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Einspeisevergütung

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Definition: die finanzielle Vergütung für die Einspeisung elektrischer Energie in ein Stromnetz

Englisch: feed-in tariff

Kategorien: elektrische Energie, Energiepolitik, erneuerbare Energie, Grundbegriffe

Autor: Dr. Rüdiger Paschotta

Wie man zitiert; zusätzliche Literatur vorschlagen

Ursprüngliche Erstellung: 26.09.2010; letzte Änderung: 18.09.2016

Wenn Private oder kleine Anlagenbetreiber elektrische Energie in das öffentliche Stromnetz einspeisen, erhalten sie hierfür eine finanzielle Einspeisevergütung entsprechend der gemessenen Energiemengen (ggf. unter Berücksichtigung der zeitlichen Verteilung). Die geschieht entsprechend einem dafür geltenden Tarif (feed-in tariff).

Technische Aspekte der Einspeisung

Technisch würde die Einspeisung im einfachsten Fall so aussehen, dass einfach z. B. in eine Haushaltssteckdose eingespeist wird. Soweit die eingespeiste Leistung höher ist als die im Haus verbrauchte, würde die überschüssige Leistung automatisch über den Stromzähler des Hauses in das Netz gelangen, und der Stromzähler würde dabei rückwärts laufen. (Jeder gewöhnliche Stromzähler wäre für dieses “net metering” technisch geeignet.) Jedoch wäre damit festgelegt, dass effektiv der Einspeisetarif gleich dem Stromtarif für den Bezug ist. Da in aller Regel jedoch unterschiedliche Tarife für Bezug und Einspeisung zur Anwendung gelangen, muss die Einspeisung über einen separaten Stromzähler erfolgen.

Förderung erneuerbarer Energien

Wegen der ökologischen Vorteile und der langfristigen energiewirtschaftlichen Vorteile wird die Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien in den meisten Industrieländern als wünschenswert angesehen und wird daher durch entsprechende Einspeisevergütungen finanziell unterstützt. Dasselbe gilt teilweise auch für die Stromerzeugung mit Kleinanlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung. Eine mögliche Alternative zu Einspeisevergütungen ist die Förderung über ein Quotensystem (siehe unten).

Da die effektiven Erzeugungskosten neuer Technologien wie z. B. der Photovoltaik bisher noch erheblich höher liegen als die von großen Kraftwerken, sind relativ hohe Einspeisevergütungen (weit über dem Preis am Strommarkt) notwendig, um den Betrieb solcher Anlagen für ihre Betreiber wirtschaftlich tragbar zu machen. Die entstehenden Mehrkosten können mit Steuermitteln ersetzt werden oder aber (wie z. B. in Deutschland gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz) den Stromkunden belastet werden. Dass die Gesamtkosten der Stromerzeugung höher werden als ohne den Betrieb der neuen Anlagen, kann mit diversen Vorteilen gerechtfertigt werden:

Die heute konventionellen Energiequellen wurden früher teils massiv staatlich unterstützt, wenn auch nicht über Einspeisevergütung.

Die staatliche Förderung ist auch ein Ausgleich für Subventionen fossiler Energieträger. Beispielsweise wurde die Kohleförderung in Deutschland jahrelang sehr stark subventioniert. Grundsätzlich ist es allerdings besser, Subventionen für umweltschädliche Technologien zu streichen als andere Technologien neu zu subventionieren.

Studien, die eine gesamtwirtschaftliche Betrachtung der Folgen der Einspeisevergütungen vorgenommen haben, kamen zum Resultat, dass die wirtschaftlichen Vor- und Nachteile dieser Regelungen sich bisher in etwa die Waage halten [2]. Die zukünftigen Effekte können sich allerdings in verschiedenen Richtungen ändern, abhängig etwa von der Entwicklung der Energiepreise auf dem Weltmarkt, der Baukosten für neue konventionelle Kraftwerke und der Wirtschaftlichkeit neuer Anlagen für erneuerbare Energie, von zukünftigen CO2-Abgaben etc. Außerdem sind die volkswirtschaftlichen Vor- und Nachteile und die Aussichten für eine zukünftige Wirtschaftlichkeit ohne Förderung stark von der jeweiligen Technologie abhängig.

Ein weiterer Vorteil der Wirkung von Einspeisevergütungen ist die Reduktion von Auslandsabhängigkeiten. Diese sind allerdings schwer finanziell bewertbar, da die zukünftige Wirkung solcher Abhängigkeiten schwer vorhersehbar ist.

Die Planungssicherheit ist von entscheidender Bedeutung – gerade auch für das Senken der Erzeugungskosten.

Für die Wirksamkeit der Förderung über Einspeisevergütungen ist die damit erzielte Planungssicherheit für Anlagenbetreiber von entscheidender Bedeutung. Wenn nämlich die Amortisation der Investitionen davon abhängig wären, dass sich Marktpreise in Zukunft etwa wie erwartet entwickeln (wie es bei Quotensystemen der Fall ist, siehe unten), dann könnten viele Investitionen mangels Sicherheiten nicht erfolgen. Auch die Finanzierung von Projekten würde sehr erschwert, denn die mangelnde Sicherheit würde die Kreditbeschaffung erschweren und die Kreditzinsen stark erhöhen.

Differenzierung nach Technologien

In den meisten Ländern werden die Sätze der Einspeisevergütung nach Technologien stark differenziert. Beispielsweise wird für Strom aus Photovoltaikanlagen eine erhebliche höhere Vergütung gezahlt als für Windenergie oder Wasserkraft.

Wenn eine solche Differenzierung nicht erfolgen würde, könnte CO2-freier oder CO2-neutraler Strom aus erneuerbaren Energien günstiger gewonnen werden: Es würden dann nur die Technologien zum Zuge kommen, die am günstigsten produzieren können und gleichzeitig natürlich auch gewisse Randbedingungen erfüllen (erneuerbare Energie, die umweltfreundlich gewonnen wird). Jedoch hätte dieser Ansatz auch schwerwiegende Nachteile:

Sollte man die Förderung nicht auf die billigsten Technologien begrenzen, um möglichst viel Effekt für wenig Geld zu erhalten?

Die Einspeisevergütung in Deutschland

In Deutschland wird die Einspeisevergütung für erneuerbare Energien und Kraft-Wärme-Kopplung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geregelt. Einige zentrale Aspekte davon werden im Folgenden beschrieben:

Anschluss- und Abnahmezwang

Die Einspeiseregeln gelten für Wasserkraft, Energie aus Biomasse (z. B. Biogas, auch Klärgas und Grubengas), Geothermie, Sonnenenergie (v. a. Photovoltaik) und Windenergie. Die Netzbetreiber werden gesetzlich verpflichtet, Anbieter für Energie aus den genannten Quellen an ihr Netz anzuschließen und die von ihnen erzeugte Energie vorrangig abzunehmen, d. h. unabhängig vom momentanen Leistungsbedarf im Stromnetz. Dies muss dann durch entsprechende Reduktion der Lieferungen konventioneller Kraftwerke ausgeglichen werden, wodurch z. B. der Verbrauch an Erdgas und Kohle sinkt und damit auch klimaschädliche CO2-Emissionen reduziert werden. Nur wenn solche Maßnahmen nicht ausreichen, um einen stabilen Betrieb der Stromnetze zu gewährleisten, darf die Leistung der Anlagen für erneuerbare Energie reduziert (abgeregelt) werden, wobei die Betreiber für die entstehende Ausfallarbeit aber entschädigt werden müssen.

Wenn nötig, müssen die Netzbetreiber ihre Netze entsprechend ausbauen, soweit dies wirtschaftlich zumutbar ist.

Höhe der Einspeisetarife

Die Einspeisetarife werden vom EEG differenziert nach verschiedenen Technologien festgesetzt; beispielsweise wird für Solarstrom aus Photovoltaik, dessen Erzeugung noch relativ teuer ist, deutlich mehr erstattet als für Windenergie, die heute schon nicht mehr sehr weit von der Wirtschaftlichkeit entfernt ist. Teilweise spielen auch die Standorte und die Art und Größe der Anlagen eine Rolle. Beispielsweise wird für Photovoltaikanlagen auf Gebäuden mehr vergütet als für solche, die auf eigens dafür belegten Flächen arbeiten (Freiflächenanlagen).

Für neue installierte Anlagen gilt ein bestimmter Anfangsvergütungssatz, der jährlich um einen gewissen Betrag sinkt. Diese Degression erzeugt einen zunehmenden Kostendruck; je später die Anlagen gebaut werden, desto wirtschaftlicher müssen sie sein. Auch für bestehende Anlagen kann die Vergütung nach einer gewissen Anzahl von Jahren abnehmen. Garantiert wird eine Vergütung in der Regel für 20 Jahre, bei großen Wasserkraftwerken nur für 15 Jahre. Nach Ablauf der genannten Zeit kann mit den Anlagen, wenn sie noch in Betrieb sind, weiterhin Strom in das öffentliche Netz eingespeist werden; allerdings liegt die Vergütung dann nur noch beim sogenannten Graustrompreis, der sich an der Strombörse ergibt und nur wenige Cent pro Kilowattstunde beträgt.

Die Höhe der Vergütung hängt in diversen Sektoren auch von der Bemessungsleistung der Anlage ab; bei größeren Anlagen wird in der Regel eine geringere Vergütung gewährt, da die entsprechenden Betreiber von der Kostendegression solcher Anlagen profitieren können.

Durch energiepolitische Beschlüsse können die gesetzlichen Regelungen zukünftig natürlich angepasst werden, wenn z. B. die Erzeugungskosten schneller sinken als ursprünglich angenommen. Für rückwirkende Verschlechterungen gibt es allerdings gewisse Grenzen, da der Vertrauensschutz gewährt sein soll.

Behandlung des Eigenverbrauchs

Für zwischen ca. 2009 und 2012 erstellte Anlagen gab es in Deutschland auch eine Selbstverbrauchsvergütung (= Vergütung für Eigenverbrauch). Der Erzeuger konnte also auch eine Vergütung für erneuerbar erzeugten Strom erhalten, den er selbst verbraucht, vorausgesetzt dass der Eigenverbrauch mit einem geeichten Stromzähler erfasst wird. Pro erzeugter und direkt selbst verbrauchter Kilowattstunde sparte der Betreiber also nicht nur die Kosten für den Strombezug ein, sondern erhielt zusätzlich noch die Selbstverbrauchsvergütung. Diese Regelung gibt es inzwischen nicht mehr, da der Eigenverbrauch ohnehin wirtschaftlich ist.

Dadurch, dass die Summe von Bezugspreis und Selbstverbrauchsvergütung höher sein kann als die normale Einspeisevergütung, entsteht ein Eigenverbrauchsbonus: ein Anreiz, den erzeugten Strom lieber gleich zu verbrauchen, anstatt dieselbe Energiemenge vorher oder nachher aus dem Netz zu beziehen.

Die Idee hinter dieser Regelung war, dass ein höherer Eigenverbrauchsbonus zu einer Entlastung der Stromnetze führen könnte. Dies ist allerdings zweifelhaft:

  • Für die meisten Betreiber von Photovoltaikanlagen dürfte es schwierig sein, den Anteil des Eigenverbrauchs nennenswert zu erhöhen. Im Prinzip könnten dafür Batterien als Energiespeicher dienen, aber die Kosten für diese sind für diesen Zweck weitaus zu hoch. Es bleibt noch ein Lastmanagement, beispielsweise das Betreiben der Waschmaschine möglichst immer nur wenn die Sonne scheint. Das Potenzial hierfür ist jedoch gering, so dass am Ende der Eigenverbrauchsbonus wohl hauptsächlich Mitnahmeeffekte verursacht.
  • Momentane Überschüsse an Solarstrom können durchaus im Stromnetz nützlich sein, z. B. wenn eine einzige Solaranlage in einer Straße zur Mittagszeit viel produziert, während andere Haushalte mit den Elektroherden viel Strom brauchen. Es wäre energiewirtschaftlich unsinnig, Solarstrom in Batterien zu speichern, während insgesamt ein hoher Strombedarf besteht. Mit anderen Worten ist die relevante Größe nicht die Belastung der Zugangsleitung zu einem Haus, sondern die Belastung der Stromnetze insgesamt, zumindest in einer Region. Diese kann aber über einen Eigenverbrauchsbonus gar nicht berücksichtigt werden.

Einspeisemanagement

Seit 2013 verlangt die EEG-Förderung für alle seit 2012 installierten PV-Anlagen, dass entweder ein Einspeisemanagement eingerichtet wird oder aber die maximale Einspeiseleistung auf 70 % der Nennleistung der Solarmodule begrenzt wird. Damit soll versucht werden, Belastungen der Stromnetze zu verringern.

Leider funktioniert auch dieser Ansatz nur schlecht. Für Kleinanlagen ist das Einspeisemanagement meist viel zu teuer, so dass auf die 70-%-Regelung zurückgegriffen werden muss. Dies ist jedoch wenig sinnvoll:

Die Regelung zum Einspeisemanagement, das für kleine Anlagen zu teuer ist, führt leider zu einer unsinnigen Ressourcenverschwendung.

  • Bei Anlagen mit nicht optimal ausgerichteten Modulen führt dies nur selten zu einer Begrenzung der Einspeiseleistung; es stört den Betreiber also wenig, nützt aber den Stromnetzen auch kaum etwas.
  • Wenn dagegen die Begrenzung oft greift, führt dies in der Regel zu einem Verlust von teuer erzeugtem Solarstrom – und zwar meistens zu Zeiten, in denen eine Abregelung zur Stabilisierung der Stromnetze gar nicht nötig wäre. Die jeweiligen Verhältnisse im Netz können nämlich so gar nicht berücksichtigt werden. Es erfolgt also eine betriebs- und volkswirtschaftlich unsinnige Verschwendung von Ressourcen.
  • Der Energieverluste könnte nur mit Solarstromspeichern verhindert werden, soweit der Eigenverbrauch nicht hoch genug ist (was oft der Fall ist). Diese sind jedoch so teuer, dass sie auf absehbare Zeit nicht annähernd wirtschaftlich betrieben werden können.

Für große PV-Anlagen kann ein Einspeisemanagement dagegen sinnvoll sein. Eine nur selten tatsächlich nötige Abregelung vermindert den Jahresertrag kaum und trägt doch zur Stabilisierung der Netze bei. Die weitere Entwicklung der Technik und der Regeln des Einspeisemanagements sollte dieses mit der Zeit kostengünstiger werden lassen, so dass es auch für kleinere Anlagen sinnvoll wird.

Belastung der Letztverbraucher

Die lokalen Netzbetreiber, die die Einspeisevergütung den Anlagenbetreibern auszahlen, dürfen die entstehenden Mehrkosten über die großen Übertragungsnetzbetreiber und die lokalen Energieversorgungunternehmen an die Endverbraucher (Letztverbraucher) weitergeben; deren Stromtarife enthalten die sogenannte EEG-Umlage. Hierbei werden jedoch einige besonders energieintensiven Industrien mit Sonderregelungen begünstigt, die ihren Beitrag zur Förderung erneuerbarer Energien drastisch reduzieren. Für Normalkunden ohne solche Ausnahmeregelungen beträgt die Mehrbelastung durch die EEG-Umlage rund 5,3 ct/kWh (Stand 2013). Somit zahlt beispielsweise ein Haushalt, der jährlich 3000 kWh verbraucht, zusätzlich 159 € pro Jahr oder 0,44 € pro Tag. Diese Mehrbelastung ist gegenüber früheren Jahren erheblich gestiegen, wobei allerdings erhöhte Gewinne der Stromkonzerne gleichzeitig zu deutlich höheren Mehrbelastungen geführt haben. Auch der Preisanstieg bei Heizöl und Kraftstoffen ist erheblich schwerwiegender.

Zusätzliche Ökostrom-Vermarktung

Eine kontrovers diskutierte Frage ist, ob Strom, dessen Erzeugung bereits mit der Einspeisevergütung gemäß EEG gefördert wird, zusätzlich auch als Ökostrom vermarktet werden soll. Das “ok-power-Label” der EnergieVision e. V. verbietet dies, während das “Grüner Strom Label” eine solche Kombination zulässt, soweit solche Anlagen allein mit EEG-Förderung unwirtschaftlich wären.

Vergütungen für Importe?

Das System der Einspeisevergütung gilt bisher nur für inländisch erzeugten Strom.

Bisher gibt es in Deutschland keine Einspeisevergütung für importierten Ökostrom. Es wird also nur die inländische Ökostromproduktion gefördert. Da in manchen Ländern (z. B. in Südeuropa oder Nordafrika) regenerativer Strom oft wesentlich billiger produziert werden könnte und ein zukünftiges Supergrid diesen Strom auch nach Deutschland transportieren könnte, gibt es Überlegungen, auch importierten Ökostrom zu fördern, wobei dies nicht unbedingt über das System der Einspeisevergütungen geschehen müsste. Es gibt auch Überlegungen für eine europäische Harmonisierung von Einspeisevergütungen, die auch den internationalen Stromaustausch berücksichtigen könnte.

Die kostendeckende Einspeisevergütung in der Schweiz

In der Schweiz gibt es seit dem Mai 2008 das System der kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) für erneuerbare Energien (geregelt durch das Energiegesetz), und zwar für Wasserkraftwerke bis 10 MW Leistung, Photovoltaik, Windenergie, Geothermie und Energie Biomasse (inkl. Abfällen). Das vom Parlament gesetzte Ziel ist, dass ab dem Jahr 2030 jährlich 5400 Gigawattstunden elektrische Energie aus neuen erneuerbaren Quellen produziert werden.

Auch im schweizerischen System sind die Vergütungssätze nach Technologien und Leistungsklassen differenziert; sie richten sich nach den Gestehungskosten von festgelegten Referenzanlagen mit der momentan effizientesten Technologie. Ein Gewinn kann also nur erzielt werden, wenn ein Betreiber effizienter arbeitet als die angenommene Referenzanlage. Es gibt ebenfalls eine Kostendegression, d. h. eine Abnahme der Vergütung für später erstellte Anlagen, weil die angenommenen Referenzanlagen angepasst werden. Die zugesagte Vergütung gilt jeweils für 20 bis 25 Jahre und bleibt für diese Zeitdauer fest. Die Vergütung muss bei der nationalen Netzgesellschaft (swissgrid AG) beantragt werden und setzt die anschließende Bewilligung voraus.

Der wohl größte Unterschied zum deutschen System liegt darin, dass es für jede Technologie jährlich einen Kostendeckel gibt, und zwar niedrigere Deckel für die teureren Technologien. Beispielsweise darf die Photovoltaik nur 5 % der gesamten Fördersumme in Anspruch nehmen. Diese Kostendeckel begrenzen die Gesamtkosten auf den Wert, der durch das Finanzierungsverfahren gegeben ist. Derzeit (Stand 2014) wird dafür ein Zuschlag von maximal 0,9 Rappen (0,009 CHF) pro Kilowattstunde auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze erhoben, der auf die Endverbraucher umgelegt wird und jährlich einige hundert Millionen CHF einbringt. Wenn in einem Jahr der Kostendeckel für die jeweilige Technologie erreicht ist, werden keine weiteren Gesuche für Einspeisevergütungen mehr genehmigt. Diese Situation trat bereits einige Monate nach dem Start des Systems auf, so dass tausende von Anträgen nicht bewilligt werden konnten. Das Parlament hat hierauf schließlich mit einer Erhöhung des Zuschlags auf die Übertragungskosten (ab 2013) reagiert, bisher aber die Entfernung des Kostendeckels abgelehnt. Deswegen entwickeln sich die erneuerbaren Energien in der Schweiz viel langsamer als z. B. in Deutschland, wo es einen solchen strikten Kostendeckel bisher nicht gibt.

Erzeuger von erneuerbarer Energie können natürlich auch andere Modelle der Vergütung wählen. Beispielsweise zahlen diverse Energieversorger höhere Vergütungen für solchen Strom, um ihre Kunden mit größeren Mengen von Ökostrom beliefern zu können. Übrigens dürfen diejenigen Erzeuger, die bereits die kostendeckende Einspeisevergütung in Anspruch nehmen, ihren Strom nicht zusätzlich als Ökostrom vermarkten, da der ökologische Mehrwert mit der Vergütung gemäß Energiegesetz bereits abgegolten ist.

Einspeisevergütungen für Kernenergie

In 2013 wurde bekannt, dass die Regierung von Großbritannien sehr großzügige Einspeisevergütungen für neue Kernkraftwerke garantieren möchte. Danach soll für 35 Betriebsjahre ein Abnahmepreis (inkl. Inflationsausgleich) garantiert werden, der rund dem Doppelten des derzeitigen Strompreises an der Strombörse entspricht. Damit würde die Kernenergie weit besser gestellt als z. B. die Windenergie und wesentlich zum Anstieg der Strompreise beitragen. Die EU-Kommission hat Ende 2013 angekündigt, ein Beihilfeverfahren zu starten, da in dieser “komplexen und außergewöhnlich umfangreichen Maßnahme” offenbar eine illegale Beihilfe gesehen wird. Die britische Regierung scheint den Eindruck gewonnen zu haben, dass Investoren den Bau neuer Kernkraftwerke nur wagen werden, wenn der Staat ihre Risiken mit solchen umfangreichen Maßnahmen stark vermindert bzw. selbst übernimmt.

Vergleich mit Quotensystemen

Als Alternative zu einem System mit Einspeisevergütungen kann auch ein sogenanntes Quotensystem verwendet werden. Hier wird vom Staat für jedes Jahr vorgegeben, welcher Anteil der Stromerzeugung mit erneuerbarer Energie gedeckt werden muss, wobei diese Quote zeitlich ansteigt. Das Erreichen der Quoten wird staatlich überwacht, und es gibt Strafzahlungen für Energieversorgungsunternehmen, die die geforderte Quote nicht erreichen.

Bezüglich der Art der einzusetzenden erneuerbaren Energien kann es von der Energiepolitik Vorgaben geben, oder aber man überlässt solche Entscheidungen komplett den Energieversorgern. Insofern besteht kein grundsätzlicher Unterschied zwischen Einspeisevergütungen und Quoten: Man kann mit beiden Ansätzen bestimmte Energieformen favorisieren oder auch auf solche Vorgaben verzichten.

Ein Unterschied der Systeme besteht darin, dass beim Quotensystem der Umfang des Ausbaus erneuerbarer Energien gut steuerbar ist und die Kosten variabel bleiben, während es mit Einspeisevergütungen umgekehrt ist: Dort weiß man im Voraus die Kosten pro Kilowattstunde, dagegen nicht die damit ausgelöste Geschwindigkeit des Ausbaus. Freilich gibt es auch nicht eine objektiv “richtige” Geschwindigkeit des Ausbaus, und die Höhe der Einspeisevergütungen lässt sich regelmäßig durch Vergleich mit den angestrebten Zielen nachjustieren.

Nach vereinfachten theoretischen Modellen erscheint das Quotensystem kosteneffizienter, da die Energieversorgungsunternehmen dann gezielt nur in die kostengünstigsten Lösungen investieren. Sie können beispielsweise Ausschreibungen organisieren, über die sie die günstigsten Anbieter finden. Mit Einspeisevergütungen dagegen werden teils auch Systeme gebaut, die kein optimales Kosten-Nutzen-Verhältnis bieten, solange nur die Kosten ausreichend tief im Verhältnis zur angebotenen Vergütung sind. Das Quotensystem kann also im Prinzip einen stärkeren Wettbewerb unter den Anbietern führen, also einen stärkeren Kostensenkungsdruck erzeugen. Allerdings sind die praktischen Erfahrungen eher anders. Es hat sich beispielsweise in Großbritannien gezeigt, dass der Windenergie-Ausbau mit dem Quotensystem sogar deutlich teurer war, weswegen man dort inzwischen auf das Einspeisevergütungssystem nach deutschem Vorbild umgestellt hat. (Auch andere Länder haben in den letzten Jahren bevorzugt auf Einspeisevergütungen gesetzt.) Ein wesentlicher Grund für das schlechtere Abschneiden von Quotensystemen ist anscheinend, dass die Planungs- und Investitionssicherheit für die Anlagenbetreiber damit gering ist, so dass diese von Anfang an höhere Margen einplanen müssen, um wirtschaftlich einigermaßen sicher zu sein. Ebenfalls ist die Kapitalbeschaffung unter solchen Umständen wesentlich schwieriger und teurer, und beispielsweise wird die Aktivität von Bürgerenergiegenossenschaften z. T. massiv erschwert. (Solche Umstände werden in ökonomischen Modellen häufig nicht oder unzureichend berücksichtigt.) Hinzu kommt, dass der Kostensenkungsdruck auch z. B. in Deutschland wegen der zunehmenden Konkurrenz enorm hoch geworden ist; es ist also kaum vorstellbar, dass man durch die Umstellung auf ein Quotensystem die Kosten noch schneller drücken könnte.

Konsequent nur die “am niedrigsten hängenden Früchte” zu ernten, ist kurzfristig die billigste Lösung. Allerdings führt dies kaum zu Innovationen und deswegen langfristig unter Umständen zu höheren Kosten.

Ein weiterer Aspekt ist, dass die gezielte Förderung nur der momentan kostengünstigsten Technologien nicht notwendig den langfristig günstigsten Effekt hat. Dies bewirkt nämlich, dass die Anbieter nur die ziemlich nahe liegenden und damit billigsten Methoden einsetzen können, um technische Fortschritte zu erzielen. Die zukünftig besten Lösungen erfordern aber oft Anstrengungen, die kurzfristig teurer sind. In diesem Licht betrachtet zielt ein Quotensystem tendenziell eher auf das kurzfristige Ausschöpfen aller nahe liegenden Kostendämpfungspotenziale, während ein Einspeisevergütungssystem eher der langfristigen Technologieentwicklung dient. Allerdings spielt hierfür auch die jeweilige Höhe der Quote bzw. der Vergütung eine große Rolle. Zudem kann der Staat ergänzend auch eine direkte Forschungsförderung einsetzen.

Trotz alldem hat der deutsche Gesetzgeber bei der EEG-Revision in 2016 Ausschreibungen zumindest für größere Anlagen eingeführt, das bisherige System der Einspeisevergütungen für diese Anlagen also abgeschafft.

Literatur

[1]Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG), Fassung von 2012, http://www.bmu.de/service/publikationen/downloads/details/artikel/erneuerbare-energien-gesetz-eeg-2012/
[2]Analyse und Bewertung der Wirkungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) aus gesamtwirtschaftlicher Sicht, BMU (2008)
[3]Informationen über die kostendeckende Einspeisevergütung in der Schweiz vom Bundesamt für Energie
[4]Anmeldungsverfahren bei der swissgrid AG für die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV)
[5]R. Paschotta, “EEG und das Klima”, Artikel bei Telepolis am 27.03.2014, http://www.heise.de/tp/artikel/41/41274/1.html

(Zusätzliche Literatur vorschlagen)

Siehe auch: Stromtarif, erneuerbare Energie, Erneuerbare-Energien-Gesetz, Kraft-Wärme-Kopplung, Stromnetz, Ökostrom, Stromzähler, Eigenverbrauch, Bemessungsleistung
sowie andere Artikel in den Kategorien elektrische Energie, Energiepolitik, erneuerbare Energie, Grundbegriffe

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