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Vorschlag für eine mittelfristig angelegte Strategie zur Förderung regenerativer Energien
Dieser Vorschlag entstand auf Initiative des Arbeitskreises Energie des BUND – Bund für Umwelt- und Naturschutz Deutschland – unter Mitarbeit eines externen Beraterkreises. Er wird getragen vom Arbeitskreis und unterstützt von den Mitgliedern des Beraterkreises: Stephan Kohler, Geschäftsführer Niedersächsische Energieagentur; Dr. Horst Meixner, Geschäftsführer Hessenenergie ; Dr. Joachim Nitsch, Abteilungsleiter Systemanalyse und Technikbewertung, DLR Stuttgart ; Dr. Herrmann Scheer MdB, Präsident von EUROSOLAR ; Dr. Fridtjof Spreer, Abteilungsleiter Energie und Verkehr im Ministerium für Umwelt, Energie und Verkehr des Saarland ; Christof Timpe, Koordinator Energie im Öko-Institut. Vom Arbeitskreis Energie des BUND haben beratend mitgewirkt: Prof. Dr. Hans Ackermann, Prof. Dr. Uwe Leprich, Dr. Ludwig Trautmann-Popp, Dr. Klaus Vajen; Wolfgang Schulz hat die Substanz der Ausführungen zur Biomasse beigesteuert.
Inhalt 1 Situation und Handlungsbedarf 1.1 Die aktuelle Ausgangssituation 2.1 Freiwillige Fördermaßnahmen 2.2 Staatliche Förderinstrumente
Erneuerbarer Energien müssen in Zukunft die Nutzung fossiler Energieträger ablösen und sollten schon mittelfristig in weit bedeutenderem Umfang als bisher ausgebaut werden. Das Weißbuch der europäischen Kommission zu den erneuerbaren Energien setzt das Ziel, ihren Anteil an der Energieversorgung der EU bis zum Jahr 2010 auf 12% zu verdoppeln. Wege zur Erreichung solcher mittelfristiger Ziele sind in diversen Szenarien aufgezeigt worden, für Deutschland zuletzt im Vorschlag der Deutschen Forschungsanstalt für Luft- und Raumfahrt für ein "Sonderprogramm zur beschleunigten Markteinführung regenerativer Energien bis 2010". Demnach sollten in Deutschland bis 2010 je etwa 5% des derzeitigen Verbrauchs an Strom und an Wärmeträgern durch zusätzliche Nutzung erneuerbarer Energien, in erster Linie Abfallbiomasse und Windkraft, substituiert werden. Dieses Programm würde Investitionen von rund 100 Milliarden DM erfordern, davon gut 20 Milliarden DM an Fördermitteln. Letztere sollen teils – im Rahmen der gesetzlichen Einspeisevergütung – von der Stromwirtschaft, überwiegend aber aus Steuermitteln aufgebracht werden. Die Annahme, die für eine forcierte Markteinführung regenerativer Energietechnologien in solcher Höhe erforderlichen Fördermittel könnten überwiegend aus dem Steueraufkommen bereitgestellt werden, erscheint freilich als überaus optimistisch. Der hier beschriebene Vorschlag für eine mittelfristig wirkende Förderstrategie geht davon aus, daß die steuerfinanzierte Förderung zwar deutlich erhöht wird, daß aber bedeutend höhere Fördermittel durch andere, ökonomisch effiziente, politisch als realistisch erscheinende, mit dem EU-Binnenmarkt kompatible Instrumente bereitgestellt werden müssen. Zunächst werden die möglichen Instrumente gesichtet. Zu ihnen gehören Energiesteuern, freiwillige Leistungen (wie grüne Tarife, Selbstverpflichtung), ordnungspolitische Vorgaben und staatlich verordnete Verpflichtungen Dritter. Letztere lassen sich auf drei Grundmuster zurückführen: Mindestvergütung für Stromeinspeisung, Abgaben auf Energieverbrauch zur Bildung von Fördertöpfen, quotierte Ankaufverpflichtungen. Bei der Markteinführung regenerativer Energien können freiwillige Leistungen staatliches Handeln ergänzen, aber nicht ersetzten, erscheinen weiter ordnungspolitische Maßnahmen nur begrenzt (so für Solarkollektoren) geeignet. Die gesetzliche Mindestvergütung für Stromeinspeisung hat sich bei Windkraft bewährt, sollte daher beibehalten und fortentwickelt werden. Sie ist aber nur bei Einspeisung in ein vorgelagertes Netz anwendbar, d.h. nicht bei regenerativer Wärmeerzeugung und nur begrenzt bei Strom aus Biomasse, weil der weitgehend von den Erzeugern selbst verbraucht wird. Analog zur Verpflichtung der Stromwirtschaft, regenerative Stromerzeugung mittels Einspeisevergütung zu fördern, könnte die Heizöl- und Erdgaswirtschaft zur Förderung der Markteinführung regenerativer Wärmeerzeugung verpflichtet werden. So könnten Abgaben auf den Heizöl- und Erdgasverbrauch erhoben werden, die zur Finanzierung von Investitionen in die energetische Nutzung von Biomasse, in Solarkollektoren und geothermische Anlagen dienen. Eine abgabenfinanzierte Projektförderung hat sich aber bisher, insbesondere in Großbritannien, als wenig effizient erwiesen. Im Vergleich dazu dürfte eine quotierte Verpflichtung des Heizöl- und Erdgashandels, in regenerative Wärmeerzeugung zu investieren, effizienter und unkomplizierter zu handhaben sein, wenn sie kombiniert wird mit handelbaren Erzeugungszertifikaten, derart, daß die verpflichteten Händler die Quote auch erfüllen können durch Ankauf von Zertifikaten, die anderen Investoren erteilt werden. Die Erschließung des bedeutenden Potentials der Abfallbiomasse ist nicht zuletzt auch ein organisatorisches Problem. Zunächst bedarf es hier einer intensiven, steuerfinanzierten Förderung vieler Demonstrationsprojekte und der Etablierung wirkungsvoller Beratungsmechanismen. Erst auf dieser Basis ist die Einführung der Quotenverpflichtung zu empfehlen. Steuerfinanzierte Förderung bleibt erforderlich für Forschung und Entwicklung, für Pilotprojekte und für die Markteinführung solcher regenerativer Technologien, die noch sehr weit von der Konkurrenzfähigkeit entfernt sind, also vor allem für die Photovoltaik. Für ihre Markteinführung müssen hohe Fördermittel eingesetzt werden, um eine erhebliche Ausweitung der Produktion und dadurch bedeutende Kostensenkungen zu erreichen. Das kürzlich beschlossene hunderttausend-Dächer-Programm liefert dazu einen bedeutenden Beitrag Darüber hinaus wäre ein intensives EU-Förderprogramm erforderlich; ein wesentlicher Teil der damit geförderten Photovoltaik-Anlagen sollte in südlichen Regionen ohne zentrale Stromversorgung installiert werden, was ein weitaus günstigeres Verhältnis von Kosten zu Nutzen als bei hiesiger Installation ergibt. Neben der photovoltaischen sollte in südlichen Regionen auch die derzeit bereits recht kostengünstige solarthermische Stromerzeugung gefördert werden. Zurück zum Seitenanfang
Neue regenerative Energien (REG) haben derzeit noch geringe energiewirtschaftliche Bedeutung. In Deutschland liegt ihr Beitrag zum Primärenergieverbrauch (PEV) um 1%. Es handelt sich im wesentlichen um Biomasse (v.a. Holz), Windstrom, kleine Wasserkraft. Der Beitrag von Solarwärme und -Strom ist statistisch noch unbedeutend. Bisher sind REG ohne Förderhilfen kaum konkurrenzfähig mit fossilen Energieträgern. Das liegt nicht oder allenfalls teilweise in der Natur der Sache; wesentliche Gründe sind:
Zurück zum Seitenanfang 1.1 Die aktuelle Ausgangssituation Es hat sich zwar weitgehend die Auffassung durchgesetzt, daß regenerative Energien langfristig die Basis des Energiesystems bilden müssen. Aber übliche Energieprognosen, die eine Fortdauer bisheriger Energiepolitik unterstellen, sagen mittelfristig nur geringfügige Steigerungen des REG-Anteils voraus. So prognostiziert die ESSO Energieprognose von 1997, der REG-Anteil am PEV (incl. Traditioneller Wasserkraft) in Deutschland werde von knapp 2% im Jahr 1996 auf 3% in 2010 und 4,5% in 2020 steigen. Der 1996 publizierte Energiereport II von Prognos bezifferte den REG-Anteil am PEV für die Jahre 2010 bzw. 2020 zu 3,3% bzw. 3,6% Andererseits sagen Langfristszenarien zumeist voraus, daß die REG um die Mitte des nächsten Jahrhunderts die bedeutendste Energiequelle sein werden. Das ließe sich aber nicht erreichen bei so langsamer Markteinführung, wie sie üblicherweise mittelfristig prognostiziert wird. Mittelfristig ist zwar Senkung des Energieverbrauchs durch rationelle Energienutzung die kostengünstigere, daher ergiebigere "Energiequelle"; aber nunmehr herrscht auch im politischen Raum die Auffassung vor, daß REG schon mittelfristig in weit stärkerem Umfang als bisher ausgebaut werden sollten. Beispiele dafür sind die Zielsetzungen
Wege zu solchen mittelfristigen Zielen wurden in diversen Szenarien aufgezeigt, für Deutschland zuletzt insbesondere in einem von der Deutschen Forschungsanstalt für Luft- und Raumfahrt (DLR) für die Gruppe "Energie 2010" entwickelten "Vorschlag für ein Sonderprogramm zur beschleunigten Markteinführung regenerativer Energien bis 2010" (Langniß/Nitsch 5/97). Es formuliert für 2010 die Ziele
wobei der Zuwachs ganz überwiegend aus Biomassenutzung, in zweiter Linie aus Windkraft resultiert. Dafür veranschlagt es gut 20 Mrd. DM Förderaufwand, aufzubringen für Strom aus Biomasse und Wind größtenteils durch das Stromeinspeisegesetz, insgesamt aber überwiegend durch Steuermittel. Ebenfalls 1997 legte die Deutsche Physikalische Gesellschaft (H.-M. Groscurth, W. Bräuer) ein "Aktionsprogramm zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energiequellen an der Stromversorgung in Deutschland" vor. Ziel: 10% REG-Anteil in 10 Jahren durch quotierte Ausschreibung von Projekten analog zum britischen NFFO-Programm (siehe Abschnitt2.2); Mehrkosten gegen vermiedene Kosten sollen aus öffentlichen Mitteln und/oder Aufschlägen auf den Stromverbrauch aufgebracht werden sowie aus "freiwilligen Zahlungen von Nutzern". Unter Bezug auf diesen Vorschlag legte K.-D. Grill, MdB (CDU) im April 97 ein 10-jähriges "Nationales Aktionsprogramm für Erneuerbare Energien und rationelle Energieverwendung" vor, das, inhaltlich vage, hier doch insofern von Belang ist, als es Fördermöglichkeiten jenseits der Steuerfinanzierung diskutiert. Aus derzeitiger Sicht (Anfang 1999) sind an neueren Entwicklungen – neben der Liberalisierung des Strom- und Gasmarktes – von Einfluß auf die mittelfristige Perspektive für REG
Der Atomausstieg verstärkt die Dringlichkeit des mittelfristigen Ausbaus von REG-Strom, die ökologische Steuerreform hilft im Prinzip, doch ist der Einstieg so zaghaft, daß die Hilfe zunächst marginal bleibt. Die Liberalisierung birgt Chancen und Risiken:
Schließlich ist die Vorstellung, eine forcierte Markteinführung von REG ließe sich im wesentlichen über Steuermittel finanzieren, angesichts der Lage der Staatsfinanzen und des politischen Drucks zur Steuersenkung wohl ziemlich unrealistisch – sowohl für Deutschland wie auch generell für die EU. Alles in allem sind das gute Gründe, die mittelfristige REG-Strategie grundlegend zu überdenken. Insbesondere aus der Sicht von Umwelt- und Naturschutz kommt hinzu, daß mit zunehmender REG-Nutzung Konflikte mit Anliegen des Natur- und Landschaftsschutzes hervortreten, wie sich das in jüngster Zeit v.a. bei der Windkraft gezeigt hat. Zurück zum Seitenanfang
Ziel der im folgenden skizzierten Förderstrategie ist die Entwicklung einer in nächster Zukunft umsetzbaren , mittelfristig (bis 2010) wirkenden REG- Förderstrategie
Eine REG-Förderstrategie muß sich – allerdings nur in groben Zügen – an quantitativen Zielsetzungen für die mittelfristige Entwicklung der diversen REG-Technologien orientieren. Dazu müssen nicht nochmals neue Szenarien entworfen werden, vielmehr liefern existierende Szenarien das erforderliche Hintergrundwissen. Unsere Strategie orientiert sich insbesondere am DLR-Szenario von Langniß/Nitsch, das in den folgenden Abbildungen 1 und 2 zusammenfassend dargestellt ist. Die Abbildung 1 weist die im Szenario definierten REG-Zielwerte für das Jahr 2010, getrennt für Strom- und Wärmeerzeugung, aus und stellt ihnen die REG-Beiträge im Jahr 1996 gegenüber. Der angestrebte Zuwachs beträgt in der Stromerzeugung 14,6 TWh/a Windstrom, 8,1 TWh/a Strom aus Biomasse (davon 2,6 TWh/a aus Biogas), 4,6 TWh/a Wasserkraftstrom und 0,9 TWh/a Solarstrom. In der REG-Wärmeerzeugung dominiert die Biomasse mit 58,6 TWh/a Zuwachs (davon 5,6 TWh/a Biogas) mit großem Abstand vor Solarwärme und Geothermie mit 7,2 und 3,7 TWh/a. Die Abbildung 2 weist den nach Ansicht der Autoren des Szenarios zur Erreichung dieser Zielwerte im Zeitraum bis 2010 erforderlichen Förderaufwand zu insgesamt 20,7 Mrd. DM aus. Die Hälfte davon entfällt auf die vergleichsweise teure solare Wärme- und Stromerzeugung, deren Beiträge zur REG-Erzeugung im Jahr 2010 bescheiden bleiben. Demgegenüber wird der Förderaufwand für die bedeutenden REG-Träger Biomasse und Wind niedriger angesetzt; der Ansatz für die Biomasse erscheint allerdings recht optimistisch. Die Abbildung weist auch jeweils die von den Autoren vorgeschlagene Art der Förderung aus; dabei handelt es sich überwiegend um Steuermittel. Die im folgenden entwickelte Förderstrategie bemüht sich dagegen, Steuermittel weitgehend durch andere Instrumente zu ersetzen, orientiert sich aber ansonsten in Anlehnung an das DLR-Szenario am Ziel, in Deutschland bis 2010 einen REG- Anteil am Strommarkt von gut 10% und am Wärmemarkt von mindestens 6% zu erreichen. Für den Energiebedarf des Verkehrssektors wird bis 2010 noch kein statistisch bedeutender REG-Anteil angestrebt. Konventionelle Energieszenarien beziehen den Import von Energieträgern als selbstverständlich ein. Auf Deutschland bezogene REG-Szenarien und REG-Förderstrategien haben dagegen nur die in Deutschland zu installierenden REG-Anlagen als Energielieferanten und als Förderobjekte betrachtet. Es erscheint aber kaum plausibel, für eine zukünftige regenerative Energieversorgung regionale oder nationale Autonomie zu unterstellen. Vielmehr sprechen klimatische und andere gute Gründe dafür, langfristig Solarstrom und Biomasseerzeugnisse auch zu importieren, soweit das im Interesse nicht nur der importierenden, sondern auch der exportierende Länder liegt. Entsprechende Investitionen im südlichen Ausland sollten im Sinne technologischer und infrastruktureller Entwicklung bereits in das mittelfristige Förderprogramm integriert werden, wobei die so erzeugten Energieträger mittelfristig selbstredend zur Versorgung vor Ort dienen sollen, Exporte nur langfristig sinnvoll sind. Unter den REG-Technologien ist Solarstrom ein Sonderfall. Die Photovoltaik (PV) ist derzeit noch weiter von der Wirtschaftlichkeit entfernt als andere REG-Technologien, wird deswegen auch im Jahr 2010 nur geringfügig zur Stromerzeugung beitragen. Dennoch ist der Einsatz hoher Fördermittel erforderlich, weil langfristig ein sehr bedeutendes wirtschaftliches PV-Potential in Aussicht steht, Der Einsatz von PV kann in südlichen Entwicklungsländern derzeit weit höheren Nutzen für die Energieversorgung bringen als in Deutschland. Dies und die Möglichkeit, bereits derzeit in südlichen Regionen marktnah Solarstrom in solarthermischen Kraftwerken zu erzeugen, spricht für eine Internationalisierung der PV- Förderstrategie. Im Gegensatz zu der auf Dächern und Fassaden installierten Solartechnik kann die energetische Nutzung von Biomasse, Wind- und Wasserkraft zu Zielkonflikten mit Natur- und Landschaftsschutz führen. Daher sind der Genehmigung der Anlagen für diese drei Nutzungsarten zielgerichtete ökologische Kriterien zugrunde zu legen. "Ökologische Schwellen" müssen in die Genehmigungsverfahren eingebaut sein, die den Fördermaßnahmen vorgelagert sind, Die in der DLR-Studie mit ca. 20 Mrd. DM bezifferten, in Deutschland erforderlichen Fördermittel können nur grob abgeschätzt werden. Wesentlich ist hier nur, daß es um zweistellige Milliardenbeträge gehen wird, wenn die genannten Ziele erreicht werden sollen, und daß angesichts solcher Summen die Ziele kaum erreicht werden dürften, wenn die Förderung überwiegend aus dem Steueraufkommen finanziert werden müßte. Zwar sind die Kosten der Förderung wie ihr Nutzen für die Gesellschaft letztlich unabhängig von der Art des Aufkommens; die Subventionierung aus dem Steueraufkommen wäre auch wünschenswert. Aber angesichts der anhaltenden steuerpolitischen Debatte ist es nicht sehr wahrscheinlich, daß demnächst in Deutschland jährlich mehrere Milliarden DM für die REG-Markteinführung aus Steuermitteln bereit gestellt werden, wenn auch andere Wege zur Aufbringung der Fördermittel gangbar erscheinen. Zurück zum Seitenanfang 2.1 Freiwillige Fördermaßnahmen Fördermittel, die nicht aus dem Steueraufkommen entnommen werden, können im Prinzip aufgebracht werden in Form freiwilliger oder staatlich verordneter Leistungen. Freiwillige, nicht staatlich erzwungene Leistungen zur Förderung der REG-Markteinführung werden bisher schon erbracht
Eine Reihe von – im wesentlichen kommunalen – EVU zahlen freiwillig für jeweils begrenzte Mengen an PV-Strom eine kostendeckende Einspeisevergütung, weil die hohen PV- Erzeugungskosten durch die Vergütung nach Stromeinspeisegesetz bei weitem nicht gedeckt werden. Dies hat in Deutschland jüngst wesentlich zum kräftig steigenden Absatz von PV- Anlagen beigetragen. Aber zur Erreichung beispielsweise des im DLR-Szenario angestrebten, recht bescheiden anmutenden Ziels, im Jahr 2010 ca.1TWh/a (knapp 0,2% der derzeitigen Stromerzeugung) durch PV zu erzeugen, müßte der jährliche PV-Absatz im Durchschnitt der nächsten 10 Jahre etwa 9 mal höher sein als der PV-Absatz von 1997. Zur Erreichung dieses Ziels könnte die kostendeckende Vergütung offensichtlich nur dann erheblich beitragen, wenn ihr Aufkommen gegenüber 1997 vervielfacht würde. Angesichts des Kostendrucks infolge der Liberalisierung ist eine derartige Vervielfachung des Aufkommens wohl kaum zu erwarten. Bisher war das Aufkommen aus freiwilligen Leistungen der Verbraucher für die "Ökostrom"-Programme der EVU sehr gering. In Zukunft werden, ermöglicht durch die Liberalisierung, auch unabhängige Händler Ökostrom – zumeist Mischungen aus Wind/Wasser/Biomasse mit wenig PV, aber häufig mit Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) – zu höheren als den üblichen Strompreisen anbieten. Die geplante Zertifizierung von Händlern durch Umweltverbände dürfte Vertrauen erzeugen, so daß gegenüber den bisherigen EVU-Programmen eine deutlich höhere Resonanz zu erwarten ist. Bisher gibt es aber keine handfesten Indizien als Grundlage verläßlicher Marktprognosen. Unsere Positionen zu diesem Komplex lauten
Die beiden genannten freiwilligen Instrumente zielen lediglich auf Strom, nicht auf REG-Wärme. Im Bereich der Selbstverpflichtungen bzw. freiwilligen Vereinbarungen, die die Wirtschaft zur CO2-Minderung eingegangen ist, gibt es keine wesentlichen Ansätze für den Ausbau von REG-Kapazitäten, die im Rahmen unserer Zielsetzung als erheblich anzusehen wären, wenngleich es auf lokaler Ebene interessante Initiativen gibt – so in Berlin für Solarwärme. In der vergangenen Legislaturperiode wurden freiwillige Vereinbarungen mit der Wirtschaft – bei weitgehendem Verzicht auf Ordnungspolitik – als zentrales Instrument der Umwelt- und Energiepolitik angesehen. Obwohl die Erfahrungen damit bisher wenig ermutigend sind, sollten freiwillige Vereinbarungen des Staates mit der Wirtschaft auch weiterhin angestrebt werden, sofern die Ziele quantifiziert werden, ihre Einhaltung kontrolliert wird und ggf. Sanktionen verhängt werden. Die Wirksamkeit freiwilliger Vereinbarungen ist aber begrenzt, sie dürfen nur in begrenztem Maß ordnungspolitisches Handeln ersetzen. Generell sind freiwillige REG-Fördermaßnahmen gewiß zu begrüßen, sie dürften aber bei weitem nicht genügen zur Erreichung von etwa 10% REG-Stromanteil in 2010, noch viel weniger von mindestens 6% REG-Anteil an den Wärmeträgern. Der Staat bleibt hier in der Verantwortung . Zurück zum Seitenanfang
2.2 Staatliche Förderinstrumente Das grundlegendste energiepolitische Instrument, die Energiebesteuerung im Rahmen der ökologischen Steuerreform, kann aufgrund ihrer Lenkungswirkung langfristig andere REG-Förderinstrumente weitgehend überflüssig machen, vorausgesetzt die Höhe der Steuer entwickelt sich angemessen und die Energiesteuer wird nicht – wie derzeit in Deutschland vorgesehen - auch auf REG erhoben. Auch ohne diesen Geburtsfehler wären die von der neuen Regierungskoalition beschlossene Einstiegssätze kaum eine Hilfe für REG, zumal – gegenläufig zur vorgesehenen Besteuerung von Strom (mit 2 Pf/kWh) – die Strompreise infolge der Liberalisierung sinken. Das Ziel forcierter REG-Markteinführung erfordert also einen besonderen Förderaufwand zusätzlich zu bereits existierenden Fördermaßnahmen. Die derzeit in Europa diskutierten staatlich verordneten Förderinstrumente, die keine Steuermittel oder Steuererleichterungen in Anspruch nehmen, lassen sich im wesentlichen auf drei Grundtypen zurückführen:
Für den Handel mit "grünem Strom" sind zudem Vergünstigungen bei Durchleitungsentgelten erforderlich. Die Mindestvergütung für die Netzeinspeisung von REG-Strom wird mit dem deutschen Stromeinspeisegesetz (StrEspG) praktiziert und hat sich hier wie in Dänemark und Spanien v.a. für Windstrom als sehr erfolgreich erwiesen. Der Erfolg beruht darauf, daß die Vergütung in etwa die Kosten deckt und Investitionssicherheit bietet. Wo der Vergütungssatz nicht die Kosten deckt – so insbesondere bei der PV – blieb diese Regelung erfolglos. Sie ist keineswegs generell zur REG-Förderung geeignet, sondern ohnehin nur für Strom aus REG und auch nur, wenn dieser nicht vom Erzeuger selbst verbraucht (wie zumeist bei Strom aus Biomasse), sondern im wesentlichem in das vorgelagerte Netz eingespeist wird (wie zumeist bei Wind- und Wasserkraft). Die Förderung von REG-Projekten aus Abgaben auf den Energieverbrauch wurde 1989 in Großbritannien (Non Fossil Fuel Obligation, NFFO) und Anfang 1998 in einigen US-Staaten, insbesondere Kalifornien (Public Goods Charge, PGC), eingeführt. In beiden Fällen wird die Abgabe nur auf den Stromverbrauch erhoben. In Großbritannien wird das Aufkommen aus einer von allen Stromkunden zu zahlenden Abgabe (Fossil Fuel Levy) für "Non Fossil Fuel Options" (NFFO) verwendet. Anfangs wurde damit ausschließlich Atomstrom subventioniert, dann zunehmend auch REG-Strom-Projekte. In bisher vier Runden (1991-1998) wurden Wettbewerbe für jeweils verschiedene regenerative Technologien zur Stromerzeugung (aus Wind- und Wasserkraft, Biomasse, Müll, Deponiegas, Klärgas, nicht jedoch PV) ausgeschrieben. Jeweils innerhalb einer Technologie bekommen die günstigsten Bieter Verträge, die (derzeit) 15 Jahre lang eine feste Einspeisevergütung garantieren. Diese Vergütung zahlt der Netzbetreiber, der den Strom aufnimmt. Die Mehrkosten gegenüber dem normalen (Pool-)Preis werden ihm aus dem Aufkommen der Abgabe ersetzt. In Kalifornien und anderen US-Bundesstaaten wird die Abgabe ebenfalls von allen Stromkunden erhoben. Das Aufkommen soll nicht nur verwendet werden für regenerative Energien, sondern auch zur Förderung der Energieeffizienz, zugehöriger Forschung und Entwicklung und für Sozialprogamme, wobei die Modalitäten noch in der Diskussion sind. Das Schweizer Bundesparlament hat im Juni 1997 die schrittweise Einführung einer Lenkungsabgabe von 0,6 Rappen je kWh auf den Verbrauch von Primärenergie (Erdöl. Erdgas, Kohle, Uran) beschlossen; sie soll je zur Hälfte zur Förderung von REG und von Energieeinsparung verwendet werden. In den Niederlanden wird REG-Strom mittelbar aus dem Aufkommen einer speziellen, auf den Stromverbrauch mit ca. 3 Pf/kWh erhobenen Energiesteuer (Energy Regulatory Tax, REB) gefördert. Das die Steuer erhebende Verteilerunternehmen führt den Anteil des Aufkommens, der der Einspeisung von REG-Strom entspricht, an die REG-Stromerzeuger (statt an die Steuerbehörde) ab. So erhält REG-Strom zusätzlich ca. 3 Pf/kWh, was einer ca. 20%igen Verbilligung gegenüber konventionellem Strom entspricht. Zudem wird ein sog. MAP-Zuschlag (ca. 2,5%) auf den Stromverbrauch erhoben zur Finanzierung von Stromsparen und REG-Stromerzeugung. In Dänemark erhält REG-Strom nach dem gleichen Prinzip wie in den Niederlanden eine zusätzliche Vergütung von ca. 2,5 Pf/kWh aus dem Aufkommen der Steuer auf den Stromverbrauch. Die Beispiele zeigen schon das große Spektrum der Möglichkeiten der REG-Förderung durch Erhebung von Abgaben auf den Energieverbrauch. Allerdings könnte die "optische" Nähe zur Erhebung von Energiesteuern im Rahmen der ökologischen Steuerreform hinderlich sein. Der dritte Grundtyp, die Quotierung als Ankaufsverplichtung, wird erst neuerdings diskutiert und zwar praktisch ausschließlich für REG-Strom und – aus Gründen der Praktikabilität – in der Version des Handels mit Zertifikaten. In Deutschland liegt ein ausgearbeiteter Vorschlag nur vor für KWK-Strom, der zumeist nicht in ein vorgelagertes Netz eingespeist wird, daher durch eine Einspeisevergütung nur sehr unzureichend gefördert würde. Bisher existiert innerhalb der EU eine Quoten-/Zertifikatsregelung nur in den Niederlanden. Seit 1.1.98 gilt dort die Regelung, daß REG-Stromerzeugern (zusätzlich zum Erlaß der Energy Regulatory Tax) handelbare "grüne" Zertifikate (green labels) erteilt werden. Mittels solcher Zertifikate, die entweder durch Eigenerzeugung oder durch Zukauf von anderen Erzeugern zu erwerben sind, müssen alle Verteilerunternehmen die Erfüllung einer staatlich festgesetzten REG-Stromquote nachweisen. Die Quote beträgt ca. 3% für das Jahr 2000, während der Windstrom 1996 erst 1% Anteil an der Stromerzeugung hatte. Später soll die Quote erhöht werden. In Dänemark hatte das Energieministerium im Rahmen einer Bekanntmachung der Hauptelemente des neuen Energiegesetzes vom 6.7.98 ebenfalls vorgeschlagen, die bisherige Regelung der Einspeisevergütung für REG-Strom abzulösen durch eine – im Detail noch offene – Quoten-/Zertifikatsregelung. In Analogie zur Verpflichtung der Stromwirtschaft, die REG-Stromerzeugung zu fördern, stellen wir hier zur Debatte, die Heizöl- und Gaswirtschaft zur Förderung regenerativer Wärmeerzeugung zu verpflichten. Dafür eignet sich das für REG-Strom effiziente Förderinstrument der Einspeisevergütung nicht, weil REG-Wärme in der Regel vom Erzeuger selbst verbraucht und nicht in eine vorgelagertes Netz eingespeist wird. Ein Quotierungssystem erscheint dagegen praktikabel. Wir entwickeln seine Grundzüge im Anschluß an die Befassung mit den REG-Wärmetechnologien am Ende des Abschnitts 3.5. Zurück zum Seitenanfang Die EU-Kommission hatte schon im REG-Weißbuch vom 26.11.97 angekündigt, sie prüfe die Fördersysteme der Mitgliedsländer und werde eine harmonisierende Richtlinie für die REG-Strom-Förderung vorschlagen, um Marktverzerrungen im Binnenmarkt zu vermeiden. Gleichzeitig verlangte sie bereits (wie im Vorgriff auf den Vorschlag!) fairen Netzzugang für REG-Strom und präzisierte, die REG-Einspeisevergütung solle mindestens gleich den im Niederspannungsnetz vermiedenen Kosten eines Verteiler-EVU sein plus einer Prämie für die "social and environmental benefits". Dementsprechend befaßte sich das EU-Parlament mit einer Einspeisungsrichtlinie für REG-Strom, lehnte aber mit konservativer Mehrheit (17.6.98) den vom Abgeordneten Linkohr ausgearbeiteten Vorschlag ab und forderte statt dessen die Kommission zu einem Vorschlag auf. Diese hatte am 16.3.98 einen Harmonisierungsbericht vorgelegt, in dem sie über die laufende Prüfung der Fördersysteme der Mitgliedsländer berichtete. Darin zeichnete sich eine Präferenz für das System der "Grünen Zertifikate" (das der oben skizzierten Quotenankaufspflicht mit Zertifikatshandel entspricht) als Fördermodell ab, weil es infolge Wettbewerbs unter den REG-Erzeugern am ehesten die Kosteneffizienz der REG-Strom-Technologien maximiere und außerdem grenzüberschreitend anwendbar sei. Von der Stromeinspeisungsrichtlinie ist in diesem Bericht nicht die Rede, was zu Protesten führte. Es scheint absehbar, daß eine spätere Richtlinie den Mitgliedsländern die Auswahl unter den hier aufgezeigten Fördermöglichkeiten zumindest für eine längere Übergangszeit überläßt, ihre Ausgestaltung aber harmonisierenden Kriterien unterwirft. Mehrjährige, damit aussagekräftige Erfahrungen mit den betrachteten drei Typen der REG-Finanzierung liegen bisher nur vor für die Mindestvergütung für REG-Stromeinspeisung und das britische, abgabenfinanzierte Ausschreibungssystem. Das System der Einspeisevergütung hat bekanntlich v.a. in Deutschland und Dänemark zu ansteigend hohen Zubauraten für Windstrom geführt. Konkurrenz findet dabei zwar kaum unter den Betreibern statt, aber die Konkurrenz unter den Herstellern hatte auch rasche Senkung der Kosten, Erhöhung der Leistung und der Betriebssicherheit der Windkraftanlagen zur Folge. Für Windkraft war das System also sehr erfolgreich, weil die Vergütungssätze im wesentlichen kostendeckend waren, die Handhabung einfach und unbürokratisch. In Deutschland war das System aber für den Ausbau der Stromerzeugung aus Biomasse und Wasserkraft nur bedingt erfolgreich. Für kleine Wasserkraftwerke decken die Vergütungssätze bei vielen potentiellen Standorten nicht die Kosten. Das gilt teils auch für Strom aus Biomasse, bei dem zudem die Einspeisevergütung oft nicht greift, weil der erzeugte Strom selbst verbraucht wird. Das britische Ausschreibungssystem hat zu weit geringeren Ausbauraten für Windenergie geführt, weil die ausgeschriebenen Windkapazitäten viel enger begrenzt wurden als in Deutschland, wo nur der – bisher nicht erreichte – doppelte 5%-Deckel die Kapazitätsgrenze bildet. Im Prinzip sind die Grenzen in beiden Systemen frei wählbar, sie werden durch die einzusetzenden Finanzmittel, also politisch, bestimmt, nicht durch den eigentlichen Systemmechanismus. Der hat andere Folgen: Im Verhältnis zur einfach funktionierenden Einspeisevergütung hat sich das britische Ausschreibungsverfahren als langwierig, bürokratisch und kostspielig erwiesen. Auch führte der mit dem Bieterwettbewerb einhergehende Kostendruck dazu, daß v.a. Großprojekte finanzstarker Entwicklungsgesellschaften, nicht dagegen lokale Akteure zum Zuge kommen, was mit Akzeptanzproblemen für Windkraftanlagen verbunden ist. Andererseits scheint die separate Ausschreibung für unterschiedliche REG-Technologien eine bessere Anpassung der Finanzierung an die unterschiedlichen Bedingungen, z. B bei der Biomasseverwertung, zu ermöglichen. Schließlich ließe sich das Modell der aus Abgaben auf Energieverbrauch finanzierten Projektförderung auch auf den Bereich der REG-Wärmeträger übertragen, was die Einspeisevergütung nicht leisten kann. Das Quoten-/Zertifikatsmodell wurde erst Anfang 1998 in den Niederlanden eingeführt, so daß noch keine empirisch fundierten Aussagen über seine Effizienz möglich sind. Es dürfte sich im Vergleich zur abgabenfinanzierten Ausschreibung unkompliziert handhaben lassen, weil es sich über den Zertifikatsmarkt regelt, sorgt im übrigen wie das Ausschreibungsmodell für Wettbewerb unter den Anbietern und läßt ebenfalls separate Quoten für unterschiedliche REG-Technologien zu. Es bietet aber weniger Investitionssicherheit als die beiden anderen Modelle, weil der Zertifikatspreis und damit der aus dem Verkauf der Zertifikate resultierende Anteil an den Erlösen Marktschwankungen ausgesetzt ist. Dieser Aspekt rief in Dänemark Opposition gegen die beabsichtigte Einführung des Quoten/-Zertifikatsmodell hervor. Zurück zum Seitenanfang
Vor diesem Hintergrund sollen nun Elemente einer zukunftsweisenden REG-Förderstrategie für Deutschland skizziert werden. Sie sollte geeignet sein, in zehn Jahren REG-Anteile von gut 10% an der Stromerzeugung und mindestens 6% am Primarenergieverbrauch zu erreichen, zudem in erheblich stärkerem Maß als bisher auch die Nutzung von Solarstrom und Energie aus Biomasse in südlichen Regionen, insbesondere Entwicklungsländern, fördern. Wir gehen davon aus, daß die steuerfinanzierte REG-Förderung zwar deutlich erhöht wird, daß aber durch andere Instrumente noch bedeutend höhere Finanzmittel bereitgestellt werden müssen. Steuerfinanzierung ist in erster Linie erforderlich für F&E, für Pilotprojekte sowie für die Verbreitung der REG-Technologien, die noch weit von der Konkurrenzfähigkeit entfernt sind. Dabei ist jeweils die effizienteste Art der Verwendung von Steuermitteln – Zuschüsse zu Investitions- oder Betriebskosten, zinsgünstige Darlehen, Steuervergünstigungen – zu wählen. Wir betrachten hier zunächst einige für alle REG-Stromarten bedeutsame Aspekte, dann einzeln die REG-Technologien, denen generell die höchsten energiewirtschaftlichen Potentiale zugeschrieben werden: Strom aus Wind-/Wasserkraft und Solarstrahlung, solare und geothermische Wärme, Wärme und Strom aus Biomasse. Dabei geht es hier um Wege zur beschleunigten Markteinführung, nicht dagegen um die nach wie vor sehr wichtigen F&E-Erfordernisse – abgesehen von einigen Hinweisen zur Biomassenutzung. Zurück zum Seitenanfang Die Förderung der Stromerzeugung aus Wasserkraft wird – analog zum StrEspG – auf Anlagen bis zu 5 MW begrenzt. Die Bezeichnung REG-Strom im Kontext mit Fördermaßnahmen umfaßt also nicht die Wasserkraftwerke über 5 MW. Wenn nicht anders gesagt, bezieht sich die Förderung auf in Deutschland erzeugten REG-Strom. Für alle REG-Strom-Technologien gilt, daß der Erfolg des Handels mit REG-Strom, für den die Verbraucher freiwillig einen Preisaufschlag akzeptieren, nicht zuletzt von der Höhe des Entgelts und sonstiger Konditionen für Netzbenutzung und übrige Dienstleistungen abhängt. Dies gilt vor allem für kleine Verbraucher – Tarifkunden –, für die bisher nur in wenigen Fällen überhaupt Durchleitungsgebühren angeboten wurden, die zudem prohibitiv waren. Das Öko-Institut hat für REG-Strom ein einheitliches Durchleitungsentgelt von 2 Pf/kWh vorgeschlagen, wobei Gleichzeitigkeit zwischen Einspeisung und Entnahme nicht erforderlich sein soll. Zu erheblich höheren Entgelten führt ein vom Büro BET Aachen im Auftrag von Greenpeace konzipiertes, gegenüber der Verbändevereinbarung vereinfachtes Verfahren für REG-Strom. Demgegenüber schlagen wir vor,
Dieses Modell entlastet die Preise für "grünen Strom", schafft also Anreiz für dessen Absatz an diejenigen Endkunden, die freiwillig einen Beitrag zu dessen Finanzierung leisten. Im Effekt dürfte es die Netzbetreiber nicht mit zusätzlichen Kosten belasten, sondern sogar entlasten, sofern die Alternative zur kostenlosen Durchleitung des REG-Stroms dessen Abnahme und Vergütung nach StrEspG ist. So könnte die kostenlose Durchleitung ohne zusätzliche Belastung der Netzbetreiber einen Beitrag leisten zu vermehrter "freiwilliger" REG-Finanzierung seitens der Endabnehmer. Während das Durchleitungsentgelt im wesentlichen für die Förderung des Handels mit "grünen Strom" relevant ist, kommt der Freistellung des REG-Strom von der geplanten Stromsteuer generelle Bedeutung zu. Sie ist im derzeitigen Gesetzentwurf wegen "tatsächlicher und rechtlicher Hindernisse" nur dann vorgesehen, wenn der Erzeuger den REG-Strom selbst verbraucht. Das ist gewiß kein wegweisendes Signal. Wir erwarten, daß die Hindernisse überwindbar sind und der REG-Strom – wie in Dänemark und den Niederlanden – wieder von der Stromsteuer befreit wird. So könnte der Rückgang der Einspeisevergütung infolge der sinkenden Strompreise kompensiert werden. Zurück zum Seitenanfang Wind- und Wasserkraft sind die REG-Technologien, die in Gruppen der Bevölkerung auf starke Widerstände stoßen. Ihr Ausbau muß verträglich mit den legitimen Anliegen des Natur- und Landschaftsschutz gestaltet werden. Dies war in der Vergangenheit keineswegs immer der Fall. Es muß im Rahmen der Genehmigung der Anlagen gewährleistet werden, nicht im Rahmen der hier zur Debatte stehenden Fördermaßnahmen. In den Szenarien sowohl der DLR für Deutschland als auch des EU-Weißbuchs für Europa kommt mittelfristig der Windkraft – allerdings mit großem Abstand zur Biomasse – die zweithöchste Bedeutung unter den REG zu. Im DLR-Szenario wächst die Windproduktion in Deutschland bis 2010 gegenüber 1997 auf das 6fache (ca. 18 TWh/a); im EU-Szenario wächst sie noch stärker (auf 80 TWh in 2010). Die spezifischen Kosten sinken in beiden Szenarien noch wesentlich, so daß die Konkurrenzfähigkeit mit konventioneller Stromerzeugung mittelfristig erreichbar erscheint. Wie schon gesagt, hat sich die Mindestvergütungsregelung nach dem deutschen Stromeinspeisegetz (StrEspG) für den Ausbau der Windkraft sehr bewährt. Laut Koalitionsvereinbarung sollen die durch die Einspeisevergütung entstehenden Mehrkosten in Zukunft auf alle EVU umgelegt werden. Damit würde eine Schwachstelle dieses Gesetzes beseitigt. So stiegen die Aussichten, daß es rechtlich Bestand haben wird, weiter könnte und sollte damit die doppelte 5%-Deckelung entfallen. Um die Erschließung von Standorten im Binnenland zu fördern, sollte die Vergütungsregelung für Neuanlagen die Windhöffigkeit berücksichtigen. Trotz gewisser Widerstände innerhalb der EU-Kommission ist zu erwarten, daß die Mindestvergütungsregelung in der angekündigten Richtlinie zur Harmonisierung der REG-Förderung zumindest für eine längere Übergangszeit ihren Platz haben wird, allenfalls modifiziert werden müßte. Der Ersatz des StrEspG durch eine andere Regelung wäre derzeit noch ein erhebliches Risiko für den weiteren Ausbau der Windkraft. Das abgabenfinanzierte Ausschreibungsmodell scheint nach den britischen Erfahrungen für Windkraft gar nicht empfehlenswert. Seinen Vorteil (wenn es denn einer ist), für Konkurrenz nicht nur unter den Herstellern, sondern auch unter den Betreibern von Windkraftanlagen zu sorgen, bietet auch das unkompliziertere Quoten/-Zertifikatsmodell. Ein Wechsel vom bewährten StrEspG zu diesem Modell sollte aber allenfalls nach Vorliegen belastbarer Erfahrungen mit diesem Modell in Bereichen, in denen eine Einspeisereglung nicht greift, erwogen werden. Das ausbaufähige Potential kleiner Wasserkraftanlagen wird generell, so auch in den Szenarien der DLR und des EU-Weißbuchs, im Vergleich zur Windkraft als wesentlich niedriger angesehen. Gegenüber Windkraftanlagen kann der Bau von Wasserkraftanlagen ein härterer Eingriff in die Natur sein. Die erforderlichen, kostenträchtigen baulichen Maßnahmen umfassen weit mehr als die Errichtung der Turbinenanlage und hängen, nicht zuletzt wegen ökologischer Anforderungen, in erheblich stärkerem Maß als bei der Windkraft vom Standort ab. Die Vergütung nach StrEspG deckt vielfach nicht die Kosten für Neubau oder Revitalisierung/Erweiterung kleiner Wasserkraftwerke an Standorten, die aufgrund des Wasserdargebots an sich geeignet wären. Andererseits ist das StrEspG für die Förderung des Ausbaus der (kleinen) Wasserkraft insofern geeignet, als der Strom aus Wasserkraft (im Gegensatz zu dem aus Biomasse) überwiegend in das vorgelagerte Netz eingespeist wird. Dieses Förderinstrument sollte daher auch für die Wasserkraft beibehalten, aber stärker dadurch flankiert werden, daß mit der Wasserkraftnutzung einhergehende ökologische Maßnahmen als solche gesondert gefördert werden. Generell ist der Ausbau von Wasserkraft nur dort zu genehmigen, wo er mit dem Naturhaushalt verträglich gestaltet werden kann. Zurück zum Seitenanfang Die Situation ist im Bereich Solarstrom weit komplexer als bei Wind- und Wasserkraft. Sie soll zunächst im internationalen Kontext betrachtet werden. Solarstrahlung kann photovoltaisch oder solarthermisch in Strom umgewandelt werden. Da die solarthermische Stromerzeugung nur die direkte, nicht die diffuse Solarstrahlung umwandeln kann, ist ihre Anwendung in Deutschland nicht sinnvoll. Für südliche Breiten sind solarthermische Kraftwerke mit Parabolrinnentechnologie aufgrund der rd. 10jährigen Erfahrungen mit dem 350 MWe Kraftwerk in der kalifornischen Mojave Wüste als etabliert anzusehen, obgleich das Potential für kostensenkende Weiterentwicklung weiterhin recht bedeutend ist. Die Photovoltaik (PV) ist derzeit die teuerste unter den hier betrachteten REG-Technologien, die als in großem Stil einsetzbar gelten. Anders als etwa für Windkraft und manche Biomasse-Technologien ist auch kaum zu erwarten, daß die PV in Europa als Folge von Kostensenkungen bereits mittelfristig (bis 2010) in energiewirtschaftlich relevantem Maß konkurrenzfähig wird. Im Gegensatz dazu könnten größere solarthermische Kraftwerke (einige 10 bis einige 100 MWe) ab dem südlichen Mittelmeerbereich Strom bereits jetzt marktnah (um 20 Pf/kWh, bei Hybridanlagen noch billiger) erzeugen und vermutlich innerhalb von 10 Jahren mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren, zumal der Tagesgang der Stromproduktion mit mäßigem Zusatzaufwand von der Sonneneinstrahlung zu entkoppeln ist. Langfristig dürfte ein Export von Strom aus südeuropäischen oder nordafrikanischen solarthermischen Kraftwerken nach Mitteleuropa für die potentiellen Export- wie Importländer ökonomisch interessant sein. Nun ist Solarstromimport gewiß nicht sinnvoll, solange nicht die Kostenkungspotentiale solarthermischer Kraftwerke durch Zubau im Verein mit Weiterentwicklungen realisiert sind. Doch der bisher – in Deutschland wie weltweit – betriebene Entwicklungsaufwand war und ist sehr gering im Verhältnis zu dem für die PV. Die Markteinführung ist praktisch nirgends staatlich gefördert worden; von 1983 bis 1990 wurde das kalifornische Kraftwerk rein privatwirtschaftlich (israelisch-deutsch) schrittweise entwickelt, finanziert und gebaut. Zubau von Kraftwerken fand seit 1990 gar nicht statt. Die bisherige Bundesregierung zeigte sich wenig interessiert, wollte die F&E-Förderung zuletzt praktisch einstellen mit der Begründung, es gäbe inzwischen baureife, wirtschaftliche Kraftwerksprojekte, versagte aber diesen Projekten bei der EU ihre Unterstützung. Solarthermische Kraftwerke mit Parabolrinnen oder auch in der (großtechnisch noch nicht realisierten) Turm-Variante eignen sich wirtschaftlich nicht für kleine Einheiten unterhalb einiger 10 MWe. Die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen ist dagegen weit weniger von der Leistungsgröße abhängig. So zeichnet sich für südliche Länder ein Einsatz der PV für kleine, dezentrale, der Solarthermik für mittlere, zentrale Anlagen ab. Offen ist, ob die solarthermische Dish-Stirling-Technologie, die sich für Einheiten der Größenordnung 10kWe eignet, in diesem Bereich langfristig zur PV konkurrenzfähig sein wird. In weiten, nicht mit Strom versorgten Gebieten südlicher Entwicklungsländer ist eine dezentrale Versorgung mit PV-Strom schon derzeit kostengünstiger als der Aufbau eines zentralen Stromnetzes, zumal dort PV-Strom wegen der höherer Solarstrahlung billiger erzeugt wird als in unseren Breiten. BMBF und BMZ haben daher bisher schon dezentrale PV-Pilotprojekte (z.B Wasserpumpenantrieb) in Entwicklungsländern gefördert. Bei adäquater Planung ist jedenfalls die Kosten-Nutzen-Relation für PV-Investitionen in südlichen Entwicklungsländern gegenwärtig weitaus günstiger als in unseren Breiten. Dieser Aspekt muß stärker als bisher Beachtung finden, wenn es darum geht, der PV durch groß angelegte Investitionsprogramme einen Schub zu verschaffen. So schlägt das EU-Weißbuch im Rahmen der "Kampagne für den Durchbruch" ein EU-Investitionsprogramm für eine Million PV-Systeme (mit durchschnittlich 1 kWp) vor, von denen die Hälfte in Entwicklungsländern installiert werden soll, um die dezentrale Elektrifizierung zu fördern. Die andere, europäische Hälfte korrespondiert mit dem deutschen 100.000-Dächer Programm, das die neue Regierungskoalition beschlossen hat. Dieses Programm ist ein bedeutender Beitrag zur Realisierung des EU-Vorschlags. Das hier zur Orientierung herangezogene DLR-Szenario sieht vor, in Deutschland bis 2010 ca 1 GWp in PV zu investieren, was einem Anteil von ca.1% an der gesamten REG-Erzeugung entspricht, wofür aber ca. 15% des gesamten REG-Fördervolumens aufzubringen wären. Ähnlich sind diese Relationen bei dem im Weißbuch vorgeschlagenen EU-weiten REG-Programm, das bis 2010 die Installation von 3 GWp an PV vorsieht. Trotz dieses mittelfristig unbedeutenden Beitrags zur REG-Erzeugung erscheinen hohe Förderausgaben für PV-Investitionen als gerechtfertigt, um das Potential zur Senkung der Kosten für die Produktion sowohl der Zellen bzw. Moduln als auch der Peripherie auszuloten. Große PV-Programme sollen effiziente Produktionsstrukturen hervorbringen, sollten daher industriepolitisch begleitet werden. Für diese industriepolitische Zielsetzung kommt es nicht darauf an, in welchem Land und auf welchen Dächern oder Fassaden die PV-Systeme installiert werden. Im Jahr 1997 erreichte die Solarzellenproduktion weltweit rd. 100 MWp, in Europa 25 MWp. Sie muß schnell enorm gesteigert werden, um ein Programm vom Zuschnitt des EU-Weißbuchs zu realisieren. Solch ein Programm erfordert auch eine enorme Steigerung der Fördermittel. Dies, wie auch die industriepolitische Zielsetzung, spricht nachdrücklich dafür, ein von der EU koordiniertes Förderprogramm für Solarstrom zu schaffen, in das die bisherigen nationalen Programme einfließen. Der europäische Rahmen bei Wahrung nationaler Belange ist dem erforderlichen Aufbau effizienter Produktionsstrukturen angemessen. Diese neue Aufgabe für die EU-Administration sollte auch den Weg ebnen zur Ablösung der kostspieligen Fusionsforschung, deren Aussichtslosigkeit von Jahr zu Jahr deutlicher hervortritt. Im Sinne eines günstigen Kosten-Nutzen-Effekts sollten die produzierten PV-Komponenten bzw. -Systeme etwa zur Hälfte in südlichen Regionen, insbesondere in Entwicklungsländern installiert werden, was im Rahmen eines EU-Programms besser als durch nationale Förderprogramme zu bewerkstelligen sein dürfte. Die stärkere Ausrichtung auf das südliche Ausland, daneben auf sonnenreiche südeuropäische Regionen, sollte zudem für eine angemessene Integration solarthermischer Kraftwerke in das künftige Solarstromprogramm sorgen. Ein derartiges EU-Solarstromprogramm im Zeitrahmen bis 2010 und unter Einbeziehung von Entwicklungsländern wurde schon 1997 vom Umweltforum der SPD vorgeschlagen. Bereits entwickelte solarthermische Kraftwerksprojekte sollten umgehend mittels EU-Förderung realisiert werden. Das in Deutschland konzipierte "Synthesisprogramm" ist eine beachtenswerte Modellvorlage für ein mittelfristiges EU-Programm zur Markteinführung der Parabolrinnentechnologie bis hin zur Konkurrenzfähigkeit mit modernen, fossil befeuerten Kraftwerken. Das bis dahin, d.h. innerhalb von etwa zehn Jahren, erforderliche Fördervolumen könnte angesichts der bereits in den 80er Jahren erreichten Marktnähe allein durch Umschichtung nur eines Teils der EU-Aufwendungen für die Fusionsforschung (derzeit jährlich um 220 Millionen ECU) aufgebracht werden. Damit stünde in absehbarer Zeit eine wirtschaftlich attraktive Technologie zur Stromerzeugung für die urbanen Zentren der meisten Entwicklungsländer bereit. Demgegenüber stellt die Gemeinde der Fusionsforscher, nach mehr als vier Jahrzehnten Forschung, in die weltweit wie in Europa und in Deutschland mehr Mittel geflossen sind als insgesamt in F&E für REG, nunmehr in Aussicht, daß Fusionsreaktoren, wenn überhaupt, dann frühestens nach dem Jahr 2050 technisch einsatzbereit sein könnten, wobei von Wirtschaftlichkeit gar nicht erst die Rede ist. Der Förderbedarf für ein PV-Programm des Zuschnitts wie im Szenario des EU-Weißbuchs ist vielfach höher als der für die Markteinführung solarthermischer Kraftwerke. Wegen der noch immer sehr hohen Stromerzeugungskosten (in Deutschland über 1,50 DM/kWh, in Südeuropa unter 1 DM/kWh) kann die Einspeisevergütung nach StrEspG allenfalls einen bescheidenen Beitrag zur Finanzierung leisten. Die staatlich verordnete Einspeisevergütung ist konzipiert als gegenüber konventioneller Stromerzeugung mäßige, auf die Stromkunden abwälzbare Belastung der Netzbetreiber. Sie eignet sich politisch nicht für die verordnete Erhebung der hohen kostendeckenden Vergütung für PV-Strom. Ein Quoten/-Zertifikatsmodell eignet sich als Förderinstrument noch weniger, weil es wegen der inhärenten Schwankungen des Zertifikatswerts nur funktionieren kann, wenn der marktgerechte Erlös durch Stromverkauf in Verbindung mit evtl. Steuervergünstigungen die Erzeugungskosten so weit deckt, daß die Abhängigkeit von zusätzlichen, schwankenden Erlösen durch den Zertifikatsverkauf begrenzt bleibt. Abgesehen von dem Beitrag, den die freiwilligen Förderinstrumente leisten, muß ein großes PV-Programm also durch öffentliche Mittel und/oder durch eine spezielle Abgabe finanziert werden. Dabei kommt wohl auch eine staatliche Teilfinanzierung – wie als zinsloser Kredit für das deutsche 100.000-Dächer Programm vorgesehen – in Betracht, die durch Beiträge verschiedener Akteure ergänzt werden muß, insbesondere durch eine diesem Modell angepaßte Fortsetzung der Praxis kostendeckender Vergütung. Zurück zum Seitenanfang In Deutschland sind derzeit ca.2,5 Mio qm an Solarkollektoren installiert, die etwa 0,8 TWh/a Nutzwärme liefern und damit um 0,1% des Energieverbrauchs für Raumheizung und Warmwasser bzw. um 0,03% des gesamten Endenergieverbrauchs (EEV) substituieren. Das DLR-Szenario sieht bis 2010 eine Verzehnfachung der Kollektorfläche und Wärmeausbeute vor. Das Szenario im EU-Weißbuch korrespondiert damit in etwa: Die Kollektorfläche in der EU(15) soll von 6,5 Mio qm in 1996 auf 100 Mio qm in 2010 angehoben werden, entsprechend einem Anstieg des Beitrags zum EEV von 0,02% in 1996 auf 0,25% in 2010. Damit spielt die Solarwärme gegenüber Biomasse auch mittelfristig in beiden Szenarien statistisch eine eher bescheidene Rolle. Erzeugungskosten liegen derzeit im Bereich 20 – 40 Pf/kWh, wesentlich niedriger nur bei Beckenvorwärmung in Freibädern. Damit kann die solare gegen die elektrische Warmwasserbereitung in vielen Fällen auch derzeit schon konkurrieren, nicht jedoch gegenüber Warmwasser aus öl- oder gasbefeuerten Zentralheizungen. Die Szenarios der DLR und des EU-Weißbuchs erwarten eine Kostenreduktion um etwa 50% bis 2010. Diese Kostensituation ist zwar günstiger als bei der PV, aber ungünstiger als bei der Nutzung von Wind und Biomasse. Dementsprechend ungünstig ist das Verhältnis von Förderaufwand zu Energieertrag: Solarkollektoren tragen im DLR-Szenario im Jahr 2010 rd. 5% zur EEV-Substitution durch REG bei, beanspruchen aber rd. 1/3 des kumulierten Förderaufwands. Bisher wurden Kollektoren überwiegend zur Warmwasserbereitung in kleinen Feldern (um 6qm) auf Einfamilienhäusern installiert. Wesentlich kostengünstiger sind große Felder, vor allem bei stetigem Warmwasserbedarf wie in Krankenhäusern, aber auch für große Wohnbauten, möglicherweise in Zukunft auch zur Beheizung von Wohnsiedlungen mit saisonalem Speicher. Die Förderpolitik sollte zwischen diesen Anwendungen differenzieren. Bei den kleinen Kollektorfeldern gab es in Deutschland seit 1994 hohe Zuwachsraten um 25%/a. Ein großer Teil der installierten Systeme wurde zwar – überwiegend mit Ländermitteln – gefördert, aber nur mit geringen Fördersätzen, die im Fall vorhandener Zentralheizungsanlagen mit Warmwasserbereitung die (absolut freilich nur mäßig hohen) Mehrkosten nicht decken. Jedenfalls war ein Teil der Eigenheimbesitzer motiviert, trotz gewisser Mehrkosten Kollektorsysteme aus Umwelt- und/oder Imagegründen zu installieren. Bei entsprechender Unterstützung durch öffentlichkeitswirksame Kampagnen (wie bei der "Solarkampagne 2000" von BAUM/ Bundesstiftung Umwelt geplant) erscheint es plausibel, anzunehmen, daß die derzeitigen hohen Wachstumsraten bei nur mäßiger staatlicher Förderung (25% - 30% der Investitionskosten bzw. äquivalente Zinsverbilligung/ Steuererleichterung) noch länger anhalten werden. So können freiwillige private Leistungen einen entscheidenden Beitrag zur mittelfristig angestrebten Verzehnfachung der solaren Wärmeerzeugung leisten. Große Kollektorfelder sind in letzter Zeit durch das Programm Solarthermie 2000 des BMBF gefördert worden. Sie sollten wegen der günstigeren Kosten in zunehmendem Maß installiert werden. Für die hier relevante Gruppe von Investoren dürfte freilich das wirtschaftliche Kalkül eine bedeutendere Rolle spielen als für Eigenheimbesitzer. Das in Berlin entwickelte Modell zeigt einen Weg, wie hier dennoch private Fördermittel mobilisiert werden können: In Berlin wurde die gesetzliche Grundlage für eine Solaranlagenverordnung geschaffen, die eine solaren Warmwasserversorgung für Wohnneubauten vorschreibt. Die Berliner Wohnungswirtschaft und Partner wendeten 1997 den Erlaß dieser bereits entworfenen, auf große Neubauten abzielenden Verordnung ab durch eine entsprechende, zunächst auf fünf Jahre befristete Selbstverpflichtung. Dieses Instrument erscheint verallgemeinerbar, die Berliner Erfahrungen dürften bald die Einschätzung seiner Praktikabilität und Effizienz ermöglichen. Eine schwächere Alternative könnte die – in Israel praktizierte – Verpflichtung sein, bei Wohnneubauten die Verrohrung für ein Kollektorsystem zu installieren, so spätere Nachrüstungen wesentlich zu erleichtern. Diese Instrumente passen nur für Neubauten. Wie schon im Abschnitt 2.2. erwähnt, stellen wir zur Debatte, die Heizöl- und Gaswirtschaft zur Förderung regenerativer Wärmeerzeugung zu verpflichten in Analogie zur Verpflichtung der Stromwirtschaft, die REG-Stromerzeugung (mittels Einspeisevergütung) zu fördern. Die bei REG-Strom effiziente Einspeisevergütung ist für REG-Wärme nicht anwendbar, eine Quotierung dagegen eher. So könnte die Verpflichtung darin bestehen, proportional zum Absatz fossiler Energieträger solare und andere REG-Wärmekapazitäten zu finanzieren oder, beispielsweise als Contractor, zu installieren. Diese Verpflichtung wäre auch über einen Zertifikatshandel erfüllbar. Ein solches Modell könnte auch im Wege der Selbstverpflichtung praktiziert werden. Zur Funktionsweise siehe die Ausführungen unter 3.5. Ein Programm mit dem (mit dem Vorschlag des EU-Weißbuchs korrespondierenden) Ziel, die Erzeugung von Solarwärme bis 2010 etwa zu verzehnfachen, sollte angesichts der aufgezeigten Möglichkeiten bei mäßigem Einsatz staatlicher Fördermittel überwiegend privat finanzierbar sein. Um das zu erreichen, bedarf es freilich in wesentlich höherem Maß als bisher staatlicher Initiativen. Geothermie leistet im DLR-Szenario (Abb.1) einen knapp 5%-igen Beitrag zur regenerativen Erzeugung von Wärme im Jahr 2010. Dazu müßte ihre Kapazität von derzeit 35 MW auf etwa 2000 MW ausgebaut werden. Dabei wird es sich zumeist um größere Anlagen (10 MW und mehr) handeln, bei denen – wie bei großen Kollektorfeldern – das wirtschaftliche Kalkül eine bedeutende Rolle spielt. An Stelle staatlicher Beihilfen könnte die Förderung darin bestehen, die geothermische Wärmeerzeugung in das oben für die regenerative Wärmeerzeugung vorgeschlagene Quotierungsmodell einzubeziehen. Zurück zum Seitenanfang Sowohl das Szenario der DLR für Deutschland als auch das des Weißbuchs für die EU weisen der Biomasse den mit Abstand bedeutendsten Anteil an der regenerativen Energiedarbietung zu. Der Biomasse-Anteil am Primärenergieäquivalent der regenerativen Erzeugung im Jahr 2010 beträgt im DLR-Szenario knapp 50%, im EU-Szenario über 50%. In beiden Szenarien beruht diese Erzeugung überwiegend auf der Verwertung von biogenen Abfällen, daneben auch auf dem Anbau von Energiepflanzen. Nach unserer Auffassung sollte in der EU die Extensivierung der Landwirtschaft mittelfristig Priorität haben vor Flächenstillegungen zur Vermeidung der Überproduktion von Nahrungsmitteln und anschließender Nutzung stillgelegter Flächen zum Anbau von Energiepflanzen. Zudem ist es ökologisch sinnvoll, den Anbau nachwachsender Rohstoffe zunächst zu konzentrieren auf die Erzeugung von Grundstoffen, die sonst aus fossilen Energieträgern hergestellt werden. Aus internationaler Perspektive stellt sich der Anbau von nachwachsenden Rohstoffen/ Energiepflanzen in weiten, land- und forstwirtschaftlich ungenutzten Gebieten der Erde im Vergleich zu Deutschland unter ökonomischen, ökologischen und entwicklungspolitischen Aspekten erheblich günstiger dar. Geeignete Gebiete finden sich vornehmlich in Entwicklungsländern, die mangels wirtschaftlicher Potenz für Programme zum Anbau nachwachsender Rohstoffe auf Kooperationen mit Industrieländern angewiesen sind. Langfristig dürfte – wie der Import von Solarstrom – so auch ein Import von aus Biomasseanbau gewonnenen Energieträgern aus südlichen Regionen für die potentiellen Export- und Importländer interessant werden. Diese Gründe sprechen dafür, Fördermittel für den Komplex Anbau von Energiepflanzen mindestens zur Hälfte für – mit der Entwicklungshilfe gekoppelte – Projekte in Entwicklungsländern bereit zu stellen. Im hier betrachteten Zeitrahmen bis 2010 gilt es vor allem, das bedeutende Potential an heimischen biogenen Abfällen zur Substitution von fossilen Energieträgern zu aktivieren. Dies sollte ein wesentliches Ziel, mithin ein ausgesprochener Schwerpunkt der mittelfristigen REG-Förderung werden. Bisher werden nur bei den Abfällen aus der Holzverarbeitung und der Entsorgungswirtschaft (Klärschlamm und Deponiegas) wesentliche Anteile dieses Potentials energetisch genutzt. Von den festen Brennstoffen Waldschwachholz und Stroh sowie den vielfältigen nassen organischen Abfällen wie Viehfäkalien, biogener Hausmüll, Feuchteabfälle/Schlämme aus Industrie und Gewerbe werden derzeit nur geringe Anteile genutzt. Die nassen Abfälle sollten anaerob vergärt werden, um Biogas für die gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung zu gewinnen und auch um – infolge der einhergehenden Gewinnung hochwertigen Düngers und Vermeidung klimaschädlicher Methanemissionen – die Umwelt zu entlasten. Die Feuerungstechnik für die festen Abfälle Holz und Stroh ist energie- und emissionstechnisch ausgereift, doch lohnt sich beim derzeitigen Stand der Technik die energetisch erwünschte Kraft-Wärme-Kopplung erst bei Feuerungsleistungen oberhalb 5 MW. Insgesamt überwiegt die Erzeugung von Wärme: derzeit hat Strom einen Anteil von 6% an der aus Biomasse erzeugten Endenergie, das DLR-Szenario weist für das Jahr 2010 einen knapp doppelt so hohen Stromanteil aus. Wegen überwiegender Wärmeerzeugung und weil zudem der Strom aus Biomasse zum guten Teil von den Erzeugern genutzt, also nicht in das vorgelagerte Netz eingespeist wird, kann eine breit wirksame Förderung der Biomassenutzung nicht mittels einer Einspeisevergütung (wie nach dem StrEspG) erreicht werden. Die Aufwendungen des Bundes zur Förderung der Biomassenutzung waren bisher marginal. Diese nur marginale Förderung erklärt, warum das hohe energetischen Potential der Biomasseabfälle in so geringem Maß ausgeschöpft wird, obwohl die Nutzung in weiten Bereichen schon derzeit nicht weit von der Wirtschaftlichkeit entfernt ist. Hinzu kommt allerdings, daß eine effiziente Nutzung in großem Stil die Kooperation mehrerer, jedoch nicht unbedingt motivierter Akteure erfordert. Wenn das hohe energetische Potential der biogenen Abfälle erschlossen werden soll, dann wird das nicht ausschließlich, aber doch weitergehend als bisher üblich größere Einheiten erfordern. Dazu bedarf es der Etablierung kooperative Organisationsformen, vorwiegend auf kommunaler Ebene, sowie infrastruktureller Hilfen. Kurzfristig bedarf es eines intensiven, steuerfinanzierten Programms zur Etablierung vieler technisch und organisatorisch/logistisch beispielgebender Pilotprojekte in den verschiedenen Nutzungsbereichen, auch intensivierter, koordinierter technischer Entwicklung. Auf dieser Basis könnte in einigen Jahren die steuerfinanzierte Förderung für größere Anlagen abgelöst werden durch die Einbeziehung ihrer Wärmeerzeugung in ein Quotierungssystem für REG-Wärme, wie oben schon für die Wärmeerzeugung aus großen Kollektorfeldern und aus geothermischen Anlagen angedeutet. Hier seien die Grundzüge eines solchen Systems kurz skizziert: Die zu erfüllenden Quoten müssen staatlich vorgegeben und im Lauf der Zeit gesteigert werden. Sie werden definiert als energetische Anteile regenerativ erzeugter Wärmeträger am Verbrauch von Heizöl und Heizgas. Wer Endverbraucher mit Heizöl oder Heizgas beliefert, hat für die der Quote entsprechende regenerative Erzeugung zu sorgen. Sie/er kann die Quote erfüllen durch eigene Erzeugung und/oder durch Kauf von Zertifikaten. Solche Zertifikate werden an jeden Erzeuger regenerativer Wärmeträger entsprechend dem erzeugten Energiegehalt ausgegeben. Eine staatlich autorisierte Stelle, z.B. ein Bundesamt, stellt die Zertifikate aus, überprüft die Angemessenheit der Quotenhöhe, überwacht (mittels Verwaltungshelfern) die Einhaltung der Zertifikatsverpflichtungen und organisiert, falls erforderlich, den Zertifikatshandel. Hier ist nicht der Ort, dieses Quoten/Zertifikatssystem detaillierter zu beschreiben. Es funktioniert analog zu dem für die REG-Stromerzeugung in einer Veröffentlichung (siehe Fußnote 18) ausführlich beschriebenen, in ähnlicher Form in den Niederlanden seit Anfang 1998 eingeführten System (vgl. Abschnitt 2.2). Es gewährleistet Konkurrenz innerhalb der jeweiligen Kategorie (feste Biomasse, Biogas, Solarwärme, Geothermie), ist mit geringem Verwaltungsaufwand zu handhaben und grenzüberschreitend anwendbar. Es sei ausdrücklich darauf hingewiesen, daß es sich nicht um eine Alternative zur Einspeisevergütung nach StrEspG handelt, sondern daß eine Einspeisevergütung für regenerativ erzeugte Wärmeträger nicht praktikabel ist, daher ein anderes Fördersystem erforderlich wird, wenn denn eine Alternative zur Steuerfinanzierung gesucht wird. Zurück zum Seitenanfang
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© Friedrich Ebert Stiftung | Redaktion | November 1999