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4. ZUSAMMENWIRKEN DER FÖRDERUNG MIT ANDEREN

4.1 Z USAMMENWIRKEN DER F ÖRDERUNG MIT DEM E MISSIONSHANDEL UND DEN

4.1.8 Abstimmung der Instrumente

Die Berücksichtigung projektbezogener Mechanismen führt im Emissionshandel ohne Förderung Erneuerbarer Energien dazu, dass die Emissionen des gesamten Emissions-handelsbereichs (E3) in Europa höher sind als das Cap (Cap1). Damit kann zugleich auch die Gesamtemission in Europa über das Kyoto-Ziel hinaus erhöht werden, so dass kein Ausgleich im europäischen Nichthandelsbereich erforderlich ist. Diesen Mehr-emissionen stehen MinderMehr-emissionen an Treibhausgasen in den Projekt-Gastländern gegenüber.

Hiervon ausgehend bewirkt die Förderung Erneuerbarer Energien (auch bei unveränder-tem Cap) eine Verminderung der Emissionen (auf E4), wodurch sich im gleichen Maße auch die Gesamtemissionen in Europa vermindern. Dieser Effekt besteht insoweit aus einer verminderten Nutzung von CDM- und JI-Projekten. Insofern erhöhen sich die E-missionen in den Gastländern, in denen dann weniger Projekte durchgeführt werden.

Wenn das Cap (auf Cap2) gemäß dem Beitrag der Förderpolitik reduziert wird, vermin-dern sich die Emissionen durch die Förderung von E3 auf E5, also ebenfalls um den Minderungsbeitrag Erneuerbarer Energien. Insofern bleibt in diesem Fall die Nutzung flexibler Mechanismen durch die Förderpolitik unberührt.

Es ist im Übrigen darauf hinzuweisen, dass die Förderpolitik in Europa indirekt auch die Voraussetzungen für die Nutzung Erneuerbarer Energien in anderen Ländern verbessern und insofern das Potenzial entsprechender CDM- und JI-Projekte erhöhen kann.

aus dem EEG herauswachsen. Unabhängig hiervon sinken aufgrund steigender Zertifi-katpreise die EEG-Differenzkosten und damit die Umlage auf die Verbraucher.

Bei einem Bonusmodell hängt die Gesamtvergütung vom Strompreis ab. Zunehmende Verknappungen von Emissionsrechten erhöhen den Zertifikatpreis, den Strompreis und damit auch die Gesamtvergütung. Dadurch würde der Ausbau Erneuerbarer Energien weiter beschleunigt. Wenn die Höhe des Bonus aber zumindest teilweise auch klima-schutzpolitisch begründet wird, müssten in Folge von Strompreissteigerungen, die durch den Emissionshandel bedingt sind, letztlich Absenkungen der Bonushöhe vorgenommen werden. Dies gilt grundsätzlich auch dann, wenn das Bonusmodell eine Degressionsre-gelung ähnlich wie im EEG enthält.

Im Quotenmodell führen steigende Zertifikatpreise zwar ebenfalls dazu, dass die Strompreiskomponente der Vergütung steigt, dies wird aber im Wesentlichen durch einen entsprechend geringeren Preis für grüne Zertifikate kompensiert. Aufgrund der relativen Festlegung der Quote reduziert sich allerdings die absolut geförderte Strom-menge, wenn sich die gesamte Stromnachfrage aufgrund gestiegener Preise vermindert.

Dieser (bei geringen Quoten quantitativ geringe) Effekt müsste bei der Festlegung län-gerfristiger Quotenziele ggf. angemessen antizipiert werden.

Das Quotenmodell hat gewisse Ähnlichkeiten mit einem Emissionshandelssystem. In beiden Fällen handelt es sich um ein mengenorientiertes Instrument und es kommt je-weils zu einem Handel von Zertifikaten. Es wird deshalb gelegentlich argumentiert, dass ein Quotenmodell besser mit einem Emissionshandelssystem zusammenwirke oder dass grüne Zertifikate im Emissionshandelssystem angerechnet werden sollten. Bei nä-herer Betrachtung der Wechselwirkungen zeigt sich allerdings, dass weder die erste noch die zweite Thesen durch die Analysen gestützt werden können.

Beim Zusammenwirken mit dem Emissionshandel treten im Quotenmodell tendenziell dieselben Effekte auf wie bei Festvergütungen. Die Kernfrage richtet sich dabei jeweils auf die angemessene Festlegung der Caps im Emissionshandel, die eine gewisse Antizi-pation der Förderwirkung erfordert. Da Quotenmodelle aber nicht per se treffsicherer sind als Preismodelle ergibt sich hieraus allein aber kein Argument zu Gunsten von Quotenmodellen. Im Hinblick auf das Zusammenwirken mit dem Emissionshandel könnten Quotenmodelle theoretisch insofern einen Vorteil aufweisen, als bei ihnen eine quantitative Mengenvorgabe zwingend erforderlich ist, die im Allokationsplan berück-sichtigt werden kann. Dies betrifft aber letztlich die Ebene der Ziele und nicht notwen-digerweise die Instrumentenebene. So sind in Deutschland und in der EU explizite Mengenziele formuliert worden, die unabhängig von der Instrumentenwahl erreicht werden müssen.

Auch die zweite These, man solle den Handel mit „grünen“ und „braunen“ Zertifikaten durch eine Anerkennung - etwa wie bei CDM- und JI-Gutschriften - verbinden, ist prob-lematisch. Solche Forderungen verkennen den fundamentalen Unterschied zwischen handelbaren Mindestquoten für Erneuerbare Energien auf der einen Seite und handelba-ren Emissionsrechten auf der andehandelba-ren Seite wie auch die Probleme von Doppelbehand-lungen, die mit diesem Vorschlag verbunden wären. Im Übrigen ist auch keine Not-wendigkeit für solche Verknüpfungen zu erkennen. In diesem Zusammenhang ist au-ßerdem daran zu erinnern, dass sich die Ziele grüner Zertifikate - anders als im Fall von CDM- und JI-Gutschriften (in CO2-Äquivalenten) - nur teilweise mit dem Ziel des E-missionshandels überlappen.

CDM- und JI-Projekte

Die analysierten Interaktionseffekte der flexiblen Mechanismen CDM und JI im Zu-sammenspiel mit dem Emissionshandel und der Förderpolitik lassen keinen Anpas-sungsbedarf im Bereich der Förderpolitik erkennen. Der Aspekt der Zusätzlichkeit sol-cher Projekte und der erbrachten Emissionsminderungen ist immanent kritisch und muss in den institutionalisierten Anerkennungs- und Registrierungsprozessen unter Be-rücksichtigung anerkannter Methodologien geprüft werden. Die Förderpolitik in Europa ist – abgesehen von positiven indirekten Effekten z.B. auf CDM-Projekte in Entwick-lungsländern – für die Nutzung von hier durchgeführten JI-Projekten von Bedeutung.

Bei Konflikten sind dann aber Anpassungen auf Seiten der Projektanerkennung erfor-derlich.

Emissionshandelssystem

Die europäische Emissionshandelsrichtlinie gibt den Rahmen für das Emissionshandels-system vor. Diese Richtlinie wird durch Hinweise (Guidance) der Europäischen Kom-mission (2004, 2005) ergänzt. Während die Richtlinie keine konkreten Vorschriften zur Interaktion mit der Förderpolitik enthält, wird in den Hinweisen der Kommission eine Berücksichtigung der Förderung Erneuerbarer Energien gefordert. Nach der (auch wei-terhin gültigen) Guidance für die Erstellung der ersten Allokationspläne (2004) sollen

„Mitgliedstaaten, die beabsichtigen, den Anteil Erneuerbarer Energiequellen, der Kraft-Wärme-Kopplung oder anderer Formen kohlenstoffarmer bzw. kohlenstofffreier Kraft- und Wärmeproduktion zu erhöhen, den Anteil [der Emissionen der erfassten Anlagen an den Gesamtemissionen] verringern“. In der jüngsten Guidance vom Dezember 2005 schreibt die Kommission hinsichtlich der Erstellung der Allokationspläne für die zweite Handelsperiode: „Jeder Mitgliedstaat, der laufende und zusätzliche politische und sons-tige Maßnahmen vorsieht, muss diese – selbst wenn sie bereits in der ersten Runde der nationalen Zuteilungspläne mitgeteilt wurden – im Hinblick auf ihre Auswirkungen

rechtfertigen und die Fortschritte bei der Umsetzung bzw. Verabschiedung nachwei-sen.“ In einer Fußnote hierzu „[betont] die Kommission .. in diesem Zusammenhang die Bedeutung der Übereinstimmung der nationalen Zuteilungspläne mit den Verpflichtun-gen des betreffenden Mitgliedstaats gemäß der Richtlinie 2001/77/EG zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt ...“.

Damit erinnert die Kommission daran, das die Mitgliedstaaten ihre Ziele zur Stromer-zeugung aus Erneuerbaren Energiequellen erfüllen sollen, und stellt klar, das die För-derpolitik im NAP zu berücksichtigen ist. Sie gibt aber keine Hinweise dazu, wie die Förderung Erneuerbarer Energien eingerechnet werden sollte.

Effiziente und gerechte Allokationsplanung

Wie die Analysen der Wechselwirkungen zwischen den Instrumenten zeigen, hängt die Wirksamkeit des kombinierten Instrumenteneinsatzes entscheidend davon ab, wie das Cap angepasst wird, das sich aus der Summe der nationalen Allokationspläne ergibt.

Bei einem vorgegebenen nationalen Emissionsbudget EB geht es dabei um die Auftei-lung dieser zulässigen Emissionen auf den Handelsbereich EH und den Nichthandelsbe-reich EN. In der Ausgangssituation betragen die Emissionen (ohne Emissionshandel und ohne Förderpolitik) E0 = EH0 + EN0. Bei einem vorgegebenem Emissionsbudget muss hingegen die Bedingung EB = EH + EN erfüllt sein, wobei EH dem festzulegendem Cap des Emissionshandelsbereichs entspricht. Die zulässigen Emissionen des Nichthandels-bereichs betragen dann EN = EB – Cap.

Bei einer solchen Aufteilung müssen Effizienz- und Verteilungskriterien berücksichtigt werden. Hinsichtlich der Effizienz dieser Aufteilung sind die jeweiligen Grenzvermei-dungskosten maßgeblich. Die Gesamtkosten der Emissionsvermeidung sind am gerings-ten, wenn die Grenzkosten in beiden Bereichen gleich sind. In Abbildung 4-1 wird das Kostenminimum im Fall ohne Förderpolitik bei Cap1 erreicht, die Grenzkosten betragen dann GH1 = GN1. Die Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien verrin-gert (im Wesentlichen) die Vermeidungskosten im Handelsbereich. Dadurch verschiebt sich die Grenzkostenkurve des Handelsbereichs nach links. Im neuen Optimum (Cap*, GH* = GN*) ist das Cap geringer als vorher. Es ist aber höher als bei einer vollständigen Cap-Anpassung, bei der die Grenzkosten des Handelsbereichs weiterhin GH1, die des Nichthandelsbereichs aber nur GN2 betragen würden.47

Unter dem Aspekt der gesamtwirtschaftlichen Kosteneffizienz der Allokationsplanung ist somit eine teilweise Anpassung des Cap zur Berücksichtigung der Förderung der

47 Vgl. Walz (2005). Die kosteneffiziente Cap-Anpassung ist noch geringer, wenn die Grenzver-meidungskostenkurve des Handelsbereichs durch die Förderpolitik steiler wird.

Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien gemäß den Grenzvermeidungskosten opti-mal. Darüber hinaus sind allerdings auch die hiermit verbundenen Verteilungseffekte zu berücksichtigen. Im Vergleich zu einer vollständigen Cap-Anpassung sinken bei einer Teilanpassung die Gesamtkosten der Emissionsverminderung im Handelsbereich, wäh-rend sie im Nichthandelsbereich steigen. In der Allokationsplanung kann insofern ein Abwägen zwischen Effizienz- und Verteilungsaspekten erforderlich sein.

Abbildung 4-5: Effiziente Aufteilung des Emissionsbudgets auf Handels- und Nichthandelsbereich unter Berücksichtigung der Förderung Erneuerbarer Energien

Allokationsplanung in der Praxis

Die Erstellung des Nationalen Allokationsplans muss sich am Kriterium der gesamt-wirtschaftlichen Effizienz orientieren und Aspekte der Verteilungsgerechtigkeit berück-sichtigen. Weitere wesentliche Kriterien sind Objektivität und Transparenz sowie Prak-tikabilität, einschließlich der Frage der Datenverfügbarkeit sowie der technischen und politischen Umsetzbarkeit. Für die nicht vom Emissionshandel erfassten Bereiche muss zugleich gewährleistet sein, dass dort durch andere politische Maßnahmenbündel das Emissionsziel erreicht wird.

Grenzvermeidungs-kosten im Nicht-Handelsbereich GH

GH1

GH* GN2

EN0 Cap* EH1 EH0

Emission EN

Grenzvermei-dungskosten im Handelsbereich

Cap1

Emission EH

Die praktische Berücksichtigung der Förderpolitik in der Allokationsplanung hängt von der Methode der konkreten Mengenplanung auf der Makroebene48 ab. Für diese Men-genplanung kommen u.a. folgende Methoden in Betracht (DIW u.a. 2005):

a) Ermittlung der Aufteilung mit Hilfe eines Optimierungsmodells, das die kostenmi-nimale Sektorstruktur der Emissionen ermittelt,

b) Ableitung von sektoralen Emissionszielen auf der Basis vorliegender Selbstver-pflichtungen,

c) Ableitung der Emissionsstruktur aus einer sektoral disaggregierten Projektion der Emissionen,

d) Proportionale Aufteilung des Minderungszieles auf Sektoren auf Basis aktueller Emissionen (mit oder ohne Bereinigung z.B. um Temperatureinflüsse),

e) Politische Vorgabe einer sektoralen Verteilung der Emissionsziels.

Diese Ansätze, die auch miteinander kombiniert werden, werden in den Mitgliedstaaten unterschiedlich verwendet. Hinsichtlich der Berücksichtigung Erneuerbarer Energien ist hierbei vor allem von Bedeutung, ob sich die Allokationsplanung vorrangig an Struktu-ren in der Vergangenheit (Basisperiode) oder in der Zukunft (Handelsperiode) orien-tiert. Im ersten Fall muss die förderbedingte Erhöhung des Beitrags Erneuerbarer Ener-gien ggf. (explizit) zusätzlich berücksichtigt werden. Im zweiten Fall müssten Erneuer-bare Energien bereits vom Ansatz her (zumindest implizit) eingerechnet werden; es ist dann darauf zu achten, dass ihr Beitrag in der richtigen Höhe antizipiert wird.