreibungen führt zu einer erhöhten Wettbewerbsintensität zwischen potenziellen Investoren. • Kausalhypothese K 1: Eine erhöhte Wettbewerbsintensität zwischen potenziellen Investoren führt zur Abgabe niedriger Gebote auf Fördersätze. • Kausalhypothese K 2: Die Abgabe niedriger Gebote auf Fördersätze führt zu einer sinkenden Vergütung. • Kausalhypothese K 2: Die sinkende Vergütung führt zu geringeren Gesamtkosten des Fördersystems. • Aktionshypothese: Die Einführung von Ausschreibungen führt zu geringeren Gesamtkosten des Fördersystems. 4.2.1.1 Interventionshypothese Die Interventionshypothese erscheint in einer ersten Annäherung plausibel. Nach der bisherigen Regelung war mit dem Einspeisen von Strom aus erneuerbaren Energien eine administrativ festgelegte Einspeisevergütung garantiert. Hieran knüpfte die Kritik, dass damit – durch eine unverhältnismäßig hohen Eigenkapitalrendite bei gleichzeitig geringem Investitionsrisiko – automatisch Gewinne verknüpft seien und kein marktwirtschaftlicher Ansatz, der Wettbewerb einschließt, verbunden sei. Denn eine garantierte Einspeisevergütung, so der Gang des Arguments, würde einem Wettbewerb um den niedrigsten Erzeugungspreis entgegenstehen.234 Dadurch, dass nunmehr eine Projektrealisierung ausschließlich nach einem erfolgreichen Bieterverfahren möglich ist, wird 234 Vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 22. 53 die Wettbewerbsintensität durch die Einführung von Ausschreibungen entsprechend tatsächlich erhöht.235 Bedeutung erlangen in diesem Kontext die konkreten Auktionsregelungen. Der Wettbewerbsintensität insbesondere zuträglich ist dabei die Ausgestaltung als pay-as-bid-Verfahren, das den Bieter an sein individuelles Gebot bindet und damit, in Verbindung der verdeckt abzugebenden Gebote und über das konkurrenzseitig notwendige antizipierte Bieterverhalten, zu einem starken Wettbewerb unter den potenziellen Investoren führt. Dies wiederum bedingt die Kosteneffizienz: Wie das BMWi selbst bekräftigt, muss für eine größtmögliche Kosteneffizienz im Rahmen des Förderregimes der Ausschreibungen „ausreichend Wettbewerb um die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen bestehen“236. Während die Kosteneffizienz, die hiermit eng in Verbindung steht, in der später folgenden Analyse der Kausalhypothese thematisiert wird, bestehen unter Rückgriff auf das instrumentenspezifische Wissen des Ansatzes jedoch insbesondere hinsichtlich des zentralen Kriteriums der Treffsicherheit Zweifel. Denn die spezifische Ausgestaltung macht es möglich, dass perverse effects auftreten, d. h. der anvisierten Verhaltenskorrektur der Normadressaten konträre Effekte.237 Dies wäre der Fall, wenn die Einführung von Ausschreibungen zu einer geringeren Wettbewerbsintensität führen würde. Möglich wäre dies durch strategisches Bieten, d. h. ein aggressives Bieterverhalten einiger Akteure bei frühen Auktionen, welches sich in geringen, wirtschaftlich unrentablen Gebotspreisen ausdrückt und in der Folge zu Eintrittshemmnissen anderer Bieter führt. Durch dieses strategische Bieterverhalten238 von meist gro- ßen Akteuren wird zunächst ein Verdrängungswettbewerb mit dem Ziel der Herstellung oder Sicherung der Marktmacht initiiert. Dabei werden über einen kurzen Zeitraum wirtschaftlich unrentable Gebote abgegeben oder Pönalen für die Nichterrichtung akzeptiert, da anschließend in einem Markt mit einer erhöhten Anbieterkonzentration – im Extremfall überschreitet das Angebot die Nachfrage – höhere Gebote abgegeben werden. Ist dies der Fall, können nach der Marktbereinigung unabhängig von der Wirtschaftlichkeitsberechnung höhere Fördersatze 235 Die erhöhte Wettbewerbsintensität durch Ausschreibungen ist eng verbunden mit der Begrenzung der Ausschreibungsmenge, welche in Kap. 4.2.2. behandelt wird. 236 BMWi 2015a, S. 2 [Hervorheb. im Original]. 237 Vgl. Dose 2008a, S. 233. 238 Vgl. hierzu u. a. IZES 2014, S. 45. 54 verlangt werden, sodass das Kostensenkungspotenzial geringer ist239 und langfristig höhere Gewinne realisiert werden. Letztere führen auf gesamtgesellschaftlicher Ebene jedoch zu Wohlfahrtsverlusten. Diese Betrachtung verdeutlicht zugleich die Bedeutung der Akteursvielfalt und flankierender Maßnahmen.240 Grundsätzlich ist an dieser Stelle zunächst festzuhalten, dass eine prinzipielle Geeignetheit des Steuerungsimpulses vorliegt, die Wettbewerbsintensität zu erhöhen. Ein, wie vom Gesetzgeber nahegelegt, zwingender Zusammenhang zwischen der Einführung von Ausschreibungen und einem erhöhten Wettbewerb ist hingegen zurückzuweisen.241 Unter Rückgriff auf weitere Bewertungskriterien lassen sich leichte Nachteile bei dem Kriterium Verwaltungsaufwand feststellen: Zum einen, da es – im notwendigen Vergleich alternativer Ansätze,242 also insbesondere im Vergleich zum EEG 2014 – zu der Durchführung von Ausschreibungen durch die Bundesnetzagentur als Bundesoberbehörde zusätzlicher staatlicher Maßnahmen bedarf. Hieran ändert auch die Ausnahme von Windenergieanlagen mit einer Leistung unter 750 kW, die mit geringeren Bürokratiekosten begründet wird,243 nichts. Der Verwaltungsmehraufwand ist dennoch als eher gering einzuschätzen. Der Gesetzgeber geht – bezogen auf den Energieträger Wind onshore – von Mehrkosten in Höhe von etwa einer halben 239 Vgl. IZES 2014, S. 45. 240 Dieser Problemkomplex und damit auch die Frage, ob nicht nur ein erhöhter, sondern hinreichender Wettbewerb vorliegt, kann erst unter Hinzuziehung der Überlegungen in Zusammenhang mit den beiden folgenden Steuerungskonzeptionen bewertet werden und erfolgt daher in Kap. 4.2.2. 241 Darüber hinaus kann ergänzend die Frage aufgeworfen werden, ob mehr Wettbewerb überhaupt notwendig ist. So argumentieren Nestle/Morris/Brunsch, dass erstens auch in anderen Bereichen der Energiewirtschaft Preise nicht wettbewerblich ermittelt werden, zweitens eine garantierte Vergütung aufgrund zusätzlicher Variablen wie der Windprognose nicht mit garantierten Gewinnen gleichzusetzen ist und drittens der international wachsende Windenergiemarkt dazu führt, dass der unter den Anlagenherstellern national wie international herrschende Druck, Innovationspotenziale zu erschließen, auf kontinuierlich hohem Niveau verbleibt (vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 22 f.). Hierfür sprechen auch deutliche Effizienz- und Effektivitätssteigerungen und hohe Lernkurven der Anlagenhersteller – eine heutige Durchschnittsanlage produziert im Schnitt neunmal mehr Strom als eine Durchschnittsanlage Mitte der 1990er Jahre (vgl. BWE 2015a, S. 12.) – trotz fester und garantierter Einspeisevergütung, die im Laufe der Jahre stark gesunken sind. Da sich der Gesetzgeber aber bereits für das Ausschreibungsmodell entschieden hat, ist instrumentenimmanent zu konstatieren, dass der Interventionshypothese im Grundsatz Geltung zukommt. 242 Vgl. Dose 2008a, S. 236. 243 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 2. 55 Million Euro244 aus. Nicht in die Berechnungen fließt jedoch ein, dass der Verwaltungsaufwand für Netzbetreiber durch unterschiedliche Vergütungshöhen voraussichtlich ansteigen wird.245 4.2.1.2 Kausalhypothese 1 Nebenwirkungen können nicht nur im Bereich der Interventionshypothese auftreten, sondern immer auch in Bereichen, die die Kausalhypothese abdeckt.246 Im Rahmen der vorliegenden Steuerungskonzeption ist insbesondere die Kausalhypothese K1 infrage zu stellen. Grundsätzlich sind durch das pay-as-bid-Verfahren und die damit verbundene Konkurrenzsituation kosteneffiziente, an der Grenze zur Wirtschaftlichkeit kalkulierte Gebote erforderlich und damit der Kosteneffizienz zuträglich. Dies führt zu Vorteilen insbesondere bei der dynamischen Effizienz: Die Nachfrageelastizität muss nicht mehr staatlich prognostiziert werden, was grundsätzlich nur periodisch erfolgen kann, da die Fördersätze bisher mindestens für einige Monate festgelegt waren. Stattdessen wird die Höhe des finanziellen Anreizes für das gewünschte Maß an Verhaltensänderung – d. h. dem Zubau von Anlagen – marktbasiert ermittelt; hierdurch wiederum ist auch der notwendige Umfang an staatlichem Steuerungswissen deutlich geringer. Auch eine potenzielle Überförderung247 wird abgebaut. Die Maßnahme wäre entsprechend als wirksam einzustufen. Ob die theoretischen Überlegungen, dass eine höhere Wettbewerbsintensität auch zu niedrigeren Geboten führt, auch in der Praxis zutreffend sind, lässt sich ex ante nicht treffsicher bestimmen. Jedoch sind Annährungen an die Frage aufgrund von zwei Hauptargumentationslinien möglich: Erstens die Einpreisung von Bieterrisiken und zweitens der internationale Vergleich. Hinsichtlich der Einpreisung von Bieterrisiken muss beachtet werden, dass der erhöhte Wettbewerb auch negative Einflüsse auf das Niveau der Gebote haben kann. Einem zu starken Kostenanstieg durch Marktversagen soll zwar auch hier präventiv der Höchstwert von zunächst 7,00 ct/kWh entgegenstehen.248 Jedoch kann es nach den ersten drei Ausschreibungsrunden auf Grundlage der geänderten Berechnungsgrundlage ab dem 1. Januar 2018 im Vergleich zum derzeitigen 244 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 173 f. 245 Vgl. BWE 2015b, S. 26. 246 Vgl. Dose 2008a, S. 130. 247 Vgl. hierzu Kap. 4.2.2. 248 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 181. 56 Höchstwert von 7,00 ct/kWh sowohl zu höheren als auch niedrigeren Höchstwerten kommen.249 Dies ist insofern von Bedeutung, als dass in der Preisgestaltung der Gebote nun zusätzliche Risiken Berücksichtigung finden, die im Förderregime des EEG 2014 und zuvor nicht aufgetreten sind. So werden die Risiken in Zusammenhang mit der Realisierung und des Zuschlags, weitere administrative Kosten250 sowie mögliche Pönalen oder Transaktionskosten251 in den Gebotspreis integriert werden müssen, die im Falle der bisherigen Regelungen durch die garantierte Förderung nicht angefallen wären. Auch die Verluste bei nicht bezuschlagten Projekten, die durch Vorplanungen bedingte, nicht erstattbare Kosten verursacht haben, müssen von Investoren Berücksichtigung finden. Vor diesem Hintergrund ist von einer Steigerung der finanziellen Risiken auszugehen.252 Zudem war die bisherige Regelung auch für Kapitalgeber wie Banken attraktiver,253 sodass möglicherweise höhere Zinsen verlangt werden. Durch die Einpreisung der Risiken und Mehrkosten ist daher nicht gesichert, ob die Fördersätze tatsächlich niedriger ausfallen als bei einem festen Einspeisetarif.254 Auch der Gesetzgeber selbst geht davon aus, dass „[d]ie Förderhöhe [...] im Vergleich zu den heute geregelten anzulegenden Werten nicht in allen Fällen sinken [muss]“255. Zudem lässt sich eine Annäherung anhand von Vergleichswerten vollziehen. Für Deutschland existieren bisher zwar keine, die sowohl die nationalen Gegebenheiten als auch den Energieträger Wind berücksichtigen. Für beide Merkmale getrennt, zum einen für den Energieträger Wind – dann jedoch in anderen Staaten – zum anderen für Vergleichswerte für den nationalen Bereich – dann jedoch für einen anderen Energieträger, konkret die Photovoltaik – ist dies hingegen möglich. Der Vergleich mit Ausschreibungen in anderen Staaten offenbart dabei unterschiedliche Erfahrungen.256 Für belastbare Generalisierungen sind die Ausschreibungsverfahren in allen zu betrachtenden Staaten noch 249 Vgl. BWE 2016b, S. 7. 250 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 153. 251 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 10. 252 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 10. 253 Vgl. Deutsche Bank Research 2016, S. 5. 254 Vgl. u. a. Deutscher Bundestag 2016, S. 10. 255 BT-Drs. 18/8860, S. 155. 256 Wie stets bei internationalen Vergleichen sind die nationalen Rahmenbedingungen andere. Für den Energieträger Wind bezieht sich dies vor allem auf die vorherrschenden Windbedingungen, aber auch die Akteursstrukturen, das Zinsniveau oder die Genehmigungskosten (vgl. BWE 2014, S. 6.). 57 nicht lange genug angewendet worden. Erste Ergebnisse, beispielsweise aus Italien oder Südafrika, weisen jedoch tendenziell darauf hin, dass kurzfristig durchaus ein Rückgang der Vergütungshöhe zu beobachten ist. Die ausführlichsten Erfahrungen hat bisher Brasilien gesammelt; hier war mittelfristig wieder eine Steigerung der Vergütungshöhen zu beobachten.257 Dies spricht zumindest in der Tendenz – wenn auch unter Vorbehalt – gegen einen zwingenden kausalen Zusammenhang zwischen der durch die Einführung von Auktionen herbeigeführten Erhöhung der Wettbewerbsintensität und niedrigen Geboten. Bei den Pilotausschreibungen für Photovoltaik-Freiflächenanlagen, deren Erfahrungen laut dem Gesetzgeber explizit auch dazu dienen sollten, auch auf andere Energieträger im Rahmen des EEG 2017 übertragen zu werden,258 wurden durchaus Kostensenkungen erzielt. Der Zuschlagswert lag jedes Mal am unteren Rand oder unter einer vergleichbaren, geschätzten Vergütung nach dem EEG.259 Fraglich ist jedoch, ob die Erfahrungen auf einen anderen Energieträger übertragbar sind. Dies erscheint insbesondere vor dem Hintergrund ungleich komplexerer und längerer Planungs- und Genehmigungsverfahren bei Onshore-Windenergieanlagen260 zweifelhaft. So ist eine Übertragung der gewonnenen Erkenntnisse nur sehr begrenzt möglich261 und technologiespezifische Pilot-Ausschreibungsverfahren hätten zur angemessenen Überprüfung des Kausalzusammenhangs stattfinden müssen. Die Erkenntnisse, die sich aus dem nationalen und internationalen Vergleich speisen, sind dabei nicht geeignet, die Kausalhypothese in ihrem Grundsatz zu bestätigen; sie sprechen eher für die Hypothese, dass ein zwingender kausaler Zusammenhang nicht vorliegt. Letztlich ist die Beantwortung der Frage, ob die erhöhte Wettbewerbsintensität zu niedrigeren Geboten auf Fördersätze führt, davon abhängig, ob potenzielle Gewinne an Kosteneffizienz und preissenkende Effekte im Rahmen von Ausschreibungen durch die Einpreisung des Risikoaufschlags und strategisches Bieterverhalten ausgeglichen oder sogar überkompensiert werden. Letzteres würde zu einer Nivellierung der Kosteneffizienzvorteile und höheren Fördersätzen als im vor- 257 Vgl. BWE 2014, S. 6, 29. 258 Vgl. BMWi 2016f, S. 1 f. 259 Vgl. BMWi 2016f, S. 8. 260 Vgl. Enercon S. 1. 261 Vgl. Agora Energiewende 2014, S. 6. 58 herigen Förderregime führen. Abschließend ist dies ex ante nicht festzustellen.262 Die international wie national vorliegenden Erfahrungswerte, die mögliche Einpreisung von Risiken und die Existenz präventiver Maßnahmen des Gesetzgebers im Falle von Marktversagen sprechen jedoch gegen einen zwingenden Kausalzusammenhang. In Hinblick auf das instrumentenspezifische Wissen lassen sich nichtsdestotrotz insbesondere bezüglich der angemessenen Höhe des Anreizes positive Wirkungen ausmachen, die vor allem die Wechselwirkung zwischen der beschriebenen dynamischen Effizienz und dem Ausmaß des erforderlichen Steuerungswissens betreffen. Dadurch, dass die Einspeisevergütung nicht mehr administrativ festgelegt, sondern durch das Bieterverhalten der Akteure ermittelt wird, ist das benötigte staatliche Steuerungswissen – das bei der vorliegenden Niveausteuerung grundsätzlich bereits geringer sein muss als bei einer Richtungssteuerung263 – deutlich geringer, da nunmehr kein Förderwert bestimmt werden muss, sondern sich dieser marktbasiert bildet. Lediglich für die administrativ bestimmte Begrenzung der Höhe auf 7,00 ct/kWh ist Wissen erforderlich; nach drei Ausschreibungsrunden wird die Höhe jedoch wie beschrieben ebenfalls marktbasiert ermittelt.264 Letztlich bedeutet dies: Statt bereits gehobene Kostensenkungspotenziale durch eine nachträgliche Degression einzupreisen – was immer nur mit einem time lag und nur iterativ bzw. durch einen „Prozess von Versuch und Irrtum“265 möglich ist – oder gar Kostensenkungspotenziale durch technologische Weiterentwicklungen zu antizipieren, was mit einem Risiko der Unterförderung verbunden wäre, erfolgt nun eine marktbasierte Anpassung, die eines der Hauptprobleme, die Bestimmung der angemessenen Höhe des finanziellen Anreizes, effektiv angeht. Auch ist das sonst nur äußerst schwierig oder nur näherungsweise zu ermittelnde Wissen über die Präferenzstrukturen bzw. die Nachfrageelastizität266 nicht mehr notwendig. Schließlich geht damit die Minimierung der Mitnahmeeffekte und durch den Höchstwert von 7,00 ct/kWh eine effektive Verhinderung der Überförderungen einher, was eng mit den dynamischen Effekten zusammenhängt: Durch die verdeckten Gebote und die Konkurrenz mit anderen potenziellen Investoren müssen die Bieter davon ausgehen, 262 Vgl. Agora Energiewende 2014, S. 10. 263 Vgl. Dose 2008a, S. 284. 264 Hierdurch wird mittelfristig auch der Einfluss von Lobbyverbänden auf die Höhe der Einspeisevergütung verhindert (vgl. Agora Energiewende 2014, S. 10). 265 Dose 2008a, S. 285. 266 Vgl. Dose 2008a, S. 285, 289. 59 dass – falls kein strategisches Bieten erfolgt – nur bei maximaler Kosteneffizienz und dem Heben aller Kostensenkungspotenziale ein Zuschlag erfolgt. Daher geht mit dem Ausschreibungsdesign eine dynamische Anreizwirkung einher, die nicht, wie bei Degressionsstufen, einmalig, sondern in jeder Ausschreibungsrunde fortlaufend Effekte erzielt. 4.2.1.3 Kausalhypothese 2 Der zweiten Kausalhypothese kann hingegen eine uneingeschränkte Gültigkeit bescheinigt werden. Da in der Regel nach dem pay-as-bid- Prinzip geboten wird267 – d. h. bei einem erfolgreichen Gebot wird der individuell gebotene Fördersatz gezahlt – ist richtigerweise von einem Kausalzusammenhang auszugehen: Der Zuschlag determiniert den Fördersatz. Niedrige Gebote auf die Fördersätze führen somit zu einer sinkenden Vergütung. 4.2.1.4 Kausalhypothese 3 Anderes ist für die dritte Kausalhypothese festzustellen. Zwar kann nicht infrage gestellt werden, dass niedrige Vergütungskosten potenziell geeignet wären, auch zu niedrigen Gesamtkosten zu führen. Diese Annahme besitzt jedoch, wenn überhaupt, nur ceteris paribus Gültigkeit, da die Gesamtkosten des Fördersystems durch eine Vielzahl weiterer Kosten bestimmt sind.268 Eine sinkende Vergütung führt somit nicht automatisch zu geringen Gesamtkosten des Fördersystems. Hinzu treten die beschriebenen potenziellen Risikoaufschläge, die zu höheren Vergütungssätzen führen können und der höhere Verwaltungsaufwand. Schließlich kann darüber hinaus generell kritisiert werden, dass es an einer Operationalisierung des gewünschten Impacts mangelt. Zwar ist dies bei einer Ex-ante-Analyse nicht so bedeutend wie bei einer ex post erfolgenden Evaluation,269 jedoch schränkt das Fehlen von Zielwerten die Möglichkeit einer detaillierten Bewertung durchaus ein. 267 Ausgenommen hiervon sind Bürgerenergiegenossenschaften, für die das Uniform-Pricing-Verfahren angewendet wird (vgl. Kap. 4.2.3). 268 So bestimmt sich die Höhe der EEG-Umlage neben der Kernumlage auch durch den Börsenstrompreis und die Höhe der Ausnahmen für energieintensive Industrien. 269 Vgl. Dose 2008a, S. 130. 60 4.2.2 Teilkonzeptionen 2-3: Festlegung von Ausschreibungsmengen (2) und Einführung von Präqualifikationsanforderungen (3) zur Mengensteuerung Zweiter Leitgedanke des Gesetzes ist die Mengensteuerung des Ausbaus zur Einhaltung des Ausbaukorridors. Er bezieht sich auf die quantitative Ausbaumenge, d. h. die festgelegte Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien.270 Unter der Einhaltung ist zu verstehen, dass sowohl eine Über- als auch Unterschreitung des Ausbaukorridors verhindert wird.271 Hierdurch sollen die Ausbauziele und damit letztlich auch die Klimaziele erreicht werden. Wesentliche Maßnahmen zur Zielerreichung sind die Festlegung einer Ausbaumenge und die Einführung materieller wie finanzieller Präqualifikationsanforderungen. Der Grundgedanke eines gesteuerten Ausbaus ist keineswegs neu. Bereits mit dem EEG 2000 wurden quantitative Ausbauziele des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch definiert. Bis einschließlich des EEG 2012 wurden jedoch Mindestziele definiert.272 Diesem Ansatz der Mindesterfüllung folgend wurde die Aufstellung ambitionierter Ziele273 wie auch deren Übererfüllung274 seitens der Regierung lange positiv bewertet. Erst durch § 1 Abs. 2 EEG 2014 wurde ein Ausbaukorridor beschlossen, der die Mindest- durch Maximalziele ergänzte. Dieser Ausbaukorridor ist unverändert in das EEG 2017 übernommen worden und beträgt – gemessen am Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch – 40 bis 45 Prozent bis zum Jahr 2025, 55 bis 60 Prozent bis zum Jahr 2035 und mindestens 80 Prozent bis zum Jahr 2050 (vgl. Abb. 3), wobei die obere Korridorgrenze275 angestrebt wird. Mit dem Korridor geht eine Verlangsamung der bisherigen Ausbaudynamik einher: Stieg der Anteil erneuerbarer Energien zwischen den Jahren 2010 und 2015 jährlich um durchschnittlich mehr als 2,5 Prozentpunkte, bedeutet der Ausbaukorridor eine 270 Der Ausbaukorridor betrifft dabei nicht nur die Windenergie an Land, sondern auch die Energieträger Solarenergie, Bioenergie inklusive Biogas sowie die Windenergie auf See. Da in dieser Arbeit jedoch nur die Regelungen für Windenergie an Land analysiert werden, finden die Regelungen für die anderen Technologien nur in Ausnahmefällen weitere Beachtung. 271 Vgl. BMWi 2016e, S. 2. 272 Der Zielanteil betrug, zuletzt gemäß § 1 Abs. 2 EEG 2012 – jeweils mindestens – 35 Prozent bis zum Jahr 2020, 50 Prozent bis zum Jahr 2030, 65 Prozent bis zum Jahr 2040 und 80 Prozent bis zum Jahr 2050. 273 Vgl. Deutscher Bundestag 2008, S. 17743. 274 Vgl. BMU 2011. 275 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 147. 61 durchschnittliche jährliche Steigerung von etwas mehr als einem Prozentpunkt bis zum Jahr 2025. Abbildung 3: Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch (bis 2015) sowie geplanter Ausbaukorridor (2016–2050) gemäß § 1 Abs. 2 EEG 2017 (Angaben in Prozent). Quelle: Eigene Darstellung mit Daten aus BMWi/AGEE-Stat 2016, S. 5. Während der Korridor als solcher somit nicht als Neuerung zu verstehen ist, verändert sich die Art der Steuerung und ist eng mit den Ausschreibungen verbunden, da die Einführung von Ausschreibungen immer auch eine Ausschreibungsmenge voraussetzt. Bis einschließlich zum EEG 2014 erfolgte die Einhaltung des Ausbaukorridors über eine Preissteuerung: Bei einer Überschreitung des durch den Ausbaukorridor festgelegten jährlichen Zubaus sollte die Anfangsvergütung gemäß § 29 Abs. 3 Nr. 5 EEG 2014 um bis zu 1,2 Prozent pro Quartal abgesenkt werden. Die Preissteuerung erwies sich jedoch als ineffizient und wurde von der Bundesregierung als nicht zielführend bewertet276: Der Ausbaukorridor wurde in den letzten Jahren stark überschritten, insbesondere die Dynamik des Windenergieausbaus an Land ist ungebrochen (vgl. Abb. 5). Entsprechend wurden die Vergütungssätze mehrfach angepasst,277 ohne dass sich korridorkonforme Entwicklungen einstellten. Dies deutet, unabhängig von der Bedeutung von Vorzieheffekten, darauf hin, dass der positive finanzielle Anreiz bisher zu hoch ausgestaltet war, sodass eine Überförderung anzunehmen ist. Im Rahmen des EEG 2017 soll die Übersteuerung – statt wie im EEG 2014 durch eine Preissteuerung mittels Degression der Vergütungssätze 276 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 154. 277 Zuletzt wurde die Anfangsvergütung für das 4. Quartal 2016 um 1,2 Prozent abgesenkt (vgl. BNetzA 2016). 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 25 20 35 20 50 Anteil erneuerbarer Energien und EEG–2017–Ausbaukorridor 62 – durch eine Mengensteuerung in Form einer Festlegung ausgeschriebener Mengen, die sich am Ausbaukorridor orientiert, ersetzt werden, die gemäß § 22 Abs. 1 EEG 2017 durch die Bundesnetzagentur festgelegt wird. Um den Zielkorridor durch eine „korridorkonforme Ausschreibungsmenge“278 einzuhalten, müssen die prozentualen Ausbauziele daher für jeden Energieträger in jährliche Zubaumengen umgerechnet werden. Vom Gesetzgeber werden diese quantitativ und damit operationalisierbar angegeben: Für Wind sind für das Jahr 2017 gemäß § 28 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2017 Ausschreibungsmengen von insgesamt 2.800 MW brutto bei drei Gebotsterminen vorgesehen. In den Folgejahren 2018 und 2019 bleibt die Gesamtmenge erhalten, ab dem Jahr 2020 erhöht sich die Ausschreibungsmenge gemäß § 28 Abs. 1 Nr. 3 EEG 2017 geringfügig auf insgesamt 2.900 MW.279 Gemäß § 28 Abs. 1a S. 2 EEG 2017 erhöht sich das Ausschreibungsvolumen für den Energieträger Wind zum nächsten Gebotstermin, wenn nicht die gesamte Ausschreibungsmenge des vorherigen Gebotstermins Zuschläge mangels Bietern gefunden hat. Zugeschlagene, aber nicht realisierte Mengen werden hingegen nicht auf das Folgejahr hinzugerechnet. Auf der anderen Seite soll eine Untersteuerung verhindert werden, d. h. eine Unterschreitung des Zielkorridors. Begründet wird dies damit, dass bei Ausschreibungen in anderen Staaten der Anteil nicht realisierter Projekte so hoch war, dass die geplante Ausbaumenge nicht erreicht und der Ausbaukorridor somit unterschritten wurde.280 Zusätzliche Bestimmungen, die in Zusammenhang mit der Steuerung des Ausbaus stehen, sollen dies im deutschen Fördersystem verhindern. Sie betreffen die finanziellen und materiellen Präqualifikationsanforderungen. Zu den finanziellen Präqualifikationsanforderungen gehören konkret Sicherheiten, die Pönale sowie zusätzlich Realisierungsfristen. Die Sicherheit errechnet sich gemäß § 31 EEG 2017 i.V.m. § 36a EEG 2017 aus der Leistung der Gebotsmenge, die mit 30 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung multipliziert wird. Für die Realisierung, d. h. dem Zeitraum zwischen einem erfolgten Zuschlag und der Inbetriebnahme der Anlage, wird im Regelfall gemäß § 55 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2017 ein Zeitraum von 24 Monaten ab der öffentlichen Bekanntgabe eingeräumt. Erfolgt die Realisierung nicht innerhalb der gesetzlich festgeleg- 278 BT-Drs. 18/8860, S. 181. 279 Für eine Auflistung der Gebotstermine und der jeweiligen Ausschreibungsmenge vgl. Anhang Abb. d. 280 Vgl. BMWi 2015a, S. 2. 63 ten Frist, wird eine Pönale fällig, die der Bieter zahlen muss. Diese errechnet sich auf Grundlage der Gebotsmenge und beträgt 10 Euro pro kW nach Ablauf des 24. Monats nach dem Zuschlag, 20 Euro pro kW nach Verstreichen des 26. und 30 Euro pro kW nach dem 28. Monat. Wird ein Zeitraum von 30 Monaten ab Bekanntgabe des Zuschlags überschritten, erlischt gemäß § 36e Abs. 1 EEG 2017 der Zuschlag. Die materiellen Präqualifikationsanforderungen sind wesentlich bestimmt durch die in der Regel erforderliche Vorlage einer immissionsschutzrechtlichen Genehmigung vor Teilnahme an der Auktion (sog. späte Ausschreibung).281 Durch die konkrete Ausgestaltung zur Verhinderung einer Überwie auch Unterschreitung der Ausbaumenge wird die idealtypische Steuerungskonzeption leicht abgewandelt. Die Flexibilität des Ansatzes wurde daher genutzt, um die gesetzliche Realität widerzuspiegeln. Ausgehend von den gesetzlichen Maßnahmen lässt sich die folgende Steuerungskonzeption formulieren: 281 Neben der grundsätzlichen Steuerung des Ausbaus existieren im EEG 2017 zwei Maßnahmen, die als flankierende Regelungen den Ausbau auf einer Subebene steuern und zu einer regionalen Verteilung beitragen sollen. Hierunter fällt zum einen, dass in einem durch Rechtsverordnung zu bestimmenden Gebiet in Norddeutschland (Netzausbaugebiet) nur 58 Prozent des durchschnittlichen Ausbaus der letzten drei Jahre zugebaut und damit die Netze in diesen Regionen entlastet werden sollen. Weitere Gebote aus dem Netzausbaugebiet finden dann keine Berücksichtigung mehr. Zum anderen handelt es sich um das bereits angesprochene Referenzertragsmodell, welches auf Grundlage der vorherrschenden Windverhältnisse den Vergütungssatz (bei windschwachen Standorten) nach oben bzw. (bei windschwachen Standorten) nach unten anpasst (vgl. Anhang Abb. c). 64 Verhinderung einer Verhinderung einer Unterschreitung der Ausbaumenge Überschreitung der Ausbaumenge K1 I 2 Einführung Erreichen der Ausbauziele finanzieller I 1 und materieller K2 Präqualifikationsanforderungen Festlegung von Errei- Ausschreibungsmengen chen der Klimaziele Abbildung 4: Teilkonzeptionen 2-3: Mengensteuerung des Ausbaus zur Einhaltung des Ausbaukorridors. Quelle: Eigene Darstellung. • Interventionshypothese I 1: Die Festlegung von Ausschreibungsmengen führt zu der Verhinderung einer Überschreitung der Ausbaumenge. • Interventionshypothese I 2: Die Einführung finanzieller und materieller Präqualifikationsanforderungen verhindert eine Unterschreitung der Ausbaumenge. • Kausalhypothese K 1: Die Verhinderung einer Über- und Unterschreitung der Ausbaumenge führt zum Erreichen der Ausbauziele. • Kausalhypothese K 2: Das Erreichen der Ausbauziele führt zum Erreichen der Klimaziele. • Aktionshypothese: Die Festlegung von Ausschreibungsmengen und die Einführung finanzieller und materieller Präqualifikationsanforderungen führen zum Erreichen der Klimaziele. 4.2.2.1 Interventionshypothese 1 Die Interventionshypothese I 1 ist als uneingeschränkt plausibel zu bewerten. Durch die Regelung, dass Ausschreibungsmengen festgelegt werden und dadurch ausschließlich Anlagen gefördert werden, die im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens einen Zuschlag erhalten haben, ist es unwahrscheinlich, dass über die Ausschreibungsmenge hinaus Anlagen errichtet werden.282 Denn diese müssten auch ohne Vergütung 282 Abweichungen hiervon werden sich Prognosen zufolge in den Jahren 2017 und 2018 ergeben. So ist in diesen Jahren teilweise mit einer deutlichen Überschreitung des Ausbaukorridors zu rechnen. Dies ist jedoch auf vor Inkrafttreten des EEG 2017 genehmigte, aber noch nicht errichtete Anlagen zurückzuführen (vgl. 65 eine wirtschaftliche Rentabilität vorweisen. Zwar ist die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendige Förderung gesunken, ohne zusätzliche staatliche Vergütungen sind die Windenergieanlagen jedoch aufgrund mangelnder Refinanzierungsmöglichkeiten über den Energy-Only- Market nicht wirtschaftlich rentabel betreibbar.283 Es ist daher davon auszugehen, dass durch die Festlegung von Ausschreibungsmengen eine Überschreitung der gesetzlich festgelegten Ausbaumenge effektiv verhindert wird.284 Für die Festlegung von Ausschreibungsmengen im Rahmen von Auktionen spricht vor dem Hintergrund der steuerungstheoretischen Überlegungen zudem, dass von der festen Einspeisevergütung bisher keine Steuerungswirkung ausging. Dies deutet auf eine falsche Einschätzung der Interessensstruktur der Adressaten hin: Offensichtlich wurde die Höhe des finanziellen Anreizes – wie an den mehrmals durch Degression angepassten Fördersätzen gezeigt wurde – falsch eingeschätzt. Die Festlegung einer Ausschreibungsmenge ist hingegen in Hinblick auf das Ausmaß des erforderlichen Steuerungswissens als effektiver einzuschätzen. Denn im Gegensatz zu der Preissteuerung mittels Einspeisevergütung, bei der die Festlegung der Höhe der Degression ein hohes staatliches Steuerungswissen erfordert, ist im Falle der Festlegung von Ausschreibungsmengen die Steuerung und Nachsteuerung deutlich einfacher zu initiieren. Mit der Festlegung einher gehen jedoch nichtintendierte Nebenfolgen, die auf Interdependenzen mit der Einführung von Ausschreibungen zurückzuführen sind. Die in der ersten Steuerungskonzeption angesprochenen Komponente der Herstellung hinreichenden Wettbewerbs – welche wie beschrieben zur Erfüllung des Kriteriums der hohen Wettbewerbsintensität und damit für die sinkende Vergütungshöhe grundlegend ist – steht in einem engen Bezug zur Ausschreibungsmenge und erfordert einen vergleichsweise hohen Bedarf an staatlichem Steuerungswissen. Unter Rückgriff auf die institutionellen Rahmenbedingungen ergibt sich eine nochmals erhöhte Relevanz der Thematik, da eine hinreichende Wettbewerbsintensität den Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 folgend die Voraussetzung von Ausschreibungen darstellt. Auch werden bei anderen Ener- BWE/VDMA 2017, S. 13). Die Begrenzung der Ausschreibungsmenge entfaltet daher noch keine Wirkung. 283 Vgl. IZES 2014, S. 38. 284 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 205. 66 gieträgern Ausschreibungen nicht angewendet, da die Wettbewerbssituation auf dem deutschen Markt als nicht ausreichend eingestuft wird.285 Dieser Argumentation folgend dürfte die Einführung von Ausschreibung nicht erfolgen, wenn kein hinreichender Wettbewerb im Windenergiemarkt herrscht. Voraussetzung hierfür ist grundsätzlich, dass die gebotene Menge, d. h. die Nachfrage, höher sein muss als die letztendlich geförderte Menge, d. h. das Angebot. Bei zu wenigen Bietern herrscht zu wenig Wettbewerb, da Bieter von dem Erfolg ihres Gebots ausgehen können und daher höhere Fördersätze verlangen können als unter vollständiger Konkurrenz. Dass die Voraussetzungen hierfür gegeben sind, kann als wenig plausibel eingestuft werden. Auch wenn die Ausprägung, ab der von einem hinreichenden Wettbewerb gesprochen werden kann, nicht operationalisiert ist, muss diese mindestens so definiert werden, dass die gebotene Menge den geplanten Brutto-Zubau von anfänglich 2.800 MW (2017–2019) bzw. 2.900 MW (ab 2020) überschreitet. Wie nachfolgende Berechnungen zeigen, betrug der jährliche Bruttozubau jedoch seit dem Jahr 2000 nur fünfmal mehr als 2.800 MW. Die Berechnung des jeweiligen jährlichen Durchschnitts ergibt für das Jahr 2016 einen Wert von 2.570 MW; in keinem Jahr lag der durchschnittliche Ausbau annähernd in der Nähe der Größenordnung von 2.800 MW (vgl. Abb. 5). 285 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 2. 67 Abbildung 5: Zubauzahlen der Windenergieleistung an Land (Angaben in MW). Quelle: Eigene Berechnungen und Darstellung mit Daten von BWE 2016c. Die korridorkonforme, anvisierte Ausschreibungsmenge von Windenergie an Land ist zwar im Vergleich zum EEG 2014 gesunken – sie ist mit zunächst 2.800 MW brutto geringer als die bisher anvisierten 2.500 MW netto.286 Trotzdem ist nach den dargelegten Zahlen nicht davon auszugehen, dass sich dauerhaft ein Angebotsüberschuss einstellt. Hierfür existieren zusätzlich zu den Ausbauzahlen mehrere Gründe: Wenn die bisherigen Fördersätze nicht ausreichten, um die Nachfrage so zu steigern, dass eine im Durchschnitt für den Wettbewerb hinreichende Zubaumenge herbeigeführt wird, ist fraglich, wie sich dies in einem Ausschreibungssystem, welches gerade zur Senkung der Förders- ätze beitragen soll, ändern soll. Die Häufung überdurchschnittlicher und für den Wettbewerb hinreichender Zubauraten zwischen 2013 und 2016 steht dieser Argumentation nicht entgegen: Sie offenbaren zwar das generelle Potenzial einer Überschreitung der Angebotsmengen nach dem EEG 2017, sind aber teilweise auf Vorzieheffekte zurückzuführen287, sodass es sich um Ausreißer handelt. Dann ist jedoch davon auszugehen, dass die gemittelten Werte des Zubaus der letzten Jahre das durch Flächenpotenziale und Planungskapazitäten determinierte maximale Zubaupotenzial darstellen. Vorzieheffekte bedeuten zugleich, dass mittelfristig nach einer kurzen Steigerung der Ausbauzahlen tendenziell – wie beschrieben ab dem Jahr 2019 – weniger Nachfrage auf dem 286 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 181. 287 Vgl. IW Köln 2016, S. 29. Zubauzahlen der Windenergieleistung an Land Ausbaukorridor gemäß EEG 2014 (netto) Zubau Onshore (brutto) Ausbaukorridor gemäß EEG 2017 (brutto) Jahresdurchschnitt Zubaumenge 68 Markt herrschen wird. Zu berücksichtigen ist auch, dass durch die Befreiung der Teilnahme von Ausschreibungen in Ausnahmefällen laut Gesetzgeber zwar energieträgerübergreifend immer noch mehr als 80 Prozent288 unter die Ausschreibungen fallen. Gleichwohl verringern die Ausnahmen das generell vorhandene Potenzial damit um etwa 20 Prozent – im Jahr 2015 läge damit rein rechnerisch der Ausbau nur noch knapp über dem Ausbaukorridor. Auch müssen immer vorhandene Nichtrealisierungsquoten – deren Höhe erst erfahrungsbasiert ermittelt werden kann, aber nach Schätzungen bei 10 Prozent289 liegen wird – in die Überlegungen und Festsetzung der Ausschreibungsmenge einbezogen werden.290 Damit würden nur zwei Drittel der bisherigen Ausbaumenge zukünftig ausgeschrieben werden. Liegt die Nichtrealisierungsquote bei 10 Prozent, verringert sich die tatsächlich realisierbare Ausbaumenge von 2.800 MW auf maximal 2.500 MW. Schließlich ist die potenzielle Intensivierung dieses Problems auf Grundlage von § 28 Abs. 1a S. 2 EEG 2017 zu beachten: Dieser schreibt die Übertragung von nicht bezuschlagten Ausschreibungsmengen auf den nächsten Gebotstermin fest, sodass die Ausschreibungsmenge zusätzlich durch die Zubaumenge der vergangenen Jahre determiniert ist. Dass ein Angebotsüberschuss durch einen Nachfragemangel auf das Folgejahr übertragen wird und somit ein noch höheres Angebot besteht, könnte das Problem eines Angebotsüberschusses letztlich jährlich sukzessive intensivieren. Dies vorausgesetzt liegt keine Knappheit vor; dann jedoch „[erscheint] die Nutzung eines Allokationsinstruments [...] wenig sinnvoll, wenn ohnehin (nahezu) das gesamte Angebot angenommen werden muss und bei der Festsetzung der Forderhohe nicht eine Allokationsentscheidung, sondern lediglich die Abschopfung von Uberrenditen im Vordergrund steht“291. 288 Vgl. Kap. 4.2.1. 289 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 36. 290 Vgl. Agora Energiewende 2014, S. 21. 291 Agora Energiewende 2014, S. 10. 69 Eine bisher kaum beachtete Nebenfolge betrifft längerfristige Effekte durch die Festlegung von Ausschreibungsmengen. Voraussichtlich ab dem Jahr 2020 kann ein gegenteiliger Effekt eintreten, wenn nach dem Auslaufen der über 20 Jahre festgelegten Fördersätze und aufgrund von technischen Gründen zunehmend und in einem größeren Maßstab Anlagen der starken Zubaujahre ab den 2000er Jahren repowert292 werden müssen.293 Dadurch, dass ab dem Jahr 2020 eine Brutto-Ausbaumenge von 2.900 MW den Ausbaukorridor determiniert, errechnet sich der tatsächliche mögliche Zubau unter Abzug des Zubaus, der Altanlagen ersetzt. Zwar ist die Menge des Abbaus nicht exakt bestimmbar;294 jedoch ist eine Annäherung unter Zugrundelegung einer regelmäßig veranschlagten Lebensdauer von 20 Jahren pro Anlage295 möglich (vgl. Abb. 6). Abbildung 6: Potenzieller Zu- und Abbau der Windenergieleistung 2021–2037 (Angaben in MW). Quelle: Eigene Berechnungen mit Daten von BWE 2016c. Darstellung in Anlehnung an Hermann/Peschel 2016. 292 Repowern bedeutet, dass im Regelfall ältere und leistungsschwächere Anlagen durch neuere Anlagen ersetzt werden. Einher gehen mithin Leistungssteigerungen und/oder eine geringere Anzahl von Anlagen. 293 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 36. 294 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 36; dies liegt unter anderem daran, dass 20 Jahre als Durchschnittswert angegeben werden und der tatsächliche Wert deutlich streuen kann; zudem ist es beispielsweise möglich, dass Anlagen abgebaut werden, ohne erneuert zu werden oder früher außer Betrieb gehen. 295 Diese Zeitspanne wird Berechnungen regelmäßig zugrunde gelegt (vgl. u. a. DIBt 2012, S. 24). Prognostizierter Zu- und Abbau der Windenergieleistung 2021– 2037 Prognostizierte Stilllegungen Maximaler Netto-Zubau Ausbaubegrenzung EEG 2017 70 Die Berechnungen zeigen, dass insbesondere nach dem Jahr 2021 der Netto-Zubau, also der additive Zubau, durch die Zunahme von voraussichtlichen Repower-Maßnahmen stark eingeschränkt wird. Dieser Effekt führt unter der genannten Prämisse dazu, dass in den Jahren 2022 und 2025 nur ein sehr geringer Zubau erfolgen kann und in 2023 sowie den Jahren 2034 bis 2037 die installierte Leistung sogar abnehmen müsste, da die Leistung für Repower-Maßnahmen höher wäre als die gesetzliche Ausschreibungsmenge. Dies hätte dann wiederum zur Folge, dass die Steigerung an installierter Leistung durch vergleichsweise kostenintensivere Energieträger, wie die Offshore-Windenergie und Photovoltaik, erreicht werden müsste.296 Gegen die Substituierung spricht die Wechselwirkung mit der Kosteneffizienz; so soll die Ausschreibungsmenge ja gerade gering gehalten werden, um die EEG-Umlage zu senken.297 In jedem Fall hätte dies negative Effekte in Hinblick auf das Erreichen der Klimaziele; der bestehenden Interdependenz wird im Rahmen der ersten Kausalhypothese unter Rückgriff auf diese Analyse nachgegangen. Unabhängig von der konkreten Höhe der Ausschreibungsmenge kann zudem grundsätzlich infrage gestellt werden, inwieweit die Festlegung von Ausschreibungsmengen für den Energieträger Wind an Land sinnvoll ist. Vor dem Hintergrund des Kriteriums der Kompatibilität gleichzeitig wirkender staatlicher Steuerung – und hier insbesondere vor der Kompatibilität eines Instrumentenbündels wie im vorliegenden Fall – ist festzustellen, dass die Begrenzung der Ausbaumenge den niedrigen Gesamtkosten des Systems wie auch den Leitlinien der Klimapolitik entgegensteht und damit ein inhärenter Widerspruch zugrunde liegt. Zwar kann die Festlegung von Ausschreibungsmengen grundsätzlich durchaus ökonomischer Effizienz gerecht werden. Dies gilt insbesondere für Energieträger mit vergleichsweise hohen Vergütungssätzen wie Biomasseanlagen mit Gülleverstromung,298 deren Bedeutung vergleichsweise gering, deren Ausbau im EEG 2017 aber ebenfalls begrenzt ist.299 Gegenteiliges gilt hingegen für die Begrenzung des Ausbaus der Windenergie an Land. Im Vergleich zu modernen konventionellen Kraftwerken sind die betriebswirtschaftlichen Kosten nur unwesentlich höher und unter Einbeziehung volkswirtschaftlicher Gesamtkosten niedriger.300 Die Vergütung liegt inzwischen regelmäßig deutlich Vgl. BT-Drs. 18/9096, S. 353. Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 181. Vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 17. Vgl. § 4 Abs. 1 Nr. 4 EEG 2017. Vgl. EnKliP 2014, S. 8. 71 unter 9 Ct/kWh301; Windenergie an Land ist damit die niedrigste aller erneuerbaren Energieträger und kann standortabhängig auch mit konventionellen Energieträgern konkurrieren.302 Frühere Kostensteigerungen der EEG-Umlage durch einen starken Ausbau sind hingegen vor allem auf die früher sehr hohen Fördersätze von teilweise mehr als 40 Ct/kWh für Photovoltaik zurückzuführen.303 Da sich die Kernumlage der EEG-Umlage aus den Fördersätzen ergibt, ist ein Anstieg dieser durch einen beschleunigten Ausbau der Windenergie nicht zu erwarten. Selbst der bislang stärkste Ausbau der Windenergie an Land im Jahr 2014 hat nur in einem sehr geringen Ausmaß Anteil zu einer erhöhten EEG-Umlage beigetragen.304 Im selben Jahr betrug der Anteil von Windenergie an der EEG-Strommenge 42,3 Prozent, während der aufgebrachte Anteil für Windenergie an den EEG-Auszahlungen bei 19 Prozent lag.305 Je 2.500 MW aus neuen Windenergieanlagen tragen nur mit rund 0,1 ct/kWh zur EEG-Umlage bei.306 Legt man das vom Gesetzgeber im EEG 2014 festgelegte Ziel von 12 ct/kWh307 für die Vergütung neuer Anlagen zugrunde, trägt ein beschleunigter Ausbau der Windenergie an Land sogar zur langfristigen Kostendämpfung bei. Auch findet sich ein Widerspruch in Bezug auf § 2 Abs. 3 EEG 2014, in dessen Tradition das Gesetz steht und in der die Fokussierung auf kostengünstige Technologien im Vordergrund stand; gleichwohl findet dieses Ziel im EEG 2017 keine explizite Erwähnung mehr. Auf der anderen Seite stünden dem beschleunigten Ausbau deutliche Vorteile in Bezug auf die Klimaschutzeffekte entgegen. Die pauschale Begrenzung, die den Ausbau der Windenergie inkludiert, ist somit aus ökonomischer Perspektive schwer zu rechtfertigen308 und wirkt gegen bestehende Maßnahmen zum Klimaschutz. Insbesondere in Hinblick darauf, dass in § 1 Abs. 1 EEG 2017 betont wird, dass das EEG zum Klima- und Umweltschutz dienen soll, ist die Ausbaubegrenzung für Windenergie an Land nur bedingt nachvollziehbar. Somit ist die Beschränkung der Ausbaumenge als in einem hohen Maße effektiv zu bewerten. Allerdings steht die Beschränkung in einer ersten Phase bis zum Jahr 2021 Vgl. BNetzA 2016. Für eine Übersicht der Stromgestehungskosten verschiedener Energieträger vgl. Anhang Abb. e. Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 18. Vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 17. 305 Vgl. BWE 2013, S. 11. 306 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 19. 307 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 18. 308 Vgl. EnKliP 2014, S. 8. 72 durch eine zu geringe Nachfrage dem Hauptziel der ersten Steuerungskonzeption des Gesetzes, einer Kosteneffizienz durch hohe Wettbewerbsintensität, entgegen. Zudem bestehen weitere weitreichende und negative Folgen in Bezug auf die Kosteneffizienz durch einen verlangsamten Zubau der Windenergie. In der Phase nach 2021 kehren sich die Effekte durch Repower-Maßnahmen um. Dann ist zwar mit einem höheren Wettbewerb und damit geringeren Vergütungen zu rechnen, allerdings auch kontraproduktiven Effekten in Bezug auf die Akteursvielfalt und Klimaziele. 4.2.2.2 Interventionshypothese 2 Neben einer Überschreitung ist auch die Verhinderung einer Unterschreitung von Bedeutung. Da die Überschreitung – unabhängig von der Zweckmäßigkeit – durch die ausgeschriebene Menge effektiv verhindert werden kann, liegt der Fokus hauptsächlich auf einer Verhinderung der Unterschreitung. Voraussetzung für die Verhinderung einer Unterschreitung ist grundsätzlich eine hohe Realisierungsquote der Vorhaben, die „leitend für die Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns war“309. Diese soll wie beschrieben durch die Einführung finanzieller und materieller sowie weiterer Präqualifikationsanforderungen erreicht werden. Durch die gewählte Ausgestaltung rechnet der Gesetzgeber nicht mit einer Unterschreitung der Ausbaumenge.310 Grundsätzlich geht es bei allen Präqualifikationsanforderungen um eine Abwägung: Es existiert ein Trade-off zwischen der Sicherstellung einer tendenziell hohen Realisierungsabsicht311 der auf die Ausschreibungsmenge bietenden Akteure312 einerseits und der Verhinderung von Nichtteilnahmen und damit eine verminderte Akteursvielfalt313 aufgrund von zu restriktiven Präqualifikationsanforderungen sowie einem 309 BT-Drs. 18/8972, S. 10. 310 Vgl. BT-Drs. 18/8972, S. 10. 311 Wie bereits bei der Prüfung der ersten Steuerungskonzeption beschrieben, können Nichtrealisierungen durch strategisches Bieten zur Sicherung der Marktmacht auftreten. Hinzu tritt im Zusammenhang dieser Steuerungskonzeption noch das so genannte Underbidding. Zugunsten eines möglichst niedrigen Gebots wird dabei ein idealtypischer Verlauf der Projektierung und Errichtung zugrunde gelegt. Bei Verzögerungen des Projektes oder Kostensteigerungen kann es dann dazu kommen, dass die wirtschaftliche Rentabilität durch eine mangelnde Beachtung des Kostendeckungsprinzips – insbesondere unerfahrener Akteure – zum zuvor abgegebenen Fördersatz nicht gegeben ist (vgl. Agora Energiewende 2014, S. 21). 312 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 156. 313 Vgl. u. a. BT-Drs. 18/8860, S. 205; die Implikationen auf die Akteursvielfalt werden in Kap. 4.2.3 analysiert. 73 daher zu hohen Risiko andererseits. Im vorliegenden Fall erwächst dieses Spannungsfeld vor allem aus dem verlangten Status der Projektierung vor Gebotsabgabe: Im EEG 2017 soll eine „späte Ausschreibung“ erfolgen. Dies bedeutet, dass eine Genehmigung nach Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG-Genehmigung) im Regelfall als Teilnahmevoraussetzung der Auktion vorliegen muss. Die BImSchG-Genehmigung beinhaltet eine Bündelung mehrerer Einzelgenehmigungen314, die im Vorfeld eingeholt werden müssen und teilweise mit einem erheblichen Zeitaufwand und hohen Kosten verbunden sind: Der Gesamtzeitraum vom Projektierungsbeginn bis zur Einreichung des immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsantrags beinhaltet eine Vielzahl von Maßnahmen315 und erfordert durchschnittlich 35 Monate. Das immissionsschutzrechtliche Genehmigungsverfahren selbst dauert im Schnitt zusätzliche 17 Monate.316 Zwischen dem Projektauftakt und der Inbetriebnahme der ersten Anlage liegen – stark abhängig vom Bundesland – im Durchschnitt 57 Monate und damit fast 5 Jahre317. Damit ist die Vorlaufzeit von Onshore-Windprojekten die zweithöchste aller erneuerbaren Energieträger nach Offshore-Windenergieprojekten.318 Die Kosten in diesen Phasen sind beträchtlich: bis zum Erhalt der BIm- SchG-Genehmigung liegen sie im Durchschnitt bei 70 Euro/kW319. Bei 314 Mit der Genehmigung einher geht eine Konzentrationswirkung: Die BImSchG- Genehmigung umfasst auch die auf anderen Fachgesetzen basierenden Genehmigungen für den Betrieb (vgl. Agatz 2015, S. 172). So fallen hierunter Genehmigungen aus dem Natur-, Artenschutz-, Luftfahrt- und Bauordnungsrecht (vgl. Agora Energiewende 2016, S. 11). Beispielsweise müssen Schallimmissions- und Schattenwurfprognosen, Angaben zu Rückbau- und Rekultivierungskosten und Artenschutzgutachten sowie gegebenenfalls auch Turbulenzgutachten, Angaben zu Auswirkungen auf das Erscheinungsbild von Kulturdenkmalen eingeholt werden (vgl. LUBW 2016, S. 5 ff.). Bei der Errichtung von weniger als 20 Windenergieanlagen wird gemäß Ziffer 1.6.2 des Anhangs zur 4. BImSchV (Verordnung über genehmigungsbedurftige Anlagen vom 2. Mai 2013 (BGBl. I S. 973, 3756), die durch Artikel 1 der Verordnung vom 9. Januar 2017 (BGBl. I S. 42) geändert worden ist) bei der imissionsschutzrechtlichen Genehmigung das vereinfachte Verfahren angewendet. 315 Vgl. hierzu u. a. Becker Büttner Held 2016, S. 24. 316 Vgl. Fachagentur Windenergie an Land 2015a, S. 22, 28. 317 Vgl. Fachagentur Windenergie an Land 2015a, S. 54. 318 Vgl. BWE 2015b, S. 17. 319 Vgl. Fachagentur Windenergie an Land 2015a, S. 56. 74 Zugrundelegung einer 3-MW-Anlage320 errechnet sich hieraus eine Vorleistung von 210.000 Euro, die pro Anlage erbracht werden muss.321 Durchschnittlich sind – neben der Vorfinanzierung der Planungsphase nun auch durch die finanziellen Präqualifikationsanforderungen und abhängig von der Anlagengröße – damit rund 10 Prozent322 der Gesamtkosten in Form von Entwicklungskosten im Vorfeld zu erbringen. Zwar erforderten auch die bisherigen Regelungen dieses Vorgehen, sodass sich an der Planung nur wenig ändert. Bisher war dies jedoch insbesondere aufgrund der festen Einspeisevergütung vergleichsweise unproblematisch, da die garantierte Einspeisevergütung einen hohen Grad an Investitionssicherheit erlaubte. Die nun durch das EEG eingeführten, späten Ausschreibungen führen jedoch dazu, dass die – im Vergleich zur Verstromung von konventionellen Energieträgern größtenteils vor Errichtung der Anlagen entstehenden323 – hohen Kosten neben dem Risiko der ex ante unbestimmten Förderhöhe,324 vor allem aber ohne die bisher recht verlässlich bestehende Sicherheit der Realisierung anfallen. Die Gefahr des Scheiterns und damit das Risiko eines Totalverlusts der Vorentwicklungskosten bzw. Investitionen – und damit von sunk costs – ist aufgrund der Charakteristika von Windenergieprojekten325 durch einen Nicht-Zuschlag deutlich wahrscheinlicher; das Hauptrisiko liegt vor der Errichtung der Anlagen. Der Gesetzgeber hat damit in Hinblick auf die beiden Optionen – frühe, d. h. ohne Vorlage der BImschG-Genehmigung stattfindende, oder späte, d. h. nur mit Vorlage der BImschG-Genehmigung stattfindende Ausschreibung – den vergleichsweise restriktiveren Weg gewählt. Zwar erreicht damit der Gesetzgeber seine Intention, dass bei Abgabe eines Gebots von einer hohen Wahrscheinlichkeit der Realisierung – sowohl in Bezug auf die Realisierungsabsicht der Bieter als auch, da zu diesem Zeitpunkt entscheidende Realisierungsrisiken ausgeräumt sind,326 auf die Wahrscheinlichkeit zu erfolgender Genehmigungen der Verwaltung, – auszugehen ist. Hierdurch erhöht sich die Sicherheit der 320 Die durchschnittliche Leistung einer im 1. Halbjahr 2016 errichteten WEA betrug 2.828 kW (vgl. Deutsche WindGuard 2016, S. 3). 321 Sowohl bezüglich des Finanzbedarfs als auch des Projektzeitraums sind im Einzelfall jedoch starke Abweichungen vom Durchschnitt zu beobachten (vgl. BMWi 2015b, S. 9). 322 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 213. 323 Vgl. Noothout et al. 2016, S. 1. 324 Vgl. Becker Büttner Held 2016, S. 18. 325 Vgl. Anhang Abb. f. 326 Vgl. BT-Drs. 18/8972, S. 10. 75 Bieter, zusätzlich sind spekulative Gebote deutlich unwahrscheinlicher.327 Zugleich sind mit dieser Entscheidung nichtintendierte Nebenwirkungen auszumachen: So können späte Ausschreibungen dazu führen, dass hohen Kosten im Vorfeld der Gebotsabgabe bei einem gleichzeitig erhöhten Risiko einer nicht erfolgenden Amortisation durch eine nicht erfolgreiche Gebotsabgabe von der Abgabe von Geboten abgesehen wird und es langfristig zu einer geringeren Akteursvielfalt kommt.328 Eine „frühe Ausschreibung“ wäre mit geringen Kosten im Vorfeld der Auktion und damit geringe potenzielle sunk costs sowie einer vergleichsweise frühen Sicherheit über die Förderhöhe einhergegangen, hätte aber dazu geführt, dass die Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte sinkt329 und damit die Verhinderung der Unterschreitung der Ausbauziele nicht mit derselben Treffsicherheit hätte garantiert werden können. Hinsichtlich des Verwaltungsaufwandes bestehen bei materiellen Präqualifikationsanforderungen im Vergleich zu finanziellen Präqualifikationsanforderungen zwar Nachteile; da letztere jedoch ebenfalls eingeführt werden, ist dies zu vernachlässigen. Auch die Einführung finanzieller und weiterer Präqualifikationsanforderungen dient der Erhöhung der Realisierungsrate. Zwar kann argumentiert werden, dass das Vorliegen einer BImSchG als Beweis für einen hinreichenden Willen zur Realisierung spricht und zusätzliche finanzielle Präqualifikationsanforderungen nicht erforderlich sind.330 Der Einsatz von letzteren führt jedoch durch die regulative Steuerung mittels Sanktionsandrohung unzweifelhaft zu höheren Realisierungsraten und erhöht damit die Wahrscheinlichkeit der Einhaltung des Ausbaukorridors. In Ländern, in denen keine Pönalisierung erfolgte, waren hingegen Marktkonzentrationstendenzen zu beobachten.331 Dies setzt allerdings voraus, dass die Pönalen und Sicherheiten hoch genug ausgestaltet sind. Die Bewertung der konkreten Höhen von Pönalen und Sicherheiten gestaltet sich ex ante schwierig. Für eine verlässliche Bewertung hätten, wie beschrieben, nicht nur für die Photovoltaik, sondern speziell auch für die Windenergie die Analyse umfassender Errichtungszyklen erfolgen müssen.332 Erneut können unterstützend Vergleichs- 327 Vgl. BWE 2016b, S. 9. 328 Vgl. BWE 2016b, S. 11. 329 Vgl. Ecofys 2015a, S. 10. 330 Vgl. BWE 2016b, S. 10. 331 So beispielsweise in Großbritannien, vgl. BWE 2014, S. 17. 332 Vgl. BWE 2014, S. 7. 76 werte aus anderen Ländern herangezogen werden, wobei wieder einschränkend erwähnt werden muss, dass sich ein Vergleich aufgrund unterschiedlicher Rahmenbedingungen schwierig gestaltet. Hierbei zeigt sich, dass eine erfolgreiche Steuerung „mitnichten der Fall ist“333 und eine Unterschreitung der Ausbauziele durch die Umstellung auf Ausschreibungen den Regelfall darstellt.334 Auch der Gesetzgeber selbst schätzt die Höhe der Sicherheit als vergleichsweise niedrig ein.335 Selbst wenn in theoretischen Überlegungen336 und auch vom Gesetzgeber337 teilweise von einer Realisierung von 90 Prozent der Ausschreibungsmenge ausgegangen wird, impliziert dies immer noch eine nicht vollständige Realisierung der ausgeschriebenen Mengen und damit eine Untererfüllung, von der ausgegangen wird. Hierfür spricht auch, dass der Gesetzgeber die angelegten Werte nicht nur der Sicherheiten für unter- , sondern auch die der Realisierungsfrist als überdurchschnittlich einschätzt.338 Eigentlich müsste, wenn von Nichtrealisierungsmengen ausgegangen wird, in der Folge die ausgeschriebene Menge höher sein als zur Erfüllung des anvisierten Ausbaukorridors nötig ist. Auch dass bezuschlagte, aber nicht realisierte Anlagen nicht bei der Ausschreibungsmenge der folgenden Jahre berücksichtigt werden, kann zu geringeren Realisierungsraten führen.339 Durch diese Überdimensionierung würde das bereits in der ersten Steuerungskonzeption beschriebene Problem des nicht-intensiven Wettbewerbs – insbesondere in den ersten Jahren mit einem geringen Repower-Anteil – jedoch verstärkt, da noch mehr Bieter an Auktionen teilnehmen müssten, damit ein Überangebot für Wettbewerb dafür sorgt, dass es zu einem Zielkonflikt zwischen dem antizipierten Realisierungsgrad und der Wettbewerbsintensität kommt. In der Bewertung kann abgesehen davon insbesondere die Kombination aus materiellen – und hier insbesondere die späte Ausschreibung – und finanziellen Präqualifikationsanforderungen als Grund angeführt 333 BWE 2014, S. 6. 334 Vgl. BWE 2014, S. 7. 335 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 212. 336 Vgl. Agora Energiewende 2016, S. 6. 337 Vgl. Deutscher Bundestag 2016, S. 36. 338 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 211 f. 339 Diese Maßnahme wird in der Literatur teilweise kritisiert (vgl. u. a. von Bredow Valentin Herz 2016, S. 26). Laut Bundesregierung ist die Übertragung nicht erfolgt, da eine Nichtrealisierung für sehr unwahrscheinlich gehalten wird (vgl. BT- Drs. 18/8972, S. 10). Diese Annahme ist im Lichte der bisher getätigten Ausführungen jedoch als nicht sehr wahrscheinlich einzustufen. 77 werden, dass der Gesetzgeber die Möglichkeiten zur Sicherheit der Realisierung der Projekte weit ausgeschöpft hat. Positive Wirkungen auf die Erhöhung der Realisierungsabsicht werden dabei weniger die finanziellen als vielmehr die materiellen Anforderungen, insbesondere die Notwendigkeit einer BImschG-Genehmigung, entfalten. Besonders ein Mangel an Erfahrungswerten für Ausschreibungen für den Energieträger Wind an Land und Erfahrungen in anderen Staaten lassen aber auch den Schluss zu, dass die Verhinderung einer Unterschreitung gleichwohl nicht gewährleistet ist.340 Die durch Nichtrealisierung von Vorhaben entstehenden Opportunitätskosten würden dann die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten erhöhen. Eindeutig ist jedoch, dass der Gesetzgeber klare Prioritäten in Hinblick auf die Realisierungswahrscheinlichkeit gelegt hat, möglicherweise zulasten der Akteursvielfalt. 4.2.2.3 Kausalhypothese 1 Die Kausalhypothese K1 ist nur unter der Prämisse als plausibel einzustufen, dass die Umrechnungen in konkrete Ausbaumengen korrekt erfolgten. Wenn der Ausbaukorridor weder über- noch unterschritten wird, werden die Ausbauziele erreicht. Im EEG 2017 ist hierzu keine Berechnungsmethodik aufgeführt. Da der Ausbaukorridor grundsätzlich auf das EEG 2014 zurückzuführen ist, finden sich die Grundlagen der Berechnung entsprechend im Begründungsteil dieses Gesetzes.341 Auch wenn in anderen Kontexten die zugrundegelegten Volllaststunden zugebauter Anlagen, die bis zum Jahr 2025 konstant mit durchschnittlich 2.100 Stunden pro Jahr angegeben werden, kritisiert werden, da sie die dynamische Effizienz nicht beachten und es sich um zurückhaltende Prognosen handelt,342 sind die Grundannahmen prinzipiell plausibel. Darüber hinaus wird die Analyse dadurch erschwert, dass bisher nur prozentuale Anteile an der Stromerzeugung als Ziele ausgegeben sind. Damit gewinnt die Variable des prognostizierten Strombedarfs – 340 Problematisch in diesem Zusammenhang ist zudem, dass eine Nichtrealisierung erst mit zeitlichem Abstand – für die 2017 erfolgenden Ausschreibungen frühestens Ende 2019 – festzustellen sein und ein entsprechendes Nachsteuern erst dann erfolgen können wird (vgl. BT-Drs. 18/8972, S. 10). Vgl. BT-Drs. 18/1304, S. 111 f. Vgl. iner 2016, S. 21. 78 neben anderen Faktoren wie der Effizienzsteigerung und Systemintegration343 – wesentlichen Einfluss darauf, ob die festgelegten Ausbaumengen ausreichend sind. Hierfür sind wie bei allen Langzeitberechnungen Szenarien mit unterschiedlichen Annahmen vonnöten. In verschiedenen Studien wurden hierfür Prognosen erstellt: Wenn von einem konstanten Stromverbrauch und einer Zubaumenge von 3.400 MW (brutto) der Windenergie an Land ausgegangen wird – also deutlich mehr, als im EEG 2017 vorgesehen –, kann mit einem Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch von 44,8 Prozent im Jahr 2025 gerechnet werden. Dies würde wie geplant dem oberen Ende des Ausbaukorridors, der bei 45 Prozent liegt, entsprechen. Im Jahr 2035 würde der Anteil bei 53 Prozent liegen, womit das Ziel von 55 Prozent nicht eingehalten würde. Bei einem steigenden Stromverbrauch, wie er etwa von einer zunehmenden Ausbreitung der Elektromobilität ausgehen könnte, würden die Ziele mit 42,8 Prozent (2025) und 46 Prozent (2035) deutlich verfehlt. Daher ist davon auszugehen, dass die beschlossenen Ausbaumengen eine Zielverfehlung für die Jahre 2025 und 2035 bedeuten.344 Auch andere Berechnungen kommen zu diesem Ergebnis. Bereits bei Annahme eines konstanten Strombedarfs reichen die im EEG 2014 festgelegten Zubauraten von 2.500 MW brutto – die damit höher liegen als die Zubauraten im EEG 2017 – nicht aus, um die langfristigen Ziele zu erreichen. Erst bei einer deutlichen Erhöhung auf einen jährlichen Zubau von 4.000 MW ab dem Jahr 2030 würden die Ausbauziele erreicht.345 Bei einer Erhöhung des Strombedarfs, welcher trotz Effizienzsteigerungen zu erwarten ist,346 lägen die notwendigen Zubauraten entsprechend deutlich höher: Hier müsste langfristig ein Zubau von 6.900 MW pro Jahr erfolgen.347 Da mit der Festlegung des Ausbaukorridors eine Verlangsamung des Ausbaus einhergeht, ist diese Zubauhöhe als nicht realistisch einzustufen; dies gilt insbesondere für die Phase nach dem Jahr 2021. Auch liegt der notwendige Zubau weit über den jährlichen Zubauraten. Soweit dies vor den ersten Ausschreibungsrunden bewertbar ist, wird das Risiko einer Verfehlung der Ausbauziele von manchen Akteuren entsprechend als sehr hoch348 einge- 343 Vgl. Agora Energiewende 2016, S. 33. 344 Vgl. Agora Energiewende 2016, S. 33 f. 345 Vgl. Bode/Groscurth 2014, insbesondere S. 26 f. 346 Vgl. Deutsche Bank Research 2016, S. 6. 347 Vgl. Bode/Groscurth 2014, S. 24. 348 Vgl. u. a. Deutscher Bundestag 2016, S. 11. 79 schätzt. Auf der anderen Seite ist, durch eine Änderung der Ausschreibungsmenge, ein potenziell erforderliches Nachsteuern vergleichsweise einfach möglich. Hiergegen sprechen zwei Gründe: Zum einen kann eingewendet werden, dass die gesetzlich bestimmte Erhöhung der Ausschreibungsmenge ab dem Jahr 2020 darauf hindeutet, dass der Gesetzgeber langfristig mit den im Gesetz festgelegten Mengen plant und daher keine Änderungen zu erwarten sind. Zum anderen würde eine Erhöhung der Ausschreibungsmenge durch die bereits genannten Implikationen und Wechselwirkungen mit anderen Zielen nichtintendierte Nebenfolgen hervorrufen. 4.2.2.4 Kausalhypothese 2 Die zweite Kausalhypothese ist durch die vorangegangenen Äußerungen als wenig plausibel einzuschätzen. Die Klimaziele schreiben eine Verringerung der Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2020 um 40 Prozent und bis zum Jahr 2050 um 80 bis 95 Prozent, basierend auf dem Niveau des Jahres 1990, fest.349 Die Zielerreichung ist von einer Vielzahl von, teilweise nur schwer oder nicht beeinflussbaren, Variablen abhängig.350 Die im EEG festgeschriebenen Maßnahmen sind zudem eine notwendige, wenn auch nicht hinreichende Bedingung für das Erreichen der Klimaziele. Nicht alle Variablen können in der vorliegenden Arbeit auf Plausibilität untersucht werden. Zwei Dinge sprechen aber vor allem gegen das Erreichen: Zum einen sind Reduktionen im Stromsektor elementar für das Erreichen der Ziele. Jedoch tragen insbesondere die für die Reduktionen notwendigen 15 GW an Kohlekraftwerken, die bis zum Jahr 2020 stillgelegt werden müssten, dazu bei, dass die Klimaziele im Sektor Strom aller Voraussicht nach verfehlt werden. Zweitens müssten auch in den beiden anderen Energiesektoren (Wärme und Verkehr) drastische Einsparungen erfolgen. Konkret ist jedoch eine fast vollständige Dekarbonisierung aller Sektoren bis zum Jahr 2050 notwendig.351 Dies erscheint wenig plausibel, da bisher der Fokus überproportional auf der Stromwende lag. Auch alle befragten Sachverständigen in der öffentlichen Anhörung zum EEG 2017 gehen davon aus, dass – im Kontext des EEG hauptsächlich aufgrund der erläuterten 349 Vgl. Deutsche Bundesregierung 2010, S. 5. 350 Vgl. u. a. Deutsche Bank Research 2016, S. 4. 351 Vgl. Agora Energiewende 2016, S. 34 f. 80 Mengenbegrenzung für den Ausbau erneuerbarer Energien – die Klimaziele nicht erreicht werden.352 Neben einem umgehenden Kohleausstieg wäre vor allem der vermehrte Zubau erneuerbarer Energien eine Möglichkeit, die Reduktionen so hoch wie möglich ausfallen zu lassen und damit auch verfehlte Zielerreichungen in anderen Sektoren zumindest teilweise auszugleichen. Dem stehen jedoch insbesondere die mit dem EEG 2017 beschlossenen Ausbaumengen entgegen, sodass ein Trade-off zwischen Klimazielen und Ausbaubegrenzungen auszumachen ist. 4.2.3 Teilkonzeptionen 4-6: Teilnahme ohne BImSchG- Genehmigung (4), Erleichterte Präqualifikation (5) und Uniform Pricing (6) zur Beibehaltung der Akteursvielfalt Der dritte Leitgedanke zielt auf Erleichterungen für Bürgerenergiegesellschaften zur Beibehaltung der Akteursvielfalt ab. Wie bereits angedeutet, kommt es durch die zuvor getroffenen Maßnahmen zu einer systematischen Benachteiligung kleiner Akteure, sodass mit dem Instrument der Ausschreibungen eine Gefährdung der Akteursvielfalt im Bereich der erneuerbaren Energien einhergeht. Die Beibehaltung der Akteursvielfalt durch eine simulierte Angleichung der Chancen für Bürgerenergiegesellschaften bei den Bieterverfahren ist daher die Grundlage des dritten Leitgedankens. Bereits im Koalitionsvertrag 2013 wurde festgeschrieben, „dass bei der Realisierung von Ausschreibungen eine breite Bürgerbeteiligung möglich bleibt“353 und „die […] bestehende Vielfalt der Akteure erhalten bleibt“354. Das Ziel der Partizipationsvielfalt wurde seitdem in einer Vielzahl von Publikationen des zuständigen Bundesministeriums in unterschiedlichen Stadien der Entwicklung der neuen Regelungen aufgegriffen und bekräftigt.355 Der Begriff „Akteursvielfalt“ ist dabei als eine heterogene Zusammensetzung der Akteure zu verstehen und keine rein quantitative Wertung.356 Gleichwohl „[bedeutet] Akteursvielfalt, dass sich eine Vielzahl von Akteuren an der Errichtung 352 Deutscher Bundestag 2016, S. 36, 39. 353 CDU/CSU/SPD 2013, S. 54. 354 CDU/CSU/SPD 2013, S. 55. 355 Vgl. u. a. für das Jahr 2014 BMWi 2014, S. 9, für das Jahr 2015 vgl. u. a. BMWi 2015a, S. 5 und für das Jahr 2016 vgl. u. a. BMWi 2016e, S. 10. Ausdruck der hervorgehobenen Bedeutung war zudem die Bildung einer Unterarbeitsgruppe Akteursvielfalt/Bürgerenergie im BMWi. Diese beschäftigte sich explizit mit den Auswirkungen des Systemwechsels auf die Bürgerenergiegesellschaften. 356 Vgl. Ecofys 2015b, S. 2. 81 und dem Betrieb von Anlagen beteiligten“357. Die Sonderstellung der Akteure zielt vornehmlich auf den Erhalt von Bürgerenergiegesellschaften358 als eigenkapitalbasierte Investoren für Erneuerbare-Energien-Projekte ab. Im EEG 2017 werden Bürgerenergiegesellschaften in § 3 Nr. 15 EEG 2017 erstmals rechtlich definiert. Bestimmendes Element ist demnach, dass die Bürgerenergiegesellschaft aus mindestens zehn natürlichen Personen als stimmberechtigten Mitgliedern oder Anteilseignern besteht.359 Insgesamt sind die Hürden zur Erlangung des Status als hoch zu bewerten360. Letzteres ist als zweckmäßig zu bewerten, da ausschließlich schützenswerte Akteure unter die Regelungen fallen und potenziellen Mitnahmeeffekten vorgebeugt wird. Negative Effekte können dadurch entstehen, dass die Einbindung professioneller Akteure durch die strikten Regelungen verhindert wird.361 Wie beschrieben existieren starke Interdependenzen zwischen dem Erhalt der Akteursvielfalt und den ersten beiden Steuerungskonzeptionen. So hängt die Einhaltung des Zielkorridors ebenso von der Akteursvielfalt ab wie die Kostensenkungen, die auf genügend Wettbewerb beruhen – das Risiko eines strategischen Bieterverhaltens steigt, wenn die Anzahl der Teilnehmer an einer Ausschreibung sinkt.362 Die Akteursvielfalt ist damit für die Erfüllung aller Leitgedanken von entscheidender Bedeutung.363 Ihr Erhalt ist als Ziel aufgenommen worden, um 357 BMWi 2015a, S. 5. 358 Neben dem Begriff Bürgerenergiegesellschaft ist zudem der Begriff Bürgerenergiegenossenschaft oder auch kurz Bürgergesellschaft geläufig. Im EEG findet jedoch ausschließlich der Begriff der Bürgerenergiegesellschaft Verwendung, sodass in dieser Arbeit ebenfalls auf diesen zurückgegriffen wird. 359 Hinzu treten weitere, detaillierte Voraussetzungen zur Erlangung des Status einer Bürgerenergiegesellschaft: 51 Prozent der Stimmrechte müssen bei natürlichen Personen liegen, die mindestens ein Jahr vor der Gebotsabgabe mit Hauptwohnsitz in dem Gebiet gemeldet sind, in welchem die Windenergieanlage errichtet werden soll. Ferner muss die Voraussetzung erfüllt sein, dass keines der Mitglieder oder Anteilseigner über mehr als 10 Prozent der Stimmrechte verfügt. Zudem muss gemäß § 36g Abs. 3 Nr. 3 lit. b) EEG 2017 nachgewiesen werden, dass die Gemeinde, in welcher die Windenergieanlage errichtet werden soll, eine zehnprozentige Beteiligung finanzieller Art an der Bürgerenergiegesellschaft hält oder ihr die Möglichkeit der Beteiligung zumindest angeboten wurde. Weiterhin muss die Gesellschaft nachweisen, dass weder ihr selbst noch einem ihrer stimmberechtigten Mitglieder in den vergangenen 12 Monaten ein Zuschlag für eine Windenergieanlage erteilt wurde (vgl. § 36g Abs. 1 Nr. 3 lit. b) EEG 2017). 360 Vgl. u. a. von Bredow Valentin Herz, 2016, S. 22. 361 Vgl. von Bredow Valentin Herz 2016, S. 22. 362 Vgl. IZES 2014, S. 45. 363 Vgl. u. a. IZES 2014, S. 10. 82 mögliche Nebeneffekte der Ausschreibungen zu verhindern oder zumindest abzumildern. Es handelt sich also um die Verhinderung intendierter Nebenfolgen, da die dritte Steuerungskonzeption darauf abzielt, erwartete Nebenfolgen abzumildern oder zu verhindern. Grundsätzlich setzen Ausschreibungen voraus, dass für alle Teilnehmer die gleichen Voraussetzungen und Zuschlagschancen vorliegen – eine Chancengleichheit, die auf dem deutschen Markt nicht gegeben ist.364 Die mit Ausschreibungen verbundenen Markteintrittshürden entfalten dabei, auch aufgrund ihrer Komplexität, einen „selektive[n] Abschreckungseffekt“365 der einer prohibitiven Wirkung gleichkommt. Hier setzen die drei Interventionen an, die zu einem – auch von der Bundesregierung366 – insgesamt als sehr hoch einzuschätzenden Regelungsbedarf führen. Daher werden die Maßnahmen aus den vorhergegangenen beiden Steuerungskonzeptionen teilweise und akteursspezifisch durch die Gewährung von Sonderregelungen, Ausnahmen und erleichterten Bedingungen, abgeschwächt. Denn die konkrete Gestaltung der Ausschreibungen beeinflusst die Planungs- und Errichtungsphase stärker als die Betriebsphase.367 Ein Ausschluss von den Auktionen für Bürgerenergiegesellschaften, der ebenfalls möglich gewesen wäre368, ist hingegen nicht vorgesehen. Generell soll erreicht werden, dass trotz unterschiedlicher ökonomischer Potenziale der Akteure eine Chancengleichheit hergestellt wird und dass mit den Auktionen verbundene Risiken und Markteintrittshürden begrenzt werden369, da andernfalls von einer Begünstigung ökonomisch stärkerer Akteure auszugehen ist.370 Die besonderen Ausschreibungsbestimmungen liegen in § 3 Nr. 15 EEG 2017 i.V.m § 36g EEG 2017 begründet. Die Erleichterungen sollen sich durch ein einfaches und transparentes Ausschreibungsdesign, niedrige Zugangshürden und möglichst geringe Bieterrisiken auszeichnen. Konkret soll dies durch drei Hauptmaßnahmen gewährleistet werden: Erstens können gemäß § 36 Abs. 1 EEG 2017 Gebote von bis zu sechs Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von bis zu 18 MW erfolgen, ohne dass, und damit abweichend vom Regelfall, zum Zeitpunkt der Teilnahme an der Auktion eine immissionsschutzrechtliche 364 Vgl. BWE 2016b, S. 4. 365 Fachagentur Windenergie an Land 2015b, S. 28. 366 Vgl. BMWi 2016e, S. 2. 367 Vgl. BMWi 2015a, S. 6. 368 Vgl. Kap. 4.1. 369 Vgl. BMWi 2015a, S. 5. 370 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 158. 83 Genehmigung vorliegt oder die Anlage als genehmigt an das Register gemeldet worden sein. Es muss lediglich gemäß § 36g Abs. 1 Nr. 1 EEG 2017 ein Gutachten über den erwarteten Stromertrag eingereicht werden. Die immissionsschutzrechtliche Genehmigung muss hingegen erst erbracht werden, nachdem der Zuschlag für die Förderung bereits erfolgt ist, sodass eine Erleichterung in Bezug auf materielle Präqualifikationsanforderungen erzeugt wird. Die Realisierungsfrist wird aufgrund des nachgelagerten Verfahrens um 24 Monate verlängert. Zweitens muss – statt wie bei den anderen Teilnehmern einmalig 30 Euro pro kW installierter Leistung – eine Sicherheit in Höhe von 15 Euro pro Kilowatt installierter Leistung bei der Gebotsabgabe vorliegen (so genannte „Erstsicherheit“) und weitere 15 Euro pro Kilowatt als Zweitsicherheit erst innerhalb von zwei Monaten nach Erteilung der BImschG-Genehmigung. Diese beiden Maßnahmen führen zu einer erleichterten finanziellen Präqualifikation. Drittens erhalten Bürgerenergiegesellschaften gemäß § 36g Abs. 5 S. 1 EEG 2017 nicht den Fördersatz, den sie im Rahmen der Ausschreibung geboten haben, sondern den Fördersatz des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotstermins (uniform pricing).371 Mit dem Bündel an Maßnahmen soll eine Stellung von Bürgerenergiegesellschaften gegenüber großen Unternehmen erreicht werden, die erstere nicht benachteiligen und zu einer Chancengleichheit aller Akteursgruppen unabhängig ihres ökonomischen Hintergrundes führen soll. Durch diese wiederum soll die Beibehaltung der Akteursvielfalt gewährleistet werden. Aus dieser Argumentation lässt sich folgende Steuerungskonzeption ableiten: 371 Neben die drei Hauptmaßnahmen treten weitere Maßnahmen zur Unterstützung, die jedoch einen allgemein-flankierenden Charakter vorweisen oder im Rahmen der Analyse als nachrangig einzustufen sind, der Vollständigkeit halber jedoch genannt werden sollen. Es handelt sich um die Aufhebung der Bindung an den konkreten Standort zugunsten einer Bindung an den Landkreis und die Initiierung von Beratungs- und Unterstützungsangeboten durch die Bundesregierung. 84 Simulierte Angleichung der Bieterchancen aller Akteursgruppen I 3 Uniform Pricing I 2 K1 Erleichterte materielle und finanzielle Präqualifikation I 1 Teilnahme ohne Beibehaltung der BImSchG-Genehmigung Akteursvielfalt Abbildung 7: Teilkonzeptionen 4-6: Beibehaltung der Akteursvielfalt durch eine simulierte Angleichung der Bieterchancen aller Akteursgruppen. Quelle: Eigene Darstellung. • Interventionshypothese I 1: Die Teilnahme von Bürgerenergiegesellschaften an Ausschreibungen ohne Vorlage einer BImSchG-Genehmigung führt zur simulierten Angleichung der Bieterchancen aller Akteure. • Interventionshypothese I 2: Die erleichterte materielle und finanzielle Präqualifikation für Bürgerenergiegesellschaften führt zur simulierten Angleichung der Bieterchancen aller Akteure. • Interventionshypothese I 3: Das Uniform-Pricing-Verfahren für Bürgerenergiegesellschaften führt zur simulierten Angleichung der Bieterchancen aller Akteure. • Kausalhypothese K 1: Die simulierte Angleichung der Bieterchancen aller Akteure führt zu einer Beibehaltung der Akteursvielfalt. • Aktionshypothese: Die Teilnahme ohne BIMSchG-Genehmigung, die erleichterten materiellen und finanziellen Präqualifikationsanforderungen und das Uniform-Pricing-Verfahren führen zur Beibehaltung der Akteursvielfalt. Noch bevor die Plausibilitätsprüfung der dritten Steuerungskonzeption erfolgt, soll zunächst analysiert werden, warum Bürgerenergiegesellschaften überhaupt einen erhöhten Schutz genießen sollten. Dies erklärt sich neben der systematischen Benachteiligung durch Ausschreibungen unter Rückgriff auf ihre herausragende Bedeutung und die positiven gesamtgesellschaftlichen Effekte. Ihre Anzahl – die seit 2001 kontinuierlich gewachsen ist372 – und Divergenz hat den Ausbau der 372 Vgl. Anhang Abb. h. 85 erneuerbaren Energien in Deutschland nicht nur geprägt, sondern gleichermaßen zu Effizienz- und Qualitätssteigerungen sowie Kostensenkungen geführt.373 Bürgerprojekte waren die Keimzelle der Energiewende von unten374, hatten vor allem in der Anfangsphase des Ausbaus eine hohe Bedeutung375 und haben bis heute376 einen wesentlichen Anteil an dem Ausbau erneuerbarer Energien, auch und vor allem in Bezug auf die Windenergie: Analysen der Eigentümergruppen installierter Windenergieleistung an Land zeigen, dass mehr als die Hälfte der Leistung (50,4 Prozent) als Bürgerenergie im weitesten Sinne klassifiziert werden kann.377 Auch mehr als ein Viertel der Nettoinvestitionen (26,0 Prozent) zur Stromerzeugung wurden von Investoren getätigt, die im weiteren Sinne als Bürgerenergie kategorisiert werden.378 Bürger können jedoch nicht nur materiell, sondern auch indirekt, initiativ oder begleitend in Projekten der Bürgerenergie tätig werden.379 Als Nutzeneffekte können gesellschaftliche wie auch volkswirtschaftliche Wirkungen angeführt werden: Darunter fallen hinsichtlich gesellschaftlicher Effekte vornehmlich die stärkere lokale Bindung, eine erhöhte Mitbestimmung und Transparenz, das damit verbundene vermehrte bürgerschaftliche Engagement380 und durch bereitgestellte Informationen eine höhere Akzeptanz von Projekten und damit der Energiewende insgesamt381. Auf gesamtwirtschaftlicher Ebene sind vor allem die Schaffung von Arbeitsplätzen, eine additive regionale und kommunale Wertschöpfung, eine höhere Akteursvielfalt und damit die Verhinderung 373 Vgl. u. a. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 13. 374 Dies ist auch vor dem Hintergrund eines der Ziele positiver finanzieller Anreize – die Eigeninitiative zu fördern – positiv zu sehen. 375 Im Wesentlichen sind vier Phasen des Ausbaus auszumachen: Zu Beginn der Neunzigerjahre Einzelanlagen und kleine Windparkprojekte in der Hand von Einzelpersonen, Mitte der Neunzigerjahre eine Öffnung des Marktes für professionelle Akteure und Projektentwickler, ab dem Jahr 2000 durch eine starke Komplexitätssteigerung die Umsetzung vermehrt durch Projektentwickler und seit etwa 2005 vermehrte Investitionen vor allem durch institutionelle sowie international agierende Investoren (vgl. BWE 2015c, S. 12). 376 Vgl. BWE, 2015b, S. 12. 377 Vgl. trend:research/Leuphana Universität Lüneburg 2013, 45 f.; allerdings fallen in der Studie darunter auch geringe Beteiligungsquoten von Bürgern und eine geringere Regionalität der Projekte (vgl. trend:research/Leuphana Universität Lüneburg 2013, S. 28 f.). 378 Vgl. trend:research/Leuphana Universität Lüneburg 2013, S. 50. 379 Vgl. BWE 2015c, S. 13. 380 Vgl. IZES 2016, S. 3. 381 Vgl. Viardot 2013. 86 marktbeherrschender Stellungen bzw. eine höhere Wettbewerbsintensität zu nennen.382 Teilweise werden auch Innovationsanreize auf technischer wie prozessualer Ebene383 und höhere Qualitätsstandards384 angeführt. Vor diesem Hintergrund ist davon auszugehen, dass der Akteursvielfalt auch bei der zukünftigen Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland eine entscheidende Rolle zukommen wird.385 Der Gesetzgeber erkennt diese Bedeutung an und hat daher die nun zu untersuchenden Maßnahmen ergriffen, um die multiplen Risiken so gering wie möglich zu halten. Diese Maßnahmen erscheinen vor den Ausführungen als gerechtfertigt. 4.2.3.1 Interventionshypothese 1 Während die bisherigen Regelungen einen hohen Grad an Investitionssicherheit und den vornehmlich risikoaversen386 Bürgerenergiegesellschaften Investitionen mit hoher Realisierungswahrscheinlichkeit erlaubten, ist dies durch die Einführung von Ausschreibungen nicht mehr möglich. Grundlegendes Element der simulierten Angleichung ist daher die Abgabe von Geboten durch Bürgerenergiegesellschaften ohne vorherige BImSchG-Genehmigung und bezieht sich damit vor allem auf die Planungsphase. Damit gründet die Regelung auf den im Rahmen der zweiten Steuerungskonzeption getätigten Ausführungen.387 Die Notwendigkeit eines Sonderweges für Bürgerenergiegesellschaften ergibt sich aus den Benachteiligungen für Bürgerenergiegesellschaften im Rahmen von Ausschreibungen. Zwar existieren für diese durchaus Vorteile388, die Nachteile gegenüber größeren Akteuren überwiegen jedoch. Hierzu zählen insbesondere Risiken durch Verzögerungen und Risiken bei der Finanzierung.389 Durch die Verfolgung eines Ein-Projekt-Ansatzes ist die Abhängigkeit eines Zuschlags hoch, da Verluste 382 Vgl. BWE 2013, S. 4 sowie IZES 2016, S. 3. 383 Vgl. BWE 2016b, S. 4. 384 Vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 13. 385 Vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 13. 386 Vgl. IE Leipzig 2015, S. 12. 387 Vgl. Kap. 4.2.2 388 Hierzu zählen u. a. ein leichterer Erwerb lokaler Errichtungsstandorte und eine im Gegensatz zu Unternehmen vergleichsweise geringere Verzinsung (vgl. Ecofys 2015b, S. 3). 389 Vgl. Ecofys 2015b, S. 3. 87 durch die Vorbereitungsphase – beispielsweise mittels einer Diversifizierung des Risikos auf andere Projekte390 – nur schwer ausgeglichen werden können.391 Auch können keine Skaleneffekte, wie sie bei der Vorbereitung mehrerer Projekte entstehen392, genutzt werden. Ferner zeichnen sich Bürgerenergiegesellschaften, wie im Definitionsteil gesehen, dadurch aus, dass das für eine Investition notwendige Eigenkapital von einer vergleichsweise hohen Anzahl von Investoren eingesammelt wird, die (fast) ausschließlich natürliche Personen sind. Die Nachteile durch eine „späte Ausschreibung“ fallen dadurch vergleichsweise deutlich aus. Der Gesetzgeber ermöglicht daher den Bürgerenergiegesellschaften eine frühere Teilnahme an den Auktionen, bei der noch keine BImSchG-Genehmigung vorliegen muss.393 Die nun im Vergleich zu anderen Akteuren frühzeitigere Teilnahme sorgt für eine Entlastung bei den Vorlaufkosten vor Gebotsbeginn. Damit sind auch potenzielle sunk costs geringer. Das dadurch gleichzeitig erhöhte Risiko der verringerten Realisierungswahrscheinlichkeit und damit verbundene Risiko der Unterschreitung des Ausbaukorridors wird hingegen insbesondere aufgrund der geringen Anzahl von Bürgerenergiegesellschaften als unbedeutend394 angegeben. Nachteile könnten jedoch darin bestehen, dass ohne die Vorlage einer BImSchG-Genehmigung die Finanzierung von Sicherheiten durch Banken schwieriger sein könnte.395 Die Teilnahme für Bürgerenergiegesellschaften ohne vorherige Erteilung der BIm- SchG-Genehmigung ist nach den Ausführungen damit als starkes Instrument einzustufen, um eine simulierte Angleichung vorzunehmen. Trotzdem besteht weiterhin die Möglichkeit, dass bei mehreren nicht erfolgten Zuschlägen wirtschaftliche Schäden in beträchtlicher Höhe auftreten, da bereits vor dem Erhalt der BImSchG-Genehmigung regelmäßig Kosten in Höhe von ca. 65.000 bis 90.000 Euro396 anfallen. 390 Vgl. BMWi 2016a, S. 6. Dies ist vor allem auf die strengen Restriktionen zur Erlangung des Status einer Bürgerenergiegesellschaft zurückzuführen, v. a., dass lediglich alle 12 Monate ein Zuschlag erfolgen darf (vgl. § 36g Abs. 1 Nr. 3 lit b) EEG 2017). 391 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 154. 392 Vgl. IE Leipzig 2015, S. 11. 393 Vgl. Anhang Abb. g. 394 Vgl. BT-Drs. 18/8860, S. 154. 395 Vgl. BMWi 2015a, S. 6. 396 Vgl. BWE 2016d, S. 5. 88 Dies kann ein Ausscheiden des Akteurs aus dem Markt zur Folge haben.397 Hilfsweise kann daher geprüft werden, ob nicht eine Erleichterung, sondern vielmehr die allumfängliche Beseitigung der Teilnahmepflicht an Ausschreibungen für Bürgerenergiegesellschaften möglich gewesen wäre. Potenziell bestünde diese Möglichkeit wie aufgezeigt auf Grundlage der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020 der Europäischen Kommission. Hiergegen sprechen mehrere Gründe, vor allem hinsichtlich der Treffsicherheit. Zunächst würde es nicht nur zu einer simulierten Angleichung der Bieter kommen, sondern zu einer erheblichen Besserstellung. Dies würde dem Wettbewerbsgedanken, der dem Gesetz zugrunde liegt, entgegenstehen, mithin auch dem Ziel, günstige Fördersätze durch einen möglichst hohen Wettbewerb zu erzeugen. Der Anteil realisierter Windparks in einer Größenordnung unter 6 WEA liegt zudem bei über 60 Prozent398, sodass – vorausgesetzt dieser Anteil bliebe auch in Zukunft stabil – nur 40 Prozent der Gesamtmenge unter die Ausschreibungsregelung fallen und somit aller Voraussicht nach ein unzureichender Wettbewerb vorliegen würde. Zudem wären viele Akteure eingeschlossen, deren Schutzbedürftigkeit nicht gegeben ist – so bauen auch finanzstarke Akteure Windparks in der genannten Größenordnung. Gleichfalls ist denkbar, dass größere Projekte aus strategischen Gründen kleiner dimensioniert werden, um unter die Regelung zu fallen. Hiermit verbunden wären eine Segmentierung des Marktes und gesamtwirtschaftliche Effizienzverluste.399 In Abwägung der zu erwartenden Nachteile ist daher die grundsätzlich verpflichtende Teilnahme auch für Bürgerenergiegesellschaften nachvollziehbar. 4.2.3.2 Interventionshypothese 2 Zu den erleichterten materiellen Präqualifikationen zählt zunächst die Verringerung der Erstsicherheit zur Angleichung der Chancen. Das Aufbringen einer um die Hälfte reduzierten Erstsicherheit ist als erleichternde Maßnahme mit aber tendenziell untergeordneter Bedeutung einzustufen; insbesondere in Hinblick darauf, dass durch die Hinterlegung einer Zweitsicherheit bei Bürgerenergiegesellschaften der Gesamtbetrag aller Akteure nach Zuschlag angeglichen wird. Teilweise wird argumentiert, dass diese als zusätzliches Sicherungsinstrument der Abgabe ernsthafter Gebote neben dem Einholen der weitaus aufwendigeren 397 Vgl. BWE 2016b, S. 11. 398 Vgl. BMWi 2015b, S. 12. 399 Vgl. BT-Drs. 18/9096, S. 2. 89 BImSchG-Genehmigung entbehrlich ist.400 In Hinblick auf die späte Ausschreibung folgerichtig ist die Verlängerung der Realisierungsfrist um 24 Monate auf 48 Monate, da das Genehmigungsverfahren nach BImschG nachgelagert ist und vor Beginn der Errichtung noch eingeholt werden muss. 4.2.3.3 Interventionshypothese 3 Der Erhalt des höchsten bezuschlagten Gebotswerts ist wiederum als effektives Instrument zu bewerten. Denn mit der Regelung einher geht eine deutlich erhöhte Wahrscheinlichkeit eines Gebotszuschlags: So können Bürgerenergiegesellschaften Gebote abgeben, die gerade dem Prinzip der Kostendeckung entsprechen. Bieten dann andere Akteure höhere Vergütungssätze, ergibt sich aus der Differenz zwischen dem Gebotswert der Bürgerenergiegesellschaft und dem höchsten noch bezuschlagten Gebot der Gewinn.401 Kritikwürdig ist, dass es damit nicht nur zu einer simulierten Angleichung, sondern Besserstellung der Bürgerenergiegesellschaften kommt. Denn die Rendite ist bei einem Zuschlag höher als bei anderen Akteuren. Auch kann ein sehr niedriges Gebot abgegeben werden, sodass der Zuschlag aller Voraussicht nach erfolgt. Dies geht jedoch zulasten der dynamischen Effizienz: Potenzielle Effizienzgewinne, die durch Bürgerenergiegesellschaften gegeben wären, werden nicht berücksichtigt. Stattdessen ist der Grad der dynamischen Effizienz immer an das höchste Gebot gebunden, sodass eine gewisse Ineffizienz vorhanden ist. Dies steht der Kosteneffizienz der ersten Steuerungskonzeption entgegen. Zudem besteht ein erhebliches Risiko, falls das – durch einen anderen Akteur abgegebene – höchste Gebot keinen wirtschaftlichen Betrieb ermöglicht. Möglich wäre eine leicht verstärkte dynamische Effizienz bei anderen Akteuren, damit diese das Höchstgebot unterbieten und nicht durch Gebote der Bürgerenergiegesellschaften aus dem Zuschlag fallen. Auch in der Gesamtbetrachtung aller drei Interventionen ist die Frage aufzuwerfen, inwieweit die Maßnahmen nicht nur zu einer Angleichung der Chancen, sondern sogar zu einer Bevorteilung von Bürgerenergiegesellschaften führen. Der bei anderen Plausibilitätsprüfungen erfolgte Vergleich mit anderen Staaten zur Klärung, ob die Maßnahmen zur Sicherung der Akteursvielfalt ausreichen, kommt dabei nicht infrage, da in kaum einem anderen Staat eine vergleichbare Akteursvielfalt herrscht – die Akteursvielfalt in Deutschland ist weltweit 400 Vgl. BWE 2016b, S. 10. 401 Vgl. Agora Energiewende 2016, S. 11. 90 einmalig.402 Trotzdem ist in der Bewertung davon auszugehen, dass das Risiko im Gegensatz zum Vergütungssystem des EEG 2014 absolut gestiegen ist, jedoch relativ zu den anderen Akteuren niedriger ist und es nicht nur zu einer Angleichung kommt, sondern – vorausgesetzt, die hohen Hürden zur Anerkennung werden erfüllt – Bürgerenergiegesellschaften „gegenüber den weiteren Teilnehmern an den Ausschreibungen in erheblichem Umfang privilegiert“403 sind.404 4.2.3.4 Kausalhypothese 1 Die Kausalhypothese ist hingegen als weitgehend plausibel zu bewerten. Kommt es zu einer echten Angleichung der Bieterchancen aller Akteursgruppen, wäre auch eine Beibehaltung der Akteursvielfalt zu erwarten. Möglicherweise wird, vor dem Hintergrund der ausgeschriebenen Menge, die geringer ist als die gemittelte Zubaumenge der letzten Jahre, die Akteursvielfalt gering zurückgehen, da weniger Zubau erfolgt; dies ist dann jedoch nicht auf die Ausgestaltung der Maßnahmen zur Beibehaltung der Akteursvielfalt, sondern der Ausschreibungsmenge zurückzuführen. Insgesamt ist damit festzuhalten, dass für Ausschreibungen für alle Teilnehmer die gleichen Voraussetzungen herrschen müssen. Dies ist auf dem deutschen Markt nicht der Fall, sodass eine Angleichung der Chancen gerechtfertigt ist. Dabei war eine Abwägung zwischen der Sicherung der Errichtung und den negativen Folgen für die Akteursvielfalt erforderlich. Dass diese ohne Pilotausschreibungen für den eigentlichen Energieträger erfolgt ist und auch für andere Energieträger keine langfristigen Erfahrungswerte vorliegen, ist hier erneut zu kritisieren. In der Summe und Wirkung der Maßnahmen geht die Angleichung jedoch so weit, dass es letztlich zu einer Bevorzugung kleinerer Akteure kommt, die vor dem Hintergrund der von ihnen ausgehenden, positiven Effekte jedoch gerechtfertigt erscheinen. 402 Vgl. BWE 2014, S. 7 sowie BWE 2016b, S. 4. 403 von Bredow Valentin Herz 2016, S. 17. 404 Noch nicht zu antizipieren sind die Folgen durch die kurz vor der Verabschiedung des EEG 2017 (vgl. BT-Drs. 18/9096, S. 66) erfolgten Ergänzungen gem. § 36g Abs. 6 EEG 2017. Diese erlauben den Ländern, weitergehende Regelungen zur Bürgerbeteiligung zu erlassen und eröffnen zumindest die Möglichkeit einer noch stärkeren Überprivilegierung der Bürgerenergiegesellschaften. 91 4.3 Zwischenfazit: Das EEG 2017 – (in)kohärente staatliche Steuerung? Basierend auf den bisher gewonnenen Erkenntnissen steht die Frage im Vordergrund, welche Implikationen das EEG 2017 vor dem Hintergrund eines größeren Rahmens aufweist. Auf Theorieebene entspricht dies im weiteren Sinne der Frage nach dem zukunftsfähigen Gesamtkonzept. Konkret soll erstens geklärt werden, ob und inwieweit sich das EEG 2017 an dem der gesamten staatlichen Energiepolitik zugrundeliegenden energiepolitischen Zieldreieck messen lassen kann. Zweitens sind im Laufe der Bearbeitung starke Interdependenzen und Widersprüche zutage getreten. Diese sollen nun gebündelt bewertet werden. Schließlich soll drittens eine Betrachtung des Konflikts zwischen der starken staatlichen Steuerung im Feld der erneuerbaren Energiepolitik und dem Ziel der Heranführung dieser an den Markt stattfinden. 4.3.1 Energiepolitisches Zieldreieck Wie beschrieben orientiert sich die Bundesregierung bei der Energiepolitik an dem so genannten energiepolitischen Zieldreieck, welches sich aus Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit zusammensetzt. Dabei wird wie aufgezeigt die Gleichrangigkeit der Ziele betont – es soll sich also um ein gleichseitiges Dreieck handeln. Auch wenn aufgrund fehlender Operationalisierung der Ziele eine Einordnung nicht eindeutig vorzunehmen ist, zeigt die Analyse, d. h. der Abgleich zwischen den Leitgedanken und den Zielen des Dreiecks, dass vor allem der Kostenaspekt und damit die Wirtschaftlichkeit schwerpunktmäßig Beachtung finden. Sowohl die Einführung von Ausschreibungen als auch die Verlangsamung des Ausbaus sind diesem Ziel zuzuordnen. Dass die Einführung von Ausschreibungen tatsächlich zu einer erhöhten Wirtschaftlichkeit beiträgt, ist nach der Analyse möglich, aber auch fraglich. Der Ausbaukorridor und die mit ihm flankierenden Maßnahmen zur regionalen Verteilung dienen zwar auch der Versorgungssicherheit; gleiches gilt für die Akteursvielfalt. Die Umweltverträglichkeit hingegen ist, insbesondere durch die Deckelung des Ausbaus der Windkraft und ihre dadurch langfristig geringen Zubauraten, unterrepräsentiert. Dies ist umso schwerwiegender in Hinblick darauf, dass durch neuere Entwicklungen wie die Verabschiedung des so genannten Pariser Abkommens auf der UN-Klimakonferenz Ende 2015 tendenziell eine noch stärkere Fokussierung auf den beschleunigten Ausbau erneuerbarer Energien gelegt werden müsste. 92 4.3.2 Das EEG 2017 – Ein Gesetz der Widersprüche? Im Zuge der Bearbeitung sind zudem mehrere potenzielle Unvereinbarkeiten offensichtlich geworden, die im Folgenden noch einmal einer Gesamtbewertung unterzogen werden sollen. Im weiteren Sinne ist bei der Frage, ob es sich um ein „Gesetz der Widersprüche“405 handelt, das Kriterium der Kompatibilität mit gleichzeitig wirkenden Einflüssen staatlicher Steuerung angesprochen, welches auch die Kompatibilität der Instrumente im Zusammenspiel mit anderen Instrumenten beinhaltet.406 Dies berührt zum einen Widersprüche durch die konkrete Ausgestaltung des Gesetzes. Dabei hat der Gesetzgeber grundsätzlich erkannt, dass „die widerstreitenden Interessen Realisierungsrate – Kosteneffizienz – Akteursvielfalt – Akzeptanz in einen angemessenen Ausgleich gebracht werden müssen“407. Im Rahmen der Betrachtung zeigten sich hier starke Widersprüche und Zielkonflikte zwischen den einzelnen Steuerungskonzeptionen, die nicht erkennbar aufzuheben sind. Dies betrifft in einer ersten Phase – etwas bis zum Jahr 2021 – insbesondere den Aspekt der Wettbewerbsintensität. Bereits unter Berücksichtigung der derzeitigen durch Flächenpotenziale und Planungsprozesse determinierten Ausbaudynamik, die vergleichsweise höher ist als die Mengenbegrenzung im Gesetz, die die Ausbaudynamik verringert, ist unklar, ob ein hinreichender Wettbewerb bei Ausschreibungen erfolgen wird. Das Problem intensiviert sich durch die Übertragung nicht bezuschlagter Ausschreibungsmengen. Ein hinreichender Wettbewerb ist somit nicht zu erwarten. Um diesen sicherzustellen, müsste die Ausschreibungsmenge geringer ausfallen als das Gesetz dies vorsieht. Damit würde jedoch eine Reduzierung der Ausbaudynamik einhergehen, die dem Klimaaspekt des Gesetzes entgegenläuft. Auch wäre die Akteursvielfalt durch einen intensivierten Wettbewerb stärker gefährdet. In einer zweiten Phase – etwa ab dem Jahr 2022 – kann eine gegenläufige Entwicklung prognostiziert werden. Durch notwendige Repower- Maßnahmen wird der als Brutto-Ausschreibungsmenge festgelegte Zubau stark eingeschränkt. Hiermit sind voraussichtlich positive Effekte in Bezug auf die Wettbewerbsintensität und damit das Preisniveau der Fördersätze verbunden. Jedoch sind die Ausbau- und Klimaziele in einem hohen Maße gefährdet. Dies gilt insbesondere für das Jahr 2023 405 Dobertin 2016. 406 Vgl. Dose 2008a, S. 235. 407 BMWi 2016e, S. 2. 93 und die Jahre 2034 bis 2037, in denen nach dem gegenwärtigen Rechtsrahmen voraussichtlich ein Abbau erfolgen müsste. Auch besteht ein Spannungsfeld zwischen möglichst restriktiven Anforderungen für die Ausschreibungen und einer möglichst hohen Anzahl an Bietern, die wiederum für die Wettbewerbsintensität und damit für möglichst geringe Gebote von Bedeutung ist. Der Gesetzgeber wählte hier eine vergleichsweise restriktive Ausgestaltung, sodass davon auszugehen ist, dass die dadurch entstehenden Mehrkosten für Bieter durch Risikoaufschläge eingepreist werden. Dies kann jedoch die Fördersätze ansteigen lassen und steht damit der Kosteneffizienz entgegen. Gleichwohl ist immer noch mit einem gewissen Grad an Nichtrealisierung und befreiten Ausnahmen zu rechnen. Somit müsste die Ausschreibungsmenge nochmals erhöht werden, was wieder mit dem Ziel des ausreichenden Wettbewerbs kollidieren würde. Zugleich musste der Gesetzgeber Ausnahmen in Form zusätzlicher Maßnahmen für Bürgerenergiegesellschaften schaffen, um die Auswirkungen intendierter Nebenfolgen durch einen erhöhten Wettbewerb einzugrenzen. Dies steht nicht nur der Marktorientiertheit des Gesetzes entgegen, welches im Folgenden noch thematisiert wird; auch ist fraglich, inwieweit Bürgerenergiegesellschaften trotz wirksamer Erhöhung der Chancen im Bieterprozess tatsächlich das Risiko des Bietens eingehen. Sinkt jedoch die Beteiligung von Bürgerenergiegesellschaften am Ausbau, verringert sich der Wettbewerb. Insgesamt sind die Interdependenzen so mannigfaltig und vielschichtig, sodass die Kompatibilität mit gleichzeitig wirkenden Einflüssen staatlicher Steuerung innerhalb des Gesetzes selbst als gering einzuschätzen ist. 4.3.3 Grenzen der Marktkompatibilität Schließlich tritt auch ein grundsätzlicher Konflikt in den Vordergrund, der im Spannungsfeld der Förderung erneuerbarer Energien und der Heranführung an den Markt seinen Ausdruck findet. Wie beschrieben ist eine erhöhte Marktkompatibilität erklärtes Ziel der Novelle. Zunächst ist anzumerken, dass mit positiven finanziellen Anreizen stets auch die Gefahr einhergeht, dass Anpassungen gehemmt werden,408 wie dies gerade bei den Steinkohlesubventionen der Fall ist. Damit dies nicht für die erneuerbaren Energien eintritt, ist eine Heranführung an den Markt daher grundsätzlich als sinnvoll anzusehen, um mittel- und langfristig die Übernahme langfristiger Risiken, die für die Betreiber anderer Kraftwerke bereits bestehen, auch für Investoren erneuerbarer 408 Vgl. Dose 2008a, S. 283. 94 Energien zu gewährleisten.409 Dieses Risiko ist aber „nie Selbstzweck, sondern eine Folge von Wettbewerb, der Effizienzgewinne generieren [kann]“.410 Bei dem Ausbau erneuerbarer Energien wurde mit Ausbauzielen und -korridoren jedoch ein politisches Ziel formuliert. Die Nachfrage ist somit, vor allem auch im Zusammenspiel mit dem Einspeisevorrang, determiniert. Damit wird auch die normalerweise geltende Argumentation, dass Preisrisiken Effizienzsteigerungen hervorrufen, ausgehebelt: Die Nachfrage, die normalerweise durch Marktmechanismen hervorgebracht wird, ist durch den Staat festgelegt.411 Der Markt muss diese damit nicht mehr ermitteln und der Preis ist kein verlässlicher Indikator mehr für ein herrschendes Über- oder Unterangebot.412 In der Folge bedeutet dies, dass die Übertragung von Preisrisiken nicht zwingend zu Effizienzsteigerungen beiträgt und die determinierte Nachfrage stattdessen unter geringstmöglichen Kosten gedeckt werden muss.413 Dass dies am ehesten durch einen möglichst starken Zubau der Windenergie an Land als günstigstem Energieträger möglich ist, war ein wesentliches Resultat der vorangegangenen Betrachtung, das an dieser Stelle nochmals Bedeutung entfaltet. Stattdessen wird jedoch versucht, durch Maßnahmen eine Marktintegration anzustreben, die durch die politisch formulierten Ziele so nur schwer erreicht werden kann. Schließlich tritt hinzu, dass selbst bei der Verfolgung eines marktbasierten Ansatzes und einer zunehmenden Marktintegration im EEG 2017 Instrumente und Beschränkungen verwendet werden, die diesem Ansatz entgegenstehen. Zu nennen ist hier insbesondere der zunächst geltende Höchstwert von 7,00 ct/kWh, der durchaus auch als mangelndes Vertrauen des Gesetzgebers in die sonstigen Instrumente gewertet werden kann – er ist „angesichts der starken Wettbewerbsbetonung systemwidrig“414. Ist ein Höchstwert jedoch erst eingeführt, wäre auch die Einführung eines Mindestpreises zur Verhinderung ruinösen Wettbewerbs gerechtfertigt.415 Eine konsequente Marktorientierung würde sich zudem erst in technologieneutralen Ausschreibungen und keiner Mengenbegrenzung ausdrücken. Hierfür bietet das EEG 2017 erste Ansatzpunkte, zugleich bleibt aber die Frage, 409 Vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 25. 410 BDEW 2013, S. 28. 411 Vgl. BDEW 2013, S. 28. 412 Vgl. Nestle/Morris/Brunsch 2016, S. 26. 413 Vgl. BDEW 2013, S 28. 414 BWE 2016b, S. 7. 415 Vgl. BWE 2016b, S. 7. 95 „[…] wer Angst vor Wettbewerb und Markt hat. Die Erneuerbaren bräuchten, wenn es denn unternehmerischen Freiraum gäbe, den Wettbewerb nicht zu fürchten; aber sie werden gedeckelt“416. Die vorausgegangenen Ausführungen zeigen, dass es fraglich erscheint, inwieweit es sich um ein zukunftsfähiges Gesamtkonzept handelt. Zwar ist die Novelle eingebettet in die Pfadabhängigkeiten des EEG 2014 und verweist auf europäische Restriktionen; dies ist jedoch, wie in den institutionellen Rahmenbedingungen ausgeführt, nicht überzeugend. Insbesondere der gebremste Ausbau bei bestehenden Klimazielen lässt vermuten, dass baldige Novellen notwendig sind. Zumindest eine Anpassung der Ausschreibungsmenge ist insbesondere mittel- und langfristig unumgänglich. 416 Deutscher Bundestag 2016, S. 9.

Chapter Preview

References

Zusammenfassung

Das EEG 2017 wurde als Paradigmenwechsel gefeiert. Zweifellos waren mit der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes insbesondere für die Windenergie an Land weitreichende Änderungen verbunden. Im Zentrum stand die Einführung von Ausschreibungen – und die Hoffnung einer höheren Marktintegration und Kosteneffizienz.

Inzwischen ist Ernüchterung eingekehrt und der Ausbau der Windenergie zum Erliegen gekommen. Waren die Folgen in dieser Form abzusehen? Basierend auf einem steuerungstheoretisch-problemlösungsorientierten Ansatz der Gesetzesfolgenabschätzung wird dieser Frage nachgegangen. Konkret werden die Problemlösungsfähigkeit des Policy-Designs untersucht, die Leitgedanken einer Plausibilitätsprüfung unterzogen und das Gesetz auf nichtintendierte Nebenfolgen überprüft.

Die Studie zeigt: Das EEG bietet grundsätzlich ursachenadäquate Lösungen an. Die Analyse der Steuerungskonzeptionen verweist hingegen auf eine unbefriedigende Zielerreichung. Politikempfehlungen zeigen Alternativen auf.