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Dr. Jürgen Gabriel, Sabine Meyer M.A., Dipl.-Geogr. Philipp Wellbrock Zukunft der Stromerzeugung im europäi europäischen Vergleich: Vergleich: Auswirkungen der europäischen InvestiInvestitionsbedingungen auf die Beschäftigung in der deutschen Stromwirtschaft Abschluss Abschlussbericht Gefördert durch: durch: Hans-Böckler-Stiftung, Düsseldorf Juli 2011 Autoren: Dr. Jürgen Gabriel Sabine Meyer M.A. Philipp Wellbrock Dipl.-Geogr. Unter Mitarbeit von: Christine Brandstätt M.Sc., Tina Brauns, Marius Buchmann M.A., Isabelle Gawenat, Jasper Meya, Martin Palovic M.A., Anna Poblocka, Daniel Schnepel, Katja Sengebusch B.A., Mareike Tepe Ansprechpartner: Dr. Jürgen Gabriel Bremer Energie Institut Tel.: +49 (0) 421 / 200 - 4882 Fax: +49 (0) 421 / 200 - 4877 College Ring 2 / Research V 28759 Bremen Email: [email protected] www.bremer-energie-institut.de Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis ................................................................ ................................................................................................ ..................................................................... ..................................... 5 Abbildungsverzeichnis ................................................................ .............................................................................................. .............................................................. 9 Tabellenverzeichnis ................................................................ ................................................................................................ ................................................................. ................................. 10 Abkürzungsverzeichnis ................................................................ ........................................................................................... ........................................................... 12 Zusammenfassung ................................................................ ................................................................................................ .................................................................. .................................. 17 Aufgabe ............................................................................................................... 17 Vorgehen.............................................................................................................. 17 Ergebnisse der Untersuchung ............................................................................... 18 Fazit ................................................................................................................... 32 Handlungsempfehlungen ..................................................................................... 34 1 Einleitung ................................................................ ................................................................................................ ......................................................................... ......................................... 39 1.1 2 Untersuchungskonzept ............................................................................... 39 1.1.1 Analysefokus auf Investitionsentscheidungen .................................. 39 1.1.2 Auswirkungen aktueller energiepolitischer Ereignisse...................... 40 1.2 Arbeitsprogramm ........................................................................................ 43 1.3 Methodisches Vorgehen .............................................................................. 46 1.3.1 Forschungsansatz und Analysefokus ............................................... 46 1.3.2 Empirische Länderanalyse ................................................................ 47 1.3.3 Experteninterviews........................................................................... 49 1.3.4 Darstellung der Arbeitsergebnisse ................................................... 51 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft ................................... ................................... 53 2.1 2.2 Investitionen in der Energiewirtschaft ......................................................... 53 2.1.1 Investitionsverhalten der deutschen Energiewirtschaft ..................... 54 2.1.2 Investitionsbedarf in Deutschland und Europa ................................. 55 Beschäftigungseffekte in der Stromerzeugung ............................................ 56 2.2.1 Was sind regionale Beschäftigungseffekte der Stromerzeugung? ..... 57 2.2.2 Vergleich der betrieblichen Beschäftigungseffekte verschiedener Stromerzeugungstechnologien ........................................................ 59 2.2.3 Auswirkungen verschiedener Investitionsarten auf die Beschäftigung in der Stromerzeugung .................................................................... 62 2.3 3 Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor ................ 63 EUEU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa ................................................................ ................................................................................................ ............................................................................. ............................................. 68 3.1 5/390 Energiepolitische Kompetenzen der EU ....................................................... 68 3.1.1 EU-Energiepolitik im Primärrecht ..................................................... 68 3.1.2 Handlungsspielräume und Zielkonflikte ........................................... 70 Inhaltsverzeichnis 3.2 Integrierte EU-Energiepolitik ....................................................................... 71 3.2.1 Versorgungssicherheit durch Ausbau des europäischen Verbundnetzes................................................................................. 73 3.3 3.2.2 Wettbewerbsfähigkeit ...................................................................... 75 3.2.3 Nachhaltigkeit .................................................................................. 79 3.2.4 Zusammenfassung zur integrierten EU-Energiepolitik ..................... 85 Auswirkungen der integrierten EU-Energiepolitik auf Investitionen im Stromsektor ................................................................................................ 87 3.4 4 3.3.1 Versorgungssicherheit ..................................................................... 87 3.3.2 Wettbewerbsfähigkeit ...................................................................... 93 3.3.3 Nachhaltigkeit .................................................................................. 99 Chancen und Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland....... 111 Investitionsbedingungen und –entscheidungen entscheidungen in sechs EUEU-Mitgliedstaaten ..... 116 4.1 Wettbewerbsstrukturen und ordnungsrechtlicher Rahmen der Stromversorgung....................................................................................... 116 4.1.1 Marktkonzentration im Strommarkt ............................................... 116 4.1.2 Marktmacht dominierender Stromerzeuger .................................... 120 4.1.3 Einflussmöglichkeiten der Regierung (ordnungsrechtlicher Rahmen) ........................................................................................ 132 4.1.4 Einschätzung der befragten Experten zum Verhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft ................................................... 140 4.1.5 Zwischenfazit aus der Analyse der Wettbewerbsbedingungen und des ordnungsrechtlichen Rahmens ......................................... 141 4.2 Energiewirtschaftliche Strategien im Ländervergleich ................................ 144 4.2.1 Zukünftiger Energiemix ................................................................. 145 4.2.2 Expertenmeinung zur Realisierung der EE-Ausbauziele ................. 168 4.2.3 Zukünftige Strominfrastrukturen ................................................... 174 4.2.4 Expertenmeinung zum Ausbau der Strominfrastrukturen .............. 188 4.2.5 Expertenmeinung zu Konkurrenzen zwischen alternativen Erzeugungsstrukturen ................................................................... 195 4.2.6 4.3 Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen Länderstrategien ........... 204 Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft ............................................................................ 214 4.3.1 Partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien........................... 215 4.3.2 Öffentliche Akzeptanz von Stromerzeugungs- und Infrastrukturinvestitionen .............................................................. 227 4.3.3 Expertenmeinung: Trends/Tendenzen der öffentlichen Akzeptanz in Deutschland ............................................................................... 239 4.3.4 Zwischenfazit zum Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft ........................ 241 6/390 Inhaltsverzeichnis 4.4 Investitionsstrategien von Stromerzeugern zwischen deutscher und europäischer Energiepolitik ....................................................................... 246 4.4.1 Auswirkungen des Energiekonzeptes auf Investitionsbedingungen und –strategien in Deutschland ..................................................... 247 4.4.2 Investitionsstrategien im Kontext des europäischen Binnenmarktes ............................................................................... 255 4.4.3 Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen Unternehmensstrategien ...................................................................................... 266 5 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung ......................................... ......................................... 269 5.1 5.2 Analyse der Divergenzen aus den vorigen Kapiteln ................................... 269 5.1.1 Deutschland ................................................................................... 270 5.1.2 Frankreich ...................................................................................... 273 5.1.3 Großbritannien............................................................................... 276 5.1.4 Niederlande ................................................................................... 278 5.1.5 Polen.............................................................................................. 280 5.1.6 Slowakische Republik ..................................................................... 283 5.1.7 Zwischenfazit zu den Divergenzen in den ausgewählten Ländern .. 286 Normative Bewertung der Situation in den ausgewählten Ländern ............ 288 5.2.1 Deutschland ................................................................................... 288 5.2.2 Frankreich ...................................................................................... 293 5.2.3 Großbritannien............................................................................... 298 5.2.4 Niederlande ................................................................................... 304 5.2.5 Polen.............................................................................................. 307 5.2.6 Slowakische Republik ..................................................................... 311 5.2.7 Zwischenfazit zur normativen Bewertung der Situation in den ausgewählten Ländern ................................................................... 315 6 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung...................................................... ...................................................... 318 6.1 Grundlegende Beschäftigungstrends in der deutschen Stromerzeugung bei Umsetzung des Energiekonzepts ......................................................... 318 6.2 Expertenmeinungen zu den Voraussetzungen für einen hohen nationalen Wertschöpfungsanteil im deutschen Elektrizitätssektor............................. 320 6.3 Expertenmeinungen zu strukturellen Veränderungen in den Beschäftigungseffekten ............................................................................. 322 6.4 Auswirkungen energiewirtschaftlicher Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeugung................................................. 323 6.4.1 Auswirkungen der EU-Energiepolitik auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung ........................................................... 325 6.4.2 Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Strategien ausgewählter Länder auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung ... 326 7/390 Inhaltsverzeichnis 6.4.3 Auswirkungen des Einflusses der Öffentlichkeit auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung .......................... 327 6.4.4 Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Unternehmensstrategien auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung .............. 328 6.5 7 Zwischenfazit zu den Beschäftigungstrends in der Stromerzeugung ......... 329 Handlungsempfehlungen ................................................................ ................................................................................ ................................................ 332 7.1 Energiepolitische Grundausrichtung .......................................................... 334 7.2 Europäische Marktintegration.................................................................... 335 7.3 Fossile Erzeugung ..................................................................................... 336 7.4 Zukunftsfähiges Marktdesign für die Stromerzeugung .............................. 337 7.5 Ausbau / Weiterförderung EE .................................................................... 338 7.6 Integration EE ............................................................................................ 339 7.7 Einbeziehung der regionalen/kommunalen Energiewirtschaft ................... 340 7.8 Öffentliche Akzeptanz ............................................................................... 341 7.9 Beschäftigungsstruktur ............................................................................. 342 Literatur................................ Literatur................................................................ ................................................................................................ ................................................................................ ................................................ 343 8/390 Abbildungsverzeichnis Abbildungsverzeichnis Abbildung 1–1: Zentrale energiepolitische Ereignisse während des Projektverlaufs .. 40 Abbildung 1–2: Disziplinäre Ansätze der Entscheidungsfindung .............................. 47 Abbildung 2–1: Investitionen der deutschen Energiewirtschaft im Stromsektor 1950-2010 ...................................................................................... 54 Abbildung 2–2: Netzinvestitionen der deutschen Stromversorger 1991-2011.......... 55 Abbildung 2–3: Systematik der regionalen Beschäftigungseffekte ............................ 58 Abbildung 2–4: Zentrale Fragen zur Untersuchung von Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor im Rahmen des Projekts ........................................................................................... 65 Abbildung 2–5: Untersuchung unternehmensexogener Faktoren im Rahmen des Projeks ............................................................................................. 66 Abbildung 3–1: Zentrale Ziele der EU-Energiepolitik................................................. 72 Abbildung 3–2: Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes über die Bildung von regionalen Teilmärkten ........................................... 78 Abbildung 4–1: Marktkonzentration am Stromgroßhandelsmarkt (nach HHI) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ........................................... 117 Abbildung 4–2: Geplanter Ausbau der regenerativen Stromerzeugung 2010-2020 in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten .................... 208 Abbildung 4–3: Anteile regenerativer Erzeugungsarten am regenerativen Strommix 2010 und 2020 (%) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ......... 209 Abbildung 7–1: Übersicht über zentrale Handlungsempfehlungen nach Handlungsfeldern .......................................................................... 333 9/390 Tabellenverzeichnis Tabellenverzeichnis Tabelle 1–1: Aktuelle energiepolitische Entwicklung in Deutschland im Zeitraum der Projektbearbeitung .................................................................... 42 Tabelle 1–2: Auswahl der Untersuchungsländer im Rahmen der empirischen Länderanalyse: Zentrale Auswahlkriterien nach Untersuchungsländern ..................................................................... 49 Tabelle 1–3: Verteilung der Interviews in Deutschland sowie in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten nach Expertengruppen ...................................... 50 Tabelle 1–4: Übersicht über die Befragungsinhalte der Experteninterviews nach Themenblöcken ............................................................................... 51 Tabelle 2–1: Betriebliche Beschäftigungseffekte einzelner EE-Technologien ........ 60 Tabelle 2–2: Betriebliche Beschäftigungseffekte neuer fossiler Kraftwerke .......... 60 Tabelle 2–3: Vergleich betrieblicher Beschäftigungseffekte je erzeugter Strommenge .................................................................................... 61 Tabelle 3-1: Integrierte EU-Energiepolitik im Bereich Elektrizität ......................... 86 Tabelle 4-1: Ausmaß der Marktkonzentration (HHI nach Stromerzeugungskapazität) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2007-2008) ................................................... 118 Tabelle 4-2: Dominierende Stromerzeuger in ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2004-2008) ................................................... 119 Tabelle 4-3: Eigentümerstruktur der dominierenden Stromerzeuger in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten .................................................. 121 Tabelle 4-4: Marktanteile dominierender Stromerzeuger in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2007-2008) ................................................... 125 Tabelle 4-5: Eigentümerstruktur der Übertragungsnetzbetreiber in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten .................................................. 126 Tabelle 4-6: Marktstruktur bzgl. Gasimport und Gasproduktion in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2007-2008) ............................. 128 Tabelle 4-7: Eigentümerstruktur dominierender Gasunternehmen in den Wertschöpfungsstufen Gasproduktion /-import und Gasgroßhandel in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ............... 130 Tabelle 4-8: Unbundling von Übertragungsnetzbetreibern in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2009) ............................................................. 132 10/390 Tabellenverzeichnis Tabelle 4-9: Unbundling von Verteilnetzbetreibern in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2009) ............................................................. 133 Tabelle 4-10: Regulierungsbehörden und Regulierung der Übertragungsnetze in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ........................................... 135 Tabelle 4-11: Zuständige Behörden für die Durchsetzung des europäischen und des nationalen Kartellrechts in den ausgewählten EUMitgliedstaaten .............................................................................. 137 Tabelle 4-12: Übersicht über die Rechercheergebnisse in Kapitel 4.1 .................. 142 Tabelle 4–13: Ausrichtung des zukünftigen Energiemix in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ........................................................................ 205 Tabelle 4–14: Zentrale energiepolitische Konfliktlinien und ihre Ausgestaltung in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ....................................... 242 Tabelle 4–15: Reaktionen von Verbundunternehmen und Stadtwerken auf das Energiekonzept .............................................................................. 248 Tabelle 4–16: Überblick über die Experteneinschätzung zur Auswirkungen des Energiekonzeptes auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern . 252 Tabelle 4–17: 11/390 Investitionsstrategien der vier deutschen Verbundunternehmen .... 256 Abkürzungsverzeichnis Abkürzungsverzeichnis Abkürzungsverzeichnis ACER Agency for the Cooperation of Energy Regulators, neue EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden ADEME Agence nationale de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie, französische Agentur für Umwelt- und Energiewirtschaft AEUV Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union AP Arbeitsplatz/Arbeitsplätze BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft BMWi Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie CCS Carbon Dioxide Capture and Storage, Abtrennung und geologische Speicherung von CO2 im Prozess der Stromerzeugung CDA Christen Democratisch Appèl, christdemokratische Partei in den Niederlanden CDM Clean Development Mechanism, Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung CDU Christlich Demokratischen Union CEE Central-East Europe (deutsch: Mittelosteuropa) CRE Commission de Régulation de l’Energie, französische Regulierungsbehörde für den Energiemarkt CSE Central-South Europe (deutsch: Zentralsüdeuropa) CSU Christlich-Soziale Union CSP Concentrating Solar Power, deutsch: Solarwärmekraftwerk CU ChristenUnie, christdemokratische Partei in den Niederlanden CWE Central-West Europe, deutsch: Zentralwesteuropa D66 Democraten 66, sozialliberale Partei in den Niederlanden DE Deutschland DECC Department of Energy and Climate Change, britisches Energie- und Klimaministerium dena Deutsche Energie Agentur DSO Distribution System Operator, deutsch: Verteilnetzbetreiber (VNB) EAP Energieaktionsplan EDF Electricité de France EE Erneuerbare Energien EEG Erneuerbare Energien Gesetz EGV Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft EnLAG Energieleitungsausbaugesetz ENSG Electricity Networks Strategy Group, deutsch: Stromnetz Strategiegruppe 12/390 Abkürzungsverzeichnis ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity, Europäischer Verbund der Übertragungsnetzbetreiber im Bereich Elektrizität EnWG Energiewirtschaftsgesetz EPR European Pressurized Water Reactor, deutsch: Europäischer Druckwasserreaktor ERGEG European Regulators' Group for Electricity and Gas, Zusammenschluss der europäischen Regulierungsbehörden für Strom und Gas ETS Emissions Trading System, deutsch: Europäisches Emmissionshandelssystem EU Europäische Union EUV Vertrag über die Europäische Union EVU Energieversorgungsunternehmen EW Energiewirtschaft FR Frankreich GB Großbritannien GL GroenLinks, ökologisch ausgerichtete Partei in den Niederlanden GuD Gas- und Dampf (-Krafwerk) GVU Gasversorgungsunternehmen HGÜ Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitung HHI Herfindahl-Hirschman-Index IAEA International Atomic Energy Agency, deutsch: Internationale Atomenergie-Organisation (IAEO) IGCC Integrated Gasification Combined Cycle, deutsch: Kombinierter Gasund-Dampf-Prozess mit integrierter (vorgeschalteter) Brennstoffvergasung ISO Independent System Operator IT Italien ITO Independent Transmission Operator KDH Kresťanskodemokratické hnutie, deutsch: Christlich-demokratische Bewegung. Konservativ-christliche Partei in der Slowakischen Republik KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau KKW Kernkraftwerk KW Kraftwerk KWK Kraft-Wärme-Kopplung KWKG Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz LPR Liga Polskich Rodzin, deutsch: Liga Polnischer Familien. Nationalistische, konservative, euroskeptische Partei in Polen 13/390 Abkürzungsverzeichnis LS-HZDS Ľudová strana – Hnutie za demokratické Slovensko, deutsch: Volkspartei – Bewegung für eine demokratische Slowakei. Konservativ, rechtspopulistische Partei in der Slowakischen Republik MOE Staaten Mittel- und Osteuropas Most–Híd Most–Híd az együttműködés pártja – strana spolupráce, deutsch: Brücke, Partei der Zusammenarbeit. Partei in der Slowakischen Republik, welche die Interessen der inländischen ungarischen Minderheit vertritt. NABEG Netzausbaubeschleunigungsgesetz NE Northern Europe, deutsch: Nordeuropa NIMBY Not in my Back Yard, deutsch: Nicht in meinem Garten/Hinterhof. Der entsprechende deutsche Ausdruck lautet Sankt-Florians-Prinzip NL Niederlande NorNed Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitung zwischen Norwegen und den Niederlanden OVG Oberverwaltungsgericht PACA Regionen Provence-Alpes-Côte D’Azur in Frankreich PGE Polska Grupa Energetyczna PiS Prawo i Sprawiedliwosc, deutsch: Recht und Gerechtigkeit. Konservativ, christlich-demokratische Partei in Polen PL Polen PO Platforma Obywatelska, deutsch: Bürgerplattform. Wirtschaftspolitisch liberale, gesellschaftspolitisch konservative Partein in Polen PPI La programmation pluriannuelle des investissements de production électrique, französische Langfristplanung für den Elektrizitätssektor PS Parti Socialiste, sozialdemokratische bzw. demokratisch- sozialisitische Partei Frankreichs PSL Polskie Stronnictwo Ludowe, Bauernpartei in Polen PV Photovoltaik PvdA Partij van de Arbeid, sozialdemokratische Partei in den Niederlanden PvdD Partij voor de Dieren, am Tierschutz ausgerichtete Partein in den Niederlanden PVV Partij voor de Vrijheid, rechtspopulistische Partei in den Niederlanden RL Richtlinie ROAD Rotterdam Afvang en Opslag Demonstratieproject RTE Réseau de Transport d’Electricité Samoobrona Samoobrona Rzeczpospolitej Polskiej, deutsch: Selbstverteidigung der Republik Polen. Wirtschaftspolitisch linke, gesellschaftspolitisch katholisch-konservative Partei in Polen SaS Sloboda a Solidarita, deutsch: Freiheit und Solidarität. Rechts-liberale Partei in der Slowakischen Republik 14/390 Abkürzungsverzeichnis SDE Stimuleringsregeling duurzame energieproductie, niederländisches Feed-in Prämienmodell zur Förderung EE SDKÚ-DS Slovenská demokratická a kresťanská únia – Demokratická strana, deutsch: Slowakische Demokratische und Christliche Union – Demokratische Partei. Liberal-konservative Partei in der Slowakischen Republik SGP Staatkundig Gereformeerde Partij, evangelisch-reformierte Partei in den Niederlanden SK Slowakische Republik SMER SMER-sociálna demokracia, deutsch: Richtung – Sozialdemokratie. Sozial-demokratische Partei in der Slowakischen Republik SNS Slovenská národná strana, deutsch: Slowakische Nationalpartei. National-Konservative Partei in der Slowakischen Republik SP Socialistische Partij, sozialistische Partei in den Niederlanden SPD Sozialdemokratische Partei Deutschland TEN Transeuropäische Netze TEN-E Transeuropäische Energienetze TSO Transmission System Operator, deutsch: Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) UKCS UK Continental Shelf UKTI UK Trade & Investment UMP Union pour un mouvement populaire, konservativ-liberale Partei Frankreichs ÜNB Übertragungsnetzbetreiber URE Urząd Regulacij Energetyki, polnische Regulierungsbehörde für die Energiemärkte VKU Verband kommunaler Unternehmen VNB Verteilnetzbetreiber VVD Volkspartij voor Vrijheid en Democratie, rechtsliberale Partei in den Niederlanden WEA 15/390 Windenergieanlage(n) Zusammenfassung Zusammenfassung Aufgabe Die Stromversorgung in Europa befindet sich im Umbruch, insbesondere durch den Ausbau- und Ersatzbedarf von Stromerzeugungsanlagen, aber auch durch die Zielvorgaben der Europäischen Union zum Ausbau der regenerativen Stromerzeugung in den europäischen Mitgliedstaaten. Dieser Umbruch findet in einem europaweit liberalisierten Markt statt, in dem Investitionsentscheidungen von Unternehmen vorrangig unter wirtschaftlichen Aspekten getroffen werden, aber natürlich auch starke Auswirkungen auf die nationale Sicherheit der Stromversorgung, auf die Strompreise und auf die regionale Beschäftigungssituation an den bisherigen sowie an den neuen Kraftwerksstandorten haben. In diesem Zusammenhang machen sich nicht nur Gewerkschaften Gedanken darüber, ob die in Deutschland und darüber hinaus in Europa existierenden Investitionsbedingungen einen positiven oder eher einen negativen Einfluss auf die Entwicklung der Beschäftigung in der deutschen Stromwirtschaft haben. Daraus entstand die zentrale Forschungsfrage für diese Untersuchung: Wie können gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für InvestitionsInvestitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten in Deutschland geschaf geschaffen werden? Zielsetzung des Projektes ist es, durch die Untersuchung dieser Fragestellung Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik und die deutsche Energiewirtschaft1 zu entwickeln. Vorgehen Der Forschungsansatz der Untersuchung besteht aus einer Kombination der empirischen Länderanalyse mit einem politisch-normativen Forschungsansatz. Die Analyse von Investitionsentscheidungen wird überwiegend auf der Makroebene erfolgen, da eine umfassende Untersuchung der Mikroebene u.a. aufgrund der Vertraulichkeit der zu ermittelnden Daten nicht umsetzbar wäre. 1 Zur „Energiewirtschaft“ werden in dieser Studie neben den Energieunternehmen, die als Erzeuger, Transporteur, Verteiler oder Lieferant von Strom zur „herkömmlichen“ Energiewirtschaft gehören, auch die Stromerzeuger und –händler gezählt, die Strom aus erneuerbaren Energien erzeugen und vertreiben (hauptberuflich oder nebenberuflich), sowie die nach der Liberalisierung als reine Dienstleistungsunternehmen entstandenen Stromhandelsunternehmen. Unternehmen, die technische Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren oder fossilen Energien herstellen oder installieren, werden hier dagegen nicht zur Energiewirtschaft gezählt. 17/390 Zusammenfassung Die empirische Länderanalyse wurde für Deutschland, Frankreich, Großbritannien, die Niederlande, Polen und die Slowakische Republik durchgeführt. Die hier gewonnenen Ergebnisse werden durch leitfadengestützte Experteninterviews vertieft, die eine ergänzende (anonymisierte) Betrachtung von Investitionsentscheidungen auf der Mikroebene ermöglicht. Im Rahmen der Interviews werden im Schwerpunkt die Entscheidungskriterien für Investitionen in der Stromerzeugung auf der Mikroebene abgefragt. Zusätzlich dazu werden in den Experteninterviews auch mögliche Systemkonflikte zwischen dem Ausbau Erneuerbarer Energien und Investitionen in Grundlastkraftwerke sowie Aspekte der öffentlichen Akzeptanz von Erzeugungs- und Infrastrukturinvestitionen beleuchtet. Insgesamt wurden 22 Experteninterviews durchgeführt; zum einen mit Konzernvertretern, Arbeitnehmervertretern und Stakeholdern ( politische und kommunale Entscheidungsträger, Umweltverbände, Mediatoren), zum anderen mit Experten aus Wissenschaft, Verbänden und Gewerkschaften.2 Ergebnisse der Untersuchung Auswirkungen der EUEU-rechtlichen Rahmenbedingungen zur zukünftigen StromStromStromversorgung in Europa auf die Investitionsbedingungen für die deutsche Strom erzeugung Die europäische Energiepolitik bildet einen sehr komplexen Rahmen, in dem sich das Investitionsverhalten der Energiewirtschaft abspielt. Dieser Rahmen wird von den nationalen Energie- und Klimaschutzpolitiken ausgefüllt und betrifft erst in dieser Konkretisierung die einzelnen Unternehmen. Da die Umsetzung EU-politischer Vorgaben recht viel Zeit braucht, gehen die Bearbeiter - wie die befragten Experten für den Zeitraum bis 2020 („mittelfristig“) davon aus, dass sich an den konkreten Standortbedingungen in Deutschland – in Relation zu den konkurrierenden Standorten in den anderen EU-Mitgliedstaaten – nicht viel ändern wird und der Stromerzeugungsstandort Deutschland seine aktuell gute Position halten kann. Die Erfahrung der letzten zehn Jahre hat gezeigt, dass in Deutschland, wie in den anderen Mitgliedstaaten, die nationale Politik vorrangig die heimischen EVU und die heimischen Arbeitsplätze schützt und nachrangig die EU-Vorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik umsetzt. Deswegen wird das Risiko, dass sich in Deutschland aufgrund EU-politischer Vorgaben das Investitionsklima im Bereich der Stromerzeugung spürbar verschlechtert, mittelfristig als gering eingeschätzt. Langfristig, d.h. im Zeitraum 2020 bis 2050, wird dieses Risiko vermutlich höher sein, aber es ist derzeit nicht genau einschätzbar. Die 2 Es wurden Interviews mit Expertinnen und Experten durchgeführt. Um die Lesbarkeit zu erleichtern, wird hier und bei allen anderen personenbezogenen Aussagen nur die männliche Form verwendet. Gemeint sind immer alle betroffenen Personen unabhängig von ihrem Geschlecht. 18/390 Zusammenfassung mangelnde Einschätzbarkeit des langfristigen Investitionsklimas hat ihre Ursache in einer weit verbreiteten Unsicherheit bezüglich der technischen, politischen und wirtschaftlichen Entwicklung sowie der zukünftigen öffentlichen Akzeptanz insbesondere beim Leitungsbau und gegenüber der CCS-Technologie. Gleichzeitig ist das langfristige Risiko aber politisch gestaltbar: Wahlen, Lobbyarbeit oder Verträge zwischen Industrie und Energiewirtschaft sind hier beispielhaft als Gestaltungselemente zu nennen. StandLändervergleich: Auswirkungen ausländischer Investitionsbedingungen auf den Stand ortwettbewerb im Bereich der Stromerzeugung Die energiewirtschaftliche Einschätzung, dass ein Ausbau des europäischen Verbundnetzes für eine in Zukunft stärker auf EE basierende Stromversorgung notwendig ist und deshalb geeignete EU-Instrumente zur Förderung der Finanzierung und zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren angewendet werden sollten, wird von den Autoren der Studie und von den meisten der interviewten Experten geteilt. Allerdings kommen aus der Praxis der Experten doch erhebliche Zweifel an einer raschen Umsetzung und zielgerichteten Wirksamkeit der EU-politischen Instrumente. Individuelle Erfahrungen, dass nationalstaatlich orientierte Politik und wirtschaftliche Interessen großer Unternehmen „vernünftige“ Maßnahmen verhindern oder verzögern, führen zu einer skeptischen Grundhaltung gegenüber der EU-Energiepolitik. Nach Einschätzung der Autoren der Studie ergibt sich daraus eine Situation, in der die hier diskutierten Maßnahmen der EU-Energiepolitik mit dem Fokus „Versorgungssicherheit“ keine spürbaren Auswirkungen auf das Investitionsklima im deutschen Sektor Stromerzeugung haben: Mittelfristig werden daraus keine echten Investitionsanreize entstehen. Gleichzeitig ist allerdings in der Praxis festzustellen, dass in Deutschland derzeit eine beachtliche Zahl von Kraftwerken und EE-Anlagen gebaut oder geplant werden. Von den Bauherren werden das vorhandene Übertragungsnetz und seine voraussichtliche Weiterentwicklung anscheinend als „ausreichend“ oder zumindest nicht als Hinderungsgrund für ihre Investitionen angesehen. Dort, wo Investitionsvorhaben der Stromerzeugung in Frage gestellt oder sogar gestoppt werden, werden von den Investoren vorrangig andere Gründe genannt als eine unzureichende Entwicklung des gesamteuropäischen Übertragungsnetzes. Das Zwischenfazit zu den Maßnahmen, die auf EU-Ebene den Wettbewerb zwischen den Stromerzeugern und den Stromversorgern fördern sollen, fällt ähnlich aus wie das Zwischenfazit zur „Versorgungssicherheit“. Die Stärkung des Wettbewerbs und die einzelnen Maßnahmen werden von der Mehrzahl der Experten für sinnvoll gehalten, jedoch glauben die Befragten nicht an eine Umsetzung innerhalb der nächsten Jahre. Kritische Stimmen kommen zudem aus der Gruppe der Arbeitnehmervertreter und Gewerkschaften, für die der Schutz der Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeu- 19/390 Zusammenfassung gungsbranche Vorrang vor einer Verwirklichung des EU-weiten Wettbewerbs hat. Eine differenzierte Darstellung für die drei betrachteten Handlungsfelder liefert das folgende Zwischenergebnis: - Die Experten erwarten, dass sich der grenzüberschreitende Stromhandel nur in dem Maße ausweiten kann, wie dadurch nationale Beschäftigungschancen entstehen oder zumindest nicht eingeschränkt werden. Die Politik der einzelnen Mitgliedstaaten wird den Wettbewerb zwischen Stromerzeugungsstandorten beschränken, wenn im eigenen Land Arbeitsplätze bedroht sind. - Von einem zunehmenden Stromaustausch mit Mittel- und Osteuropa werden keine spürbaren Auswirkungen auf Entscheidungen über Investitionsvorhaben in Deutschland erwartet. - Bezüglich einer Harmonisierung der Regulierung der Netznutzung und einer Förderung des internationalen Netzausbaus gibt es kein Vertrauen in eine umsetzungsstarke EU-Politik. „Die politische Steuerung und Regulierung der Strommärkte wird weiterhin nationalstaatlich dominiert bleiben.“ Aus Sicht der Autoren dieser Studie sind aus den europäischen Anstrengungen zur Förderung des Wettbewerbs auf den Strommärkten keine gravierenden Auswirkungen auf den Standortwettbewerb der Stromerzeugung zu erwarten. Eine massive Verlagerung von Erzeugungskapazitäten zwischen den Mitgliedstaaten können sich die befragten Experten nicht vorstellen. Allerdings sehen die befragten Experten im Einzelfall doch regionale Standortkonkurrenzen, z.B. zwischen dem Norden der Niederlande und Norddeutschland oder zwischen Standorten diesseits und jenseits der deutschen Grenze zu MOE-Ländern. Wenn zukünftig in diesen Regionen leistungsfähige(re) Übertragungsleitungen zwischen den benachbarten Ländern bestehen, könnten Investitionsentscheidungen aus Sicht der Experten fallweise zu Lasten der deutschen Kraftwerksstandorte getroffen werden. Zusammenfassend zeigt der Ländervergleich unterschiedliche energiewirtschaftliche Strategien im Hinblick auf die zukünftige Nutzung von Kernenergie, das regenerative Ausbauvolumen, die Diversität des zukünftigen regenerativen Strommix und den Ausbau bzw. die zukünftige Nutzung von Speichertechnologien. Im Hinblick auf die zukünftige Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken, den Ausbau der Verbundkapazitäten sowie der inländischen Übertragungs- und Verteilnetze zeigt der Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten demgegenüber eine starke Konformität der bestehenden Probleme und eine starke Synchronität der verfolgten energiewirtschaftlichen Strategien. Hier variieren vielmehr das Tempo der Strategieumsetzung sowie geografische und finanzielle Handlungsoptionen der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. 20/390 Zusammenfassung Ob sich die energiewirtschaftlichen Strategien zukünftig weiter auseinander entwickeln werden, hängt stark davon ab, wie konsequent die jeweilige Erzeugungsstrategie von der bestehenden Regierung und von Folgeregierungen fortgeführt wird. Regierungswechsel führen nicht nur in Deutschland, sondern aktuell auch in den Niederlanden und Großbritannien zu einer veränderten Ausrichtung energiewirtschaftlicher (Erzeugungs-)Strategien und in Folge auch zu einer Veränderung von Investitionsbedingungen. Während diese Veränderungen zwar stabilen Investitionsbedingungen entgegenwirken, sind sie dennoch für die Akteure aus der Energiewirtschaft in einem bestimmten Rahmen abschätzbar bzw. vorhersehbar. Gleichzeitig können aktuelle weltpolitische Ereignisse, wie die Atomkatastrophe in Japan, zu „unvorhersehbaren“ abrupteren Veränderungen energiewirtschaftlicher Strategien führen. Insgesamt sind energiewirtschaftliche Strategien in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten daher zwar auf eine mittelfristige Perspektive ausgerichtet. Gültigkeit besitzen sie jedoch immer nur in kurzfristiger Perspektive, die von Legislaturperiode zu Legislaturperiode und von einem weltpolitischen Ereignis zum nächsten quasi „verlängert“ wird. Investitionsstrategien egien in der Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrat Energiewirtschaft Öffentliche Proteste gegen den Ausbau von Stromerzeugungsanlagen sind nicht nur in Deutschland anzutreffen, sondern auch in den anderen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In allen Ländern gibt es trotz hoher öffentlicher Akzeptanz gegenüber dem Ausbau Erneuerbarer Energien Proteste auf lokaler Ebene gegenüber dem Aus- bzw. Neubau von Onshore-WEA und in Teilen auch gegenüber dem (geplanten) Ausbau von Offshore-WEA. Die Proteste richten sich zumeist auf das Argument der Landschaftszerstörung. Daneben werden Lärm, Avifauna, Stadtplanung, Zivilluftfahrt oder Störung der Radarsysteme als Gründe für die Ablehnung von WEA aufgeführt. Auch gegen den Neubau fossiler Kraftwerke, zumeist Kohlekraftwerke, wurden öffentliche Proteste in allen untersuchten Ländern außer in Frankreich ermittelt. Im Bereich der Kernenergienutzung erscheint die öffentliche Akzeptanz in Deutschland im Vergleich der untersuchten Länder am geringsten ausgeprägt. In den Niederlanden gab es in der Vergangenheit immer wieder Protestaktionen durch Greenpeace gegen die Nutzung der Kernenergie. In Großbritannien ist die Anti-Atom-Bewegung durchaus medial wahrnehmbar, hat aber längst nicht die gesellschaftliche Relevanz und Breite wie etwa in Deutschland. In Frankreich scheint es vergleichsweise wenig Kritik an der Kernenergienutzung zu geben. In Polen gab es in der Vergangenheit Widerstände gegen den Einstieg in die Kernenergienutzung. Für den aktuell geplanten Bau von Kernkraftwerken ist ein Referendum im Gespräch. In der Slowakischen Republik findet die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken gemäß Presseberichten eine breite öffentliche Unterstützung. 21/390 Zusammenfassung Die Auswertung der Experteninterviews erbrachte große Unterschiede in der Einschätzung der öffentlichen Akzeptanz der verschiedenen energiewirtschaftlichen Investitionsbereiche in Deutschland: - Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau fossiler Kraftwerke ist nur schwach. - Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von EE-Anlagen war bisher gut, könnte sich aber mittelfristig abschwächen. - Die CCS-Technologie hat derzeit mit großen Akzeptanzproblemen zu kämpfen und es erscheint eher unwahrscheinlich, dass sich dieses in Zukunft ändert. - Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neu- bzw. Ausbau des Hochspannungsnetzes ist ebenfalls mangelhaft. Das hat direkte Auswirkungen auf das Investitionsklima in der deutschen Energiewirtschaft. Im Bereich der fossilen Kraftwerke wurden in den letzten Jahren etliche Neubauvorhaben gestoppt und das Investitionsniveau liegt eindeutig unter dem, was bei allgemeiner öffentlicher Akzeptanz in diesem Sektor möglich wäre. Im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugung gibt es zwar einzelne öffentliche Konflikte, insgesamt liegt das Investitionsniveau aber weit über dem der meisten anderen europäischen Länder. Die Akzeptanzprobleme der neuen fossilen Kraftwerke werden dadurch verschärft, dass Energiewirtschaft und Politik versuchen, den CO2-Ausstoß durch CCS zu verringern, Teile der Bevölkerung dieser Technologie aber misstrauen, weil sie Angst vor Leckagen bei Speicherung und Transport haben. Ohne CCS ist die geplante Klimaneutralität dieser Kraftwerke nicht zu erreichen und es stellt sich die Frage, ob fossile Kraftwerke, insbesondere Braunkohlekraftwerke, in Deutschland überhaupt noch gebaut werden können. Letztendlich wird hier ein wesentlicher Pfeiler der europäischen und der deutschen Klimaschutzpolitik in Frage gestellt. Da ist es ein schwacher Trost, dass CCS auch in anderen EU-Staaten eher auf Ablehnung trifft. Von zentraler Bedeutung für die Investitionen in die Offshore-Windenergienutzung ist die mangelnde Akzeptanz des Hochspannungsnetzausbaus. Auch hier könnten MilliardenInvestitionen blockiert werden, wenn es innerhalb der nächsten Jahre zu keiner Lösung kommt, wobei auch der Neubau fossiler Kraftwerke in Norddeutschland mit betroffen wäre. Der Mangel an öffentlicher Akzeptanz ist mit verantwortlich für ein insgesamt reduziertes Investitionsniveau in Deutschland. Da gleichzeitig deutsche Unternehmen, insbesondere die großen vier Energiekonzerne, auch in anderen EU-Mitgliedstaaten investieren, stellt sich die Frage, ob es zu Verlagerungen von Investitionen gekommen ist und in Zukunft kommen wird. Diese Frage kann allerdings auf der Basis unserer Erhebungen nicht beantwortet werden. In der globalen Wirtschaft ist das Kapital sehr flexibel und nicht standorttreu. Investitionschancen werden genutzt, wo sie sich bieten. 22/390 Zusammenfassung Wären die Investitionschancen in Deutschland besser gewesen, hätten die großen Konzerne vielleicht in Deutschland und genauso viel im Ausland investiert. Auf die Frage nach den Trends bezüglich der öffentlichen Akzeptanz von Kraftwerksund Netzinvestitionen sehen die Experten für die Zeit bis 2020 keine spürbare Veränderung. Erst langfristig, d.h. nach 2020, wird ein Umdenken der Bevölkerung erwartet, bedingt durch sinkende Versorgungssicherheit und höhere Strompreise. Es wird sich zeigen, ob es sich die Politik in Deutschland erlauben kann, auf diesen Effekt zu warten. Angesichts des nach Fukushima dringlicheren Ausbaus der Erneuerbaren Energien – und vielleicht auch der fossilen Stromerzeugung – sowie unter Berücksichtigung der Lehren aus „Stuttgart 21“ könnte es aber auch zu einem Umdenken kommen. Am Ende könnte ein ganz neues Planungs- und Genehmigungsverfahren für große Energie- und Infrastrukturprojekte stehen, in dem die betroffenen Bürger von Anfang an intensiver einbezogen werden. Das könnte zu einer dauerhaften Verbesserung des Investitionsklimas und zu einem Abbau des Investitionsstaus im Bereich der Energiewirtschaft führen. Auswirkungen energiewirtschaftlicher Unternehmensstrategien Die Analyse von Investitionsstrategien und die Auswertung der Expertenbefragung verdeutlicht: Für den Übergang zu einem klimaschonenden Energieerzeugungsmix sind aus Sicht der Energiewirtschaft zum einen investitionsfreundliche, langfristig stabile politische und rechtliche Rahmenbedingungen und zum anderen die gesellschaftliche Akzeptanz aller „ökonomisch und ökologisch sinnvollen Technologien“ notwendig. Von der deutschen Politik wird in diesen Bereichen daher ein größeres Engagement für mehr Investitionssicherheit gefordert. Das Energiekonzept der Bundesregierung vom September 2010 hat demgegenüber aus Sicht der Energiewirtschaft einen starken negativen Einfluss auf das Investitionsklima in der Energiewirtschaft, weil es aufgrund einer fehlenden langfristigen und schlüssigen Perspektive zur zukünftigen Erzeugungsstruktur die Investoren erheblich verunsichert. Insbesondere für die konventionelle Stromerzeugung aus Kohle und Gas verschlechtern sich die Investitionsbedingungen, weil das Energiekonzept diesem Bereich eine abnehmende Bedeutung zumisst. „Eingeklemmt“ zwischen stark wachsender EE-Stromerzeugung, einem Rückgang der Stromnachfrage aufgrund von Effizienzgewinnen und den länger produzierenden Kernkraftwerken wird es keinen Ersatz aller derzeit existierenden fossilen Kraftwerke geben. Außerdem wird es aufgrund sinkender Volllaststunden zunehmend schwieriger werden, die Wirtschaftlichkeit neu zu bauender fossiler Kraftwerke über 20-40 Jahre sicherzustellen. Ob die von der Regierung verkündete Laufzeitverlängerung eine sichere Basis darstellt, auf der die KKW-Betreiber millionenschwere Investitionen in zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen und in die technische Absicherung längerer Nutzungszeiten vornehmen wollen, war 23/390 Zusammenfassung auch schon vor der KKW-Katastrophe in Japan3 im März 2011 unsicher. Die Verfassungsgerichtsklage der Oppositionsparteien und der fehlende grundsätzliche Konsens in der Kernenergiepolitik verdeutlichen das Risiko der Ungültigkeit/Rücknahme der Laufzeitverlängerung, mit dem die KKW-Betreiber leben müssen. Jede Bundestagswahl, vielleicht sogar eine Reihe von Landtagswahlen oder eine Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts können die energiepolitischen Verhältnisse in Deutschland und die erwartete Restlaufzeit der Kernkraftwerke ändern. Ein Ausdruck der fehlenden langfristig sicheren Perspektive der Energiewirtschaft findet sich in den – teilweise schon vollzogenen – Plänen zur Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland. Diese Option wird mittlerweile nicht nur von den internationalen Energiekonzernen, sondern auch von Regionalversorgern erwogen, und wird in Zukunft an Bedeutung gewinnen. Gleichzeitig erwarten die befragten Experten von dem regierungsseitig geplanten Förderprogramm für den Neubau hocheffizienter und CCS-fähiger fossiler Kraftwerke für kleine Unternehmen mit einem Marktanteil unter 5 % keine positive Wirkung. Zusätzlich fühlen sich etliche spezielle Investorengruppen ganz konkret benachteiligt: - Stadtwerke und Regionalversorger fühlen sich durch die Verlängerung der KKW-Laufzeiten im Wettbewerb schlechter gestellt, - potenzielle Investoren für fossile Kraftwerke sehen deren Gewicht im Energiemix schwinden, - potenzielle Investoren für EE-Anlagen sind verunsichert: Bringt die nächste EEG-Novelle weitere Verschlechterungen ihrer Investitionsbedingungen? „Gewinner“ des Energiekonzepts sind die Erzeuger von Effizienztechnologien, die Netzbetreiber sowie die Forscher, Produzenten und Betreiber im Bereich Energiespeicher. Ihre Investitionsbedingungen haben sich durch das Energiekonzept massiv verbessert. Ob sich die KKW-Betreiber auch zu den Gewinnern zählen können, war selbst vor der KKW-Katastrophe in Japan noch nicht entschieden, weil aufgrund der anhängigen Verfassungsklage und einer instabilen politischen Lage mit fehlendem, parteiübergreifenden Kernenergie-Konsens die dauerhafte Gültigkeit der Laufzeitverlängerung nicht als gesichert angesehen werden konnte. Nach der Katastrophe von Fukushima gilt die Verunsicherung erst recht. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass 3 Während dieser Text geschrieben wird, herrscht in Japan und weltweit Unsicherheit über den Ausgang der KKW-Katastrophe von Fukushima. Die Bundesregierung hat ein dreimonatiges Moratorium für die Laufzeitverlängerung ausgerufen, über dessen rechtliche Wirksamkeit gestritten wird. Es könnte in Deutschland und darüber hinaus in ganz Europa zu einer grundlegenden Umorientierung der Energiepolitik und damit zu einer massiven Veränderung der Investitionsbedingungen der Stromerzeugung kommen. Angesichts des nahen Abgabetermins für die Studie können diese aktuellen Entwicklungen leider nicht mehr berücksichtigt werden. 24/390 Zusammenfassung das Energiekonzept zu einer Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien zwischen Regierung und Energiewirtschaft in Deutschland geführt hat. Auf europäischer Ebene zeigt sich aus Sicht der Bearbeiter der Studie eine geringere Divergenz der Strategien von Politik und Energiewirtschaft. Das Ziel, eine nachhaltige, kohlenstoffarme Wirtschaft mit wettbewerbsfähigen Preisen zu erreichen, wird im Grundsatz von europäischer Politik und Energiewirtschaft geteilt. Es besteht auch eine hohe Übereinstimmung zwischen EU-Kommission und Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ziele, die Energiepolitik innerhalb der EU stärker zu koordinieren, Rahmenbedingungen für die Stromerzeugung auch über die EU-Grenzen hinweg stärker zu harmonisieren und die bestehende europäische Gesetzgebung auf nationalstaatlicher Ebene vollständig zu implementieren. Starke Divergenzen zeigen sich demgegenüber im Hinblick auf die Ausgestaltung der nationalen Fiskalpolitik. Die Analyse der Investitionsstrategien von Verbundunternehmen und größeren Stadtwerken bzw. Regionalversorgern zeigt, dass in den kommenden Jahren bis Jahrzehnten Erneuerbarer einerseits mit EnergieProjekte einer zu Verlagerung rechnen ist von und Investitionen andererseits in Richtung eine stärkere Ausrichtung der Investitionsstrategien auf den europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt zu erwarten ist. In Bezug auf die Marktausdehnung gehen die Bearbeiter der Studie jedoch davon aus, dass Regionalversorger und größere Stadtwerke ihre Investitionen in konventionelle und regenerative Erzeugungsanlagen auch zukünftig überwiegend regional ausrichten werden. Die deutschen Verbundunternehmen verfolgen bereits aktuell eine europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im fossilen wie im EE-Bereich, und treffen Ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich der Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Dieser Trend wird sich in Zukunft weiter verstärken. Im fossilen Erzeugungssegment wird eine verstärkte Investitionstätigkeit in den sogenannten „Wachstumsmärkten“ in MOE und der Türkei erwartet. Im Bereich der regenerativen Erzeugung wird aus Sicht der Autoren der Studie in den kommenden Jahren ein Investitionsschub in Offshore-Windenergieanlagen und Solarkraftwerke in Mittel- und Südeuropa sowie in Bioenergien in Mittel- und Osteuropa vermutet. Für Stadtwerke und Regionalversorger liegt dagegen ein wichtiger Investitionspfad in der Ausschöpfung lokaler EE-Projekte und Effizienzpotenziale im Inland. Eine hohe Relevanz wird hier durch die Umsetzung regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien und dem Streben der Kommunen nach mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeit gesehen. Gleichzeitig suchen Regionalversorger und Stadtwerke aber auch vermehrt nach Investitionschancen im europäischen Umfeld. Hier werden Partnerschaften aufgebaut, um mit gebündelter Expertise die Förderregime im Ausland bewerten zu können und Investitionskosten und Risiken gemeinsam zu tragen. Schwerpunkte werden aktuell vor allem in der Bioenergie und der OnshoreWindenergie gesehen. Eine Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien zwischen Verbundunternehmen und größeren Stadtwerken bzw. Regionalversorgern 25/390 Zusammenfassung zeigt sich somit insbesondere Investitionstätigkeit und im das Hinblick auf die Marktausdehnung Investitionsinteresse an der verschiedenen Stromerzeugungstechnologien im Bereich Erneuerbarer Energien. Attraktivität von ausgewählten Län Ländern dern als Investitionsstandort für Stromerzeugung im Vergleich zu Deutschland Deutschland In Deutschland gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft mehrere bedeutende Divergenzen. Das ist Ausdruck eines fehlenden gesellschaftspolitischen Konsenses hinsichtlich der zukünftigen Ausrichtung der Energiepolitik und auch eines fehlenden energiepolitischen Konsenses zwischen den staatstragenden Parteien. Die bestehenden Konfliktlinien und die vielfach fehlende öffentliche Akzeptanz für geplante energiewirtschaftliche Investitionen sind mitverantwortlich für die mangelnde Attraktivität von Deutschland als Standort für Erzeugungsinvestitionen. Zudem gibt es bei den nationalen energiepolitischen Zielen noch große Defizite im Bereich der Erneuerung des Kraftwerksparks, des Ausbaus der Offshore-Windenergie und des Ausund Umbaus der Stromübertragungs- und Verteilungsnetze. Gleichzeitig bestehen in Deutschland aber stabile wettbewerbspolitische und regulatorische Rahmenbedingungen und eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Es erscheint deshalb möglich, durch einen überparteilichen energiepolitischen Konsens die Rahmenbedingungen grundlegend und dauerhaft zu verbessern. Die öffentliche Akzeptanz gegenüber Erzeugungs- und Infrastrukturprojekten ist nach Einschätzung der befragten Experten in Deutschland gering, wahrscheinlich sogar niedriger als „irgendwo sonst“ in Europa. Insbesondere lokale Bürgerinitiativen und ein starkes Eigenwohlinteresse, die sich in NIMBY-Proteste insbesondere gegenüber fossilen Kraftwerksprojekten, dem Bau von WEA oder Netzausbauvorhaben ausdrücken, stellen ein größeres Problem für die Attraktivität des Erzeugungsstandortes Deutschland dar. Aufgrund der bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien werden in Deutschland zukünftige Regierungswechsel mit hoher Wahrscheinlichkeit immer wieder zu einem Umschwenken oder zumindest zu einer Anpassung energiepolitischer Strategien führen. Dem aktuellen Energiekonzept kann somit nur eine kurzfristige Gültigkeit innerhalb der aktuellen Legislaturperiode zugeschrieben werden. Die Bundesregierung muss daher zunächst in Deutschland einen dauerhaften Energiekonsens schaffen, bevor sie auf europäischer Bühne nach Verbündeten für eine aus deutscher Sicht vernünftige europäische Energiepolitik suchen kann. Hierbei ist erforderlich: - erstens die Entwicklung eines integrierten Gesamtkonzeptes, welches mit konkreten Zeit- und Maßnahmenplänen hinterlegt wird, 26/390 Zusammenfassung - zweitens die Verbesserung energiewirtschaftlicher Investitionsbedingungen, um den Anschluss an die europäische Spitze nicht zu verlieren bzw. sich im Wettbewerb gegenüber den Wachstumsmärkten in MOE behaupten zu können, und - drittens die Ausarbeitung eines energiewirtschaftlichen Alleinstellungsprofils im europäischen Kontext. Dabei könnten sich „energiewirtschaftlichen im Hinblick auf eine Systemausgestaltung“ europäische zwischen den Profilierung der Niederlanden und Deutschland mittelfristig Konkurrenzen um eine Spitzenposition im Bereich dezentraler Erzeugung in Kombination mit Smart Grids und leistungsfähigen, dezentralen Speicher- und Regelungslösungen ergeben. In Frankreich gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen Rahmen, allerdings liegt dieser Ausbau nicht im Interesse des dominierenden (staatlichen) Energieunternehmens und damit auch der Regierung. Die Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt ist sehr gut, weil Frankreich stark vom Stromexport profitiert. Wegen der starken Dominanz der Kernenergie, die nur von der EDF betrieben wird, sind die Chancen ausländischer Unternehmen für Investitionen in die französische Stromerzeugung gering. Da es auch zwischen Regierung und Opposition im Hinblick auf die Energiepolitik keine nennenswerten Konfliktlinien gibt, ist in Frankreich eine stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. Für Investoren aus Deutschland ist Frankreich kein attraktiver Standort für Investitionen in konventionelle Stromerzeugungsanlagen. Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung können interessante Rahmenbedingungen für Investitionen in Frankreich jedoch dazu führen, dass Investitionskapital dort gebunden wird und nicht für Investitionen im Erzeugungsstandort Deutschland zur Verfügung steht. Aufgrund der regionalen Marktkopplung in CWE und der expansiven Stromexportpolitik Frankreichs werden die Rahmenbedingungen für Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU, und die damit verbundenen quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, tendenziell stark durch die französische Kapazitätspolitik beeinflusst. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen tritt Frankreich demgegenüber nicht als ernst zu nehmender Konkurrent für den Standort Deutschland an. In Großbritannien gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen, auch wenn der Kompromiss der neuen Regierung, einen KKW-Neubau ohne staatliche Förderung zu realisieren, für Investoren eine markante Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen darstellt und sich Konflikte zwischen dem Ausbau der Kernenergie und Erneuerbarer Energien zeigen. Darüber hinaus gibt es einen stabilen wettbewerbspolitischen und regulatorischen Rahmen. Der geplante Ausbau der Kernenergie findet in den zwei großen politischen Parteien 27/390 Zusammenfassung Unterstützung, in der dritten eher Billigung. Damit bietet Großbritannien Chancen für Investitionen in Kernenergie, allerdings verbunden mit ökonomischen Risiken aufgrund der langen Nutzungsdauer und der Unsicherheit über die zukünftige ökonomische und energie-/umweltpolitische Entwicklung. Da die britische Regierung einen breiten Energiemix anstrebt und sehr technologieoffen ist, kann man Großbritannien insgesamt als besonders attraktives Land für Investitionen in die Energieerzeugung bezeichnen. Mit zunehmender Netzintegration in den europäischen Strommarkt wird diese Attraktivität noch gestärkt werden. Der britische Markt konkurriert daher intensiv um Investitionen der deutschen Verbundunternehmen und großen Stadtwerke bzw. Regionalversorger. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen tritt Großbritannien insbesondere bei CCS und bei der Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als großer Konkurrent für den Standort Deutschland an. Im Hinblick auf energiepolitische bzw. regulatorische Rahmenbedingungen stellt Großbritannien vielfach eine Vorbildfunktion für Deutschland bzw. Europa dar. Andererseits steht Deutschland aufgrund der britischen Vorreiterrolle im europäischen Elektrizitätsmarkt unter Zugzwang, um entsprechende Investitionsanreize zu bieten. Die deutsche Regierung muss auf Marktentwicklungen und Veränderungen regulatorischer Rahmenbedingungen in Großbritannien reagieren, um Deutschlands Position als interessanter Investitionsstandort auf der europäischen Bühne zu behaupten. In den Niederlanden gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen stabilen wettbewerbspolitischen Rahmen und eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Jedoch ist der geplante Ausbau der Kernenergie kein gesamtgesellschaftlicher Konsens und könnte angesichts der häufigen Regierungs- und Politikwechsel auch in Zukunft zu Divergenzen zwischen Regierung und Energiewirtschaft führen, mit der Folge einer Überarbeitung der energiepolitischen Strategie. Für Investoren besteht daher hohe Unsicherheit darüber, wie lange bestehende Anreiz- und Fördersysteme zeitlich Bestand haben werden. Trotzdem sind die Niederlande für Investoren aus Deutschland ein attraktiver Standort für die Stromerzeugung, allerdings nur für einzelne Projekte. Aufgrund der geringen Größe des Landes, der dichten Besiedlung und einer nicht auf Stromexporte ausgerichteten Politik, werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von eventuellen Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in den Niederlanden ausgehen, nur gering ausfallen. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen treten die Niederlande bei CCS und bei der Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als ernst zu nehmende Konkurrenten für den Standort Deutschland an. Im Hinblick auf eine europäische Profilierung der „energiewirtschaftlichen Systemausgestaltung“ könnten sich zwischen den Niederlanden und Deutschland mittelfristig Konkurrenzen um die Spitzenposition im Bereich dezentraler Erzeugung in Kombination mit Smart Grids und leistungsfähigen, dezentralen Speicher- und Regelungslösungen ergeben. 28/390 Zusammenfassung In Polen gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen und regulatorischen Rahmen und eine ebenfalls ausbaufähige Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. In Verbindung mit einer langsamen Privatisierungstendenz wird sich der Wettbewerb im polnischen Strommarkt voraussichtlich in kleinen Schritten erhöhen. Derzeit erweist sich die staatliche Bürokratie im Energiesektor jedoch vielfach als hemmender Faktor für Investitionen, etwa im Hinblick auf Genehmigungsprozesse für Stromerzeugungsanlagen, die in Polen überdurchschnittlich langwierig und aufwendig sind. Der geplante Ausbau der Kernenergie wird, sollte er von der Bevölkerung im angedachten Referendum akzeptiert werden, angesichts der engen Verknüpfung zwischen Staat und Energiewirtschaft voraussichtlich nicht zu Divergenzen führen. Da es auch zwischen Regierung und Opposition keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien gibt, ist in Polen eine vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. Für Investoren aus Deutschland stellt Polen derzeit trotz der geografischen Nähe keinen attraktiven Standort für energiewirtschaftliche Investitionen dar. Die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von eventuellen Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in Polen ausgehen, werden voraussichtlich nur gering ausfallen. Diese Schlussfolgerung basiert primär auf den folgenden Hemmnissen: - hohe „Staatslastigkeit“ des polnischen Energiesektors, - hohe bürokratische Hürden für die Genehmigung von Stromnetzen und Erzeugungsanlagen, - investitionshemmende Strukturen im Energie- und Agrarsektor, - fehlender Wettbewerb im Stromsektor, - inkonsequente Umsetzung der bestehenden europäischen und nationalen Rechtslage - sowie lokaler Widerstände gegenüber EE-Erzeugungsanlagen. Der Einfluss auf den deutschen Strommarkt hängt stark davon ab, ob und inwieweit die polnische Regierung gewillt und in der Lage sein wird, die Rahmenbedingungen für inländische und ausländische Marktakteure für energiewirtschaftliche Investitionen zu verbessern. In der Slowakischen Republik gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen Rahmen und eine ebenfalls ausbaufähige Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Der geplante Ausbau der vorhandenen Kernenergie wird angesichts der engen Verknüpfung zwischen Staat und Energiewirtschaft nicht zu Divergenzen führen. Da es auch zwischen Regierung und Opposition keine nennenswerten energie29/390 Zusammenfassung politischen Konfliktlinien gibt, ist in der Slowakischen Republik eine vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. Die Slowakische Republik bietet für Investoren aus Deutschland mit Ausnahme der fossilen Stromerzeugung keinen interessanten Standort für energiewirtschaftliche Investitionen. Aus Sicht der Bearbeiter werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in der Slowakischen Republik ausgehen, jedoch nur gering ausfallen. Investitionen größeren Ausmaß werden nur dann erwartet, wenn die slowakische Regierung einen konsequenten Kurs zur Modernisierung des fossilen Kraftwerksparks, zum Einsatz von CCS-Technologien sowie zum Ausbau von Energieeffizienztechnologien (KWK) einschlagen wird. Energiewirtschaftt Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation, insbesondere in der Energiewirtschaf Die breite Untersuchung verschiedener Einflussfaktoren, die auf die Investitionen in der deutschen Stromerzeugung wirken, führt zu dem Ergebnis, dass es bis über das Jahr 2020 hinaus keine Gefahr der Abwanderung der Stromerzeugung aus Deutschland gibt und somit auch die starke Bedeutung dieser Branche für den deutschen Arbeitsmarkt erhalten bleibt. Allerdings wird es hier in Zukunft, wie schon aus der Vergangenheit bekannt, zu strukturellen Verschiebungen zwischen den Branchen, zwischen Qualifikationsniveaus und auch zwischen den Regionen kommen. Arbeitsplatzverlusten im Bereich der konventionellen Stromerzeugung werden überproportionale Arbeitsplatzgewinne im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien gegenüberstehen, die zudem den Vorteil haben, wegen der größeren Dezentralität der EE breiter über die Republik verstreut zu sein. Der Beschäftigungszuwachs durch EE-Anlagen wird sich in vielen kleinen und mittelgroßen Unternehmen überall im Land niederschlagen - auch in strukturschwachen Regionen, in denen es heute keine Kraftwerke gibt. Der Stromerzeugungsstandort Deutschland wird seine aktuell gute Position in Europa auch bezüglich der Beschäftigungswirkung halten können, weil der Schutz der Arbeitsplätze in Deutschland, wie in den anderen EU-Mitgliedstaaten auch, ein sehr hoch gewichtetes politisches Ziel ist, das im Zweifel Vorrang vor der Umsetzung von EU-Vorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik rangiert. Betrachtet man die Attraktivität verschiedener europäischer Länder für energiewirtschaftliche Investitionen, so belegt Deutschland hier nicht den ersten Platz. Das führt dazu, dass auch deutsche Energieunternehmen häufig in anderen Ländern investieren. Allerdings wird deshalb das Investitionsvolumen der Energiewirtschaft in Deutschland insgesamt nicht abnehmen – es kommt höchstens zu einer Erhöhung des Anteils regionaler und kommunaler Unternehmen. Deutschland hat eine besonders gute Ausgangsposition im Bereich der Erneuerbaren Energien, das gilt für die ganz Wertschöpfungskette von der Anlagenproduktion über 30/390 Zusammenfassung die Projektentwicklung bis zum Betrieb. Mit dem starken Ausbau der EE-Stromerzeugung in ganz Europa bieten sich hier große Beschäftigungschancen, die in Norddeutschland sogar zur Entstehung einer neuen Industrie im Bereich der OffshoreWindenergie führen können. Hier könnte es auch zum Aufbau größerer Betriebe mit einer hohen Mitarbeiterzahl kommen, während in den anderen Bereichen der EEStromerzeugung eine sehr kleinteilige Unternehmensstruktur vorherrscht. Die Realisierung dieser Beschäftigungschancen hängt zentral an der Fortführung der staatlichen Förderung durch das EEG. Eine ähnlich wichtige Rolle spielt auch die KWKFörderung, wenn es um die Absicherung und den Ausbau von Beschäftigungseffekten im Bereich der Regionalversorger und Stadtwerke geht. Deren regionale Energie- und Klimaschutzstrategien, die sowohl EE- als auch Effizienzpotenziale ausschöpfen wollen, können sowohl in der Energiewirtschaft als auch in etlichen anderen Branchen (Baugewerbe, produzierendes Gewerbe, Dienstleistungen) vielfältige Beschäftigungseffekte auslösen. Das hier vorhandene energiepolitische und beschäftigungswirksame Potenzial scheint von der nationalen Politik bislang nicht erkannt worden zu sein. Wie eingangs erwähnt, wird der erwartete Umbau der deutschen Stromerzeugung auch zu strukturellen Verschiebungen innerhalb der Gruppe der Beschäftigten führen. Die befragten Experten erwarten u.a. einen Wandel des Qualifikationsspektrums der Beschäftigten im Sinne eines „Upgradings“/Ausbaus von klassischen Berufsprofilen. Während in der konventionellen Stromerzeugung die Zahl der Arbeitsplätze zurückgehen wird, wird der Netzbereich bestehen bleiben und an Bedeutung gewinnen, z.B. durch die Integration neuer Speicher. Es kommt zu einem Umbau zu intelligenten Netzen, zu einer Verbindung der Funktionen Stromtransport und (Tele-)Kommunikation mit höheren Ansprüchen an die Qualifikation der Beschäftigten. Insgesamt wird eine branchenmäßige Dekonzentration der mit der Stromerzeugung verbundenen Arbeitsplätze erwartet, eine breitere Verteilung auf viele verschiedene Branchen mit einem hohen Anteil kleiner und mittelgroßer Betriebe. Das wird vermutlich auch mit einer Abnahme des Organisationsgrads der Beschäftigten im Bereich der Stromerzeugung verbunden sein. Die langfristige Entwicklung der fossilen Energieerzeugung erscheint derzeit unsicher, insbesondere diejenige der Braunkohleverstromung. Die Zukunft dieser beschäftigungs- und wertschöpfungsintensiven Stromerzeugung ist aufgrund der hohen spezifischen CO2-Emissionen direkt mit der Zukunft der CCS-Technologie in Deutschland verknüpft, die trotz der Fertigstellung eines Gesetzentwurfes derzeit nicht wirklich gesichert scheint. Breite Proteste in der Bevölkerung und eine ablehnende Haltung mehrerer Landesregierungen der geologisch für CCS besonders geeignet erscheinenden Bundesländer könnten langfristig das Aus für die Braunkohleverstromung in Deutschland bedeuten. Außerdem dürften es die mit CCS beschäftigten deutschen 31/390 Zusammenfassung Anlagenbauer wahrscheinlich schwer haben, sich ohne heimische Demonstrationsanlagen für Exportprojekte zu qualifizieren. Fazit Die Investitionsbedingungen für die Stromerzeugung sind in Deutschland aus der Sicht der Energiewirtschaft und im Vergleich mit ausgewählten EU-Mitgliedstaaten nicht optimal. Es gibt ein erhebliches Verbesserungspotenzial, insbesondere bezüglich der Energiepolitik der Bundesregierung. Die im Rahmen dieser Studie aufgestellten Handlungsempfehlungen zeigen wichtige Handlungsfelder und –möglichkeiten auf. Die EU-Energiepolitik mit den Schwerpunkten Liberalisierung/Wettbewerb, Versorgungssicherheit/Netzausbau und Erneuerbare Energien/Klimaschutz bilden einen wichtigen Rahmen für die deutsche Energiepolitik und ihre nationale Umsetzung wird die Investitionsbedingungen der Energiewirtschaft stark beeinflussen. Gravierende Veränderungen zu Lasten der deutschen Erzeugungsstandorte und zu Gunsten anderer EU-Länder sind aber zumindest mittelfristig (bis 2020) nicht zu erwarten. Eine gewisse Konkurrenz zwischen deutschen Stromerzeugungsstandorten und solchen in den Nachbarländern ist vorhanden, vor allem auf der Ebene des Kapitalmarktes, weniger auf der Ebene des Strommarktes. Die bewusste Verlagerung von Erzeugungsinvestitionen mit „Re-Import“ des Stroms und Verkauf auf dem deutschen Markt wird aus Sicht der Autoren allenfalls als Einzelfall auftreten. Nach Einschätzung der Autoren lassen sich die Untersuchungsergebnisse der Nachbarländer Frankreich, Großbritannien, Niederlande, Polen und Slowakische Republik im Großen und Ganzen auch auf die anderen EU-Mitgliedstaaten übertragen. Alle Länder haben ihre eigenen Probleme, zunächst einmal ihren überalterten Erzeugungspark zu modernisieren, die Erneuerbaren Energien auszubauen, die Energieeffizienz zu steigern und ihre Leitungsteile im europäischen Verbundnetz zu verstärken. Der Bau zusätzlicher Erzeugungskapazitäten für den Export ist zweitrangig und dementsprechend als eine Gefährdung deutscher Arbeitsplätze auf mittlere Sicht zu vernachlässigen. Für die Zeit nach 2020 sind heute keine gesicherten Aussagen möglich. Die deutsche Energiewirtschaft muss sich auf starke Veränderungen in der Beschäftigungssituation einstellen: - Die fossile Stromerzeugung wird Arbeitsplätze an die erneuerbare Stromerzeugung abgeben. Dabei wird es Standorte/Regionen mit Arbeitsplatzverlusten und solche mit Beschäftigungsgewinnen geben. Die norddeutsche Küstenregion ist sowohl für neue Kohlekraftwerke als auch für die OffshoreWindenergie (Anlagenherstellung, Installation und Betrieb) ein bevorzugter Standort mit großen Beschäftigungschancen. Die aus der Offshore-Windenergie 32/390 Zusammenfassung entstammenden Beschäftigungschancen müssen allerdings im Wettbewerb mit anderen Nordsee-Anrainerstaaten aufgebaut und nachhaltig gesichert werden. - Ohne CCS stehen die Chancen für einen langfristigen Erhalt der Braunkohleverstromung schlecht, weil steigende CO2-Zertifikatspreise die Kosten der Stromerzeugung aus Braunkohle wesentlich erhöhen werden. Dementsprechend sind viele Arbeitsplätze nicht nur in der Stromerzeugung, sondern auch in der Braunkohleförderung gefährdet. - Innerhalb der Energiewirtschaft gibt es derzeit einen Trend zur Stärkung von regionalen und kommunalen Versorgungsunternehmen. Dieser Trend bietet auch erhebliche Beschäftigungschancen, insbesondere durch die Umsetzung von regionalen Energie- und Klimaschutzkonzepten. - Die Branche „Energiewirtschaft“ wird infolge des Ausbaus der EE-Stromerzeugung Arbeitsplätze an die Branchen Maschinenbau, Elektrotechnik und Unternehmensdienstleistungen verlieren, die sich derzeit stark im Aufbau und Betrieb von EE-Erzeugungsanlagen engagieren. Viele der neuen Arbeitsplätze werden von kleinen und mittelständischen Unternehmen angeboten, in denen der Organisationsgrad der Arbeitnehmer niedriger ist als in der Energiewirtschaft. - Erhebliche Beschäftigungschancen wird es auch in der Produktion von EEAnlagen und bei den Stromnetzen geben, die zu „intelligenten“ Smart Grids umzubauen sind. Es wird hier durch die Verknüpfung von Energie- und Kommunikationsnetzen zu einer höheren Qualität der Netze und zu einem höheren Qualitätsniveau der Beschäftigung kommen. Insgesamt überwiegen aus Sicht der Autoren die Chancen die Risiken der Beschäftigungsentwicklung im Bereich der Stromerzeugung und Stromversorgung in Deutschland. Das entscheidende Kriterium für den Erhalt der Wertschöpfung und der Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeugungsbranche sind aus Sicht der Autoren dieser Studie und der befragten Experten stabile politische und regulatorische Rahmenbedingungen. Hier ist ein breiter politischer Konsens über die zukünftige Struktur der Energieversorgung, über die Förderung von EE- und Effizienztechnologien und über den Aus- und Umbau der Netz-Infrastruktur notwendig. Neben dem politischen Konsens muss zusätzlich die Akzeptanz der durch die Infrastrukturmaßnahmen direkt betroffenen Öffentlichkeit eingeholt werden. Ohne diese Akzeptanz wird der auch aus Klimaschutzgründen notwendige Umbau der deutschen Stromversorgung nicht rechtzeitig erfolgen, wird die Versorgungssicherheit nicht zu gewährleisten sein und werden die oben genannten Chancen für mehr und höher qualifizierte Beschäftigung nicht realisiert werden können. 33/390 Zusammenfassung Öffentliche Akzeptanz für die wichtigen energiewirtschaftlichen Investitionsprojekte zu gewinnen, steht derzeit auf der Agenda der Regierung und der Energiewirtschaft. Ein Erfolg dieser Bemühungen ist wichtig, um die Blockade millionenschwerer Investitionen aufzuheben. Solch ein Erfolg würde sich positiv sowohl auf die Versorgungssicherheit als auch auf die Beschäftigungssituation in der Energiewirtschaft, in der Investitionsindustrie und in der Bauwirtschaft auswirken. Handlungsempfehlungen 1. Energiepolitische Grundausrichtung Handlungsempfehlung 1.1 Die Politik, in Form der im Bundestag vertretenen Parteien, soll unter Einbeziehung aller gesellschaftlich relevanten Gruppen einen stabilen, gesellschaftlichen Konsens zur zukünfti zukünftigen Struktur der Energieversorgung erarbeiten, um langfristig verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionen zu schaffen. Der Konsens sollte (mindestens) umfassen: - Umfang und Dauer der Nutzung der Kernenergie - Aussagen zur langfristigen Entwicklung des Energiemix in der Stromerzeugung - Die Rolle der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung und im Stromaußenhandel - Ziele und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland Es wäre wünschenswert, dass alle Parteien langfristig zu diesem Konsens stehen, da nur so die Chancen einer effizienten Investitionsstrategie der Energiewirtschaft genutzt werden können. Handlungsempfehlung Handlungsempfehlung 1.2 1.2 Im Zentrum der künftigen Energiestrategie sollte ein langfristiges, schlüssiges und konkretes Leitbild zur angestrebten Erzeugungsstruktur stehen, welches in enger Zusammenarbeit zwischen Politik, Energiewirtschaft und Energienutzergruppen entwickelt und verlässlich umgesetzt wird. 34/390 Zusammenfassung 2. Europäische Marktintegration Handlungsempfehlung 2.1 2.1 Zur Erreichung der europäischen Klimaschutzziele sollte die Bundesregierung auf die EU-weite Harmonisierung im Stromsektor hinarbeiten. Verbindliche Zielvorgaben der EU zu Energieeffizienz und zum Infrastrukturausbau könnten zur Schaffung einer sicheren und kohlenstoffarmen Stromversorgung beitragen, genau wie eine langfristige Harmonisierung der Fördersysteme für Erneuerbare Energien sowie der Regulierungssysteme im Bereich der Stromnetze. Handlungsempfehlung 2. 2.2 In Deutschland und Europa muss der Netzausbau auf allen Ebenen mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien abgestimmt werden. Dazu sollte ein realistischer Fahrplan entwickelt werden. Bei der Planung des Netzausbaus sollte auch die Option einer stärkeren Dezentralisierung der Versorgungsstrukturen berücksichtigt werden. 3. Fossile Erzeugung Handlungsempfehlung 3.1 3.1 In Deutschland ist der Ersatz alter fossiler Kraftwerke durch neue effizientere fossile Kraftwerke zum Erhalt der Versorgungssicherheit, der nationalen Wertschöpfung und der Erreichung der Klimaschutzziele unumgänglich. Damit in den nächsten 20-30 Jahren genügend fossile Kraftwerke als „Brückentechnologie“ zur Verfügung stehen, müssen sie attraktive und langfristig stabile Renditen erwirtschaften können. Die dafür notwendigen Rahmenbedingungen sind von der Regierung zu schaffen. Handlungsempfehlung 3. 3.2 Die Speicherung und die stoffliche Nutzung von CO2 stellen interessante Optionen der CO2-Vermeidung für Industrie und fossile Stromerzeugung dar. Die weitere Erforschung und Erprobung dieser Technologien sollte gefördert werden. Zu Förderung und Ausbau Handlungsempfehlung 7.2. 35/390 der Kraft-Wärme-Kopplung vgl. auch die Zusammenfassung 4. Zukunftsfähiges Marktdesign für die Stromerzeugung Stromerzeugung Handlungsempfehlung 4.1 4.1 Die Vergütung der Stromerzeugung aus EE erfolgt nach anderen Regeln (EEG) als die der konventionellen Stromerzeugung (Markt und Börse). Mittelfristig muss es eine Annäherung der beiden Systeme bzw. ein neues „Marktdesign“ geben, das bei einer Dominanz der überwiegend volatilen Stromerzeugung aus EE die Stromnachfrage und -erzeugung zum mengenmäßigen Ausgleich bringt. Energiespeicherung und Nachfragesteuerung sind dabei ebenfalls zu berücksichtigen. Die Bedeutung von Wettbewerb und Einspeisevorrang zur Erreichung der Ziele Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit sind zu definieren, ggf. in Abhängigkeit vom Anteil der EE-Stromerzeugung. Handlungsempfehlung 4. 4.2 Ein Sonderfall sind die Märkte für Regel- und Reserveleistung, die mit zunehmendem Anteil volatiler EE-Stromerzeugung an Bedeutung gewinnen. Die Einführung eines Kapazitätsmarktes oder anderer Anreizsysteme für die Bereitstellung von Regel- und Reserveenergie, entsprechender Speicher(-kraftwerke) oder gesteuerter Nachfrageveränderungen (Demand Side Management DSM) wäre hier ein wichtiger Schritt, der gründlich zu prüfen ist. 5. Ausbau / Weiterförderung EE Handlungsempfehlung 5.1 5.1 Die konsequente Fortführung der Förderung der Erneuerbaren Energien ist notwendig, um die gesetzten Ausbauziele zu erreichen. Dabei muss sich das Förderinstrumentarium so fortentwickeln, dass der Anstieg der Strompreise begrenzt und so die gesellschaftliche Akzeptanz des EE-Ausbaus gewährleistet wird. Handlungsempfehlung 5. 5.2 Beim Ausbau der EE-Stromerzeugung ist das gesamte Potenzial der EE in allen Regionen Deutschlands zu nutzen. Damit könnte langfristig die öffentliche Akzeptanz des EE-Ausbaus erhöht werden, da sich unvermeidbare Beeinträchtigungen der Bevölkerung gleichmäßiger verteilen würden. Zur Weiterentwicklung des Vergütungs- und Fördersystems für EE-Strom vgl. die Handlungsempfehlung 4.1. 36/390 Zusammenfassung 6. Integration EE Handlungsempfehlung 6.1 6.1 Von zentraler Bedeutung für die Integration der EE ist die Bereitstellung von Speichermöglichkeiten für das Lastmanagement. Dazu sollten in Deutschland alle vorhandenen Möglichkeiten genutzt sowie die technischen und rechtlichen Möglichkeiten zur Nutzung ausländischer (Pump-)Speicherkraftwerke geschaffen werden. Der Förderschwerpunkt für Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der Speichertechnologien sollte ausgebaut werden. Handlungsempfehlung 6. 6.2 Für die Integration der EE in die deutsche Stromversorgung ist eine Beschleunigung des Ausbaus der Stromnetze (Übertragung und Verteilung) notwendig. Dazu erscheint es sinnvoll, Planungs- und Genehmigungsverfahren zu straffen und gleichzeitig die Berücksichtigung lokaler Interessen sicherzustellen, sowie stärkere Investitionsanreize für Netzbetreiber zu schaffen. Zum Ausbau von Regel- und Reserveenergiekapazitäten vgl. die Handlungsempfehlung 4.2. 7. Einbeziehung der regionalen/kommunalen Energiewirtschaft Handlungsempfehlung 7.1 7.1 Regionalversorger und Stadtwerke sollten stärker als bisher in die energiepolitische Abstimmung einbezogen werden, da sie in großem Maße zu Wertschöpfung, Beschäftigung und Innovationsleistungen im Stromsektor beitragen. Handlungsempfehlung 7.2 Die Förderung von regionalen/kommunalen KWK Bereich und KWKK haben und sollte dabei einen auch die Schwerpunkt industrielle im KWK berücksichtigen. In den Kommunen können große Potenziale zur Verbesserung der Energieeffizienz im Wärmesektor durch den Ausbau von Nah- und Fernwärmenetzen erschlossen werden. Dies würde auch die Integration der EE im Wärmesektor erleichtern. 37/390 Zusammenfassung 8. Öffentliche Öffentliche Akzeptanz Handlungsempfehlung 8.1 8.1 Die Politik sollte zur Zukunft der Energieversorgung ein adäquates Partizipationsverfahren erarbeiten und anwenden, das zur Integration der Bevölkerung in den Entscheidungsprozess beiträgt. In einer sachlichen Debatte könnte mit Verweis auf die Mehrheitsmeinung ein legitimes Gegengewicht zu den bisher dominierenden Stimmen der Kritiker aufgebaut werden. Handlungsempfehlung 8.2 Die Politik muss auf allen Ebenen die zentrale Rolle von Infrastrukturprojekten für die zukünftige Energieversorgung verdeutlichen, auch wenn sie teilweise mit negativen Effekten verbunden sind. Größere Nachteile/Schäden sind durch die Gemeinschaft auszugleichen. Eine Regionen zu ist einseitige Belastung vermeiden. Es ist einzelner Aufgabe Bevölkerungsgruppen der Politik, nach oder einem gesamtgesellschaftlichen Konsens und Ausgleich zu suchen. Handlungsempfehlung 8.3 Zur Erhöhung der öffentlichen Akzeptanz beim Aufbau von Kraftwerken, EE-Anlagen und Stromnetzen sind neue Planungsprozesse mit festem Zeithorizont einzuführen, die mehr Transparenz, eine verbesserte Kommunikation und eine ernsthafte Beteiligung der betroffenen Bürger, aber letztendlich auch die zeitnahe Durchsetzung von Verwaltungsentscheidungen sicher stellen. 9. Beschäftigungsstruktur Beschäftigungsstruktur Handlungsempfehlung 9.1 9.1 Politik und Verwaltung sollten auf allen Ebenen den Strukturwandel in der Energiewirtschaft durch eine qualifizierte Aus- und Fortbildung insbesondere derjenigen, die in diesem Prozess ihren Arbeitsplatz verlieren, unterstützen. Dabei müssen auch die Unternehmen eine ihrer besonderen Verantwortung gerecht werdende Rolle übernehmen. Wo erforderlich, sollten auch Hilfen zur Verbesserung der regionalen Mobilität angeboten werden. Handlungsempfehlung 9.2 In den Bereichen Erneuerbare Energien, effiziente fossile Stromerzeugung, Energiespeicher und moderne Netze sollten sowohl die beruflichen als auch die wissenschaftlichen Ausbildungskapazitäten ausgebaut werden. Hierzu müssen auch die Länderregierungen und die Unternehmen der Energiewirtschaft ihren Beitrag leisten. Außerdem sollte die Forschung und Entwicklung in diesen Technologiebereichen verstärkt gefördert werden. 38/390 Einleitung 1 Einleitung 1.1 Untersuchungskonzept 1.1.1 Analysefokus auf Investitionsent Investitionsentscheidungen Der gesellschaftspolitische Begründungszusammenhang, das Arbeitsprogramm sowie das methodisches Vorgehen im Projekt „Zukunft der Stromerzeugung im europäischen Vergleich“ wurden mit dem Projektantrag vom 03.12.2009 durch die Hans-BöcklerStiftung als Fördergeberin im März 2010 beauftragt. Standardmäßig wurde die Projektarbeit durch einen Wissenschaftlichen Beirat begleitet, welcher durch die HansBöckler-Stiftung als Auftraggeberin einbestellt wurde. 4 Die intensive Diskussion des Projektkonzeptes in der ersten Sitzung des Projektbeirats am 16.06.2010 in Düsseldorf hatte die Forderung nach einem stärkeren Analysefokus auf Investitionsent- scheidungen in der Energiewirtschaft und nach einer entsprechenden Anpassung des Forschungsdesigns zum Ergebnis. Basis hierfür bildet die Einschätzung, dass sich die Stromversorgung in Europa aktuell im Umbruch befindet, insbesondere durch den Ausbau- und Ersatzbedarf von Stromerzeugungsanlagen und die Endlichkeit von Energieressourcen aber auch durch die Zielvorgaben Stromerzeugung der Europäischen in den Union europäischen zum Ausbau Mitgliedstaaten. der regenerativen Änderungen der Erzeugungsstrukturen sind jedoch nur über Investitionen der Energiewirtschaft zu erreichen. Diesbezüglich zeigt sich, dass das Investitionsinteresse der Energiewirtschaft trotz weitgehend einheitlicher europäischer Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromerzeugung innerhalb der EU divergiert. Auch die großen deutschen EVU investieren nicht allein in Deutschland, sondern ebenfalls in Großkraftwerke und regenerative Erzeugungsanlagen im europäischen Ausland (und weltweit). Wenn dies zu Lasten der Investitionen in Deutschland geschieht, drohen negative regionale Beschäftigungseffekte Erzeugungszweige für der die deutsche deutschen Stromwirtschaft Stromwirtschaft. bzw. Umgekehrt für einzelne bietet das Investitionsinteresse ausländischer EVU an deutschen Erzeugungsprojekten (z.B. Kohlekraftwerke, Windenergieanlagen) aber auch Chancen für die aufgeführten Wirtschaftszweige. Der Erkenntnisgewinn über anstehende Investitionsstrategien von Erzeugern, divergierende Investitionsbedingungen in den EU-Mitgliedstaaten und nationale Zielsetzungen zur zukünftigen Stromerzeugung im europäischen Ausland ist daher von 4 zentraler Bedeutung für die deutsche Politik und die deutschen Die Projektbearbeiter des Bremer Energie Instituts danken den Teilnehmern des Wissenschaftlichen Beirats für ihre Unterstützung des Projekts und ihre anregenden und wertvollen Beiträge zur Projektbearbeitung. 39/390 Einleitung Gewerkschaften, um positive regionale Beschäftigungseffekte in Deutschland zu schaffen und Investitionsanreize für die Energiewirtschaft in Deutschland zu setzen. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass zentrale Investitionsentscheidungen im Bereich der Stromerzeugung in Deutschland voraussichtlich in den kommenden fünf bis zehn Jahren getroffen werden. Die im Wissenschaftlichen Beirat vereinbarten Änderungen am Untersuchungskonzept wurden im Projektkurzkonzept vom 23.07.2010 schriftlich fixiert und ergänzen bzw. modifizieren den Projektantrag vom 03.12.2009. 1.1.2 Auswirkungen aktueller energiepolitischer Ereignisse Die Projektbearbeitung fand von Juli 2010 bis Mai 2011 statt. Der Projektverlauf wurde von einer Reihe zentraler energiepolitischer Ereignisse in Deutschland, Europa sowie weltweit flankiert, wie Abbildung 1–1 verdeutlicht. Diese Ereignisse wurden in den nachfolgenden Sitzungen des Wissenschaftlichen Beirats diskutiert und haben das Untersuchungskonzept weiter beeinflusst. Abbildung Abbildung 1–1: Zentrale energiepolitische Ereignisse während des Projektverlaufs Die zweite Sitzung des Wissenschaftlichen Beirats fand am 08.11.2010 statt, nachdem die amtierende deutsche Bundesregierung im Herbst 2010 ihr Energiekonzept verabschiedet hatte. Gleichzeitig hatte die EU-Kommission bereits für November 2010 angekündigt: - den Entwurf einer erweiterten Energiestrategie (Energy Strategy 2020) vorzulegen, mit Langfristzielen für 2050, ebenso eine Neufassung des Energieaktionsplans, gültig für den Zeitraum 2011-2020, sowie 40/390 Einleitung - ein umfassendes Energieinfrastrukturpaket vorzulegen, welches legislative Vorschläge und Strategiepapiere zur zukünftigen Infrastrukturentwicklung in der EU enthalten sollte. Als Ausfluss bisheriger Rechercheergebnisse und der aktuellen energiepolitischen Entwicklung wurde daher in der Sitzung des Wissenschaftlichen Beirats erstens eine Auswertung und der Vergleich von nationalen Energiekonzepten in Deutschland und den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten im Rahmen der empirischen Länderanalyse für sinnvoll erachtet. Zweitens Untersuchungsfokus im wurde Rahmen der in Bezug auf empirischen den vorgeschlagenen Länderanalyse und der durchzuführenden Experteninterviews von Seiten des Wissenschaftlichen Beirats eine starke Fokussierung auf den Themenbereich Versorgungssicherheit/Entwicklung von Netzinfrastrukturen gewünscht. Zudem sollte auch das Thema Stromspeicherung im Rahmen der empirischen Länderanalyse untersucht werden. Drittens wurde vereinbart, dass im Projekt der Themenbereich „Ausbau des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes / Europäisierung nationaler Elektrizitätsmärkte“ stärker fokussiert werden soll und eine zentrale Rolle im Rahmen der Experteninterviews bekommen sollte. Nach Abschluss der Interviewphase und der Recherchephase für die empirische Länderanalyse wurde die deutsche und europäische Energiewirtschaft im März 2011 schließlich durch die Kernkraftwerks-Katastrophe von Fukushima noch einmal massiv durcheinander gewirbelt. Der Reaktorunfall in Fukushima hat mit der Aussetzung der KKW-Laufzeitverlängerung in Form des Atommoratoriums vom 14.03.2011, dem Regierungswechsel in Baden-Württemberg und der Vorlage des neuen „Energiepakets“ im Bundestag zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung im Juni 2011 massiven Einfluss auf die Investitionsbedingungen der Stromerzeugung in Deutschland sowie auf die aktuelle energiepolitische Entwicklung im Ausland. Die aktuelle energiepolitische Entwicklung in Deutschland ist überblicksartig in Tabelle 1–1 dargestellt. Aus den aufgeführten energiepolitischen Entwicklungen ergeben sich aus Sicht der Projektbearbeiter folgende zentrale Auswirkungen auf Investitionsbedingungen in Deutschland: - Investitionen in fossile Kraftwerke werden attraktiver, - Die Bedingungen für EE-Investitionen bleiben weitgehend unverändert; die Tendenz zu einer zentralisierten Ausbaustruktur wird fortgesetzt, - die anlaufende energiepolitische Debatte könnte die Akzeptanz notwendiger Erzeugungs- und Infrastrukturmaßnahmen in der Bevölkerung verbessern, 41/390 Einleitung - durch eine schnelle Umsetzung des Energiepakets besteht jedoch die Gefahr, dass Gesetze unausgereift sein könnten oder eine mangelnde Parlamentsbeteiligung den politischen Konsens erschwert. Tabelle 1–1: Aktuelle energiepolitische Entwicklung in Deutschland im Zeitraum der Projektbearbeitung - Kabinettsbeschlüsse o ermöglicht Erprobung in DE o Mitspracherecht der Länder o Überprüfung in 2017 - Vereinfachte Genehmigung für Offshore-WEA - Förderinitiative Energiespeicher (Forschungsprogramm) - EEG-Novelle - In Arbeit Vorlage CCS-Gesetz o Ausbauziele aus Energiekonzept übernommen o Stärkere Förderung für Offshore-Windenergie Reform Atomgesetz und Energie- und Klimafonds o Angekündigt Rücknahme der Laufzeitverlängerung absehbar - Reform Energiewirtschaftsgesetz - Netzausbaubeschleunigungsgesetz - Reform KWK-Gesetz Im Ausland sehen die Projektbearbeiter aktuell folgende Entwicklungen: - Insgesamt sind die Reaktionen auf Fukushima weit weniger deutlich als in Deutschland, - die Bedingungen für Investitionen in Kernenergie bleiben weitgehend stabil, - das Kernenergie-Engagement deutscher Konzerne im Ausland wird in Deutschland kritisch diskutiert, - der Attraktivitätsvorsprung einiger Staaten gegenüber Deutschland hinsichtlich fossiler Kraftwerke schrumpft. Insgesamt konnten die Folgen des Reaktorunfalls in Fukushima sowie die daraus resultierenden energiepolitischen Entwicklungen im In- und Ausland im Rahmen des Projektes aufgrund des fortgeschrittenen Bearbeitungsstatus sowie bestehender Budgetrestriktionen nicht mehr berücksichtigt werden. Als Fazit bleibt festzuhalten, dass das Tempo der energiepolitischen Entwicklung durch die Projektbearbeiter zwar begrüßt wird, aber leider zu Lasten der Aktualität der Studienergebnisse geht. Hierfür bitten die Projektbearbeiter um Verständnis. Trotz dieser „Einschränkung“ sind jedoch viele der abgedeckten Themenbereiche nach wie vor von großer Relevanz für die Entwicklung der europäischen Stromerzeugung. 42/390 Einleitung 1.2 Arbeitsprogramm Kern des endgültigen Untersuchungskonzeptes bildete die folgende Fragestellung: Wie können gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten in Deutschland geschaffen werden? Zielsetzung des Projektes war es, durch die Untersuchung dieser Fragestellung Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik und die deutsche Energiewirtschaft zu entwickeln. Daraus resultierten die folgenden Arbeitsschritte, die nachfolgend kurz skizziert werden: 1. Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft Zielsetzung des Projektes ist es herauszuarbeiten, wie gute Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten für die Energiewirtschaft in Deutschland geschaffen werden können. Dazu wird zunächst das Investitionsverhalten der deutschen Energiewirtschaft betrachtet und der Investitionsbedarf in Deutschland und Europa überblicksartig skizziert. Im Rahmen eines zweiten Untersuchungsschritts werden verschiedene Beschäftigungseffekte begrifflich abgegrenzt, qualitative und quantitative Unterschiede zwischen den Beschäftigungswirkungen konventioneller und regenerativer Stromerzeugung herausgearbeitet und der Zusammenhang zwischen Investitionen und Beschäftigungseffekten dargestellt. Hierbei erfolgt ein grober Vergleich der mit dem Betrieb verschiedener Stromerzeugungsanlagen verbundenen „regionalen“ Beschäftigungseffekte. Auf Anregung und mit Zustimmung des wissenschaftlichen Projektbeirats entfällt eine gemäß ursprünglichem Projektantrag vom 03.12.2009 vorgesehene ins Detail gehende Quantifizierung der Beschäftigungseffekte verschiedener Investitionsentscheidungen oder unterschiedlicher Rahmenbedingungen/Szenarien, da die potenzielle Aussagekraft der Ergebnisse aufgrund der verwendeten Methodik (keine Modellbildung) durch den wissenschaftlichen Projektbeirat als (zu) begrenzt eingeschätzt wird. Stattdessen erfolgt eine Vertiefung der dargestellten Untersuchungsinhalte in den ausgewählten Untersuchungsländern.5 Die Sicherstellung der Versorgungssicherheit im Stromsektor, speziell die Umsetzung der notwendigen Investitionen in Energieerzeugungsanlagen und –infrastrukturen ist weitgehend Aufgabe der (Übertragungs-)Netzbetreiber. Elektrizitätsversorgungsunternehmen [BMWi, 2008] Neu- oder (EVU) Ersatzinvestitionen bzw. im Stromsektor sind daher in der Regel nur über Investitionen der Energiewirtschaft zu erreichen. Während die nationalen Regierungen energiepolitische Ziele setzen, ist die 5 Vgl. hierzu das Ergebnisprotokoll der 1. Sitzung des Projektbeirats zum Projekt „Zukunft der Stromerzeugung im europäischen Vergleich“ vom 16.06.2010 sowie das überarbeitete Projektkurzkonzept vom 23.07.2010 zur Präzisierung des Projektantrages „Zukunft der Stromerzeugung im europäischen Vergleich“ vom 03.12.2009. 43/390 Einleitung Umsetzung dieser Ziele nur durch positive Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft zu erreichen. Divergenzen zwischen politischen Zielen der Regierung und Handeln der Energiewirtschaft können daher dazu führen, dass EVU nicht investieren, nicht in die regierungsseitig gewünschten Erzeugungsanlagen investieren oder ihre Investitionen ins Ausland verlagern. Gleichzeitig bildet die europäische Gesetzgebung den Handlungsrahmen für die nationalen Gesetzgeber. In einem dritten Untersuchungsschritt werden daher zentrale Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor und daraus resultierende Fragen für die weitere Untersuchung dargestellt. Gleichzeitig werden für das Projekt vereinfachende Annahmen zu Grunde gelegt, nach welchen Faktoren EVU ihre Investitionsentscheidungen treffen. 2. Darstellung der EUEU-rechtlichen Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromerzeugung in Eu Europa EU-rechtliche Regelungen zur Energiepolitik und zur Energiewirtschaft bilden den Handlungskorridor für Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft und für Gestaltungsmöglichkeiten Regierungen. In diesem der Investitionsbedingungen Abschnitt wird durch untersucht, die welche nationalen Chancen die gesamteuropäischen Rahmenbedingungen für Investitionen in der Energiewirtschaft bieten. Dazu erfolgt zunächst eine Darstellung der energiepolitischen Kompetenzen der Europäischen Union sowie der integrierten EU-Energiepolitik in den Themenbereichen Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Nachhaltigkeit. Im Anschluss daran werden die Auswirkung der integrierten EU-Energiepolitik auf Investitionen im Stromsektor ermittelt und Chancen und Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland dargestellt. 3. Empirische Länderanalyse zu Investitionsbedingungen Investitionsbedingungen und –entscheidungen in ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Im Rahmen der empirischen Länderanalyse wird untersucht, welche Unterschiede bezüglich Investitionsbedingungen (Pläne, Förderung, Proteste) und -entscheidungen für unterschiedliche Erzeugungstypen (KWK, Erneuerbare Energien, Großkraftwerke) und Infrastrukturen in der Stromerzeugung und –verteilung in den ausgewählten EUMitgliedstaaten bestehen. Dies geschieht anhand von vier Themenblöcken. Themenblock eins vergleicht die Wettbewerbsstrukturen und den ordnungsrechtlichen Rahmen der Stromversorgung. Dabei wird die Frage beantwortet, welche Machtverhältnisse sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft bzw. welche Wettbewerbsstrukturen sich im Stromsektor im europäischen Ländervergleich zeigen. Themenblock zwei gibt einen Überblick über energiewirtschaftliche Strategien im Ländervergleich. Verglichen werden der zukünftige Strommix und Strominfrastrukturen in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Im Mittelpunkt dieser Themenblöcke stehen die Fragen, erstens wie die energiepolitischen Gestaltungsmöglichkeiten der nationalen 44/390 Einleitung Regierungen bezüglich der Förderung der Umsetzung von Investitionen durch die Energiewirtschaft im europäischen Ländervergleich genutzt werden und zweitens inwiefern es eine Auseinanderentwicklung energiepolitischer Strategien der nationalen Regierungen im europäischen Ländervergleich gibt. Themenblock drei vergleicht den Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Betrachtet werden partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien der Energiepolitik sowie die öffentliche Akzeptanz von Stromerzeugungs- und Infrastrukturinvestitionen. Im Mittelpunkt dieses Abschnitts steht die Frage, welchen Einfluss die Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien der Energiewirtschaft im europäischen Ländervergleich hat. Themenblock vier untersucht Investitionsstrategien von Stromerzeugern zwischen deutscher und europäischer Energiepolitik. Dabei wird einerseits die Frage betrachtet, ob bzw. inwiefern eine Auseinanderentwicklung von Investitionsstrategien zwischen großen EVU und Stadtwerken in Deutschland zu verzeichnen ist. Andererseits wird untersucht, inwiefern es eine Auseinanderentwicklung energiepolitischer Investitionsziele und energiewirtschaftlicher Investitionsstrategien zwischen Regierung und Energiewrtschaft in Deutschland gibt. 4. Analyse der Divergenzen und normative Bewertung der Situation in den ausge ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Mitgliedstaaten Aufbauend auf den Ergebnissen der empirischen Länderanalyse erfolgt in diesem Abschnitt zunächst eine Analyse der Divergenzen in den ausgewählten EU- Mitgliedstaaten im Hinblick auf Investitionsbedingungen und –entscheidungen. Dabei werden im Schwerpunkt folgende Fragen betrachtet: - Welche Divergenzen zeigen sich zwischen politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft? - Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft? - Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der Energie- und Umweltpolitik in den einzelnen Ländern erreicht? - Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und Investitionen in Grundlastkraftwerken in den einzelnen Ländern zu erkennen? - Wie verhalten sich die nationalstaatlichen Regierungen, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? 45/390 Einleitung Im Anschluss daran erfolgt eine normative Bewertung im Hinblick darauf, ob und inwiefern in den untersuchten EU-Mitgliedstaaten gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen wurden und inwiefern sich hieraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt haben. Dabei wird die Situation in Deutschland im Vergleich der untersuchten Länder im Schwerpunkt darauf bewertet, inwiefern energiepolitische Ziele voraussichtlich erreicht wurden/werden, ob die Energiewirtschaft zu wenig handelt und ob die Politik die Rahmenbedingungen ändern kann. 5. Beschäftigungstrends der Stromerzeugung Wie in Kapitel zwei dargelegt, haben die energiewirtschaftlichen, energiepolitischen und technologischen Entwicklungen starke Auswirkungen auf die Entwicklung der Beschäftigungssituation regenerativen in den Bereichen Stromerzeugung. Untersuchungsergebnissen und der konventionellen Aufbauend den auf wie auch der den bisherigen zu strukturellen Expertenmeinungen Veränderungen in den Beschäftigungseffekten und zu den Voraussetzungen für einen hohen nationalen Wertschöpfungsanteil im deutschen Elektrizitätssektor werden in diesem Kapitel Auswirkungen energiewirtschaftlicher Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeugung abgeleitet. 6. Ableitung von Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik und die deutsche Ener Energiewirtschaft Mithilfe einer umfangreichen Recherche der Situation in Deutschland, der Analyse der energiewirtschaftlichen Lage in ausgesuchten EU-Mitgliedstaaten und der Befragung energiewirtschaftlicher Experten wurden Stärken und Schwächen der deutschen Rahmenbedingungen für Investitionen in die Stromerzeugung ermittelt. Auf Basis dieser Untersuchungen werden abschließend Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik und -wirtschaft speziell zu der zentralen Fragestellung des Projekts abgeleitet. 1.3 Methodisches Vorgehen 1.3.1 Forschungsansatz und Analysefokus Der Forschungsansatz der Untersuchung bestand aus einer Kombination von empirischer Länderanalyse mit einem politisch-normativen Forschungsansatz. Die Ergebnisse der empirischen Länderanalyse wurden durch leitfadengestützte Experteninterviews ergänzt / vertieft. Die empirische Analyse von Investitionsentscheidungen erfolgte überwiegend auf der Makroebene, da eine umfassende Untersuchung der Mikroebene u.a. aufgrund der 46/390 Einleitung Vertraulichkeit der Experteninterviews zu ermittelnden erfolgte eine Daten nicht ergänzende umsetzbar (anonymisierte) war. Über die Betrachtung von Investitionsentscheidungen auf der Mikroebene. Wie Abbildung 1–2 verdeutlicht, folgte die Bearbeitung der Forschungsfrage einem ökonomisch/soziologischen Entscheidungsergebnissen Ansatz. bzw. Im Kern politische, wurden Präferenzen wirtschaftliche und zwischen gesellschaftliche Determinanten der Entscheidung betrachtet. Es erfolgte keine Betrachtung des Entscheidungsverhaltens von Individuen. Abbildung 1–2: 1.3.2 Disziplinäre Ansätze der Entscheidungsfindung Empirische Länderanalyse Im Rahmen der empirischen Länderanalyse wurde untersucht, welche Unterschiede bezüglich Investitionsbedingungen (Pläne, Förderung, Proteste) und -entscheidungen für unterschiedliche Erzeugungstypen (KWK, erneuerbare Energien, Großkraftwerke) und Infrastrukturen in der Stromerzeugung und –verteilung bestehen. Wie im Projektantrag vom 03.12.2009 formuliert, bestand die Zielsetzung der empirischen Länderanalyse einerseits darin, die Bandbreite individueller nationalstaatlicher Wege der zukünftigen Stromerzeugung in Europa abzubilden, ohne eine lückenlose Dokumentation der Energiepolitiken aller 27 EU-Mitgliedstaaten vorzunehmen. Andererseits sollten die für die europäische Stromversorgung wichtigsten EU-Mitgliedstaaten als Vergleichsmaßstab für die Situation in der deutschen Stromwirtschaft herangezogen werden. Durch den von der europäischen Gesetzgebung geforderten Ausbau der Interkonnektivität der europäischen Stromnetze spielen für die Entwicklung der deutschen Stromversorgung insbesondere die Entwicklungspfade europäischer Nachbarstaaten eine entscheidende Rolle. Darüber hinaus sollte auch die Divergenz von Standort- bzw. Investitionsbedingungen für den Ausbau Erneuerbarer Energien sowie nuklearer und fossiler Kraftwerke abgebildet 47/390 Einleitung werden, die unter anderem aus nationalen Standortpolitiken, technischen Möglichkeiten sowie den Regelungen des CO2-Emissionshandels resultiert und die Entwicklung der Stromversorgung in Deutschland nicht unerheblich beeinflusst. Die Auswahl der Untersuchungsländer erfolgte daher nach folgenden Kriterien: - Faktischer Einfluss auf die europäische Stromerzeugung o - - - Anteil an der europäischen Bruttostromerzeugung Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes o Netzverbindung zu Deutschland (Interkonnektorenkapazität) o Stromhandelsverbindung zu Deutschland (bestehend / geplant) Divergierende Ausrichtungen der nationalen Stromerzeugung (Regierung) o Nukleare Stromerzeugung (bestehend / geplant) o Regenerative Stromerzeugung (Zielvorgaben EU) Standort-/Investitionsinteressen EVU o Investitionsinteresse ausländischer EVU in Deutschland o Interesse deutscher EVU an Investitionen im europäischen Ausland Gemäß Abstimmung in der ersten Sitzung des Wissenschaftlichen Beirats wurden in die empirische Länderanalyse die im ursprünglichen Projektantrag aufgeführten Länder Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Niederlande, Polen sowie die Slowakische Republik einbezogen. Um eine weitere Fokussierung der Studie sowie eine höhere Untersuchungstiefe zu erreichen, wurde die Betrachtung von Spanien, die im ursprünglichen Projektantrag vom 03.12.2009 vorgesehen war, aus der Analyse ausgeschlossen. Tabelle 1–2 gibt einen Überblick über die zentralen Auswahlkriterien nach Untersuchungsländern. Informatorische Basis für die Ergebnisse der empirischen Länderanalyse bildete die Auswertung nationaler Energiekonzepte und energiepolitischer Strategiedokumente, von Koalitionsprogrammen der amtierenden Regierungen, der nationalen Aktionspläne zum Ausbau Erneuerbarer Energien bis 2020 sowie der Monitoringberichte bzw. National Reports der nationalen Regulierungsbehörden. Um energiepolitische Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition sowie innerhalb bestehender Koalitionsregierungen zu ermitteln, wurden aktuelle Wahl- und Parteiprogramme sowie Koalitions- bzw. Regierungsprogramme ausgewertet und die Stabilität energiepolitischer Ausrichtungen nach den letzten Parlamentswahlen untersucht. Um die Akzeptanz der Öffentlichkeit gegenüber verschiedenen Energieinfrastrukturen zu 48/390 Einleitung ermitteln, erfolgte eine Recherche in auflagenstarken Zeitungen, einschlägigen Rundfunk-/Fernsehanstalten sowie Internetinformationsportalen für die Energiewirtschaft in den ausgewählten Untersuchungsländern. Die Analyse von Investitionsstrategien deutscher Energieunternehmen basierte auf der Auswertung von Unternehmenshomepages sowie aktueller Geschäftsberichte und Positionspapiere von Energieunternehmen. Tabelle 1–2: Auswahl der Untersuchungsländer im Rahmen der empirischen Län Länderanalyse: Zentrale Auswahlkriterien nach Untersuchungsländern Land Kriterien für die Auswahl - Hoher faktischer Einfluss auf die europäische Stromerzeugung: Top 5 EU-Bruttostromerzeugung FR - Hohes Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes: Interkonnektorkapazität, Stromhandelsverbindung - Divergierende Ausrichtung der nationalen Stromerzeugung: Hoher Anteil nuklearer Stromerzeugung im Strommix - Hoher faktischer Einfluss auf die europäische Stromerzeugung: Top 5 EU-Bruttostromerzeugung - Divergierende Ausrichtung der nationalen Stromerzeugung: Neubau von KKW geplant GB - Gegenseitige Investitionsinteressen von EVU im Bereich erneuerbarer Erzeugung, Investitionsinteressen deutscher EVU in britische KKW - Hohes Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes: Interkonnektorkapazität, Stromhandelsverbindung NL - Divergierende Ausrichtung der nationalen Stromerzeugung: Neubau von KKW geplant - Gegenseitige Investitionsinteressen von EVU im Bereich fossiler und erneuerbarer Erzeugung und Strominfrastrukturen PL Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes: Interkonnektorkapazität, Stromhandelsverbindung - Divergierende Ausrichtung der nationalen Stromerzeugung: Einstieg in die KKW-Nutzung verabschiedet - Hoher Anteil nuklearer Stromerzeugung im Strommix SK - 1.3.3 Divergierende Ausrichtung der nationalen Stromerzeugung: Investitionsinteresse deutscher EVU im Bereich fossiler Erzeugung Experteninterviews Die Ergebnisse der empirischen Länderanalyse wurden durch leitfadengestützte Experteninterviews ergänzt / vertieft. Insgesamt wurden 22 Experteninterviews im Zeitraum Januar bis März 2011 im Inland und im europäischen Ausland durchgeführt. Gemäß 49/390 Projektantrag wurden die Experteninterviews mit Konzernvertretern, Einleitung Arbeitnehmervertretern, politischen und kommunalen Entscheidungsträgern, Mediatoren sowie Experten aus Wissenschaft und Gewerkschaften durchgeführt. Tabelle 1–3 gibt eine Übersicht über die Verteilung der Interviews nach Expertengruppen. Tabelle 1–3: Verteilung der Interviews in Deutschland sowie in den ausgewähl ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten nach Expertengruppen Deutschland Gesamt 17 Arbeitnehmervertreter 7 Betriebsräte 4 Gewerkschaften / DGB 3 Vertreter der Energiewirtschaft 6 Stadtwerke / Regionalversorger 4 Verbundunternehmen 2 Weitere Experten 4 Politik und Verwaltung 2 Forschungsinstitute 2 Europa Gesamt 5 Unabhängige Experten 5 Frankreich 1 Großbritannien 1 Niederlande 1 Polen 1 Slowakische Republik 1 Im Rahmen der Interviews wurden die ausgewählten Experten insgesamt zu fünf Themenblöcken befragt. Tabelle 1–4 gibt eine Übersicht über die Befragungsinhalte der einzelnen Themenblöcke. Eine Übersicht über den integrierten Frageleitfaden, der alle in den Expertenbefragungen vorkommenden Fragen zusammenfasst, findet sich im Anhang des Begleitdokuments zum Projektendbericht mit dem Titel „Ergebnisse der Expertenbefragung Vergleich“. Im im Rahmen Projekt Zukunft der Befragung der Stromerzeugung wurde dieser im europäischen Frageleitfaden für die verschiedenen Expertengruppen thematisch angepasst. Dabei ist zu beachten, dass nicht jedem Experten alle Fragen gestellt wurden. Auch die Abfolge der Themenblöcke in den individuellen Frageleitfäden weicht teils von der aufgeführten Reihenfolge im integrierten Frageleitfaden ab. Über die differenzierte Schwerpunktsetzung der Themen nach Befragungsgruppen konnten über die Befragung mehr Themenbereiche 50/390 Einleitung abgefragt werden, als bei einer Kürzung des Frageleitfadens möglich gewesen wäre. Zudem konnten durch die Priorisierung von Frageblöcken in den Interviews jeweils einzelne Themenbereiche vertiefend thematisiert und in Summe aller Interviews sämtliche Themenbereiche ausreichend abgedeckt werden. Tabelle 1–4: Übersicht über die Befragungsinhalte Befragungsinhalte der Experteninterviews nach Themenblöcken Themenblock 1 Europäische Energiepolitik: Perspektiven und Auswirkun Auswirkungen - Versorgungssicherheit und Wettbewerb, - Nachhaltigkeit, - Chancen und Risiken einzelner Länder im europäischen Standortwettbewerb Themenblock 2 ausge ewählten Zukünftige energiewirtschaftliche Infrastrukturen in den ausg EUEU-Mitgliedstaaten Themenblock 3 - Realisierung der EE-Ausbauziele, - Ausbau der Strominfrastrukturen, - Konkurrenzen zwischen alternativen Erzeugungsstrukturen Investitionsstrategien Investitionsstrategien deutscher Stromerzeuger zwischen deut deutscher und europäischer Energiepolitik - Auswirkungen des deutschen Energiekonzeptes auf Investitionsbedingungen, - Auswirkungen des deutschen Energiekonzeptes auf Investitionsstrategien, - Auswirkungen des „europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes“ auf Investitionsstrategien Themenblock 4 Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitions Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft - Partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien, - Einflussnahme von Umweltverbänden/-organisationen, - Öffentliche Akzeptanz von Stromerzeugungs- und Infrastrukturprojekten Themenblock 5 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung in Deutsch Deutschland - Notwendige Rahmenbedingungen für nationale Wertschöpfung - Erwartete Verschiebung von Beschäftigungseffekten zwischen im Elektrizitätssektor, verschiedenen Wirtschaftszweigen 1.3.4 Darstellung der Arbeitsergebnisse Das umfangreiche Arbeitsprogramm des Projekts hat zur Folge, dass auch der Projektendbericht recht umfangreich geworden ist. Als Projektbearbeiter wollten wir zu jeder der gestellten Fragen des Arbeitsprogramms eine Antwort und die entsprechenden wissenschaftlichen Belege liefern. Aufgrund der Fülle des Arbeitsprogramms konnte die Analyse der einzelnen Themen dabei vielfach nicht in die Tiefe gehen. Für die bessere Lesbarkeit wurde die Studie sehr tief untergliedert, so dass jeder Leser leicht die Kapitel oder Themen finden kann, die ihn besonders interessieren. Auch die Expertenmeinungen 51/390 zu den verschiedenen Fragestellungen wurden in den Einleitung Projektendbericht integriert und in Unterkapiteln mit eigener Überschrift dargestellt. Zusätzlich dazu wurden die Ergebnisse der Expertenbefragung in einem Begleitband zum Projektendbericht in komprimierter Form dargestellt. Die Darstellung der Interviewergebnisse erfolgte sowohl im Projektendbericht als auch im Begleitband in anonymisierter Form. Außerdem gibt es in jedem Hauptkapitel und teilweise auch in den Unterkapiteln Zwischenfazits (als eigene Kapitel) oder Absätze, die mit „Kurzfazit“ eingeleitet werden, um die Lektüre zu erleichtern. Die im Projektenbericht verwendete männliche Form bezieht selbstverständlich die weibliche Form mit ein. Auf die Verwendung beider Geschlechtsformen wurde lediglich mit Blick auf die bessere Lesbarkeit des Textes verzichtet. 52/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft 2 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft Zielsetzung des Projektes ist es herauszuarbeiten, wie gute Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten für die Energiewirtschaft6 in Deutschland geschaffen werden können. Dazu wird zunächst das Investitionsverhalten der deutschen Energiewirtschaft betrachtet und der Investitionsbedarf in Deutschland und Europa dargestellt. Der zweite Untersuchungsschritt beginnt mit einer begrifflichen Abgrenzung verschiedener Beschäftigungseffekte, arbeitet dann qualitative und quantitative Unterschiede zwischen den Beschäftigungswirkungen konventioneller und regenerativer Stromerzeugung heraus und stellt den Zusammenhang zwischen Investitionen und Beschäftigungseffekten dar. In einem dritten Untersuchungsschritt werden zentrale Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor und daraus resultierende Fragen für die weitere Untersuchung dargestellt. Eine ins Detail gehende Quantifizierung der Beschäftigungseffekte verschiedener Investitionsentscheidungen oder unterschiedlicher Rahmenbedingungen/Szenarien kann und soll dabei im Rahmen des Projektes nicht geleistet werden. Stattdessen erfolgt ein grober Vergleich der mit dem Betrieb verschiedener Stromerzeugungsanlagen verbundenen „regionalen“ Beschäftigungseffekte. Dieses Teilergebnis ermöglicht dem Leser eine Einschätzung darüber, welche energiewirtschaftlichen Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten verbunden sind. 2.1 Investitionen in der Energiewirtschaft Gemäß BMWi stellt die Gewährleistung der Versorgungssicherheit bei leitungsgebundenen Energien bereits seit Jahrzehnten primär eine Aufgabe der Energieversorgungsunternehmen dar. [BMWi, 2008] Die Unternehmen der Strom- und Gaswirtschaft gehören daher seit der Gründung der Bundesrepublik zu den größten Investoren in der deutschen Wirtschaft. Die energiewirtschaftlichen Investitionen der EVU und Gasversorgungsunternehmen (GVU) stellen ein milliardenschweres Konjunkturprogramm dar, von dem gemäß [Wetzel, 2010] Tausende mittelständische Zulieferbetriebe und Hunderttausende Arbeitsplätze abhängen. Das kurz-, mittel- und 6 Zur „Energiewirtschaft“ werden in dieser Studie neben den Energieunternehmen, die als Erzeuger, Transporteur, Verteiler oder Lieferant von Strom zur „herkömmlichen“ Energiewirtschaft gehören, auch die Stromerzeuger und –händler gezählt, die Strom aus erneuerbaren Energien erzeugen und vertreiben (hauptberuflich oder nebenberuflich), sowie die nach der Liberalisierung als reine Dienstleistungsunternehmen entstandenen Stromhandelsunternehmen. Unternehmen, die technische Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren oder fossilen Energien herstellen oder installieren, werden hier dagegen nicht zur Energiewirtschaft gezählt. 53/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft langfristige Investitionsverhalten der EVU (und GVU) hat somit unmittelbaren positiven oder negativen Einfluss auf die Beschäftigungssituation in Deutschland. 2.1.1 Investitionsverhalten der deutschen Energie Energiewirtschaft Investitionen im Stromsektor betreffen in erster Linie konventionelle und regenerative Stromerzeugungsanlagen sowie Strominfrastrukturen (Netze und Stromspeicher). Der Umfang der Investitionen hat sich dabei seit 1950 nicht kontinuierlich entwickelt, sondern Perioden mit hohen Investitionen und Perioden mit niedrigen Investitionen wechseln sich ab (vgl. Abbildung 2–1). Abbildung 2–1: Investitionen der deutschen Energiewirtschaft im Stromsektor 195019502010 Quelle: [Statista, 2010], [BDEW, 2010]7 Die Stromwirtschaft in Deutschland erlebte nach der Aufbauphase in den 1950er Jahren Mitte der 60er Jahre ihren ersten Investitionshöhepunkt mit dem intensiven Ausbau des Leitungsnetzes. In einem zweiten Zyklus in den 1970er Jahren folgte der weitere Ausbau des Leitungsnetzes und des Kraftwerksparks. Die Investitionstätigkeit in den 1980er Jahren war u.a. vom Bau von Rauchgasentschwefelungsanlagen geprägt. In den 1990er Jahren stellte die Modernisierung der ostdeutschen Energiewirtschaft einen wichtigen Treiber für Investitionen dar. Während mit Beginn der Liberalisierung in Deutschland ein starker Rückgang der Investitionen einherging, haben die Investitionen der EVU seit 2005 wieder deutlich zugenommen und im Jahr 2008 bereits den Höchststand von 1995 überschritten. [ew, 2009] Die Investitionen der vergangenen drei Jahre waren aufgrund der allgemein schwierigen, wirtschaftlichen Lage durch die weltweite Wirtschafts- und Finanzkrise 7 Die Angaben für 2008 bis 2010 entsprechen dem Planungsstand der Unternehmen vom Frühjahr 2008. 54/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft größtenteils schwierig. Trotz der nach wie vor angespannten wirtschaftlichen Lage wird die Energiebranche aus Sicht des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) auch in 2010 ein starker Investitionsmotor in Deutschland sein. Die BDEWAnalyse der Unternehmensplanungen für 2010 verdeutlicht, dass die deutschen Energieunternehmen im Jahr 2010 Investitionen in Höhe von 13,5 Milliarden Euro geplant haben. Für die Modernisierung und den Neubau von Stromerzeugungsanlagen seien Investitionen in Höhe von rund 6,0 Milliarden Euro (2009: 5,8 Mrd. Euro) geplant. [BDEW, 2010] Abbildung 2–2 zeigt, dass sich die jährlichen Netzinvestitionen der deutschen Stromversorger 2011 im Vergleich zu 2003 etwa verdoppeln werden und seit 2009 etwa ein Drittel der Gesamtinvestitionen im Stromsektor ausmachen. Abbildung 2–2: Quelle: Netzinvestitionen der deutschen Stromversorger 19911991-2011 [BDEW, 2009a] Trotz des tendenziell positiven Investitionsverhaltens der deutschen Energiebranche, verzeichnet der Monitoring-Bericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie zur Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität aus dem Jahr 2008 auch eine Verzögerungen bzw. das Einfrieren von Investitionsplanungen im Elektrizitätssektor. So wurden gemäß [BMWi, 2008] in den dem Bericht aus dem Jahr 2008 zurückliegenden Monaten insgesamt rund 10 GW an Kraftwerkskapazitäten aus der Planung genommen. Zentrale Investitionshemmnisse liegen bspw. in Unsicherheiten der künftigen internationalen Klimaschutzpolitik, mangelnder Infrastrukturprojekten, langen öffentliche Akzeptanz Genehmigungsverfahren von sowie Kraftwerks- und uneinheitlichen energiepolitischen Prioritäten der EU-Staaten. [E&M, 2010] 2.1.2 Investitionsbedarf in Deutschland und Europa Mit Blick auf die kommende Dekade, stehen die großen Energieunternehmen vor einem erheblichen Investitionsbedarf. Zum einen sind Investitionen zur Modernisierung 55/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft konventioneller Kraftwerke notwendig, die vielfach ihre wirtschaftliche Lebensdauer erreichen werden. Zum anderen müssen große Investitionen in den Ausbau der Stromnetze vorgenommen werden, um die Erneuerbaren Energien in die bestehende Versorgungsstruktur zu integrieren. [ew, 2009], [Itasse, 2010] Entsprechend sieht die Kraftwerksplanung deutscher Energieunternehmen gemäß BDEW-Analyse bis zum Jahr 2017 insgesamt 63 größere Projekte mit mehr als 20 MW Leistung vor (Neubau und Modernisierungen/Erweiterungen). Rund ein Viertel davon (17 Vorhaben) sind Großprojekte mit mehr als 20 MW im Bereich der Erneuerbaren Energien (Neubau und Erweiterungen). Das gesamte Investitionsvolumen für die geplanten Kraftwerksbauten liegt bei rund 43 Milliarden Euro. [BDEW, 2010] Um die Stromnetze auf die Verlagerung der Erzeugungsschwerpunkte und die zunehmenden Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien vorzubereiten, sind zudem bis zum Jahr 2020 rund 40 Milliarden Euro Investitionen in die Stromnetze erforderlich. [BDEW, 2009b] Darüber hinaus werden die Innovationsbereiche Smart Grids, Smart Metering, E-Mobility und Speichertechnologien aus Sicht der [Energie Agentur, 2010] in den kommenden Jahren eine zunehmende Bedeutung haben. Bis 2020 wird allein der Investitionsbedarf in Stromspeicher auf „zweistellige Milliardenbeträge“ geschätzt. [Handelsblatt, 2010] Vor dem Hintergrund der Investitionen, die für den Umbau der Energiewirtschaft notwendig sind, ist davon auszugehen, dass der neue Investitionszyklus in Deutschland stärker und länger sein wird, als die bisherigen. [ew, 2009] Auch mit Blick auf Europa zeigt sich ein erheblicher Investitionsbedarf im Stromsegment. Um eine ausreichende Versorgungssicherheit zu garantieren und die vorgegebenen Klimaschutzziele zu erreichen, müssen gemäß [E&M, 2010] in den kommenden 20 Jahren in Europa Kraftwerke mit einer Kapazität von 800 GW ersetzt oder neu errichtet werden. Wichtige Investitionssegmente stellen Effizienzerhöhungen des bestehenden Kraftwerksparks in Osteuropa und eine Modernisierung bzw. ein Ersatz des überalterten Kraftwerkspark in Ländern wie Großbritannien und Deutschland dar. Zudem werden neue flexible fossile Kraftwerke benötigt, um die fluktuierende Stromeinspeisung aus Erneuerbaren Energien ausgleichen zu können. Einen weiteren Investitionsschwerpunkt bilden die Erhöhung der Energieeffizienz und die CO2Vermeidung in Erzeugung, Übertragung und Verbrauch und beim Infrastrukturausbau, um die CO2-Emissionen europaweit bis 2020 um 30 % zu reduzieren. Insgesamt wird das benötigte europäische Investitionsvolumen auf mehr als 1.000 Milliarden Euro geschätzt. [E&M, 2010] 2.2 Beschäftigungseffekte in der Stromerzeugung Diese Studie untersucht die Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen in der Energiewirtschaft mit dem Schwerpunkt Stromerzeugung und die Auswirkungen solcher Investitionsentscheidungen auf die regionale Beschäftigungssituation, d.h. auf 56/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft die regionalen Arbeitsmärkte an den Standorten der Erzeugungsanlagen. Im Blickpunkt des Interesses stehen dabei die „dauerhaften“ Beschäftigungseffekte, die aus dem Betrieb der Erzeugungsanlagen über 20 bis 40 Jahre zu erwarten sind, nicht dagegen die vorübergehenden Beschäftigungseffekte aus der Produktion und dem Aufbau bzw. der Installation der Erzeugungsanlagen. Der Grund für diese Fokussierung auf die betrieblichen Beschäftigungseffekte liegt einerseits in der Kurzfristigkeit der mit der Investition verbundenen Beschäftigungseffekte und andererseits in der Schwierigkeit der regionalen Zuordnung derselben. In der Regel findet die Produktion der Erzeugungsanlagen, z.B. der Generatoren, elektrischen Komponenten, Windräder oder PV-Module, nicht am späteren Standort der Erzeugungsanlagen statt. Außerdem wird der eigentliche Kraftwerksbau oder die Installation der EE-Anlagen zum großen Teil durch spezielle Fachkräfte ausgeführt, die nur zufällig am Standort der Erzeugungsanlage ihren Wohnsitz oder ihren festen Arbeitsplatz haben. Damit verteilen sich die Beschäftigungswirkungen der Investitionen auf den Investitionsstandort, die industriellen Schwerpunkte Deutschlands, in denen Kraftwerksteile und EE-Anlagen produziert werden, und auf ausländische Gebiete für den großen Anteil importierter Anlagen und Komponenten (Beispiel PV-Anlagen). 2.2.1 Die Was sind regionale Beschäftigungseffekte der Stromerzeugung? regionalen betrieblichen Beschäftigungswirkungen einer Stromerzeugungs- investition sind von der Prognos AG am Beispiel eines GuD-Kraftwerks im Detail untersucht worden. [Prognos, 2008] Dabei wurden direkte, indirekte und induzierte Effekte unterschieden. Bezogen auf die Beschäftigungseffekte gilt: [Prognos, 2008] - Direkte Beschäftigungseffekte entstehen direkt im Kraftwerk bzw. im Fall von EE-Anlagen im Betreiberunternehmen. - Indirekte Beschäftigungseffekte entstehen bei regionalen Zulieferbetrieben durch die Nachfrage des Kraftwerks oder des EE-Anlagenbetreibers nach Waren und Dienstleistungen, die für den Betrieb benötigt werden. - Einkommensinduzierte Einkommensinduzierte Beschäftigungseffekte entstehen durch die Verdienstausgaben der Erwerbstätigen, d.h. durch den regionalen Konsum der Personen, die direkt oder indirekt aus dem Betrieb des Kraftwerks oder der EE-Anlagen Einkommen (Lohn, Pacht, Unternehmergewinn, Zinsen) beziehen. Die folgende Abbildung 2–3 veranschaulicht den Zusammenhang der Effekte: 57/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft Abbildung 2–3: Syste Systematik der regionalen Beschäftigungseffekte Direkte Effekte Arbeitsplätze im Betrieb des Kraftwerks bzw. beim Betreiber der EE-Anlagen Indirekte Effekte Aus Auftragsvergabe an Lieferanten für Produkte und Dienstleistungen Konsuminduzierte Effekte Beschäftigung resultierend aus den Verdienstausgaben der direkten und indirekten Beschäftigten Gesamteffekt Quelle: Eigene Abbildung in Anlehnung an [Prognos, 2008, S. 10] Zu den indirekten Beschäftigungseffekten gehören auch die Arbeitsplätze, die mit der Lieferung der Primärenergieträger (Gas, Steinkohle, Braunkohle, Biomasse) und mit der Entsorgung der Abfälle/Wertstoffe (Filterstäube, Kalk oder Gips aus der Abgasreinigung, in Zukunft vielleicht CO2) verbunden sind. In der o.g. Studie hat Prognos für ein neu zu bauendes GuD-Kraftwerk mit 400 MW Leistung einen direkten Beschäftigungseffekt von 30 Arbeitsplätzen, indirekte Beschäftigungseffekte in Höhe von 48 Arbeitsplätzen und weiter 8 Arbeitsplätze als induzierten Effekt ermittelt. [Prognos, 2008] Würde anstelle eines Einzelblocks eine Doppelblockanlage mit 800 MW Leistung gebaut, wären die Beschäftigungseffekte allerdings nur um rund 50 % größer (Gesamteffekt 125 gegenüber 86 Arbeitsplätzen). Dabei hängt die Größe der „regionalen“ indirekten und der induzierten Beschäftigungseffekte natürlich von der Abgrenzung (Größe) und Wirtschaftsstruktur der Region ab. Bei gleicher Größe (Fläche oder Einwohnerzahl) wird eine Region mit einem großen Anteil an gewerblichen und Dienstleistungsarbeitsplätzen höhere indirekte Beschäftigungseffekte aufweisen als eine eher landwirtschaftlich geprägte Region. Aber als Größenordnung für die Summe der indirekten und induzierten Effekte kann ein Multiplikator von 1,8 bis 2,3 für Stromerzeugungsanlagen ohne arbeitsintensive Primärenergiebeschaffung angesetzt werden. Bei Wind-, Sonnen- und Wasserenergie gibt es keinen Beschäftigungseffekt aus der Primärenergiebeschaffung, bei Kernenergie, Erdgas und Importsteinkohle ist dieser Beschäftigungseffekt zu vernachlässigen. Bei in Deutschland geförderter Stein- und Braunkohle sowie der heimischen Biomasse-/Biogas-/Bioölerzeugung sind dagegen erhebliche Beschäftigungseffekte vorhanden, die bei der Bewertung der Investitionen 58/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft zu berücksichtigen sind. Im Fall der Biomasse und ihrer Sekundärenergien ist allerdings zu hinterfragen, ob es sich um zusätzliche Arbeitsplätze handelt. Dies ist nur dann der Fall, wenn entweder zusätzliche Ackerflächen genutzt werden oder wenn bisher nicht genutzte Biomasse wie z.B. Abfälle aus der Durchforstung oder der Grünflächenpflege gezielt eingesammelt und verwertet werden. Wenn der einzelne Bauer den Mais nun statt zur Viehfütterung zur Biogasherstellung einsetzt, hat dies keinen zusätzlichen Beschäftigungseffekt. 2.2.2 Vergleich der betrieblichen Beschäftigungseffekte verschiedener Stromerzeugungstechnolo Stromerzeugungstechnologien Wie schon oben ausgeführt, gibt es innerhalb der fossilen Stromerzeugungstechnologien beachtliche Unterschiede bezüglich der betrieblichen Beschäftigungseffekte, z.B. aufgrund des Alters oder des technologischen Stands ansonsten vergleichbarer Kraftwerke oder aufgrund der Unterschiede in der Beschaffung der Energieträger: heimischer Abbau von Braunkohle, Import von Steinkohle, heimische Förderung oder Import von Erdgas. Andererseits gibt es aber auch Gemeinsamkeiten, die die fossilen Kraftwerke im Gegensatz zu den EE-Erzeugungsanlagen aufweisen: eine hohe Leistung an einem Standort mit eigenem Betriebspersonal, die Planbarkeit und Regelbarkeit der Stromerzeugung und die ökonomische Einbettung in den Strommarkt mit zeitlich schwankenden Preisen. Der durch die Liberalisierung der leitungsgebundenen Energieversorgung entstandene Wettbewerb hat im Bereich der Stromerzeugung für einen erheblichen Abbau der Arbeitsplätze gesorgt und wird auch weiter ein treibender Faktor für kostensenkende Investitionen und Beschäftigungsrückgang sein. Abgesehen von den alten Bestands-Wasserkraftwerken unterliegt die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien nicht den Preisschwankungen des Marktes, sondern einer gesetzlichen Regelung der Einspeisevergütung. Für jede Technologie sind dabei Vergütungszeiträume und Vergütungshöhe (und weitere Bedingungen) gesetzlich festgelegt, die zusammen mit dem Einspeisevorrang eine langfristige und nahezu risikolose Garantie für Stromerzeugungserlöse bieten, aus der u.a. auch die anfallenden Kosten für Betrieb und Wartung bezahlt werden können. Dieser mangelnde Wettbewerb dürfte eine Ursache dafür sein, dass der Betrieb Erzeugungsanlagen mit erheblichen Beschäftigungseffekten verbunden ist. 59/390 von EE- Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft Tabelle 2–1: Betriebliche Beschäftigungseffekte Beschäftigungseffekte einzelner EEEE-Technologien Installierte Leistung Beschäftigung durch Wartung und Betrieb GW Beschäftigte EE-Technologie Wasserkraft Windenergie Photovoltaik Quelle: 4,8 25,8 9,8 Spezifische Beschäftigung je GW Leistung Beschäftigte/GW (gerundet) 4.400 17.300 4.000 900 700 400 Eigene Berechnungen auf Basis: [BMU, 2010a], [BMU, 2010b] Die in Tabelle 2–1 aufgeführten Werte, die auf aktuellen Studien des Bundesumweltministeriums basieren, stellen dabei den Gesamtbeschäftigungseffekt im Sinne der Abbildung 2–3 dar, umfassen also die direkten, indirekten und induzierten Beschäftigungseffekte. Vergleichbare Zahlen liegen für den Gesamtbestand an fossilen Kraftwerken nicht vor. Eine Auswertung verschiedener Untersuchungen zu den Beschäftigungseffekten neuer fossiler Kraftwerke in Deutschland führte zu dem in Tabelle 2–2 zusammengefassten Ergebnis. Tabelle 2–2: Betriebliche Beschäftigungseffekte neuer fossiler Kraftwerke Untersuchte Kraftwerke Datteln 4 Lünen Walsum 10 Westfalen Bestand NRW GuD, Einzelblock GuD, Doppelblock Quelle: Brennstoff, Installierte Leistung GW Steinkohle: 1,05 Steinkohle: 0,75 Steinkohle: 0,75 Steinkohle: 1,6 Braunkohle: 11,3 Erdgas, 0,4 Erdgas, 0,8 Beschäftigung durch Wartung und Betrieb Beschäftigte 496 452 293 695 26.800 86 125 Spezifische Beschäftigung je GW Leistung Beschäftigte/GW (gerundet) 500 600 400 400 2.400 200 150 Eigene Berechnungen auf Basis: [Prognos, 2005], [Prognos, 2008], [EEFA, 2009], [DEBRIV, 2010] Die Beschäftigungseffekte sind je nach Energieträger deutlich unterschiedlich. Gaskraftwerke liegen mit 150-200 Beschäftigten je GW installierter Leistung am unteren Ende der Beschäftigungsintensität, Steinkohlekraftwerke mit 400-600 Beschäftigten je GW in der Mitte und Braunkohlekraftwerke mit rund 2.400 Beschäftigten je GW am oberen Ende. 8 Die Ursachen für diese Unterschiede liegen z.B. im unterschiedlich hohen Aufwand für den Primärenergietransport und für die Rauchgasreinigung und 8 Da sich die Werte für Braunkohle nicht auf einen Neubau, sondern auf den Durchschnitt des Kraftwerksbestands beziehen, sind diese im Vergleich zu den Beschäftigungseffekten der anderen Kraftwerksneubauten leicht überschätzt. Die Tabelle gibt den Größenordnungsunterschied aber korrekt wieder. 60/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft natürlich in dem bei der Braunkohle berücksichtigten Personaleinsatz (einschließlich der indirekten und induzierten Effekte) für die Förderung der Braunkohle bis hin zur Rekultivierung der Tagebaubereiche. Die in Tabelle 2–1 und Tabelle 2–2 dargestellten Beschäftigungseffekte je GW installierter Leistung müssen noch um eine andere Perspektive ergänzt werden. Weil die verschiedenen fossilen Kraftwerke und insbesondere die EE-Erzeugungsanlagen ganz unterschiedliche durchschnittliche jährliche Einsatzzeiten haben, werden in der folgenden Tabelle 2–3 auch die Beschäftigungseffekte je Erzeugungsmenge dargestellt. Tabelle 2–3: Vergleich betrieblicher Beschäftigungseffekte Beschäftigungseffekte je erzeugter Strommenge Technologie der Stromerzeugung Spezifische Beschäftigung je GW Leistung Durchschnittliche Vollbenutzungsstunden pro Jahr Spezifische Beschäftigung je TWh Erzeugung (gerundet) Beschäftigte/GW Stunden/Jahr Beschäftigte/TWh Steinkohle-KW Braunkohle-KW Gaskraftwerk Wasserkraft Windenergie Photovoltaik Quelle: 500 2.400 150 900 700 400 4.000 6.700 3.400 3.900 1.700 800 125 360 45 230 410 500 Eigene Berechnungen unter Verwendung von Erzeugungsmengen und -kapazitäten aus 2008 nach [Energieszenarien, 2010] Diese Perspektive berücksichtigt, dass man – bezogen auf die Leistung – wesentlich mehr EE-Anlagen benötigt als konventionelle Kraftwerke, wenn man eine bestimmte Menge Strom erzeugen will. Spitzenreiter bei den Beschäftigungseffekten ist nun die Photovoltaik mit rund 500 Arbeitsplätzen (AP) je TWh Stromerzeugung, dicht gefolgt von der Windenergie mit 410 AP/TWh. Braunkohlekraftwerke mit 360 AP/TWh und Wasserkraftwerke mit 230 AP/TWh liegen im Mittelfeld, während Steinkohlekraftwerke mit 125 AP/TWh und Gaskraftwerke mit 45 AP/TWh am unteren Ende rangieren. Aus diesen Zahlen kann man ablesen, dass der Umbau der Stromerzeugung hin zu einer Dominanz Erneuerbarer Energien nicht nur in der Investitionsphase für Arbeit sorgt, sondern dauerhaft mit einer starken Zunahme der Beschäftigung im Bereich Stromerzeugung verbunden ist. Das ist gut für den Arbeitsmarkt. Solange es ein Überangebot an Arbeitskräften gibt, wird sich dies aber auch über die Erhöhung der mit der Stromerzeugung niederschlagen. 61/390 verbundenen Arbeitskosten in den Strompreisen Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft 2.2.3 Auswirkungen verschiedener Investitionsarten auf die Beschäftigung in in der Stromer Stromerzeugung In der Regel haben Investitionen im Bereich der Stromerzeugung Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation im jeweiligen Betrieb/Unternehmen und in der Region, aber nicht immer handelt es sich dabei um positive Beschäftigungseffekte und nicht immer werden die positiven Beschäftigungseffekte im Inland realisiert. Neubauinvestitionen führen zunächst einmal zu den oben beschriebenen verschiedenen Beschäftigungseffekten. Wenn es sich dabei aber um eine Ersatzinvestition handelt, wird ein anderes altes Kraftwerke dafür stillgelegt, verbunden mit dem Abbau der Arbeitsplätze, am Investitionsort oder an einem anderen Standort. Bei gleicher Größe/Leistung des neuen wie des ersetzten Kraftwerks kann man davon ausgehen, dass der Netto-Beschäftigungseffekt negativ ist, weil aufgrund des technischen Fortschritts in neuen Kraftwerken weniger Personal arbeitet als in alten Kraftwerken. Selbst bei einer erheblichen Steigerung der Kraftwerksleistung ist der Rationalisierungseffekt höchstwahrscheinlich größer als der Erweiterungseffekt. Rationalisierungsinvestitionen im Kraftwerksbestand, wie sie die Situation in der Energiewirtschaft in den letzen 13 Jahren seit der Liberalisierung geprägt haben, führen unweigerlich zu Arbeitsplatzverlusten: menschliche Arbeitskraft wird durch Kapitaleinsatz z.B. in moderne Steuerungsanlagen oder in Anlagenteile mit niedrigerem Wartungsbedarf ersetzt. Daneben verursachen Investitionen zusätzlich indirekte negative Beschäftigungseffekte, die über den Wettbewerb bzw. über die Erzeugungskonkurrenz vermittelt werden und in der Regel nicht (allein) in der Region des Investitionsstandortes auftreten. Mit jedem neuen Kraftwerk und jeder neuen EE-Stromerzeugungsanlage geht eine Verringerung der Stromerzeugung im restlichen Kraftwerksbestand einher, die über kurz oder lang zu einer Verringerung der „alten“ Erzeugungskapazitäten und damit zum Abbau von Arbeitsplätzen führt. Dieser Effekt ist allerdings nicht für den Einzelfall zu ermitteln, sondern nur anhand der Beschäftigtenentwicklung einer ganzen Branche zu beobachten. Darüber hinaus können Investitionshemmnisse oder fehlende Investitionsanreize dazu führen, dass EVU geplante Investitionen verzögern, einfrieren oder absagen oder ihre Investitionen ins europäische oder internationale Ausland verlagern, mit entsprechenden Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland. 62/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft 2.3 Einflussfaktoren Einflussfaktoren auf InvestitionsentscheidunInvestitionsentscheidungen im Strom Stromsektor Der Handlungskorridor für die Ausgestaltung der europäischen Stromversorgung wird für die EU-Mitgliedstaaten länderübergreifend durch die Gesetzgebung auf EU-Ebene festgelegt. Die geltenden EU-rechtlichen Regelungen zur Energiepolitik bilden somit den Handlungskorridor für Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft und für Gestaltungsmöglichkeiten der Investitionsbedingungen im Bereich der Stromversorgung durch die nationalen Regierungen. Als zentrale Frage des Projekts resultiert hieraus für die europäische Betrachtungsebene: - Welche Chancen bieten die europäischen energiepolitischen Rahmenbedingungen für Investitionen in der Energiewirtschaft in Deutschland? Über energiepolitische Vorgaben bzw. Zielstellungen, die mit den Zielsetzungen und Vorgaben der EU-Energiepolitik in Einklang stehen, sowie die Ausgestaltung des nationalen und sektoralen (ordnungs)rechtlichen Rahmens können nationale Regierungen Anreize für Investitionen im Stromsektor setzen oder bestehende Investitionshemmnisse der Energiewirtschaft abbauen, um ihren energiepolitischen Zielen zur Umsetzung zu verhelfen. Hierbei spielen insbesondere die energiepolitische Gesetzgebung, energiepolitische Strategiedokumente, sektorelle Förder- und Anreizsysteme, staatliche Kredite, Bürgschaften oder Investitionszuschüsse sowie steuerliche Vorteile für den Kraftwerksbau eine entscheidende Rolle. Im Hinblick auf die Zukunft der Stromerzeugung im europäischen Vergleich stellen sich diesbezüglich auf nationaler Betrachtungsebene folgende Fragen: - Wie werden die energiepolitischen Gestaltungsmöglichkeiten der nationalen Regierungen bezüglich der Förderung der Umsetzung von Investitionen durch die Energiewirtschaft im europäischen Ländervergleich genutzt? - Gibt es eine Auseinanderentwicklung energiepolitischer Strategien der nationalen Regierungen im europäischen Ländervergleich? Wie bereits in Abschnitt 2.1 verdeutlicht, ist die Sicherstellung der Versorgungssicherheit im Stromsektor, speziell die Umsetzung der notwendigen Investitionen in Energieerzeugungsanlagen und –infrastrukturen, weitgehend Aufgabe der Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) bzw. (Übertragungs-)Netzbetreiber. [BMWi, 2008] Das bedeutet, dass nationale Regierungen lediglich energiepolitische Vorgaben machen können und die Erfüllung dieser Vorgaben bspw. durch sektorelle Investitionsanreize steuern können, während die entsprechenden Investitionen von Unternehmen der Energiewirtschaft getätigt werden müssen. Divergenzen zwischen energiepolitischen Zielen der Regierung und energiewirtschaftlichen Zielen von EVU können daher dazu führen, dass EVU nicht investieren, nicht in die regierungsseitig gewünschten Erzeugungsanlagen investieren oder ihre Investitionen ins europäische 63/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft oder internationale Ausland verlagern. Die Gestaltungsmöglichkeiten nationaler Regierungen bezüglich der Umsetzung energiewirtschaftlicher Investitionen werden dementsprechend entscheidend durch die nationalen Machtverhältnisse zwischen Regierung und Energiewirtschaft bestimmt. Zu den zentralen Aspekten, welche die Wettbewerbsstrukturen der nationalen Stromversorgung determinieren, zählen der Stand der Liberalisierung im Stromsektor, die Marktmacht der national dominierenden EVU im Stromsektor und ihre simultane Marktmacht im Gasmarkt, der Besitz der Übertragungsnetze, staatliche Eigentumsanteile an EVU/ÜNB, die Ausgestaltung der sektorspezifischen staatlichen Regulierung, die Ausgestaltung und Umsetzung der nationalen Wettbewerbspolitik sowie die Divergenz von Investitionsstrategien nationaler EVU. Im Rahmen des Projekts werden diesbezüglich folgende Fragen untersucht: - Welche Machtverhältnisse zwischen Regierung und Energiewirtschaft bzw. welche Wettbewerbsstrukturen zeigen sich im Stromsektor im europäischen Ländervergleich? - Inwiefern gibt es eine Auseinanderentwicklung energiepolitischer Investitionsziele und energiewirtschaftlicher Investitionsstrategien zwischen Regierung und Energiewirtschaft in DE? - Inwiefern gibt es eine Auseinanderentwicklung von Investitionsstrategien zwischen großen EVU und Stadtwerken in DE? Wie bereits im Abschnitt 2.1.1 thematisiert, stellen auch die öffentliche Akzeptanz von Kraftwerks- und Infrastrukturprojekten sowie gesellschaftliche und politische Konfliktlinien im Bereich der Stromerzeugung und –verteilung wichtige Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor dar. Für die Zukunft der europäischen Stromerzeugung stellt sich diesbezüglich die Frage: - Welchen Einfluss hat die Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien der Energiewirtschaft im europäischen Ländervergleich? Neben den bereits aufgeführten Aspekten stellen insbesondere ökonomische Rahmenbedingungen, wie z.B. die Wirtschaftsentwicklung, Investitionskosten für neue Kraftwerke und deren Komponenten oder die Kapitalmarktbedingungen sowie technologische Rahmenbedingungen, wie z.B. die Entwicklung und der Markteinsatz neuer Erzeugungstechnologien oder der zunehmende Einsatz von IuK-Technologien im Energiesektor, weitere wichtige Einflussfaktoren für Investitionsentscheidungen im Stromsektor dar. Um die Komplexität der Thematik zu begrenzen, fokussiert die nachfolgende Untersuchung jedoch auf die zwei Themenbereiche Vernetzung von europäischer und nationaler Energiepolitik einerseits sowie auf nationaler Ebene die Einflussnahme bzw. das Zusammenspiel von Regierung, Energiewirtschaft und Öffentlichkeit auf / bei Investitionsentscheidungen in der Energiewirtschaft. Rein 64/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft ökonomische und technologische Einflussfaktoren wurden demgegenüber aus der Untersuchung ausgeklammert. Abbildung 2–4 gibt eine Übersicht über die zentralen Fragen zur Untersuchung von Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor im Rahmen des Projekts. Abbildung 2–4: Zentrale Fragen zur Untersuchung von Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor Stromsektor im Rahmen des Projekts Bei der nachfolgenden Untersuchung der aufgeführten Forschungsfragen gehen die Projektbearbeiter von Investitionsentscheidungen der vereinfachenden Annahme von EVU durch im Kern aus, einen Mix dass an unternehmensinternen und -externen Faktoren beeinflusst werden, die sich wiederum in harte und weiche Faktoren unterscheiden lassen. Während harte Faktoren objektiv quantifizierbare Größen darstellen, sind weiche Faktoren nicht bzw. nicht objektiv quantifizierbare Größen. Als Entscheidungskriterien für Investitionen sind nicht nur harte Enflussfaktoren wie bspw. die „Wirtschaftlichkeit von Investitionen“ oder „energiepolitische Rahmenbedingungen für Investitionen“ relevant, sondern auch weiche Einflussfaktoren wie bspw. „Verantwortung gegenüber Gesellschaft und Umwelt“ oder die „gesamtgesellschaftliche Akzeptanz gegenüber dem anvisierten Energiemix“. Die Einflussnahme des europäischen und nationalen Gesetzgebers bleibt aus Sicht der Projektbearbeiter jedoch weitestgehend auf unternehmensexogene Faktoren beschränkt. Daher bezieht sich die Untersuchung im Rahmen des Projekts ausschließlich auf unternehmensexogene harte und weiche Faktoren, welche den Stromsektor beeinflussen (vgl. Abbildung 2–5). 65/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft Hinsichtlich der Betrachtung von Rahmenbedingungen für Investitionen in der Energiewirtschaft lässt sich ferner zwischen allgemeinen und speziellen Rahmenbedingungen zu einem gegebenen Zeitpunkt unterscheiden. Im Rahmen des Projekts steht die Betrachtung allgemeiner Rahmenbedingungen im Fokus. Abbildung 2–5: Untersuchung unternehmensexogener Faktoren im Rahmen des Projeks UNUN-exogene Faktoren • Energiepolitische UNUN-endogene Faktoren • Faktoren n Harte Faktore Rahmenbedingungen (RB (RB): • • Strategische Ziele: • Marktpositionierung • Energiepolitik • Wertschöpfungsketten-Mmt • Ordnungsrecht • Portfolio-Mmt,… Energiewirtschaftliche RB: RB: • Finanzielle Ziele: • Marktstrukturen • Wirtschaftlichkeit • Machtverhältnis Regierung – • Cash Flow Energiewirtschaft formell • Amortisationszeiten,... Gesellschaftliche RB: RB: • • Energiepolitische Volksentscheide Qualitätsziele: • Unterbrechungsfreie Stromversorgung,…. • Energiepolitische RB: RB: • • • Verantwortung ggü. Gesellschaft und Umwelt: Energiepolitische Konfliktlinien innerhalb der Regierung • Versorgungssicherheit Energiepolitische Konfliktlinien • Ressourcenschonung und Weiche Faktoren zwischen Regierung und Umweltschutz Opposition • Energiewirtschaftliche RB: RB: • • • • Energiewirtschaft informell • Mitarbeiterzufriedenheit (kooperativ vs. antagonistisch) • Kundenzufriedenheit • Lieferantenmanagement • Anwohnerzufriedenheit,… Gesamtgesellschaftliche Akzeptanz: Energiemix / einzelne Primärenergien / Netzausbau • Verantwortung Verantwortung ggü. UNUNStakeholdern: Stakeholdern: Machtverhältnis Regierung – Gesellschaftliche RB: RB: • Regionale Wertschöpfung,… • … Energiepolitische Einflussnahme von Umweltverbänden / organisationen 66/390 Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft In den nachfolgenden Kapiteln werden die aufgeworfenen Forschungsfragen schrittweise beantwortet. Kapitel drei befasst sich mit der europäischen Dimension der zukünftigen Stromerzeugung und den daraus resultierenden Chancen für energiewirtschaftliche Investitionen in Europa. In Kapitel vier werden die nationalen Aspekte der zukünftigen Stromerzeugung in Europa im Rahmen einer empirischen Länderanalyse ausgewählter EU-Mitgliedstaaten untersucht. In Kapitel fünf erfolgen eine Analyse der Divergenzen der empirischen Länderanalyse sowie eine normative Bewertung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In Kapitel sechs werden die bisherigen Untersuchungsergebnisse aufgegriffen und Auswirkungen energiewirtschaftlicher Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeugung ermittelt. In Kapitel sieben werden abschließend aus den Untersuchungsergebnissen des Projekts Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik und -wirtschaft für die zentrale Fragestellung des Projekts abgeleitet: Wie können gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen mit Deutschland geschaffen werden? 67/390 positiven regionalen Beschäftigungseffekten in EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa 3 EUEU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa EU-rechtliche Regelungen zur Energiepolitik und zur Energiewirtschaft bilden den Handlungskorridor für Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft und für Gestaltungsmöglichkeiten der Investitionsbedingungen durch die nationalen Regierungen. Innerhalb dieses Kapitels sollen daher die EU-rechtlichen Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromerzeugung in Europa im Hinblick auf die folgende Fragestellungen dargestellt und bewertet werden: 1. Welche energiepolitischen Kompetenzen besitzt die EU? 2. Welche Ziele verfolgt die EU im Rahmen ihrer integrierten EU-Energiepolitik? 3. Welche Auswirkungen hat die integrierte EU-Energiepolitik auf Investitionen im Stromsektor innerhalb Europas? 4. Welche Chancen und Risiken resultieren aus den europäischen energiepolitischen Rahmenbedingungen für den Stromerzeugungsstandort Deutschland? 3.1 Energiepolitische Kompetenzen Kompetenzen der EU 3.1.1 EUEU-Energiepolitik im Primär Primärrecht recht Rechtliche Handlungsgrundlage der EU EU-Institutionen (EUV und AEUV) Die Institutionen der EU verfügen grundsätzlich nur über den Handlungsspielraum, für den ihnen die EU-Mitgliedstaaten rechtliche Kompetenzen übertragen haben. Die Grundlage hierfür bilden der Vertrag über die Europäische Union (EUV) und der Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV). Gemäß Artikel 5 des EUVertrags (ex-Artikel 5 EGV) gilt für die Abgrenzung der Zuständigkeiten der Union „der Grundsatz der begrenzten Einzelermächtigung. Für die Ausübung der Zuständigkeit der Union gelten die Grundsätze der Subsidiarität und der Verhältnismäßigkeit.“ [EUV, 2010, Artikel 5] Jede Forderung nach einer bestimmten Aktivität der europäischen Institutionen erfordert daher zunächst eine Überprüfung, ob die EU rechtlich in der Lage ist, verbindliche Regelungen zu treffen. Mit diesem Prinzip soll verhindert werden, dass die EU in den Bereichen verbindliche Entscheidungen trifft, in denen die Staaten selbst ihre Souveränität beanspruchen. 68/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Die rechtliche Grundlage für das Handeln der EU-Institutionen ist gemäß Artikel 114 AEUV geregelt (ex-Artikel 95 EGV). Demnach können Sekundärrechtsakte nicht von der Kommission allein beschlossen werden. Vielmehr ist immer das Zusammenwirken von EU-Kommission, EU-Parlament und Europäischem Rat erforderlich. Der Tätigkeitsbereich der EU-Kommission beschränkt sich dabei weitestgehend auf die Ausarbeitung von Legislativvorschlägen, während die Entscheidungen dem EU-Parlament und dem Europäischen Rat überlassen werden. [AEUV, 2010, Artikel 114] Kompetenzgrundlage der EU im Energiebereich Im Energiebereich fehlte auf europäischer Ebene lange Zeit eine eigenständige energiepolitische Kompetenzgrundlage. Energiepolitische Handlungen der europäischen Institutionen mussten sich stets auf eher allgemeine vertragliche Grundlagen stützen, so auf die Vorgaben zur Schaffung eines gemeinsamen Binnenmarktes, auf die Wettbewerbsregeln und insbesondere auf die Flexibilitätsklausel des Artikels 308 EGV (jetzt: Artikel 352 AEUV). Erst mit dem Vertrag von Lissabon wurde ein eigenständiges Energiekapitel aufgenommen und die Kompetenzen der EU auf den Bereich Energie und die transeuropäischen Netze ausgeweitet. Der Energietitel im Lissabonner Vertrag besteht nur aus einem einzigen Artikel (Artikel 194 AEUV), in dem die folgenden energiepolitischen Ziele formuliert werden: - „Sicherstellung des Funktionierens des Energiemarktes, - Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit in der Union, - Förderung der Energieeffizienz und Energieeinsparungen sowie der Entwicklung neuer und erneuerbarer Energiequellen, - Förderung der Interkonnektion der Energienetze“. Die Verwirklichung dieser Ziele soll im Einklang des „Geistes der Solidarität zwischen den Mitgliedstaaten“, im Rahmen der „Verwirklichung oder des Funktionierens des Binnenmarktes“ sowie unter „Berücksichtigung der Notwendigkeit der Erhaltung und Verbesserung der Umwelt“ erfolgen. [AEUV, 2010, Artikel 194] Darüber hinaus wurde festgelegt, dass sich im Energiebereich die EU und die EUMitgliedstaaten die Zuständigkeiten teilen. [AEUV, 2010, Artikel 4, Abs. 2 lit i] Die Mitgliedstaaten können in diesem Politikbereich Regelungen verabschieden, solange die EU ihre Zuständigkeit noch nicht ausgeübt hat. [AEUV, Artikel 2, Abs. 2] Die konkrete Umsetzung der genannten Zielsetzungen erfolgt dann im Rahmen eines ordentlichen Gesetzgebungsverfahrens. [AEUV, 2010, Artikel 289] Für die Annahme eines Rechtsaktes ist die Mehrheit im Rat sowie des EU-Parlaments erforderlich. Eine Einstimmigkeit im Europäischen Rat ist gemäß Artikel 192 AEUV nur dann erforderlich, 69/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa wenn eine Maßnahme die Wahl eines Mitgliedstaates zwischen verschiedenen Energiequellen und die allgemeine Struktur seiner Energieversorgung erheblich berührt. [AEUV, 2010, Artikel 192, Abs. 2, lit c]. Der geforderte Nachweis der „Erheblichkeit“ soll verhindern, dass jede Maßnahme, die in irgendeiner Weise den Energiemix eines Landes berührt, dem Einstimmigkeitserfordernis unterworfen ist. Die Entscheidungen über die Förderung Erneuerbarer Energien oder umweltpolitische Maßnahmen werden als nicht „erheblich“ klassifiziert. Einstimmigkeit wäre etwa im Fall eines EU-weiten Ausstiegs aus der Kernenergie gefordert. 3.1.2 Handlungsspielräume und Zielkonflikte Die europäische Energiepolitik ist insbesondere in den zurückliegenden Jahren immer stärker europäisiert worden. Die Handlungskompetenzen der EU-Institutionen sind jedoch nicht immer eindeutig. Der EU-Vertrag gibt keine klare Definition der Regelungskompetenz der EU–Institutionen. Dies hat zur Folge, dass die vertraglichen Vorgaben von den einzelnen Akteuren entsprechend unterschiedlich ausgelegt werden können. Der Bereich der Energie- und Klimapolitik gehört zum Bereich der geteilten Zuständigkeit von EU und EU-Mitgliedstaaten. Bislang ist nicht abzuschätzen, welche rechtlichen und politischen Konsequenzen das neue Energiekapitel nach sich ziehen wird. Wie dargestellt, hat die EU-Kommission jedoch keine Möglichkeit, detailliert in den realisierten Energiemix auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten einzugreifen. Die geteilte Gesetzgebungskompetenz ist vielmehr stark von der politischen Willensbildung abhängig. Damit verbleibt große Unsicherheit im Hinblick auf die Angleichung energiepolitischer Rahmenbedingungen zwischen den EU-Mitgliedstaaten. Zudem sind insbesondere im Hinblick auf die in Artikel 194 AEUV formulierten energiepolitischen Ziele inhaltliche Zielkonflikte wahrscheinlich, welche in Folge auch Auseinandersetzungen zwischen EU-Kommission und EU-Mitgliedstaaten bedingen können: - Das Recht eines EU-Mitgliedstaates gemäß Artikel 194, die allgemeine Struktur der Energieversorgung selbst zu bestimmen, kann mit den Binnenmarktzielen oder den Regelungen zum Netzzusammenschluss in Konflikt geraten. - Die freie Wahl zwischen den verschiedenen Energiequellen kann mit umweltund klimapolitischen Zielvorgaben und dem Ziel der Energieeffizienz. in Konflikt geraten. - Es bleibt unklar, wann ein Solidarfall eintritt und über welche Mechanismen im Fall einer Versorgungskrise die mitgliedstaatliche Solidarität sichergestellt werden kann. 70/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Einschätzung der befragten Experten Die zukünftige Ausrichtung der Stromversorgung als nationalstaatliche versus europäisch ausgerichtete Stromversorgung ist aus Sicht der befragten Experten eine wichtige und zentrale Frage. Nach der überwiegenden Meinung der befragten Experten wäre eine europäische Ausrichtung der Stromversorgung ökonomisch und ökologisch sinnvoll und daher wünschenswert, insbesondere dann, wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung stark steigen soll. Diese Einschätzung wird bei etlichen Fragen, z.B. bezüglich der Harmonisierung der Einspeiseregelungen für Erneuerbare Energien oder der Verbindlichkeit der Effizienzziele geäußert. Die stringente und europaweite Umsetzung einer integrierten EU-Energiepolitik sei aber allenfalls langfristig realistisch. Kurz- bis mittelfristig wird eher eine nationalstaatliche Ausrichtung der Stromversorgung und eine durch nationale Politiken verzögerte und behinderte Umsetzung der EU-Energiepolitik erwartet. 3.2 Integrierte EUEU-Energiepolitik Die Entwicklung einer integrierten europäischen Energiepolitik wird von der EUKommission als eine langfristige Aufgabe verstanden, für die ein klarer aber flexibler Rahmen erforderlich ist. Im Kern ist die europäische Energiepolitik darauf ausgerichtet, langfristig drei Ziele zugleich erreichen zu wollen (vgl. Abbildung 3–1): Die EU will den Klimawandel bekämpfen (Nachhaltigkeit), die durch die hohe Importabhängigkeit bei fossilen Brennstoffen entstehende externe Verwundbarkeit der EU dämpfen (Versorgungssicherheit) und mittels einer wettbewerbsfähigen Energieversorgung Wachstum und Beschäftigung fördern (Wettbewerbsfähigkeit). Dabei hält die EUKommission ausdrücklich an der Annahme fest, dass alle diese Herausforderungen zugleich gemeistert werden können. Das heißt, die drei Zielbereiche sowie die entsprechend ausgerichteten Maßnahmenbündel stützen sich gegenseitig und eine Abgrenzung einzelner Themen bzw. Gesetzgebungsinitiativen zwischen den Bereichen ist nicht immer trennscharf vorzunehmen. [IEP, o.J.c] Das energiewirtschaftliche Sekundärrecht der EU umfasst im Wesentlichen einschlägige Bestimmungen für die Versorgungssicherheit, den Energiebinnenmarkt, die Umweltund Klimapolitik sowie für die Energieaußenpolitik. Seit 2006 hat die EU-Kommission ihre Bemühungen verstärkt, für das energiewirtschaftliche Sekundärrecht einen konsistenten Rahmen zu entwickeln. Im März 2006 eröffnete die EU-Kommission mit ihrem Grünbuch „Eine Europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie“ eine Debatte zur Entwicklung einer integrierten europäischen Energiepolitik. [EU-Kommission, 2006a] Resultierend aus dem Konsultationsprozess präsentierte die EU-Kommission Anfang 2007 erstmals den Vorschlag für eine integrierte energiepolitische Strategie für Europa mit dem Ziel, ambitionierte Ziele im Bereich des Klimaschutzes zu erreichen und einen „echten“ Energiebinnenmarkt mit 71/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa einem hohen Grad an Versorgungssicherheit zu schaffen. [EU-Kommission, 2007a] Im März 2007 verabschiedete der Europäische Rat sowohl die Energiestrategie als auch einen „Energieaktionsplan (EAP) 2007-2009“, welcher Handlungsvorgaben für das Vorgehen in den folgenden drei Jahren formuliert. [IEP, 2010a] Abbildung 3–1: Quelle: Zentrale Ziele der EUEU-Energiepolitik Eigene Darstellung Im September 2007 legte die EU-Kommission erste konkrete Gesetzesvorschläge vor, weitere folgten seither in kurzen Abständen. [IEP, o.J.c] Im November 2008 wurde die zweite Überprüfung der Europäischen Energiestrategie (Strategic Energy Review) von der EU-Kommission vorgelegt, die vor allem Präzisierungen zum Thema Versorgungssicherheit enthielt. Hierzu veröffentlichte sie am 13. November 2008 ein Maßnahmenpaket, das den Themenkomplex Versorgungssicherheit in den Mittelpunkt stellt, gleichzeitig jedoch den energiepolitischen Zielen von Nachhaltigkeit und Wettbewerbsfähigkeit Rechnung tragen soll. [EU-Kommission, 2008a] Im November 2010 wurde von der EU-Kommission der Entwurf einer erweiterten Energiestrategie (Energy Strategy 2020) vorgelegt, mit Langfristzielen für 2050, ebenso eine Neufassung des Energieaktionsplans, gültig für den Zeitraum 2011-2020. [EU-Kommission, 2010a] Damit wurde die zentrale Weichenstellung für die zukünftige Ausrichtung der Energiepolitik auf europäischer Ebene getroffen. Um eine Struktur in die Vielfalt der auf EU-Ebene behandelten energiewirtschaftlichen Themenfelder zu bringen, erfolgt im Rahmen der Studie eine Zuordnung der Themenbereiche auf die drei zentralen Zielbereiche der EU-Energiepolitik Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Wettbewerbsfähigkeit. 72/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa 3.2.1 Versorgungssicherheit durch Ausbau des euroeuropäischen Verbundnet Verbundnetzes Die Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit ist eines der drei Hauptziele der EU-Energiepolitik. Die Entwicklung leistungsfähiger transeuropäischer Netze (TEN) wird dabei von der EU Kommission als ein wesentlicher Baustein für eine sichere Energieversorgung angesehen, mit dem die negativen Folgen von Ausfällen einzelner Kraftwerke oder einzelner Energieleitungen aufgefangen werden können. Außerdem spielen die TEN eine zentrale Rolle bei der Schaffung des Binnenmarktes und für die Stärkung des wirtschaftlichen und sozialen Zusammenhalts in Europa. [EU-Kommission, 2007b] Der Ausbau der europäischen Netzinfrastrukturen wurde und wird durch verschiedene EU-Programme gefördert. 2008: EUEU-Aktionsplans für Energieversor Energieversorgungssicherheit und –solidarität Basis der gegenwärtigen Infrastrukturpolitik auf der europäischen Ebene sind die Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze (TEN) aus dem Jahre 2006. [EU, 2006a] Bis November 2008 fehlte jedoch ein Maßnahmenpaket, das sich explizit mit der Umsetzung der Vorgaben des EAP zum Thema Versorgungssicherheit auseinandersetzt. Dieses erfolgte mit der Vorlage der zweiten Überprüfung der Energiestrategie und dem EU-Aktionsplans für Energieversorgungssicherheit und –solidarität. Der Aktionsplan macht Vorschläge zu sechs prioritären Infrastrukturprojekten. Für den Elektrizitätsbereich werden folgende Projekte genannt [EU-Kommission, 2008a]: - Ostseeverbundplan für Gas, Strom und Speicherung: Schaffung von Infrastrukturen für die wirksame Anbindung des Ostseeraums an die übrige EU und für eine sichere und diversifizierte Energieversorgung der Region, - Schaffung eines Mittelmeer-Energierings, der Europa über Strom- und Gasverbundleitungen mit den Ländern des südlichen Mittelmeerraums verbindet, - Ausbau des Nord-Süd-Gas- und -Stromverbundes mit Mittel- und Südeuropa - Entwicklung eines Nordsee-Offshore-Netzes zum Verbund der nationalen Elektrizitätsnetze in Nordwesteuropa und zur Anbindung der zahlreichen geplanten Offshore-Windkraftprojekte. In ihrem Aktionsplan formuliert die EU-Kommission zudem eine deutlich veränderte Perspektive auf die Bewältigung der globalen Herausforderungen. So bleiben die Außenbeziehungen zwar als Bestandteil der Energieversorgungssicherheit erhalten, werden aber in gleichem Range mit dem Infrastrukturbedarf, der Bevorratung von Erdöl und Erdgas, der Nutzung eigener Reserven und der Energieeffizienz genannt. [IEP, 2009a] Dieser weitgehend neue Fokus erkennt die Bedeutung der Infrastruktur und der Entwicklung eines einheitlichen europäischen Verbundnetzes aus den bislang bilateralen und regionalen Netzwerken für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit an. 73/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa 2009/ 2009/2010: 2010: Drittes EUEU-Energiebinnenmarktpaket und erster 1010-Jahres Netzplan für den EUEU-Elektrizitätssektor Im Juli 2009 wurde das dritte EU-Energiebinnenmarktpaket verabschiedet mit dem Ziel, den Binnenmarkt in den Bereichen Erdgas und Elektrizität zu verbinden. Mit dem Paket wurden die Bedingungen für den Ausbau und die Modernisierung des europäischen Stromnetzes weiter verbessert. Im Zuge des dritten Energiebinnenmarktpakets wurde ein europäischer Verbund der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) eingerichtet, welcher alle bisherigen TSO-Organisationen ersetzt. Als neues Modell der Zusammenarbeit zwischen den nationalen Übertragungsnetzbetreibern soll ENTSO-E die optimale Verwaltung des Übertragungsnetzes gewährleisten sowie den grenzüberschreitenden Handel und die grenzüberschreitende Stromversorgung ermöglichen, unter anderem durch die Entwicklung technischer und marktbezogener Netzkodizes. [EU, 2009a] Das dritte Energiebinnenmarktpaket schreibt zudem eine regelmäßige Erstellung langfristiger Investitionspläne, sogenannter Netzentwicklungspläne, durch ENTSO-E vor. [EU, 2009a] Die 10-Jahres-Netzentwicklungspläne werden von den nationalen Regierungsbehörden begleitet und überwacht mit dem Zweck, die Investitionen in die Energienetze abzusichern. Die nationalen Regulierungsbehörden sollen darüber hinaus gemeinsam mit der neuen europäischen Regulierungsbehörde ACER die Vereinbarkeit der 10-Jahres-Netzpläne mit einem EU-weiten Netzentwicklungsplan sicherstellen. [FIW, 2009] Im Juni 2010 hat ENTSO-E mit dem „Ten-Year Network Development Plan 2010-2020 (TYNDP) den ersten 10-Jahres Netzplan für den Elektrizitätssektor vorgelegt. [ENTSO-E, 2010] November 2010: EUEU-Energieinfra Energieinfrastrukturpaket strukturpaket Im November 2010 hat die EU-Kommission ein umfassendes Energieinfrastrukturpaket vorgelegt, welches legislative Vorschläge und Strategiepapiere zur zukünftigen Infrastrukturentwicklung in der EU enthält. [EU-Kommission, 2010b] Der Vorschlag der EUKommission basiert im Kern auf dem 10-Jahres Netzplan von ENTSO-E und dem EUAktionsplan für Energieversorgungssicherheit und –solidarität und soll die bisherige Richtlinie für transeuropäische Energienetze (TEN-E) ersetzen. [Forster, 2010] Im Unterschied zu dem TEN–E-Programm ist das neue Energieinfrastrukturpaket umfassender angelegt und kann auf eine eigenständige europäische Rechtsgrundlage (Lissabon- Vertrag) zurückgreifen. Inhaltlich konzentrieren sich die Vorschläge auf wenige Infrastrukturprioritäten bis 2020. Ein „intelligentes Supernetz“ soll Energienetze in der EU und darüber hinaus miteinander verbinden. Für den Elektrizitätssektor legt die EU-Kommission vier Korridore fest, für die spätestens im Jahre 2012 eine begrenzte Anzahl von konkreten Projekten von europäischem Interesse (PEI) bestimmt werden soll: 74/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa - Northsea Offshore Grid und die Verbindung zu Nord- und Zentraleuropa: Leitung des in der Nordsee produzierten Windstroms zu den Abnehmern in den großen Städten und zu den Wasserkraftspeichern in den Alpen und den skandinavischen Ländern, - Southwestern Electricity Connections: Netzverknüpfungen zwischen Frankreich und Spanien und Netzverbindungen, über die der in dieser Region produzierte Strom aus Wind- und Solarenergie in das nördliche Europa transportiert wird, - Central and Southeastern Electricity Connections: Maßnahmen zur Stärkungen der regionalen Netzinfrastruktur, - Baltic Electricity Connections: Anbindung der baltischen Staaten an das europäische Netz. PEI der Strominfrastrukturen sollen nach ihrem Beitrag zur Stromversorgungssicherheit, Kapazität zur Anbindung Erneuerbarer Energien, Kapazität zum Energietransport zu großen Verbrauchs- und Speicherzentren, Steigerung von Marktintegration und Wettbewerb sowie Beitrag zu Energieeffizienz und intelligenter Stromnutzung ausgewählt werden. [EurActiv, 2011a] Neben den Elektrizitätstransportnetzen befasst sich das Energieinfrastrukturpaket der EU-Kommission auch mit dem Aufbau eines flächendeckenden Smart Grid und den Optionen für die Architektur von CO2- Pipelines zwischen Kohle- und Gaskraftwerken mit Carbon Capture Technology und potenziellen CO2 Speicherkapazitäten. [EU-Kommission, 2010b] 3.2.2 Wettbewerbsfähigkeit Die Liberalisierung der nationalen Energiemärkte und die Schaffung eines harmonisierten europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes finden sich seit Beginn der 1990er Jahre auf der europäischen politischen Agenda. Auf europäischer Ebene wurde ein erstes Energiebinnenmarktpaket in den Jahren 1996 und 1998 verabschiedet. Das zweite Energiebinnenmarktpaket, welches die „Beschleunigungsrichtlinien“ enthält, trat im Jahr 2003 in Kraft. Trotz dieser Bemühungen zur Stärkung des Wettbewerbs im Elektrizitätsbinnenmarkt, können die Wettbewerbsverzerrungen im europäischen Elektrizitätsmarkt nur langsam abgebaut werden. Nach wie vor zeigen sich unzureichende grenzüberschreitende Infrastrukturkapazitäten, eine Abschottung nationaler Märkte sowie diskriminierende Praktiken einzelner Energieversorgungsunternehmen. [IEP, 2009b] Mit der Vorlage des „Dritten Binnenmarktpakets“ im September 2007, welches im Juli 2009 verabschiedet wurde, hat die EU-Kommission einen weiteren Schritt zur Weiterentwicklung eines wettbewerblich organisierten Binnenmarktes vollzogen. Die EU-Kommission verfolgt damit konkret drei Ziele: 75/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa - durch Unbundling die Bereiche Produktion/Import und Übertragung innerhalb vertikal integrierter Unternehmen voneinander zu trennen, - den grenzüberschreitenden Stromhandel zu vereinfachen und - die Harmonisierung der nationalen Regulierungsaktivitäten zu forcieren. 3.2.2.1. Unbundling Zur Stärkung des Wettbewerbs im Elektrizitätsbinnenmarkt strebt die EU-Kommission über das dritte Energiebinnenmarktpaket eine effektive Trennung des Netzbetriebs von der Energieversorgung und -erzeugung (bzw. Import) an. Ziel des Unbundling ist die Verhinderung des Missbrauchs der Sonderstellung der Netzbetreiber, so dass eine Gleichbehandlung des eigenen Energiebetriebs und fremder Energiehändler bei Prozessen, Fristen und Datenbereitstellung gesichert wird. Außerdem soll Transparenz geschaffen werden, damit eine klare Zuordnung der Kosten möglich wird. [IEP, o.J.a] Bereits bei der Aushandlung des Energieaktionsplans im Europäischen Rat im Frühjahr 2007 traten deutliche Interessenkonflikte zwischen den EU-Mitgliedstaaten zu Tage. Insbesondere diejenigen Staaten, deren nationale Märkte von einzelnen wenigen großen EVU mit teils globalen Interessen geprägt sind, versuchten, Einschnitte in die Struktur ihrer nationalen Märkte zu vermeiden. Gegen die umfassenden Entflechtungsvorgaben der Kommission legten acht mitgliedstaatliche Regierungen, darunter Deutschland und Frankreich, ein Alternativkonzept zur eigentumsrechtlichen Entflechtung vor, das auf die Entwicklung von unabhängigen Fern- und Übertragungsnetzbetreibern abzielte. Demgegenüber beharrten das Vereinigte Königreich und die Niederlande auf der Durchsetzung des Ownership Unbundling in ganz Europa. Beide Staaten haben ihre nationalen Energiemärkte bereits vor Jahren liberalisiert und sahen sich einem Wettbewerbsnachteil ausgesetzt, wenn vertikal integrierte Unternehmen auf ihren Märkten investieren und eine dominante Stellung erreichen. [IEP, 2009b] Der verabschiedete Kompromiss erlaubt es den Mitgliedstaaten, zwischen drei Optionen zur stärkeren Entflechtung der Elektrizitätsmärkte auf Ebene der Transportund Fernleitungsnetzbesitzer zu wählen. Als Alternativen zur eigentumsrechtlichen Entflechtung, bei der die Stromnetze eigentumsrechtlich und funktional vom Erzeugungsbereich getrennt werden, erlauben es die ISO- und ITO-Optionen den Energieunternehmenn, das Eigentum an ihren Netzen zu behalten. [EU, 2009b] Beim ISO-Modell (Independent System Operator) kann das Netz im Eigentum des Vertriebsunternehmens bleiben, wenn der Betrieb durch einen unabhängigen Netzbetreiber erfolgt. Das ITO-Modell (Independent Transmission Operator) als eine verstärkte Variante des Legal Unbundling, verlangt einen unabhängigen Übertragungsnetzbetreiber (gesellschaftsrechtliche Entflechtung). [PWCL, 2009] Es bewahrt die herkömmliche integrierte Konzernstruktur von Netz, Erzeugung und Versorgung, zwingt 76/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa jedoch das Unternehmen verschiedene Regeln einzuhalten, die garantieren, dass die beiden Unternehmensteile in der Praxis unabhängig voneinander arbeiten. [FIW, 2009] 3.2.2.2. Grenzüberschreitender Stromhandel Stromhandel Ein Ziel der EU-Energiepolitik im Bereich Wettbewerbsfähigkeit ist der Aufbau eines EU-weiten Energiemarktes für Elektrizität mit internationaler Konkurrenz und Versorgerwettbewerb. Die Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes soll im Kern über zwei Schritte erfolgen: In einem ersten Schritt soll eine Harmonisierung benachbarter nationaler Märkte hin zu funktionierenden europäischen Teilmärkten bzw. Regionalmärkten stattfinden, in einem zweiten Schritt die Kopplung dieser Teilmärkte zu einem einheitlichen Elektrizitätsbinnenmarkt. In 2006 starteten die Europäischen Regulierer eine Initiative zur Schaffung von sieben europäischen Regionalmärkten (vgl. Abbildung 3–2). [EMCC, 2011] Eine von der EU-Kommission und den europäischen Energieregulierungsbehörden durchgeführte Bewertung verdeutlichte im Jahr 2007, dass der Prozess des Aufbaus wirklich wettbewerbsbestimmter Märkte bei weitem noch nicht abgeschlossen ist und von einem vollständig integrierten EU-Strommarkt noch lange nicht gesprochen werden kann. [EU-Kommission, 2007c] Die Hauptgründe dafür, dass es einen echten Binnenmarkt noch nicht gibt, liegen nach Ansicht der EU-Kommission neben einem hohen Grad an vertikaler Integration und einer starken Marktkonzentration in der Marktfragmentierung entlang nationaler Grenzen. [EU-Kommission, 2007c] Die von der EU-Kommission 2007 vorgestellte „Energy Sector Inquiry“ und das Sondergutachten der Monopolkommission 2007 sahen Gründe hierfür vor allem im Fehlen ausreichender grenzüberschreitender Netzkapazitäten sowie in einem ineffizienten Zuteilungsregime für die bestehenden Kuppelkapazitäten an Stromhändler. [Energieprognose, 2009] Die ersten entscheidenden Schritte des Market Coupling sind im November 2010 erfolgt. [EPEX, 2010a] Seitdem ist der deutsche Strom-Großhandelsmarkt mit den Märkten Frankreichs und der Benelux-Staaten institutionell verbunden. Die Transportnetzbetreiber und die Börsen arbeiten so zusammen, dass ein gekoppeltes Marktgebiet mit einer besseren Nutzung der Grenzkapazitäten entsteht. Dies führt zu identischen Börsenpreisen zu allen Zeiten, in denen keine physischen Netzengpässe gegeben sind. [ESMT, 2010] Gleichzeitig wurde durch die Institutionen ein begleitender Rechtsrahmen geschaffen. Die im Rahmen des dritten Energiebinnenmarktpaketes verabschiedete Verordnung über die Netzzugangsbedingungen zum grenzüberschreitenden Stromhandel hat zum Ziel, gerechte Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel festzulegen und den Wettbewerb auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale nationaler und regionaler Märkte zu verbessern. Dies umfasst „die Schaffung 77/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa eines Ausgleichsmechanismus für grenzüberschreitende Stromflüsse und die Festlegung harmonisierter Grundsätze für die Entgelte für die grenzüberschreitende Übertragung und für die Vergabe der auf den Verbindungsleitungen zwischen nationalen Übertragungsnetzen verfügbaren Kapazitäten“. Zudem zielt die Verordnung darauf ab, „das Entstehen eines reibungslos funktionierenden und transparenten Großhandelsmarkts mit einem hohen Maß an Stromversorgungssicherheit zu erleichtern“ und enthält daher Mechanismen zur Harmonisierung der Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel. [EU, 2009a] Abbildung 3–2: Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes über die Bildung von regionalen Teilmärkten Quelle: [EMCC, 2011] Wesentliche Schwierigkeiten auf dem Weg zu einem einheitlichen Elektrizitätsbinnenmarkt bestehen jedoch nach wie vor in den unterschiedlichen Fortschritten der europäischen Marktregionen zur Schaffung einheitlicher Marktstandards. Zudem sieht die EU-Kommission eine wesentliche Aufgabe in der Beseitigung der nach wie vor vorhandenen Ost-West-Teilung durch den Ausbau von Stromnetzen zwischen Westund Osteuropa zur Beseitigung bestehender Kapazitätsengpässe. Daher hat die EUKommission eine Roadmap und ein Zielmodell für die Konvergenz der regionalen Marktinitiativen auf einen einheitlichen europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt entwickelt. [EWEA, 2010] Im März 2010 wurde auf dem European Forum for Electricity Regulation (Florence Forum) die Preiskopplung der Regionen Nordic, Central West Europe und Southern Europe über die europäischen Strombörsen APX-Endex, Belpex, EPEX Spot, GME, NordPool Spot und OMEL im Day-Ahead-Handel angekündigt. Die Preiskopplung der Regionen (Price Coupling of Regions (PCR)) soll eine Preisvereinheitlichung der Spotmarktpreise in Portugal, Spanien, Italien, Belgien, den Niederlanden, Groß78/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa britannien, Frankreich, Deutschland, Österreich, Schweiz, Dänemark, Norwegen, Schweden, Finnland und das Baltikum ermöglichen und bildet die Basis für einen integrierten europäischen Elektrizitätsmarkt. Mit Unterstützung der Regulierungsbehörden und der Übertragungsnetzbetreiber soll das PCR-Modell im Jahr 2011 realisiert werden. [EPEX, 2010b] 3.2.2.3. Harmonisierung der Regulie Regulierung Mit dem dritten Energiebinnenmarktpaket wird eine europäische Regulierungsbehörde (Agency for the Cooperation of Energy Regulators - ACER) gegründet, die ab März 2011 tätig wird und der Koordinierung der Regulierungstätigkeit der nationalen Regulierungsstellen dient. Die Agentur ist eine Gemeinschaftseinrichtung mit eigener Rechtspersönlichkeit und ergänzt Aufgaben nationaler Regulierungsbehörden auf europäischer Ebene. Zweck von ACER ist, die nationalen Regulierungsbehörden dabei zu unterstützen, die in den Mitgliedstaaten wahrgenommenen Regulierungsaufgaben zu erfüllen, und diese Regulierungstätigkeit teilweise zu koordinieren. [IEP, o.J.b] Damit sollen einerseits der Wettbewerb auf den nationalen Strommärkten und andererseits der grenzüberschreitende Wettbewerb gefördert und „harmonisiert“ werden. ACER wird zukünftig die Entwicklungen des Energiemarktes beobachten, Stellungnahmen abgegeben, Empfehlungen aussprechen sowie Entscheidungen zur grenzüberschreitenden Infrastruktur treffen und in bestimmten Fällen Einzelfallentscheidungen in technischen Fragen treffen. [Europa, 2009a] Die Agentur wird bei der Schaffung europäischer Netzwerkregeln helfen und den nationalen Behörden Empfehlungen zum 10-Jahres-Netzentwicklungsplan übermitteln. Außerdem spielt ACER eine wichtige Rolle bei der Ausarbeitung von Rahmenrichtlinien, denen die von den Übertragungsnetzbetreibern entwickelten Netzkodizes entsprechen müssen. 3.2.3 Nachhaltigkeit Im Bereich Nachhaltigkeit besteht die zentrale Herausforderung für die EU Energiepolitik in den kommenden Jahren darin, die Vielfalt und Komplexität bestehender Energie- und Klimaschutzziele umzusetzen. Im Mittelpunkt steht hierbei die Erreichung der auf europäischer Ebene gesetzten „20/20/20-Ziele“ bis zum Jahr 2020: - Steigerung des Anteils Erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch auf 20 %, - Senkung des gesamten Energieverbrauchs um 20 % gegenüber dem für 2020 prognostizierten Wert durch eine Verbesserung der Energieeffizienz und - Minderung der Treibhausgasemissionen um 20 % gegenüber 1990. Wichtige Vorgaben für die Umsetzung dieser zentralen Klimaschutzziele wurden durch das Ende Dezember 2008 vom EU-Parlament verabschiedete Energie- und Klimapaket 79/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa („EU green package“) getroffen. Mit dem Klima-Energie-Paket präsentierte die EUKommission ein umfangreiches Konzept, das vorrangig die Bereiche Energieeffizienz und Erneuerbare Energien betrifft. Das Paket umfasst insgesamt sechs Bestandteile und legt ambitionierte Ziele im Bereich des Klimaschutzes innerhalb des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes fest, die mithilfe der nationalen Energiepolitiken der Mitgliedstaaten erreicht werden sollen. [Eurostat, 2009] 3.2.3.1. Erneuerbare Energien Um den Anteil der Strombereitstellung aus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch innerhalb der EU-27 von 14 % im Jahre 1997 auf 21 % im Jahr 2010 zu erhöhen, wurde Ende 2001 die Richtlinie zur Förderung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen im europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt (2001/77/EG) verabschiedet. [EU, 2001] Trotz der seit Inkrafttreten der EU-Stromrichtlinie erreichten Fortschritte ist die Wachstumsrate der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in der EU-27 jedoch nach wie vor gering. Zwar ergeben sich Divergenzen hinsichtlich des Ausbaus der regenerativen Stromerzeugung, nicht nur durch unterschiedliche politische Freiheitsgrade, sondern auch durch unterschiedliche nationale technische Möglichkeiten zur Nutzung Erneuerbarer Energien. Jedoch wurde das Wachstum im Bereich der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien aus Sicht der EU-Kommission nur von wenigen Mitgliedstaaten angetrieben. [EU-Kommission, 2009a] Eine Gegenüberstellung der tatsächlichen Nutzung Erneuerbarer Energien in 2007 zu den nationalen Zielwerten für das Jahr 2010 zeigt die unterschiedliche Umsetzung bezüglich der Entwicklung der Nutzung Erneuerbarer Energien in den einzelnen EU-Mitgliedstaaten: Lediglich Dänemark, Deutschland und Ungarn haben ihre Zielwerte 2010 bereits im Jahr 2007 erreicht bis übererfüllt, während die anderen EU-Mitgliedstaaten zum Teil noch deutlich von ihren Zielwerten entfernt liegen. [Gabriel/Meyer, 2010] Da die EU-Stromrichtlinie im Jahr 2011 ausläuft, wurde im Rahmen des europäischen Klima- und Energiepakets die EU-Richtlinie zur Förderung Erneuerbarer Energien (RL 2009/28/EG) verabschiedet, die im Juni 2009 in Kraft getretenen ist. [EU, 2009c] Sie ersetzt zum 01.01.2012 die derzeitigen Instrumente zur Förderung Erneuerbarer Energien (Strom-Richtlinie 2001/77/EG und Biokraftstoff-Richtlinie 2003/30/EG). Die Richtlinie bildet für die drei Sektoren Stromerzeugung, Wärme/Kälte und Verkehr unter Nennung von rechtlich verbindlichen Zielen einen Schwerpunkt des Legislativpakets. [BMU, 2009] Mit der Richtlinie des EU-Parlaments und des Rates wird das Ziel gesetzt, 20 % des Endenergieverbrauchs aus Erneuerbaren Energien sowie einen Mindestanteil von 10 % Erneuerbarer Energien im Verkehrssektor im Jahr 2020 zu erreichen. Dieses Ziel soll durch verbindliche nationale Ziele konkretisiert sowie im Rahmen von nationalen Aktionsplänen mit Angabe der Verteilung auf die jeweiligen Sektoren Strom, Wärme/Kälte und Transport umgesetzt werden. Die Mitgliedstaaten wurden durch die 80/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Richtlinie dazu verpflichtet, bis zum 30.06.2010 nationale Aktionspläne (EAP) zur Umsetzung ihrer Ziele zu erstellen und der Kommission regelmäßig über deren Erfüllung zu berichten. [IEP, o.J.c] In der Richtlinie werden zudem differenzierte nationale Gesamtziele der Mitgliedstaaten für den Anteil von Erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch im Jahr 2020 festgelegt, die sich an den jeweiligen Ausgangswerten im Jahr 2005 und jeweiligen nationalen Potenzialen orientieren. [BMU, 2009] Für 2020 differieren die nationalen Ziele der EU-Mitgliedstaaten von 10 % für Malta bis 49 % für Schweden. [BMU, 2009] Wie die einzelnen Länder ihre Ziele erreichen, bleibt ihnen überlassen. [EE, 2011] Aus den Aktionsplänen wird jedoch deutlich, dass die jeweils genutzten Technologien nicht nur von den natürlichen Ressourcen und geographischen Eigenschaften eines Landes abhängen, sondern auch und in entscheidendem Maße vom politischen Willen und der strategischen Ausrichtung der nationalen Regierungen. Wie die EU-Kommission mitteilte, haben es die vier EUMitgliedstaaten Polen, Ungarn, Estland und Belgien nicht geschafft, ihre Aktionspläne fristgerecht bis Ende Dezember 2010 einzureichen oder in nationales Recht umzuwandeln. [EE, 2011] 3.2.3.2. Energieeffizienz Im Rahmen des Klima- und Energiepakets hat sich die EU auf eine Minderung des Primärenergieverbrauchs gegenüber einer vorher fixierten Trendentwicklung festgelegt: Bis 2020 soll Referenzszenario 20 % weniger ohne Primärenergie Regulierung. Die verbraucht werden Notwendigkeit zur als in einem Steigerung der Energieeffizienz wurde durch die EU-Kommission bereits im Jahr 2006 durch den „Aktionsplan für Energieeffizienz“ thematisiert. [EU-Kommission, 2006b] Im März 2007 wurde das Einsparziel in Höhe von 20 % vom Europäischen Rat beschlossen, und entspricht dem im Grünbuch der EU-Kommission über Energieeffizienz vom Juni 2005 genannten Potenzial an Energieeinsparung. Demnach sollen vor allem die Energieeffizienz im Verkehr sowie bei Geräten und Gebäuden verbessert werden. [BMWi, 2007a] Durch die Nennung im Energieaktionsplan wurde die Dringlichkeit europäischen Handelns in diesem Bereich nochmals verdeutlicht. Auch der Kommissionsvorschlag zur Zweiten Überprüfung der Energiestrategie vom November 2008 stellte Energieeffizienz in den Mittelpunkt der Bemühungen, da durch Erfolge in diesem Sektor die energiepolitischen EU-Ziele Nachhaltigkeit, Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit gleichermaßen erreicht werden können. [EU-Kommission, 2008a] Durch die Vorlage einer neuen Gebäuderichtlinie und neuer Effizienzverordnungen hatte dieses Gesetzgebungspaket einen deutlichen Schwerpunkt auf der Steigerung der Energieeffizienz. [IEP, 2010b] Insgesamt sind die Maßnahmen der EU im Bereich Energieeffizienz sehr vielfältig und lassen sich grob differenzieren nach den Bereichen Stromerzeugung, Verkehr, Gebäude, 81/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Geräte und Hinweise für private und öffentliche Verbraucher. Eine Verringerung des Nutzenergiebedarfs durch Verhaltensänderung oder bessere Ausstattung bspw. von Gebäuden spielt bei den bisherigen Vorschlägen auf europäischer Ebene eine zentrale Rolle. In diesem Bereich existieren mehrere Detailrichtlinien, die sich auf einzelne Prozesse und Gerätetypen beziehen (bspw. Haushalt, Gebäude, Energiedienstleistungen) und Verbrauchsstandards spezifischer Produktgruppen festlegen. Zur Bündelung der Einzelmaßnahmen soll bereichsübergreifend mittels eines Aktionsplans gewährleistet werden, dass die Energieeffizienz in der EU kontinuierlich zunimmt. Durch die europäische Richtlinie 2006/32/EG über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen wurde jeder EU-Mitgliedstaat zu einer Einsparung von Endenergie von 9 % im Zeitraum von Januar 2008 bis Dezember 2016 verpflichtet. Die Mitgliedstaaten sind verpflichtet jährliche Aktionspläne vorzulegen, erstmals im Sommer 2007. [EU, 2006b] Anfang März 2011 hat die EU-Kommission ihren Energieeffizienzplan 2011 vorgestellt. Darin skizziert sie ihre Pläne zur weiteren Verringerung des Energieverbrauchs in der EU mit Schwerpunkten im Gebäudebereich und in der Industrie. [EU-Kommission, 2011c] Im Laufe des Jahres will die EU-Kommission konkrete Rechtsetzungsvorschläge zum Energieeffizienzplan 2011 vorgelegen. KraftKraft-WärmeWärme-Kopplung (KWK) Im Bereich der Stromerzeugung spielt die Verbesserung der Primärenergieausnutzung durch Kraft-Wärme-Kopplung eine entscheidende Rolle zur Steigerung der Energieeffizienz. Die Richtlinie 2004/8/EG über die Förderung einer am Nutzwärmebedarf orientierten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiebinnenmarkt dient der Erleichterung des Baus und des Betriebs von KWK-Anlagen zur Einsparung von Energie und zur Bekämpfung des Klimawandels. Die Richtlinie zielt darauf ab, gemeinsame und transparente Rahmenbedingungen zu schaffen, um dort, wo Nutzwärmebedarf vorliegt oder absehbar ist, den Bau von KWK-Anlagen zu fördern und zu erleichtern. [EU, 2004] Mittel- bis langfristig gesehen soll die Richtlinie den notwendigen Rahmen schaffen, in dem eine hocheffiziente KWK durch Senkung der Emissionen von CO2 und anderen Schadstoffen zur nachhaltigen Entwicklung beitragen kann. [Europa, 2009b] Um Investitionsanreize zu setzen, wird die Wärmeleistung von KWK-Anlagen im Rahmen der ETS-Richtlinie durch eine freie Zuteilung von Zertifikaten gefördert. [EU, 2009d] 3.2.3.3. Treibhausgasemissionen Europäisches Emissionshandelssystem Emissionshandelssystem (ETS) Das Ende Dezember 2008 vom Europäischen Parlament verabschiedete Energie- und Klimapaket umfasst neben anderen Bestandteilen auch die Richtlinie 2009/29/EG, welche die Regelungen über die dritte Phase des europäischen Emissionshandels82/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa systems (ETS) festlegt, die ab 2013 startet. [EU, 2009d] Zentrale Änderungen im ETS betreffen die Art der Zuteilung der Zertifikate, die sektorale Abdeckung und die Zahl der berücksichtigten Treibhausgase. Gemäß Richtlinie wird der Emissionshandel ab 2013 von der nationalstaatlichen auf die europäische Ebene verlagert. An Stelle der 27 Nationalen Allokationspläne wird es ein europäisches Emissionsbudget und harmonisierte Regeln auf europäischer Ebene geben. Zertifikate für die Stromerzeugung müssen ab 2013 zu 100 % über Auktionierung erworben werden. Die EU-weite Gesamtobergrenze für CO2-Emissionen, welche durch die EU Kommission vorgegeben wird, wird im Jahr 2013 nur noch 1,97 Mrd. t CO2 betragen. [Schafhausen, 2009] Die Emissionen der am ETS beteiligten Sektoren sollen ab 2013 gegenüber dem Durchschnitt der Jahre 2008-2012 um jährlich 1,74 % gesenkt werden, um sie schließlich im Jahr 2020 auf 1,72 Milliarden Tonnen oder 79 % der Emissionen des Jahres 2005 zu begrenzen. Sofern ein internationales Klimaschutzabkommen in Kraft tritt, könnten gemäß Richtlinie 2009/29/EG bis zu 50 % der Minderungen durch CDMMaßnahmen erbracht werden. [EU, 2009d] Neben begrenzten Ausnahmen von der Vollauktionierung für einzelne Beitrittsländer, die jedoch zu Lasten der jeweiligen Mitgliedstaaten gehen (sogenanntes „phase in“), wurde im Rahmen der Verhandlungen zum EU-Klimaschutzpaket auch für das Emissionshandelsdossier der EU - in Anlehnung an den Gedanken des „effort sharing“ - ein Solidaritätsmechanismus vereinbart. Demnach werden die zur Auktionierung vorgesehenen Emissionszertifikate nach einem festgelegten Verteilungsschlüssel auf die EU-Mitgliedstaaten wie folgt verteilt [Schafhausen, 2009]: - 88 % nach den Emissionsanteilen der Mitgliedstaaten im Jahr 2005, - 10 % entsprechend dem unveränderten Umverteilungsvorschlag der Europäischen Kommission vom 23. Januar 2008, 2 % auf Mitgliedstaaten, die zwischen 1990 und 2005 eine um 20 % niedrigere - Treibhausgasbilanz nachweisen können. Im Rahmen des ETS werden europaweit die Emissionsziele für die Großemittenten festgelegt. Zusätzlich dazu wurden mit der Entscheidung 406/2009/EG für die Emissionen aller anderen Bereiche nationale Ziele für das Jahr 2020 bestimmt. Während die weiter entwickelten Länder ihre Emissionen in diesen Bereichen bis 2020 verringern müssen, können vor allem die osteuropäischen Beitrittsländer ihre Emissionen bis 2020 noch steigern. [EU, 2009f] Das Klimaschutzpaket schafft zudem die Grundlage für eine Erhöhung der Emissionsreduktionsziele von 20 % auf 30 %, sofern ein internationales Klimaschutzübereinkommen verabschiedet wird, in dessen Rahmen auch andere Industrie- und Entwicklungsländer einen angemessenen Beitrag zur Begrenzung der globalen Emissionen leisten. 83/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Abtrennung und geologischen Speicherung von CO2 im Prozess Prozess der Stromerzeugung (CCS(CCS-Technologien) Neben den Regelungen zur dritten Phase des ETS beinhaltet das Ende Dezember 2008 vom EU-Parlament verabschiedete Energie- und Klimapaket auch die Richtlinie 2009/31/EG des EU-Parlaments und des Rates über die geologische Speicherung von Kohlendioxid. [EU, 2009e] Die europäische CCS-Richtlinie ist im Juni 2009 in Kraft getreten und bildet die Grundlage für die Einführung von CCS-Technologien in der EU. Über die CCS-Richtlinie wird zugleich die Aufnahme von CO2 - bzw. CCS-Aspekten in andere Richtlinien geregelt, darunter auch die Großfeuerungsanlagen-Verordnung (GFVO) [2001/80/EG, BImSch-Gesetz]. Über die Änderung der GFVO wird geregelt, dass zukünftige Kraftwerke bei der Genehmigung nachrüstfähig sein müssen („capture ready“). Die ursprünglich diskutierte Verpflichtung, neue Kraftwerke als CCS-Anlagen zu errichten, wurde nicht weiter verfolgt. Nach Art. 39 der Richtlinie müssen die erforderlichen Rechts- und Verwaltungsvorschriften im Frühjahr 2011 spätestens zwei Jahre nach ihrer Veröffentlichung in den Mitgliedstaaten umgesetzt werden. [Viebahn et al., 2009] Neben vielen anderen hat auch Deutschland diese Vorgabe noch nicht erfüllt. Von den Änderungen der GFVO sind die Genehmigung der Errichtung und des Betriebs neuer Feuerungsanlagen mit einer elektrischen Nennleistung größer 300 MW betroffen. Die Änderung der GFVO bezieht alle Arten von Brennstoffen mit ein. Die EU-Mitgliedstaaten haben gemäß [Viebahn et al., 2009] sicherzustellen: - „dass auf dem Betriebsgelände genügend Platz für die Anlagen zur Abscheidung und Kompression von CO2 freigehalten wird“, - „dass nachgewiesen wurde, ob geeignete Speicherstätten verfügbar sind, die technische und wirtschaftliche Machbarkeit der Transportnetze gegeben ist und eine Nachrüstung der CO2-Abscheidung technisch und wirtschaftlich machbar ist.“ Die Novellierung der ETS-Richtlinie (2003/87/EC) sichert die volle Aufnahme von vermiedenem „CCS-CO2“ in das ETS. Entsprechend der Menge des gespeicherten CO2 sind keine Emissionszertifikate nachzuweisen. Die EU-Mitgliedstaaten können aus nationalen Versteigerungserlösen des Emissionshandels die Modernisierung des Kraftwerksparks zwischen 2013 und 2016 durch Investitionszuschüsse (maximal 15 % der gesamten Investitionssumme) fördern. Dies trifft ausschließlich auf Kraftwerke zu, die „CCS-ready“ konstruiert sind. [Schafhausen, 2009] Hinsichtlich der europäischen CCS-Potenziale kommt eine Studie im Auftrag der EUKommission („Europe-wide CO2 Infrastructure Feasibility Study“) zu dem Ergebnis, dass die gesamteuropäische Speicherkapazität für CO2 aus Europa zwar ausreiche, diese national aber sehr unterschiedlich verteilt sei, so dass der Aufbau einer grenz84/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa übergreifenden Infrastruktur notwendig sei. Das größte Speicherpotenzial liege im Offshorebereich der Nordsee. [iz Klima, 2010a] Dementsprechend erklärte die EUKommission in ihrem Energieinfrastrukturpaket bis 2020, dass die Implementierung einer gesamteuropäischen CO2-Transportinfrastruktur dringend notwendig sei, da nicht alle Mitgliedstaaten über ausreichende Speicherpotenziale für das abzuscheidende CO2 verfügen. [iz Klima, 2010b] 3.2.4 Zusammenfassung zur integrierten EUEU-Energiepolitik Nachstehende Tabelle 3-1 gibt eine Übersicht über zentrale Ziele, Gesetzgebung, Wirkrichtung und Themen der integrierten EU-Energiepolitik und verdeutlicht deren Komplexität. Dementsprechend hat auch der dieses Thema betreffende gemeinschaftliche Rechtsbestand in den vergangenen Jahren erheblich zugenommen. Bereits Ende 2004 belief er sich auf rund 1.900 Seiten. Hinzu kommen unverbindliche Rechtsbehandlungen, Leitlinien, Mitteilungen und Empfehlungen sowie Grün– und Weißbücher. Eine weitere Zunahme wird mit der Umsetzung der europäischen Energiestrategie, des Infrastrukturpaketes und des Energieeffizienzplans einhergehen. Trotz der hohen Bedeutung der europäischen Energiepolitik fehlt es der europäischen Energiepolitik jedoch an Kohärenz. Basis für Investitionen in die Weiterentwicklung des europäischen Elektrizitätsmarktes ist die Umsetzung der EU-Gesetzgebung auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten. Diesbezüglich bemängelt die EU-Kommission, dass Energiepolitik immer noch als eine primär nationale Aufgabe angesehen wird und die europäische Politikebene vernachlässigt wird. Die größten Defizite des europäischen Energiemarktes sieht die EU-Kommission darin, dass [EU-Kommission, 2010a]: - der Energiemarkt nach wie vor stark fragmentiert ist und es zu viele Hemmnisse gibt, die einem fairen Wettbewerb entgegenstehen, - dass die Versorgungssicherheit gefährdet ist, da es nach wie vor Verzögerungen bei dem notwendigen Infrastrukturausbau und auch bei der Umsetzung des technischen Fortschritts gibt, - dass die Anstrengungen der Mitgliedstaaten zur Steigerung der Energieeffizienz völlig unzureichend sind. In ihrem Bericht vom März 2010 über die Fortschritte bei der Realisierung des Erdgasund Elektrizitätsbinnenmarktes weist die EU-Kommission darauf hin, dass die Umsetzung der auf europäischer Ebene verabschiedeten Richtlinien von den EUMitgliedstaaten immer wieder herausgezögert wird und vielfach nicht einmal die dem dritten Energiebinnenmarktpaket vorangehenden Regelungen umgesetzt wurden. 85/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Tabelle 3-1: Integrierte EUEU-Energiepolitik im Bereich Bereich Elektrizität Versorgungssicherheit Zentrale Wettbewerbsfähigkeit Nachhaltigkeit Energy Strategie 2020 (vorgelegt Nov. 2010) Gesetzge Gesetzgebung Energy Infrastrukturpaket 3. Energiebinnenmarktpaket Klima-Energie-Paket (vorgelegt Nov. 2010) (verabschied. Jul. 2009) (verabschiedet Dez. 2008) Zentrales Schaffung eines EU-weiten Stärkung des Wettbewerbs Erreichung ambitionierter Ziel Elektrizitätsmarktes mit im Elektrizitätsbinnenmarkt Ziele im Bereich des Umwelt- einem hohen Grad an und Klimaschutzes Versorgungssicherheit Zentrale Stromaustausch/ –handel Harmonisierung des Beeinflussung der nationalen Wirkrich Wirkrichtung über Ländergrenzen ordnungspolitischen Energiepolitiken im Hinblick hinweg: zwischen Rahmens und auf Klima/Umweltschutz Regionen, EU-weit, EU- Gewährleistung einer übergreifend wirksamen Regulierung Zentrale EUROPÄISCHES MARKET/PRICE COUPLING: ENERGIEEFFIZIENZ: Themen VERBUNDNETZ: Ausbau und Verbesserung Steigerung der Ausbau des europäischen des grenzüberschreitenden Energieeffizienz um 20 % bis Stromnetzes und der europäischen Stromhandels 2020 im Vergleich zum transnationalen Szenario „Business as usual“, UNBUNDLING: Netzverknüpfungen Verbesserung der Drei Optionen zur stärkeren • Intelligente/effiziente Entflechtung der Elek- Verteilung des regional trizitätsmärkte auf Ebene erzeugten Stroms der Transport-/Fern- innerhalb Europas leitungsnetzbetreiber Primärenergieausnutzung bei der Stromerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung ERNEUERBARE ENERGIEN: Steigerung des Anteils • Leitung des offshore REGULIERUNG: Erneuerbarer Energien am erzeugten Windstroms Stärkung der in die Unabhängigkeit und Verbrauchszentren und Harmonisierung von Anbindung an Befugnissen nationaler TREIBHAUSGASEMISSIONEN: europäische Regulierungsstellen Minderung der Endenergieverbrauch auf Wasserkraftspeicher Treibhausgasemissionen um ACER: • Erschließung von 20 % 20 % gegenüber dem Niveau Einrichtung einer von 1990, großvolumigen europäischen Behörde zur Importmöglichkeiten Koordinierung der für Solarstrom aus Regulierungstätigkeit der Nordafrika nationalen Start der dritten Phase des ETS ab 2013, Einsatz von CCS-Technologien als Brückentechnologie Regulierungsstellen Im Juni 2009 hatte die Vertragsverletzungsverfahren bestimmungen eingeleitet, EU-Kommission wegen weil diese gegen Nichtumsetzung die aus dem 25 EU-Mitgliedstaaten von Elektrizitätsmarkt- Jahr 2003 stammenden Binnenmarktrichtlinien noch nicht oder nicht korrekt in nationales Recht umgesetzt 86/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa hatten. [EU-Kommission, 2010e] Die im Juni 2009 verabschiedeten Richtlinien des dritten EU-Binnenmarktpakets verlangen von den Mitgliedstaaten eine Umsetzung in nationales Recht bis März 2011. Energiekommissar Günther Oettinger erklärte Anfang März, dass die EU nach der Sommerpause mit Verfahren wegen Verletzung von EUVerträgen beginnen werde, damit die neuen Energiegesetze zügig umgesetzt werden. [Verivox, 2011a] Der Weiterentwicklung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes stehen auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten starke nationale Kräfte entgegen. Interessenkonflikte zwischen den EU-Mitgliedstaaten wurden bereits bei der Diskussion um den Energieaktionsplans im Europäischen Rat im Frühjahr 2007 ausgehandelt. Insbesondere diejenigen Staaten wehrten sich gegen tiefgreifende Einschnitte in die Struktur ihrer nationalen Märkte, deren nationale Märkte von einzelnen wenigen großen Unternehmen mit teils globalen Interessen geprägt sind. [IEP, 2009b] Im Zusammenhang mit der Verabschiedung des dritten Energiebinnenmarktpakets hat insbesondere die Diskussion der Entflechtungsoptionen aufgezeigt, dass sich die Regierungen der EU-Mitgliedstaaten vielfach dem Wohlergehen der nationalen Energieversorgungsunternehmen stärker verpflichtet fühlen als der Weiterentwicklung des Wettbewerbs und dem allgemeinen Verbrauchernutzen. Zwar befürworten die Regierungen, insbesondere der großen europäischen Bruttostromerzeugungsländer, die europäischen Ziele zur Energiemarktliberalisierung. Hinsichtlich der Umsetzung europäischer Richtlinien steht aber vielfach die Förderung der nationalen Energiewirtschaft im Vordergrund. Um Wettbewerbsvorteile zu schaffen nutzen die Regierungen der EU-Mitgliedstaaten ihren politischen Einfluss auf EU-Ebene (Konsensprinzip) und Gestaltungsspielräume bei der nationalen Gesetzgebung zu ihren Gunsten. Diese Verhaltensweise zeigt sich auch hinsichtlich der Entwicklung der Konzentration europäischer Erzeugungskapazitäten: Die Förderung nationaler „Champions“ scheint in manchen Ländern mit starken, international engagierten Energiekonzernen wie z.B. Deutschland und Frankreich Vorrang vor der Entwicklung eines wirksamen Wettbewerbs zu haben. 3.3 Auswirkungen der integrierten EUEU-EnergieEnergiepolitik auf Investitionen im Stromsektor Aufbauend auf der Darstellung im vorigen Abschnitt wird nachfolgend skizziert, welche Auswirkungen die integrierte EU-Energiepolitik auf Investitionen im Stromsektor innerhalb Europas - insbesondere aus Sicht der befragten Experten - hat. 3.3.1 Versorgungssicherheit Unter den verschiedenen Aktivitäten, die innerhalb der EU-Energiepolitik einer Stärkung der Versorgungssicherheit dienen, hat der Ausbau des europaweiten Verbundnetzes eine besondere Bedeutung für die Investitionen im Stromerzeugungs87/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa sektor. Einerseits ermöglicht ein stärkeres Netz höhere Stromtransporte zwischen benachbarten und auch weiter entfernten Ländern, so dass Kraftwerksausfälle in Zukunft vermehrt auch durch Reserveleistung aus anderen Ländern abgesichert werden können. Andererseits stellt ein verstärktes und erweitertes Stromnetz eine Voraussetzung dafür dar, dass Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in großem Umfang in dafür besonders geeigneten Regionen wie z.B. der Nordsee oder in Spanien produziert und bei Überproduktion zentral in großen Pumpspeicherseen gespeichert werden kann. „Nebenbei“ trägt der Netzausbau auch dazu bei, dass europaweiter Stromhandel physisch betrieben werden kann und der Wettbewerb auf den Strommärkten gestärkt wird. Im diesem Kapitel wird die aktuelle EU-Politik zur Förderung des Verbundnetzausbaus anhand von zwei Aktivitäten, nämlich der Förderung der Finanzierung und der Beschleunigung der Genehmigungsverfahren, etwas näher beschrieben. Abschließend folgen die Darstellung der Expertenmeinungen zur derzeitigen Geschwindigkeit beim Ausbau der grenzüberschreitenden Stromnetze und ein kurzes Zwischenfazit. 3.3.1.1. Finanzierung der Netzinfrastrukturen ENTSO-E geht in seinem im Juni 2010 vorgelegten 10-Jahres-Netzplan davon aus, dass allein zur Weiterentwicklung des europäischen Stromnetzes innerhalb der nächsten fünf Jahre 23 bis 28 Milliarden Euro investiert werden müssen. [BMWi, 2010a] Demnach müssen die Netzbetreiber 40.000 Kilometer an Übertragungsleitungen neu legen oder renovieren. Das entspricht etwa 14 % des europäischen Übertragungsnetzes. Notwendige nationale und lokale Investitionen sind dabei nicht mit einge- rechnet. [EE, 2011] Die gesamten Investitionen in die Energieinfrastruktur bis zum Jahre 2020 werden von der EU-Kommission auf rund 200 Milliarden Euro geschätzt. Hinzu kommen geschätzte Investitionen für den Aufbau eines flächendeckenden Smart Grid in Höhe von rund 80 Milliarden Euro bis 2020. [EU-Kommission, 2010b] Bislang förderte die EU Investitionen in Netzinfrastrukturen über das Programm „Transeuropäische Energienetze“ (TEN-E). Die ersten Leitlinien für die Förderung transeuropäische Energienetze (TEN-E) auf EU-Ebene wurden 1996 erlassen. 2003 wurden die TEN-E-Leitlinien grundlegend überarbeitet. Dabei wurde der Fokus auf die Förderung von Vorhaben gelegt, die grenzübergreifend angelegt sind oder sich wesentlich auf die grenzüberschreitende Übertragungs-/Fernleitungskapazität auswirken. Da die vorhandenen Kapazitäten der Stromverbindungsleitungen angesichts der Zunahme des Elektrizitätsaustauschs und -handels als unzureichend betrachtet wurden, vereinbarten Europäischen Rates die Staats- vom und März Regierungschefs auf 2002, die dass der Tagung Kapazität des der Stromverbindungsleitungen in jedem EU-Mitgliedstaat bis 2005 mindestens 10 % seiner installierten Erzeugungskapazität erreichen sollte. [EU Kommission, 2008c] 88/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Im Mai 2010 wurde eine interne Evaluation der TEN-E-Projekte vorgelegt. Der Bericht zeigte auf, dass sich zahlreiche Projekte verzögerten oder nicht umgesetzt werden konnten und verwies auf die Notwendigkeit, sich im Hinblick auf den Infrastrukturausbau auf eine begrenzte Zahl von Projekten mit europäischer Bedeutung zu konzentrieren und die strategischen Ziele der EU Infrastrukturpolitik besser zu spezifizieren. [EU-Kommission, 2010d] Derzeit geht die EU-Kommission davon aus, dass nur etwa 50 % der erforderlichen Investitionen in Energietransportnetze von privaten Unternehmen über den Kapitalmarkt bereitgestellt werden können. Für die Finanzierungslücke in Höhe von rund 100 Milliarden Euro, die u.a. auf Verzögerungen bei der Erteilung der erforderlichen Umwelt- und Baugenehmigungen, auf schwierige Finanzierung, einen Mangel an geeigneten Instrumenten für die Risikobegrenzung, inhärente Risiken neuer Technologien und einen Mangel an öffentlicher Akzeptanz zurückzuführen ist, wird nach Ansicht der EU-Kommission eine öffentliche Absicherung benötigt. Zudem werden einige prioritäre Netzverbindungen nicht allein über Nutzungsgebühren finanziert werden können und benötigen eine öffentliche Förderung. [EU-Kommission, 2010b] Im Juni 2011 will die EU-Kommission daher neue Finanzierungsinstrumente für die Projekte von vorrangigem europäischem Interesse vorschlagen. [EurActiv, 2010a] Um einen stabilen Finanzierungsrahmen zu schaffen schlägt die EU-Kommission gemäß Infrastrukturpaket darüber hinaus zum Einen die Mobilisierung privater Finanzmittel durch eine weitere Verbesserung der Regeln für die Kostenzuweisung vor. Für eine vollständige Integration der europäischen Energienetze müssen zudem aus Sicht der EU-Kommission Anreize für Übertragungsnetz- oder Fernleitungsnetzbetreiber gesetzt werden, in Netze außerhalb ihres Gebiets zu investieren. Diesbezüglich plant die EU-Kommission für 2011, Leitlinien oder einen Legislativvorschlag zur Kostenzuweisung bei großen technisch komplexen oder grenzübergreifenden Projekten durch Tarif- und Investitionsregeln vorzulegen. Hierzu müssen sich die nationalen Regulierungsbehörden auf gemeinsame Grundsätze für die Kostenzuweisung von Verbundinvestitionen und die entsprechenden Tarife einigen. [EU-Kommission, 2010b] Zum Anderen schlägt die EU-Kommission eine Optimierung der Mobilisierung öffentlicher und privater Finanzmittel und eine Abmilderung des Investorenrisikos durch die EU vor. 3.3.1.2. Beschleunigung des Netzausbaus Eine besondere Herausforderung für die neue Infrastrukturpolitik der EU stellen die sehr langwierigen Genehmigungsverfahren dar, die den Infrastrukturausbau be- oder verhindern können. Um das Ausbau- bzw. Modernisierungstempo des europäischen Verbundnetzes zu beschleunigen, erwägt die EU-Kommission daher die Umsetzung von vereinfachten und beschleunigten Genehmigungsverfahren für Energieinfrastrukturprojekte von europäischem Interesse. Nach diesem „European 89/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Interest regime“ soll ein vereinfachtes Genehmigungsverfahren möglich sein, wenn ein Projekt im europäischen Interesse liegt. [EurAktiv, 2010a] In ihrem Infrastrukturpaket schlägt die EU-Kommission folgende Maßnahmen vor, um die Entscheidungsfindung zu verbessern [EU-Kommission, 2010b]: - Einrichtung einer Kontaktbehörde („einzige Kontaktstelle“) für jedes Projekt von europäischem Interesse, die als einzige Schnittstelle zwischen Projektentwicklern und den auf nationaler, regionaler und/oder lokaler Ebene beteiligten Behörden fungiert und für die Koordinierung des gesamten Genehmigungsverfahrens und die Übermittlung der notwendigen Informationen an die Beteiligten zuständig ist, - Einführung einer Frist für die endgültige positive oder negative Entscheidung der zuständigen Behörde, - Frühzeitige und effektive Einbeziehung der Öffentlichkeit in den Entscheidungsprozess unter Einbezug von Mindestanforderungen hinsichtlich der Entschädigung der betroffenen Bevölkerung, - Ausarbeitung von Leitlinien zur Steigerung der Transparenz und Vorhersehbarkeit des Prozesses für alle Beteiligten (Ministerien, lokale und regionale Behörden, Projektentwickler und betroffene Bevölkerung), - Möglichkeiten prüfen, Belohnungen oder Anreize, auch finanzieller Art, für Regionen oder Mitgliedstaaten einzusetzen, die die fristgerechte Genehmigung der Projekte von europäischem Interesse erleichtern. Die Umsetzung dieser Maßnahmen stellt jedoch einen starken Eingriff in das Planungsrecht der EU-Mitgliedstaaten dar und berührt Beteiligungsrechte von Betroffenen und der Öffentlichkeit, „die insbesondere in der auf dem internationalen Århus-Übereinkommen basierenden EU-Richtlinie zur Beteiligung der Öffentlichkeit bei der Ausarbeitung umweltbezogener Pläne und Programme verankert sind.“ [EurAktiv, 2010b] 3.3.1.3. Expertenmeinungen Expertenmeinungen zur Geschwin Geschwindigkeit des Netzausbaus Auf die Frage „Halten Sie die derzeitige Geschwindigkeit beim Ausbau der grenzüberschreitenden für Stromnetze in Deutschland/ihrem Land ausreichend?“ erhielten wir 14 Antworten, darunter vier Antworten für andere EULänder. Während die Meinung der deutschen Experten weit überwiegend „nicht ausreichend“ lautete, kam von den drei ausländischen Experten die Aussage, dieses Thema werde in zwei Ländern aktuell nicht diskutiert und im dritten Land sei die Geschwindigkeit des Ausbaus ausreichend und vorrangiges Problem wäre die Dezentralisierung von Erzeugung und Lastmanagement. Lediglich der polnische 90/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Experte sieht größere Defizite, er begründet diese mit mangelndem Interesse seitens der Nachbarn und mit großen Schwierigkeiten beim Bau neuer Trassen innerhalb Polens. Mehrere positive Aussagen, die Geschwindigkeit des Ausbaus der grenzüberschreitenden Stromnetze sei ausreichend, kamen aus der Gruppe der Arbeitnehmervertreter, die einen schnelleren Ausbau mit einer Erhöhung des Wettbewerbsdrucks auf die regionalen und kommunalen Stromversorger oder die Beschäftigten in den EVU verbinden. Dieselben Experten haben aber auch Verständnis für die Sicht insbesondere der stromintensiven Industrie geäußert, die sich einen schnelleren Netzausbau wünscht, um kostengünstigen Strom aus anderen EU-Ländern importieren zu können. Überwiegend wird jedoch die Meinung vertreten, die Geschwindigkeit des grenzüberschreitenden Netzausbaus sei in Deutschland nicht ausreichend, um die hohen deutschen Ziele der EE-Stromversorgung zu erreichen. Der Netzausbau müsse in Deutschland und in ganz Europa mit dem EE-Ausbau abgestimmt und dazu ein realistischer zeitlicher Fahrplan erarbeitet werden. Gleichzeitig wird eine gesamteuropäische Systemoptimierung angemahnt. Die Leitungsverbindung zwischen allen relevanten Erzeugungsstandorten und Verbrauchsschwerpunkten sei notwendig. „Die Strukturen der benachbarten EU-Länder müssen zusammenwachsen.“ Von der EU werden Vorgaben zur Umsetzung des Infrastrukturausbaus und die Einführung von Instrumenten zur Kontrolle der Zielerreichung erwartet. Das gilt auch für die Entwicklung internationaler Regulierungskonzepte für Investitionskosten und Netznutzungsgebühren für europäische/internationale Transitstrecken. Es wurde auch die Sorge geäußert, dass die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Netzstrecken, die für den Stromtransit benötigt werden, noch geringer sein wird als die Akzeptanz für Netztrassen, die ausschließlich der inländischen Stromversorgung dienen. Bei aller Unzufriedenheit mit der Geschwindigkeit des grenzüberschreitenden Netzausbaus wird aber auch von mehreren Experten zu einem vorsichtigen Vorgehen geraten. Zunächst müsse die grundsätzliche Frage geklärt werden, welche Netzebene vorrangig gefördert werden soll bzw. wo die Fördermittel am effizientesten eingesetzt werden können. Investitionen in das Verteilnetz/Smart Grids auf der Verteilnetzebene könnten bessere, da kostengünstigere Lösungen zum Ausgleich von Stromerzeugung und –nachfrage bieten als der Ausbau von Overlay-Netzen, Kuppelstellen und Übertragungsnetzen. Durch eine zunehmende Dezentralisierung der Energieerzeugung und den Ausbau von Fernwärme- und Fernkältenetzen könne sich die Notwendigkeit für den Ausbau grenzüberschreitender Stromnetze in Deutschland/Europa in mittelbis langfristiger Perspektive gegenüber heute deutlich verändern. 91/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Insgesamt ergibt sich aus den Antworten der Experten ein sehr differenziertes Bild der Problematik des grenzüberschreitenden Netzausbaus. Kann man für die Vergangenheit vielleicht mangelndes politisches Bewusstsein für die Bedeutung des Netzausbaus für dessen zögerliche Entwicklung verantwortlich machen, so stehen in der Gegenwart und Zukunft stärker „echte“ Probleme auf der politischen Agenda, die nicht einfach zu lösen sind. Einander widerstrebende nationale Interessen sowie unterschiedliche ökonomische Interessen der verschiedenen Konzerne und Industrien werden vermutlich dafür sorgen, dass eine weiterhin langsame Geschwindigkeit beim internationalen Netzausbau die Entwicklung des europäischen Stromhandels sowie die großräumige Integration der EE-Potenziale nicht optimal unterstützen, sondern eher verzögern wird. 3.3.1.4. Zwischenfazit „Versorgungssicherheit“ Die energiewirtschaftliche Einschätzung, dass ein stärkerer Ausbau des europäischen Verbundnetzes für den Aufbau einer in Zukunft stärker auf EE basierenden Stromversorgung Instrumente notwendig zur Förderung ist der und deshalb die Finanzierung Umsetzung und zur geeigneter EU- Beschleunigung der Genehmigungsverfahren sinnvoll sind, wird von den Autoren der Studie und von den meisten der interviewten Experten geteilt. Allerdings kommen aus der Praxis der Experten doch erhebliche Zweifel an einer raschen Umsetzung und zielgerichteten Wirksamkeit der EU-politischen Instrumente. Individuelle Erfahrungen, dass nationalstaatlich orientierte Politik und wirtschaftliche Interessen großer Unternehmen „vernünftige“ Maßnahmen verhindern oder verzögern, führen zu einer skeptischen Grundhaltung gegenüber der EU-Energiepolitik. Nach Einschätzung der Autoren der Studie ergibt sich daraus eine Situation, in der die hier diskutierten Maßnahmen der EU-Energiepolitik mit dem Fokus „Versorgungssicherheit“ keine spürbaren Auswirkungen auf das Investitionsklima im deutschen Sektor Stromerzeugung haben: Von den diskutierten Maßnahmen werden mittelfristig zu Investitionsanreiz wenig Auswirkungen entstehen könnte. erwartet, Gleichzeitig als dass daraus ist allerdings in ein echter der Praxis festzustellen, dass in Deutschland derzeit eine beachtliche Zahl von Kraftwerken und EE-Anlagen gebaut oder geplant werden. Von den Bauherren werden das vorhandene Übertragungsnetz und seine voraussichtliche Weiterentwicklung anscheinend als „ausreichend“ oder zumindest nicht als Hinderungsgrund für ihre Investitionen angesehen. Dort, wo Investitionsvorhaben der Stromerzeugung in Frage gestellt oder sogar gestoppt werden, werden von den Investoren vorrangig andere Gründe genannt als eine unzureichende Entwicklung des gesamteuropäischen Übertragungsnetzes. 92/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa 3.3.2 Wettbewerbsfähigkeit Mit der Liberalisierung der Energiemärkte verfolgt die EU seit nunmehr fast 15 Jahren in erster Linie das Ziel einer preisgünstigen Energieversorgung für die Konsumenten. Insbesondere die europäische Industrie soll durch niedrige Energiepreise in ihrer Wettbewerbsfähigkeit auf dem Weltmarkt unterstützt werden. Niedrige Energiepreise sollen wiederum durch europaweiten Wettbewerb zwischen Energieerzeugern und Energieverkäufern hervorgerufen werden. Dazu wurden und werden unter anderem der grenzüberschreitende Stromhandel gefördert, die Netznutzung reguliert und Stromerzeuger und Netzbetreiber entflochten (Unbundling). Aus der Fülle der energiepolitischen Aktivitäten der EU zu diesem Thema werden im Folgenden beispielhaft einzelne wichtige Maßnahmen zur Kopplung nationaler Strommärkte, sowie zur Harmonisierung der Regulierung und zum Unbundling kurz vorgestellt und bezüglich ihrer Auswirkungen auf das Investitionsklima in der Stromerzeugung beschrieben. Außerdem wird in diesem Kapitel die Auswertung zu diesem Themenbereich passender Antworten aus der Expertenbefragung dokumentiert und ein kurzes Zwischenfazit gezogen. 3.3.2.1. Grenzüberschreitender Stromhandel Stromhandel Zielsetzung der EU-Kommission ist es, die nationalen Strommärkte innerhalb der EU in kurz- bis mittelfristiger Perspektive zu regionalen Teilmärkten zu koppeln und in mittel- bis langfristiger Perspektive zu einem europäischen Marktgebiet zu verschmelzen. Die vollzogene Marktkopplung für die Beneluxländer, Frankreich und Deutschland und die geplante Preiskopplung der Regionen, an der etwa 15 Staaten beteiligt sein werden, verdeutlichen erste Fortschritte bei der Verwirklichung eines einzigen großen europäischen Strommarktes. Die stufenweise Erweiterung des potenziellen Absatzgebietes für jedes Kraftwerk kann einerseits investitionsfördernd wirken. Andererseits beeinflusst die zunehmende Konkurrenz durch mehr Vielfalt und Erhöhung der Anbieterzahl auf der Erzeugungsseite, die mit der Kopplung nationaler Märkte bzw. regionaler Teilmärkte einhergeht, die Wirtschaftlichkeitsberechnungen bestehender und geplanter Kraftwerke und kann zu Investitionsverzögerungen oder Standortverlagerungen führen. Technische Voraussetzung für eine europäische Marktkopplung ist jedoch die Existenz ausreichender physischer Netzverbindungen im europäischen Binnenmarkt. Das Ausbautempo und die Ausbaurichtung des europäischen Verbundnetzes sind daher von entscheidender Bedeutung für Investitionen in Stromerzeugungsanlagen innerhalb Europas. Im Hinblick auf den Ausbau des europäischen Verbundnetzes zeichnen sich jedoch Investitionsdefizite ab. Vielfach werden notwendige Investitionen nicht getätigt, da die damit verbundenen Risiken von den Transportnetzbetreibern als zu hoch eingeschätzt werden. Um einem Investitionsstau beim Ausbau der europäischen Verbindungsleitungen 93/390 entgegenzuwirken, können betroffene nationale EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Regulierungsbehörden gemäß Verordnung über den grenzüberschreitenden Stromhandel Interkonnektoren unter bestimmten Bedingungen für eine begrenzte Dauer von der Zweckbindung der Einnahmen befreien. Die Ausnahmen dürfen sich jedoch nicht nachteilig auf den Wettbewerb im Elektrizitätsbinnenmarkt oder das effiziente Funktionieren der angeschlossenen regulierten Netze auswirken. [EU, 2009a] In welchem Ausmaß diese Ausnahmeregelung von den nationalen Regulierungsbehörden als Instrument zur Investitionsförderung eingesetzt werden wird und inwieweit dieses investitionsfördernd wirken wird, bleibt abzuwarten. 3.3.2.2. Expertenmeinungen zum Ausbau des grenz grenzüberschreitenden Stromhandels Zu dieser Thematik wurden im Rahmen der Expertenbefragung zwei verschiedene Fragen gestellt, deren Beantwortung nachfolgend dokumentiert wird. 1. „Im Stromsektor soll ein funktionierender Marktverbund mit anderen europäischen Strommärkten insbesondere durch den Ausbau der Kuppelkapazitäten zwischen den EU-Mitgliedstaaten erreicht werden [Energiekonzept, 2010, S. 15]. Wie wird sich Ihrer Meinung nach der Standortwettbewerb in Europa durch den Ausbau des europäischen Verbundnetzes entwickeln?“ Bei der Betrachtung des Standortwettbewerbs in Europa wurden von den Experten zwei verschiedene Perspektiven eingenommen, zum einen die von Europa als Industriestandort im weltweiten Wettbewerb und zum anderen die des Wettbewerbs zwischen verschiedenen Kraftwerksstandorten in Europa. Hinsichtlich der ersten Perspektive betonen die befragten Experten allgemein die hohe Bedeutung des Ausbaus des europäischen Verbundnetzes für die Entwicklung eines Standortvorteils der europäischen Industrie. Allerdings glaubt aus der Expertengruppe niemand an die mittelfristige Realisierung wesentlicher Ausbauschritte bis zum Jahr 2020. Und auch langfristig, also bis 2050, gilt der Ausbau des europäischen Verbundnetzes nicht als Selbstläufer. Eher zeigt die Expertenmeinung, dass die nationalen Regierungen eine Protektionismuspolitik für die eigene Energiewirtschaft betreiben und deshalb der gemeinsame Binnenmarkt für Elektrizität nur sehr zögerlich, wenn überhaupt, entstehen wird. „Es ist zu befürchten, dass die politische Steuerung und Regulierung der Strommärkte nationalstaatlich dominiert bleibt.“ Zusätzlich wird die Gefahr gesehen, dass der internationale Netzausbau an mangelnder öffentlicher Akzeptanz scheitert. Für die langfristige Entwicklung eines europaweiten Wettbewerbsmarktes für Strom werden darüber hinaus noch zwei weitere Risiken gesehen. Ein Experte erwartet, dass der massive Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung mit dem dafür notwendigen Einspeisevorrang das Marktvolumen stark verringern wird: „Welchen Wettbewerb kann es für eine fossil erzeugte Restmenge von 94/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa vielleicht 10 % der Stromerzeugung geben, die außerdem als Regel- und Reserveenergie benötigt wird und gar nicht für die allgemeine Versorgung zur Verfügung steht?“ Ein anderer Experte sieht die Energiewirtschaft vor einem Technologieumbruch. Er erwartet entweder den Aufbau eines (zusätzlichen) Gleichstromübertragungsnetzes mit Stärkung des Wettbewerbs oder eine Dominanz dezentraler Stromerzeugungstechnologien mit einem Rückgang des weiträumigen Stromtransports und einer Schwächung des internationalen Wettbewerbs. Welche Entwicklung dominieren wird, kann man heute noch nicht absehen. Im Hinblick auf die zweite Perspektive werden auf der thematischen Ebene des Wettbewerbs um die Stromerzeugung für Deutschland sowohl mittel- als auch langfristig keine großen Risiken gesehen. So äußern die Experten z.B., es existiere in Zentraleuropa schon heute ein einheitlicher Strommarkt, vermittelt über die Börsen, trotz begrenzter physischer Kuppelkapazitäten. Und in diesem Markt können die deutschen Kraftwerke gut bestehen. Langfristig wird aus Expertensicht jedoch eine gewisse Gefahr für deutsche Standorte mit ungünstiger Kostenstruktur gesehen. Ein starker Ausbau des europäischen Verbundnetzes würde den Wettbewerb verschärfen, wird aber, wie oben dargestellt, nicht erwartet. Deutschland wird auch noch in 40 Jahren 80 bis 90 % seines Strombedarfs in eigenen Anlagen erzeugen. Insbesondere aus der Reihe der Industrie-Experten wird darauf hingewiesen, dass es schon heute einen starken Standortwettbewerb um Kapital für Kraftwerksinvestitionen gibt. Die großen Konzerne vergleichen Investitionsstandorte über ganz Europa (und auch darüber hinaus). Investitionen werden je nach Technologieoption (Kernenergie, fossile Kraftwerke oder EE) dort getätigt, wo eine hohe Rendite gesichert erscheint, wo Planungssicherheit im Hinblick auf die politischen Rahmenbedingungen besteht und wo die Dauer von Genehmigungsverfahren begrenzt ist. Aus dieser Perspektive gilt: Entscheidender als der Netzausbau wird für den europäischen Standortwettbewerb die Besteuerung und die Förderung von Energietechnologien in den einzelnen Staaten sein, wobei der Wettbewerb nicht an den Grenzen der EU halt macht. Bezogen auf fossile Kraftwerke werden von mehreren Experten die Investitionsbedingungen in Mittel- und Osteuropa (MOE) gegenüber Deutschland als attraktiver eingeschätzt. Auch wurde von wenigen Experten die Meinung vertreten, dass sich innerhalb Europas erst dann ein Standortwettbewerb entwickeln könne, wenn auf nationaler Ebene ein intelligentes Strommarktdesign und auf europäischer Ebene ein umfassendes Market Coupling umgesetzt sei. Die Aussagen der Experten zum Ausbau des grenzüberschreitenden Stromhandels lassen sich wie Stromversorgung folgt als zusammenfassen: nationalstaatliche Die zukünftige versus Organisation europäisch der ausgerichtete Stromversorgung ist eine wichtige und zentrale Frage. Eine europäische Ausrichtung der Stromversorgung 95/390 wäre ökonomisch und ökologisch sinnvoll und daher EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa wünschenswert, insbesondere dann, wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien stark steigen soll, würde aber zu Lasten regionaler Beschäftigungschancen gehen. Zu erwarten ist deshalb eher eine nationalstaatliche Ausrichtung der Stromversorgung, die den Wettbewerb zwischen Stromerzeugungsstandorten beschränkt. Vermutlich bleibt die folgende Expertenaussage noch für etliche Jahre eine Vision: „Derzeit ist der europäische Elektrizitätsmarkt noch ein fragmentierter Markt. Der zukünftige Strommarkt wird jedoch ein gesamteuropäischer Markt sein, der einen europäischen Gesamtrahmen und ein Rahmenbedingungen können europäisches in Teilen Energiekonzept bestehen bleiben, benötigt. jedoch Nationale müssen die Kernregelungen zum europäischen Strommarkt auf europäischer Ebene getroffen und harmonisiert werden.“ 2. Zur Weiterentwicklung des europäischen Stromaustauschs will die Bundesregierung nicht nur die Zusammenarbeit im Pentalateralen Forum mit Frankreich und den BeNeLux-Staaten intensivieren, sondern auch mit den mittelund osteuropäischen Nachbarländern. [Energiekonzept, 2010, S. 29] Welche Chancen und Risiken sehen Sie durch einen zunehmenden Stromaustausch mit Mittel- und Osteuropa für Investitionen in den Stromerzeugungsstandort Deutschland? Zu dieser Frage liegen nur fünf Antworten vor, darunter vier aus dem Bereich der Arbeitnehmervertreter/Gewerkschaften. Einigkeit herrscht unter den Experten hinsichtlich der Einschätzung, dass die MOE-Länder insbesondere für die deutschen Verbundunternehmen interessante Wachstumsmärkte darstellen, wobei die Investitionsbedingungen für fossile Kraftwerke besonders attraktiv erscheinen. Eine politische Bevorzugung der Stromerzeugung aus Kohle, Ausnahmeregelungen beim Umweltschutz und beim Emissionshandel und Lohnkostenvorteile wurden hier genannt. Ob sich aus diesen Geschäftschancen in MOE, die auch als Chancen für die deutsche Maschinenbauindustrie angesehen werden, gleichzeitig Risiken für die Stromerzeugung in Deutschland und Konkurrenz für Investitionen in deutsche Stromerzeugungsanlagen ergeben, wird dagegen uneinheitlich beurteilt. Ein Experte äußert die Meinung, der Wettbewerb mit neuen fossilen Kraftwerken in MOE könnte durch die (abgeschriebenen) Bestandskraftwerke in Deutschland geführt werden, während neue fossile Kraftwerke in Deutschland nicht konkurrenzfähig seien. Ein anderer Experte sieht dagegen keine Konkurrenz zwischen der Stromerzeugung in Ost- und Mitteleuropa und in Deutschland. Ein weiterer Experte sieht aufgrund der Erwartung eines in Osteuropa stärkeren Wirtschaftswachstums gewisse Stromexportchancen für die deutsche Stromindustrie, sowohl mittelfristig als auch langfristig. Einigkeit besteht unter den Experten jedoch darin, dass das Risiko für den Kraftwerksstandort Deutschland mit dem Ausbau der internationalen Netzverbindungen in die östlich von Deutschland gelegenen Länder steige. 96/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Zusammenfassend schätzen die befragten Experten die Gefahr, dass in MOE preiswerter produzierter Strom nach Deutschland importiert wird und hier deutsche Stromproduktion verdrängt, als gering ein und gehen davon aus, dass ein zunehmender Stromaustausch mit Mittel- und Osteuropa keine Auswirkungen auf Entscheidungen über Investitionsvorhaben in Deutschland haben dürfte. 3.3.2.3. Harmonisierung der Regulierung und Unbund Unbundling Mit den Vorgaben zur eigentumsrechtlichen Entflechtung im Rahmen des dritten Energiebinnenmarktpakets will die EU-Kommission den Wettbewerb im Elektrizitätsbinnenmarkt erhöhen. Es bleibt jedoch abzuwarten, ob sich in der EU auf Ebene der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die eigentumsrechtliche Entflechtung durchsetzen wird und ob diese zu mehr Wettbewerb und zur Umsetzung der als notwendig angesehen Investitionen im Stromsektor führen wird. Neben der Umsetzung der eigentumsrechtlichen Entflechtung will die EU-Kommission über eine einheitliche Regulierung in allen europäischen Märkten den europäischen Wettbewerb stärken und die Investitionstätigkeit europäischer Versorger erhöhen. Die Schaffung von ACER als Agentur für die Zusammenarbeiter der Energieregulierungsbehörden stellt einen wichtigen Schritt für die Umsetzung der Ziele der EU-Kommission dar, erstens die Regulierungssysteme und gesetzlichen Rahmenbedingungen der europäischen Nationalstaaten im Elektrizitätsmarkt zu harmonisieren und zweitens eine europäische Regulierungsbehörde mit europäischer Regulierungskompetenz zu institutionalisieren. Bei unklarer Kompetenzaufteilung zwischen nationalstaatlichen Regulierern und europäischer Regulierungsbehörde bzw. durch Schaffung eines komplexen und unübersichtlichen europäischen Regulierungsrahmens droht die Gefahr, dass ineffiziente Investitionsanreize im Markt gesetzt werden. Ferner steht zu befürchten, dass Investitionen im Markt zurückgestellt werden um abzuwarten, wie die Aufgabenteilung zwischen ACER und den nationalen Regulierungsbehörden in den kommenden Jahren entwickelt und in welchem Tempo die weitere Harmonisierung des europäischen Regulierungsrahmens umgesetzt wird. 3.3.2.4. Expertenmeinungen zur Harmonisierung der Regulierung und zum Unbund Unbundling Zu den Themen Harmonisierung der Regulierung und Unbundling/Entflechtung wurde im Rahmen der Expertenbefragung keine spezielle Frage formuliert. Allerdings nahm ein Teil der Experten bei ihren Antworten Bezug zur Regulierung, so dass anhand der Auswertung zumindest ein grobes Meinungsbild für diesen Themenbereich gezeichnet werden kann. Die Stichworte Unbundling oder Entflechtung fielen in den Antworten der Experten nicht. Mit Blick auf die Regulierung des Stromsektors gehen die Meinungen der Experten sämtlich in die Richtung, dass für eine Weiterentwicklung des europäischen 97/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Binnenmarktes u.a. neue und harmonisierte Regulierungssysteme erforderlich sind. Insbesondere der Netzausbau müsse auf europäischer/internationaler Ebene konzeptioniert und reguliert werden. Allerdings gehen die Meinungen darüber auseinander, ob sich diese neue europäisch harmonisierte Regulierung in mittelfristiger Perspektive durchsetzen wird, oder ob die politische Steuerung und Regulierung der Strommärkte in mittelfristiger Perspektive weiterhin nationalstaatlich dominiert bleibt. Im Hinblick auf den Ausbau der grenzüberschreitenden Stromnetze in Deutschland ist aus Sicht einiger Experten zu befürchten, „dass es noch Dekaden dauern wird, bis konsensfähige regulatorische Ansätze vorliegen.“ 3.3.2.5. Zwischenfazit „Wettbewerbsfähigkeit“ Das Zwischenfazit zu den Maßnahmen, die auf EU-Ebene den Wettbewerb zwischen den Stromerzeugern und den Stromversorgern fördern sollen, fällt ähnlich aus wie das Zwischenfazit zur „Versorgungssicherheit“. Die Stärkung des Wettbewerbs und die einzelnen Maßnahmen werden von der Mehrzahl der Experten für sinnvoll gehalten, jedoch glauben die Befragten nicht an eine Umsetzung dieser Maßnahmen innerhalb der nächsten Jahre. Kritische Stimmen kommen zudem aus der Gruppe der Arbeitnehmervertreter und Gewerkschaften, für die der Schutz der Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeugungsbranche Vorrang vor einer Verwirklichung des EU-weiten Wettbewerbs hat. Eine differenzierte Darstellung für die drei betrachteten Handlungsfelder liefert das folgende Zwischenergebnis: - Die Experten erwarten, dass sich der grenzüberschreitende Stromhandel nur in dem Maße ausweiten kann, wie dadurch nationale Beschäftigungschancen entstehen oder zumindest nicht eingeschränkt werden. Die Politik der einzelnen Mitgliedstaaten wird den Wettbewerb zwischen Stromerzeugungsstandorten beschränken, wenn im eigenen Land Arbeitsplätze bedroht sind. - Von einem zunehmenden Stromaustausch mit Mittel- und Osteuropa werden keine spürbaren Auswirkungen auf Entscheidungen über Investitionsvorhaben in Deutschland erwartet. - Bezüglich einer Harmonisierung Netznutzungsbedingungen und einer der Förderung Regulierung des der internationalen Netzausbaus gibt es kein Vertrauen in eine umsetzungsstarke EU-Politik. „Die politische Steuerung und Regulierung der Strommärkte wird weiterhin nationalstaatlich dominiert bleiben.“ Aus Sicht der Autoren dieser Studie ergibt sich daraus eine Situation, in der von den europäischen Anstrengungen zur Förderung des Wettbewerbs auf den Strommärkten keine gravierenden Auswirkungen auf den Standortwettbewerb der Stromerzeugung erwartet werden. Eine massive Verlagerung von Erzeugungskapazitäten zwischen den 98/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Mitgliedstaaten können sich die befragten Experten nicht vorstellen. Allerdings sehen die befragten Experten im Einzelfall doch regionale Standortkonkurrenzen, z.B. zwischen dem Norden der Niederlande und Norddeutschland oder zwischen Standorten diesseits und jenseits der deutschen Grenze zu MOE-Ländern. Wenn zukünftig in diesen Regionen leistungsfähige(re) Übertragungsleitungen zwischen den benachbarten Ländern bestehen, könnten Investitionsentscheidungen aus Sicht der Experten fallweise zu Lasten der deutschen Kraftwerksstandorte getroffen werden. 3.3.3 Nachhaltigkeit Nachhaltigkeit Das Oberziel einer nachhaltigen Energieversorgung wird von der EU mit einer Vielzahl von Aktivitäten auf mehreren Handlungsfeldern verfolgt. Zu den wichtigsten Handlungsfeldern zählen der Ausbau der Nutzung der Erneuerbaren Energien, die Förderung einer effizienteren Energienutzung und die Reduktion der Treibhausgasemissionen, insbesondere von CO2. Alle diese Maßnahmen haben direkte oder indirekte Auswirkungen auf das Investitionsklima im Sektor Stromerzeugung. Aus der Fülle der energiepolitischen Aktivitäten der EU zu diesem Thema werden im Folgenden beispielhaft einzelne wichtige Maßnahmen kurz vorgestellt und bezüglich ihrer Auswirkungen auf das Investitionsklima in der Stromerzeugung beschrieben. Außerdem wird in Expertenbefragung diesem zu Kapitel diesem die Auswertung Themenbereich der Antworten dokumentiert und ein aus der kurzes Zwischenfazit gezogen. 3.3.3.1. Erneuerbare Energien Die EU-Kommission erwartet, dass der Anteil der Erneuerbaren Energien in der EU im Jahr 2020 über dem selbst gesetzten Ziel von 20 % liegen wird. [EE, 2011] In ihrer Prognose geht die EU-Kommission davon aus, dass zehn von 27 EU-Mitgliedstaaten ihre nationalen Ziele für Erneuerbare Energien bis 2020 übererfüllen und weitere zwölf ihre Ziele genau erreichen werden. Lediglich für die fünf Mitgliedstaaten Belgien, Dänemark, Italien, Luxemburg und Malta wird prognostiziert, dass sie ihre Ziele nicht allein mit Hilfe von inländischen Quellen erreichen können und daher der Import Erneuerbarer Energien von anderen EU-Ländern oder Drittstaaten notwendig wird. In ihrem Bericht „EU energy trends to 2030“ berichtet die EU-Kommission, dass 64 % der neuen Energiekapazitäten zwischen 2011-2020 auf Erneuerbaren Energien basieren werden, wobei Windkraft 41 % der neuen Kapazitäten stellen werde. [EU-Kommission, 2010f] Die Erreichung der angestrebten länderspezifischen Anteile der Erneuerbaren Energien am Energiemix kann jedoch nicht als gesichert verstanden werden, da auf europäischer Ebene bislang keine bindenden Sanktionsmechanismen bei Nichterfüllung beschlossen wurden. [Energieprognose, 2009] Zudem geht aus einer im Auftrag der EU- 99/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Kommission durchgeführten Analyse hervor, dass die jährlichen durchschnittlichen Kapitalinvestitionen in Erneuerbare Energien derzeit 35 Milliarden Euro betragen. Benötigt werden jedoch 70 Milliarden Euro um sicherzustellen, dass die EU ihre EEAusbauziele erreicht. Die EU-Kommission fordert daher eine Förderung für derartige Kosten, da diese im Wesentlichen durch Investitionen des privaten Sektors getragen werden. [EU-Kommission, 2011a] Um Investitionsanreize zu setzen, ist eine wirksame Auswahl und Koordinierung von Finanzierungsmitteln auf nationaler Ebene wie auch auf EU-Ebene aus Sicht der Kommission von entscheidender Bedeutung. Die EU stellt zwar einige Finanzmittel bereit. Der Großteil der Förderung Erneuerbarer Energien erfolgt jedoch auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten. Die neue EE-Richtlinie stellt diesbezüglich jedoch, wie vom EU-Parlament gefordert, den Grundsatz der Subsidiarität in den Vordergrund, so dass nationale Fördersysteme für Erneuerbare Energien in den Mitgliedstaaten vorerst nicht vereinheitlicht werden. [EurActiv, 2010c] Obwohl der letzte Anlauf zu einer Harmonisierung der Erneuerbaren-Politik im Jahr 2008 gescheitert war, forderte EU-Energiekommissar Günter Oettinger diesbezüglich Anfang Juli 2010 einen einheitlichen Rechtsrahmens für die Einspeisung von Strom aus Erneuerbarer Energien in das Stromnetz und Einspeisetarife nach dem Vorbild des deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). [EurActiv, 2010b] Die EU- Kommission bestätigte jedoch Anfang 2011 im Rahmen ihres Fortschrittsberichts zum Ausbau Erneuerbarer Energien in Europa den Grundsatz der Subsidiarität. Zwar werden die EU-Mitgliedstaaten aufgefordert, bei der Förderung erneuerbarer Energiequellen zusammenzuarbeiten und im Hinblick auf nationale Förderregelungen eine ausreichende Stabilität für Investitionen zu gewährleisten. Eine Überprüfung der Effektivität nationaler Fördersysteme ist jedoch gemäß EE-Richtlinie erst für das Jahr 2021 vorgesehen. [EU-Kommission, 2011a] Die nationalstaatliche Regelung der Fördersysteme für Erneuerbare Energien birgt die Gefahr, dass der EE-Ausbau vorrangig dort gefördert wird, wo die EU-Mitgliedstaaten ihn besonders stark subventionieren und nicht dort, wo die Energieausbeute optimal ist. [EurActiv, 2010c] Zudem können Investitionshemmnisse Investitionen in den EEAusbau trotz attraktiver finanzieller Förderung verhindern oder verzögern. Zu den zentralen Investitionshemmnissen zählen komplizierte Antragsverfahren, ausufernde Bürokratie, verzögerter Ausbau des europäischen Verbundnetzes, Finanzierung der Investitionen sowie fehlende öffentliche Akzeptanz. [EE, 2011] Zudem zeigt das Wachstum der EE-Branche in den USA, China und anderen asiatischen Ländern nach Einschätzung der EU-Kommission, dass diese erstens weltweit als Branche betrachtet wird, die in Zukunft für Innovationen, Energieversorgungssicherheit und eine Wirtschaft mit niedrigen CO2-Emissionen entscheidend ist und zweitens eine interessante Branche für private Investoren darstellt. [EU-Kommission, 2011a] Diesbezüglich muss die EU in einer Zeit des zunehmenden Wettbewerbs um die weltweiten Energieressourcen aus Sicht der EU-Kommission daran arbeiten, für die 100/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Unternehmen ein attraktiver Markt zu bleiben. Diese Führungsrolle ist aus Sicht von EU-Energiekommissar Günter Oettinger jedoch mittlerweile gefährdet. [Oettinger, 2011] Nach dem unabhängigen Renewable Energy Attractiveness Index von 2010 bieten die USA und China heute die besten Investitionsmöglichkeiten für Erneuerbare Energien. [Ernst & Young, 2010] 3.3.3.2. Expertenmeinungen zu Themen der Stromerzeugung Stromerzeugung aus Erneuerbaren Erneuerbaren Ener Energien Zu dieser Thematik wurden im Rahmen der Expertenbefragung drei verschiedene Fragen gestellt, deren Beantwortung nachfolgend dokumentiert wird. 1. EU-Energiekommissar Mitgliedstaaten über Günther die Oettinger hat Harmonisierung angekündigt, der mit den EU- Einspeiseregelungen für Erneuerbare Energie zu sprechen. Wie bewerten Sie die Erfolgschancen zur Verabschiedung einer vereinheitlichten Einspeiseregelung auf Ebene der EUMitgliedstaaten? Zu dieser Frage liegen Antworten von 14 Experten vor, darunter von drei ausländischen Experten. Für die Zeit bis 2020 werden die Chancen von fast allen Experten als „nicht vorhanden“, „äußerst Akzeptanz und gering“ der oder politische „gering“ eingeschätzt. Nationalismus im Fehlende öffentliche Stromerzeugungssektor (Beschäftigungsziele und politische Werbewirksamkeit von EE im eigenen Land) werden als Gründe dafür angeführt. Nur ein Experte erwartet, dass der politische Druck zur Harmonisierung der EE-Förderbedingungen zunehmen wird, um innerhalb Europas Wettbewerbsverzerrungen abzubauen, und er rechnet mit einer erfolgreichen Umsetzung „jedoch erst in mittel- bis langfristiger Perspektive“. Bezüglich der langfristigen Entwicklung gehen die Expertenmeinungen auseinander. Mehrfach wird eine Harmonisierung als „wünschenswert“, „enorm wichtig“ oder „notwendig“ angesehen, um die Effizienz der europäischen EE-Förderung zu erhöhen – aber große Chancen werden diesem politischen Vorhaben von der überwiegenden Mehrheit der Experten auch langfristig nicht eingeräumt. Die nationale oder individuelle Sicht wird auch anhand einer Industrie-Expertenmeinung deutlich: „Wir sehen keinen Bedarf für eine Harmonisierung, jedenfalls nicht, wenn dies zu einer Verschlechterung der Investitionsbedingungen für EE in Deutschland führen würde.“ Zwei Experten weisen darauf hin, dass das Instrument der gesetzlichen Einspeisevergütung für Strom aus EE eigentlich nur als Unterstützung in der Phase der Markteinführung vorgesehen war – und diese sollte eigentlich im Jahr 2020 ausgelaufen sein. Also wäre langfristig eine EU-weite Harmonisierung gar nicht mehr notwendig. Zusammenfassend zeigt sich, dass die Experten der Harmonisierung der EEFörderpolitik in Europa nahezu keine Chancen einräumen, auch wenn einige Experten 101/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa dies zumindest langfristig für volkswirtschaftlich sinnvoll halten. Die Befragten erwarten, dass sich die nationalen Regierungen weiterhin vorrangig für attraktive Investitionsbedingungen im EE-Sektor in ihrem eigenen Land einsetzen werden und dabei nationale Beschäftigungseffekte als wichtiger erachten werden als ein europaweit effizientes Fördersystem. 2. Angenommen, eine vereinheitlichte Ökostrom-Förderung in Europa würde zu einer Ansiedlung regenerativer Stromerzeugungsanlagen nach europäischen Standortregionen führen (--> Wind in Nordeuropa, Sonne in Südeuropa,…). Welche Chancen und Risiken würden sich hieraus aus Ihrer Sicht für den Stromerzeugungsstandort Deutschland/ihr Land ergeben? Zu dieser Frage liegen 13 Antworten vor, darunter drei von ausländischen Experten. Einige Experten betonen, dass die Auswirkungen von einem entsprechenden Ausbau des europäischen Verbundnetzes abhängen. Die meisten Experten unterstellen dessen Existenz implizit bei ihren Antworten. Die Mehrheit der befragten Experten sieht Deutschland bei den natürlichen Potenzialen der EE als benachteiligt gegenüber anderen Ländern in Europa, insbesondere bei Wasserkraft und Sonnenenergie. Daher wird das Risiko für Deutschland als Stromerzeugungsstandort höher eingeschätzt als für andere EU-Mitgliedstaaten. Allenfalls bei der Nutzung von Wind offshore und bei Biomasse könnte der Standort Deutschland konkurrenzfähig sein und dementsprechend Investitionen anziehen. Stark verbreitet ist die Einschätzung, dass Deutschland große Chancen beim Export von EE-Technologien hat. Ein Experte vertritt jedoch die Meinung, dass Deutschland in der Stromerzeugung seine heutige Position halten könne. Es gäbe zwar in anderen Ländern günstigere natürliche Bedingungen für manche Erneuerbaren Energien, aber die deutsche Energiewirtschaft könne dies mit guter Technik und den langen Erfahrungen im Betrieb von EE-Anlagen ausgleichen. Die ausländischen Experten sehen für die Niederlande und für Frankreich eher Risiken in einer europaweit vereinheitlichten Ökostrom-Förderung, für die Slowakische Republik dagegen gewisse Chancen in den Bereichen Biomasse, Abfallrecycling oder Geothermie. Insgesamt spricht aus den Antworten eine gewisse Skepsis, ob eine allein aus Effizienzgründen sinnvolle räumliche Konzentration der verschiedenen EE- Technologien überhaupt umsetzbar ist. Der dazu notwendige Netzausbau und die öffentliche Akzeptanz Rahmenbedingungen in erwähnt, den Erzeugerländern außerdem auch die werden notwendige als kritische Kooperations- bereitschaft zwischen den EU-Mitgliedstaaten und die steigende Abhängigkeit von Stromimporten. Hemmnisse für die Umsetzung von Kooperationsprojekten werden einerseits im „Prestige-Streben“ der EU-Mitgliedstaaten gesehen, ihre EE-Ziele eigenständig zu erfüllen, und andererseits in der Abstimmung darüber, wie die 102/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Anrechnung der realisierten Erzeugungskapazitäten auf die nationalen EE-Ziele erfolgen soll. Zusammenfassend zeigt sich anhand der Expertenantworten folgendes Bild: Vor dem Hintergrund einer vereinheitlichten Ökostrom-Förderung fallen den Experten zunächst die in Deutschland eher ungünstigen natürlichen Bedingungen für die Nutzung Erneuerbarer Energien ein, mit Offshore-Windenergie als Ausnahme. Gleichzeitig erwarten die befragten Experten daraus aber frühestens ab 2020 und auch nur begrenzt Nachteile bzw. Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland, weil für eine hauptsächlich an den natürlichen Potenzialen orientierte und auf die besten Standorte konzentrierte EE-Stromerzeugung mit großräumigen EE-Stromtransporten noch viele andere Rahmenbedingungen erfüllt sein müssen, deren Realisierung eher als unsicher eingeschätzt wird. 3. Die für das Energiekonzept erstellten Szenarien legen nahe, dass Deutschland aus Gründen der Kosteneffizienz im Jahr 2050 einen erheblichen Anteil seines Strombedarfs aus erneuerbaren Quellen durch Importe decken muss. [Energiekonzept, 2010, S. 6 + 31] Welche Entwicklung erwarten Sie hinsichtlich der Deckung des EE-Strombedarfs in Deutschland / Ihrem Land: Wird Deutschland / Ihr Land zukünftig einen erheblichen Anteil seines Strombedarfs aus EE durch Importe decken oder Strom aus EE exportieren? Zu dieser Frage liegen 14 Antworten vor, darunter drei von ausländischen Experten. Bezogen auf die mittelfristige Entwicklung bis 2020 überwiegt die Einschätzung, dass es weder zu Exporten noch zu Importen von EE-Strom kommen wird. Ein Experte hält jedoch EE-Stromexporte für realistisch und glaubt, dass Deutschland wegen der hohen EEG-Vergütung damit Verluste machen wird. Ein anderer Experte hält EE-Stromimporte für denkbar, wenn der entsprechende Netzausbau bis dahin realisiert wird.9 Bezogen auf die langfristige Entwicklung 2020 bis 2050 ist das Meinungsspektrum breiter. Mehrere Experten sehen Deutschland als EE-Stromexporteur, weil es aufgrund der hohen EEG-Subventionen zu einem starken Ausbau der EE-Erzeugungskapazitäten kommen wird, der über die Deckung des deutschen Strombedarfs hinausführt. Andere Experten halten es für realistischer, dass Deutschland in nennenswertem Umfang EEStrom aus Norwegen (Wasserkraft) oder aus Südfrankreich (solarthermische Kraftwerke) importieren wird. Die Realisierung von Desertec und eines „Super-Grids“ wird dagegen als „schwierig“ und „unwahrscheinlich“ eingeschätzt. Mehrfach wird betont, die Entwicklung sei letzten Endes politisch steuerbar. Das hochrangige energiepolitische Ziel der Versorgungssicherheit würde allerdings gegen den Aufbau einer neuen Importabhängigkeit bei der Stromversorgung sprechen. 9 Ergänzung BEI: Der Bau einzelner HGÜ-Seekabel zwischen Deutschland und Norwegen scheint bis 2020 wahrscheinlich. 103/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Die ausländischen Experten sehen für die Niederlande eine Fortsetzung bzw. Weiterentwicklung der EE-Stromimporte aus Norwegen. Für Frankreich wird die Option für EE-Stromimporte nicht ausgeschlossen, aber es deute auch nichts in diese Richtung. Die Entwicklung in der Slowakischen Republik hänge von der Wirtschaftsentwicklung ab und sei deshalb derzeit nicht einschätzbar. Die Meinung der Experten lässt sich wie folgt zusammenfassen: Deutschland kann sich bis 2050 sowohl zum EE-Stromimporteur als auch zum EE-Stromexporteur entwickeln. Diese Entwicklung hängt in erster Linie von der deutschen Energiepolitik und der weiteren Förderung der EE-Stromerzeugung ab, in zweiter Linie von der Entwicklung des europäischen Verbundnetzes. Wahrscheinlich wird es Exporte und Importe nebeneinander geben, weil Deutschland aufgrund seiner stark fluktuierenden EEStromquellen in Phasen mit Unterproduktion auf Stromimporte angewiesen ist, in Phasen der Überproduktion dagegen auf Stromexporte. Wie die Nettobilanz aussehen wird, entscheidet sich an der Einstellung zur Versorgungssicherheit. Eine risikoscheue Energiepolitik wird Erzeugungsflauten Stromimporte einplanen, eine nur als Ersatz risikofreudige für außergewöhnliche Energiepolitik auf Grundlast- Stromimporte setzen. 3.3.3.3. Energieeffizienz Wesentliches Instrument der EU-Energieeffizienzpolitik war in der Vergangenheit die Verpflichtung der EU-Mitgliedstaaten, nationale Aktionspläne für die Verbesserung der Energieeffizienz aufzustellen. Endenergieeffizienz und Die in der EU-Richtlinie Energiedienstleistungen 2006/32/EG genannten über Energieeinsparziele wurden bislang jedoch nicht verbindlich festgelegt und es wurden keine nationalen Teilziele vorgegeben. Trotz der Vielzahl an verabschiedeten Maßnahmen im Bereich Energieeffizienz sieht die Bilanz der Energieeffizienzpolitik daher bislang wenig erfolgversprechend aus. Noch immer lassen sich keine wesentlichen Effizienzsteigerungen erkennen. [IEP, 2010b] Die bisherigen Maßnahmen der EUMitgliedstaaten laufen nach derzeitiger Meinung der EU-Kommission lediglich auf eine Verbesserung der Energieeffizienz von nur 10 % bis zum Jahr 2020 hinaus. [EurActiv, 2011b] Auch das KWK-Potenzial wird nach Angaben der EU-Kommission zur Energieeinsparung innerhalb der EU bislang nicht genügend ausgeschöpft. Die KWKRichtlinie verlangt von den EU-Mitgliedstaaten, dass sie über ihr KWK-Potenzial sowie die zur KWK-Förderung geschaffenen Verwaltungsstrukturen Bericht erstatten. Darüber hinaus müssen sie alle vier Jahre über die Fortschritte im KWK-Bereich berichten und einschlägige Statistiken liefern. Aus dem KWK-Bericht der EU-Kommission aus dem Jahr 2008 ging hervor, dass zum damaligen Zeitpunkt nur elf Mitgliedstaaten Berichte zur Analyse ihres nationalen KWK-Potenzials vorgelegt hatten, die zudem wenig klare Informationen oder Zahlen beinhalteten. Als Voraussetzung für die Steigerung der 104/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa europäischen KWK-Kapazitäten sieht die EU-Kommission, dass einige EU- Mitgliedstaaten ihre Politik überprüfen und ihren in der KWK-Richtlinie festgelegten Verpflichtungen nachkommen. Zudem müssen nach Ansicht der EU-Kommission insbesondere folgende Investitionshindernisse für KWK abgebaut werden: ungewisse langfristige Aussichten (föderale/regionale auf Ebene), staatliche Unterstützung, komplizierte und komplexe langwierige Rechtsrahmen Verwaltungsverfahren, Auswirkungen anderer Rechtsvorschriften sowie Netzanschlüsse zu überhöhten Preisen und mit langwierigen Fristen. [EU-Kommission, 2008b]. Um die Entwicklung der Energieeffizienz voranzutreiben, hat die EU-Kommission für 2011 einen europäischen Aktionsplan angekündigt. Während die EU-Kommission im Grundsatz auf konkrete Schritte zu mehr Effizienz von Seiten der EU-Mitgliedstaaten drängt, fordert das EU-Parlament die Festlegung von rechtsverbindlichen Energieeffizienzzielen wie beim Ausbau der EE, um stärkere Investitionsanreize zur Steigerung der Energieeffizienz zu schaffen. [Dow Jones, 2011] 3.3.3.4. Expertenmeinungen zur Energieeffi Energieeffizienz Zu dieser Thematik wurden im Rahmen der Expertenbefragung drei verschiedene Fragen gestellt, deren Beantwortung nachfolgend dokumentiert wird. 1. Zur Verbesserung der Energieeffizienz hat sich die EU im Jahr 2007 unverbindlich darauf geeinigt, die Energieeffizienz bis 2020 um 20 % zu erhöhen. Die bisherigen Maßnahmen der EU-Mitgliedstaaten laufen jedoch nach derzeitiger Meinung der EU-Kommission auf eine Verbesserung von nur 10 % hinaus. Während die EU-Kommission auf konkrete Schritte zu mehr Effizienz von Seiten der EU-Mitgliedstaaten drängt, fordert das EU-Parlament die Festlegung von rechtsverbindlichen Wie bewerten Sie Energieeffizienzzielen die Erfolgschancen zur wie beim Festlegung Ausbau von der EE. verbindlichen Energieeffizienzzielen auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten? Diese Frage wurde von zwölf Experten beantwortet, darunter drei ausländischen Experten. Für den mittelfristigen Zeitraum bis 2020 werden die Erfolgschancen allgemein als gering oder sehr gering eingeschätzt. Gleichzeitig betonen etliche der Experten, dass die Festlegung verbindlicher Effizienzziele sinnvoll sei. Zwei Experten halten diesen Weg für zwingend erforderlich. Sie meinen, zur Verbesserung der Energieeffizienz innerhalb Europas und zur Erreichung der europäischen Energieeffizienzziele bis 2020 sei die Festlegung klarer Regelungen bspw. in Form von rechtsverbindlichen Energieeffizienzzielen unumgänglich. Insgesamt wird von Seiten der befragten Experten aber die politische Durch- und Umsetzbarkeit zur Festlegung verbindlicher Energieeffizienzziele angezweifelt, weil mit einem solchen Beschluss die Entscheidungsfreiheit der Nationalstaaten gefährdet erscheint, z.B. bezüglich der Wirtschaftsentwicklung oder einer exportorientierten Stromwirtschaft. 105/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Langfristig, d.h. zwischen 2020 und 2050 wird die Festlegung verbindlicher Effizienzziele für alle EU-Mitgliedstaaten eher für möglich gehalten, aber dabei häufig mit dem Eintreten wirtschaftliche gewisser Entwicklung Rahmenbedingungen zulässt, d.h. verknüpft: ausreichend „Wenn es finanzielle die Mittel bereitstellt.“ „Wenn es ein Fortsetzung des Kyoto-Protokolls unter Teilnahme der großen CO2-Emittenten USA und China gibt.“ „Wenn die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie nicht darunter leidet.“ „Wenn sich das Bewusstsein der Bevölkerung hin zu mehr Umwelt- und Klimaschutz entwickelt.“ Aus der Reihe der Industrie-Experten kommen aber auch kritische Töne: Die rasche Durchsetzung von Energieeffizienzstandards führe im Bestandsbereich zu sehr hohen CO2- Vermeidungskosten und sei daher ökonomisch nicht effizient. Oder: Das Festschreiben von Einsparzielen schaffe nur bürokratischen Aufwand. Energieeinsparungen ließen sich effizient nur über den Markt über Energiepreise und CO2-Preise regeln. Die Meinung der Experten lässt sich wie folgt zusammenfassen: Einer Festlegung von verbindlichen Energieeffizienzzielen werden auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten mittelfristig nur geringe und langfristig nur wenig größere Erfolgschancen eingeräumt, obwohl viele der befragten Experten ein solches Vorgehen für sinnvoll, teilweise sogar für unumgänglich halten. Extern vorgegebene Effizienzziele werden nach Einschätzung der Experten von den Bürgern und Politikern mit einer Beschränkung der wirtschaftlichen Chancen eines Landes in Verbindung gebracht – und das erscheint für die nationalstaatlichen Regierungen als nicht akzeptabel. Verbindliche Effizienzziele erscheinen somit einerseits als notwendige umweltpolitische Instrumente, andererseits fehlt es ihnen an der gesellschaftspolitischen Machbarkeit. 2. Welche Auswirkungen könnte die Festlegung verbindlicher Energieeffizienzziele aus Ihrer Sicht auf das Investitionsverhalten von Stromerzeugern in Deutschland/ ihrem Land haben? Diese Frage wurde von neun Experten beantwortet, darunter von zwei ausländischen Experten. Das Spektrum der Antworten reicht von „erheblichen Auswirkungen“ (in Frankreich10) über „weniger Investitionen in neue Kraftwerke“ bis hin zu „keine großen Auswirkungen“ und weist keine großen Unterschiede zwischen der mittelfristigen und der langfristigen Perspektive auf. Die Analyse der Antworten zeigt, dass ein Teil der Experten die verbindlichen Effizienzziele mehr auf die Anwendungsseite bezogen hat und von einem dadurch ausgelösten Rückgang der Stromnachfrage ausgeht. Diese Experten erwarten als Folge verbindlicher Effizienzziele einen Rückgang an Investitionen in neue Kraftwerke. Für die Niederlande sieht der Experte eine 10 Als Begründung für die „erheblichen Auswirkungen in Frankreich“ wird angeführt, dass sich in Frankreich Unternehmen außerordentlich an der Gesetzeslage und an gültigen Bestimmungen orientieren. Es bleibt allerdings unklar, ob sich die „erheblichen Auswirkungen“ auf die Art oder den Umfang der Investitionen in die Stromerzeugung beziehen. 106/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Gefährdung geplanter Kraftwerksneubauten, weil diese auf Stromexporte angewiesen sind, die sich bei einer strengen Effizienzpolitik vielleicht nicht mehr realisieren lassen. Langfristig würde dadurch der Anteil der EE an der Stromerzeugung schneller wachsen. Zusammen mit den hochgesteckten EE-Zielen würde der Nachfragerückgang auch in Deutschland die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendige Kapazitätsauslastung neuer konventioneller Kraftwerke in Frage stellen. Langfristig würde der Markt nicht mehr genügend Anreize liefern für die notwendige Aufrechterhaltung von Reserveund Regelkraftwerken und entsprechende Investitionen in Frage stellen. Andere Instrumente zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit müssten eingeführt werden. Ein anderer Teil der Experten hat die verbindlichen Effizienzziele mehr auf die Stromerzeugungsseite bezogen. Diese Experten erwarten für Deutschland keine großen Veränderungen im Investitionsverhalten, weil schon heute die ehrgeizigen Effizienzziele der Bundesregierung anspruchsvoller ausfallen als zukünftige EU-weite Ziele. Aus der Gruppe der kommunalen EVU kam die Aussage, die politischen Vorgaben der Eigentümer kommunaler/regionaler EVU würden bezüglich Effizienz und Umweltschutz häufig noch strenger sein als die Vorgaben vom Bund oder von der EU. Ein anderer interessanter Aspekt ist aus dieser Perspektive, dass der Ausbau der dezentralen KWK und der Fernwärme aus der Sicht einiger Experten eine wichtige Voraussetzung für eine erfolgreiche Effizienz-Strategie darstellt und dass damit in Deutschland ein hoher Investitionsbedarf verbunden wäre. Die Meinung der Experten lässt sich wie folgt zusammenfassen: Verbindliche Effizienzziele bezogen auf die Stromanwendung würden zu einem Nachfragerückgang und zu einer Verschlechterung der Investitionsbedingungen im deutschen Stromerzeugungssektor führen. Verbindliche Effizienzziele bei der Stromerzeugung würden dagegen die deutschen Stromerzeuger nicht treffen, weil hier bei allen Kraftwerksneubauten bereits höchste Effizienzstandards realisiert werden. In anderen EU-Mitgliedstaaten, wie z.B. Frankreich, können die Folgen verbindlicher Effizienzziele anders ausfallen. 3. Welche Auswirkungen könnte die Verabschiedung verbindlicher EU- Energieeffizienzziele Ihrer Meinung auf den Investitionswettbewerb zwischen europäischen und außereuropäischen Stromerzeugungsstandorten haben? Diese Frage wurde nur von vier Experten beantwortet, die sämtlich aus dem Bereich der Arbeitnehmervertretung/Gewerkschaften stammen. Für die mittelfristige Perspektive sehen drei der Experten keine oder nur geringe Auswirkungen. Ein vierter Experte meint, zu starke EU-Effizienzziele könnten zu einer Abwanderung energieintensiver Industrieunternehmen aus Europa führen, was mit einem Verlust von Arbeitsplätzen nicht nur in der Energiewirtschaft, sondern auch in der Industrie verbunden wäre. Auch bezüglich der langfristigen Perspektive bis 2050 findet sich 107/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa dieselbe Bandbreite der Antworten zwischen „keine Auswirkungen“ und „Abwanderung von Teilen der energieintensiven Industrie“. Ein Experte betont, dass eine Verfolgung der Effizienzziele mit Augenmaß notwendig sei, sonst würden daraus für Europa wirtschaftliche Nachteile entstehen. Ein anderer Experte meint, dass eventuell Großprojekte wie Desertec aus der Verabschiedung verbindlicher EU-Energieeffizienzziele eine Legitimation bekommen könnten. Zusammenfassend zeigt sich, dass ein möglicher Zusammenhang zwischen verbindlichen EU-Energieeffizienzzielen und außereuropäischen Investitionen der Stromerzeugungsbranche für viele Experten nur schwer zu beurteilen ist. Allenfalls werden geringe Auswirkungen für möglich gehalten oder die Verlagerung energieintensiver Industrieunternehmen aus Europa. Die Erwartung, dass es als Folge der EU-Effizienzpolitik zu einer Verlagerung von Investitionen zwischen europäischen und außereuropäischen Stromerzeugungsstandorten kommen könnte, wird von keinem der Experten, die sich zu dieser Frage geäußert haben, konkret ausgesprochen. 3.3.3.5. Treibhausgasemissionen Die Ausgestaltung des ETS ab 2013 führt dazu, dass bis zum Jahr 2020 mit regelmäßig steigenden Kosten für CO2-Zertifikate zu rechnen ist. Für die Stromerzeugung bedeutet dies zum Einen, dass die Stromerzeugung auf Basis von kohlenstoffhaltigen Brennstoffen weniger wirtschaftlich wird. Dadurch wird über das ETS ein starker Investitionsanreiz dafür gegeben, in kohlenstoffarme bzw. kohlenstofffreie Techniken der Stromerzeugung zu investieren. Für die Stromerzeugung innerhalb der EU wirkt das ETS zudem wettbewerbsneutral, da der Preis für CO2-Zertifikate in Europa mit wenigen Ausnahmen für einige osteuropäische Staaten einheitlich sein wird. Für die Stromerzeugung bedeutet dies zum Anderen, dass Investitionsanreize in fossile Stromerzeugungsanlagen in Ländern gesetzt werden, die nicht am Handelssystem teilnehmen. Die Nutzung von CCS-Technologien wird durch das EU-Parlament und den Rat als Brückentechnologie verstanden, die zur Abschwächung des Klimawandels beiträgt, ein großes Potenzial zu einer kostengünstigen Verringerung von Emissionen bietet und Anreize schafft, weiterhin kostengünstig fossile Brennstoffe einzusetzen. Im Juni 2008 forderte der Europäische Rat daher die EU-Kommission auf, möglichst bald ein System vorzustellen, mit dem Anreize für Investitionen der Mitgliedstaaten und des Privatsektors geschaffen werden, damit bis 2015 der Bau und der Betrieb von bis zu zwölf CCS-Demonstrationsanlagen gewährleistet seien. [EU, 2009e] Eine wichtige Quelle für die finanzielle Förderung von CCS-Technologien (und Erneuerbaren Energien) wurde diesbezüglich mit dem „NER-300-Programm“ geschaffen. Das Programm dient der Förderung von kommerziellen Demonstrationsprojekten zur CO2Abscheidung und CO2-Speicherung und für innovative Erneuerbare Energien und stellt 4,5 Milliarden Euro zur Ko-Finanzierung von Projekten bereit. Im November 2010 hat 108/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa die EU-Kommission die erste Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen für dieses Programm eingeleitet. [EU-Kommission, 2011b] Inwieweit CCS im Kraftwerkssektor tatsächlich eine Rolle spielen wird und Anreize für Investitionen in fossile Kraftwerke und CCS-Infrastrukturen schaffen werden, wird in entscheidendem Maße von den technischen und wirtschaftlichen Bedingungen der CCS-Technologien abhängen. Diesbezüglich stellt sich die Frage, ob ein relevanter Preisanstieg für CO2-Zertifikate ausreichend Anreize für Investoren schafft, mit mittelbis langfristiger Perspektive in CCS-Technologien zu investieren. Darüber hinaus stellt die geringe öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Kohlekraftwerken und CO2-Lagerstätten ein nicht zu unterschätzendes Investitionshemmnis für den Ausbau von CCS-Technologien in Deutschland dar (vgl. Kapitel 4.3.2 öffentliche Akzeptanz von Stromerzeugungs- und Infrastrukturinvestitionen). 3.3.3.6. Expertenmeinungen zu ETS und CCS Zu den Themen Emissionsrechtehandel und CCS wurden im Rahmen der Expertenbefragung keine speziellen Fragen formuliert. Allerdings nahm ein Teil der Experten bei ihren Antworten Bezug zu diesen Themen, so dass nachfolgend zumindest ein grobes Meinungsbild gezeichnet werden kann. Europäisches Emissionshandelssystem (ETS) Insgesamt beziehen sich sechs Experten in Ihren Äußerungen explizit auf den Emissionsrechtehandel. Dabei besteht eine grundlegende Übereinstimmung der Expertenmeinung darin, dass der Emissionshandel einen (bedeutenden) Einfluss auf die Investitionsentscheidungen der europäischen Stromerzeuger hat, insbesondere auf die Wahl des Energieträgers bei Kraftwerksneubauten. Dabei wird aus Expertensicht nicht nur zwischen Kohle und Gas als Brennstoff entschieden, sondern vermehrt auch über den Einsatz von Ersatzbrennstoffen (in der Regel Abfälle) nachgedacht, die weniger Emissionszertifikate benötigen. Die vollständige Auktionierung der Emissionsrechte im ETS ab 2013 stellt aus Sicht eines Experten ein Hemmnis für Investitionen in fossile KW dar, vor allem auch wegen der Unmöglichkeit, die zeitliche Entwicklung der Preise der Emissionsrechte zu prognostizieren. Andere Experten meinen dagegen, dass die Preisentwicklung bei den Emissionszertifikaten bis 2020 überschaubar sei oder dass in der Handelsperiode 2013 bis 2020 keine Verknappung der CO2-Zertifikate zu erwarten sei. Das System des Emissionsrechtehandels wird zudem von einigen Experten sehr kritisch beurteilt. Ein Experte vertritt die Ansicht: „Es muss hinterfragt werden, ob wir für die Umsetzung ehrgeiziger Klimaschutzziele den Emissionsrechtehandel brauchen oder ob eine zielgerichtete Ordnungspolitik nicht kostengünstiger wäre. Der europäische Emissionsrechtehandel ist ein risikobehaftetes Instrument. Langfristig müssen neue Instrumente für die CO2-Reduktion entwickelt werden, die den ETS ersetzen.“ Ein 109/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa anderer Experte weist darauf hin, dass ETS und EE-Förderung kontraproduktive Systeme sind: „Weil die Höhe der jährlich erlaubten CO2-Emissionen in Europa im Rahmen des ETS festgelegt werden, führt der Ausbau der EE-Stromerzeugung in Deutschland über sinkende Zertifikatepreise zu einem Mehrausstoß von CO2 in anderen Branchen oder Ländern.“ CCS – Carbon Capture and Storage Neben der Einschätzung der öffentlichen Akzeptanz der CCS-Technologie, die in dieser Studie im Abschnitt 4.3.2 behandelt wird, gibt es von sechs Experten weitere Aussagen zur CCS-Technologie. Ein Experte sieht einen großen Einfluss, den die Einführung von CCS im Rahmen des Standortwettbewerbs auf Deutschland als Erzeugungsstandort hätte. Ein anderer Experte weist darauf hin, dass es vor der Perspektive eines „europäischen europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes Standortentscheidungen“ kommen wird, immer d.h. dass häufiger zu verschiedene europäische Standorte miteinander verglichen werden, wenn ein Kraftwerksneubau geplant wird. Bei diesen europäischen Standortentscheidungen werde in Zukunft die Möglichkeit des Einsatzes der CCS-Technologie ein wichtiges Entscheidungskriterium sein. Vor diesem Hintergrund erscheint es wichtig, dass ein anderer Experte drauf hinweist, dass die CCS-Technologie von der britischen Regierung stärker vorangetrieben wird als in Deutschland. Ein weiterer Experte sieht für deutsche Stromerzeuger die Alternative, ein neues Kraftwerk mit CCS in den Niederlanden zu bauen, wenn dafür in Deutschland keine Zustimmung zu finden sei. Allerdings kommt aus den Niederlanden die Einschätzung, dass es dort zwar leere Gaskavernen zur Aufnahme von CO2 gibt, aber auch dort die CCS-Technologie in der Bevölkerung umstritten ist und langfristig mit einem breiten Widerstand gegen CCS zu rechnen sei. 3.3.3.7. Zwischenfazit „Nachhaltigkeit“ „Nachhaltigkeit“ Das Zwischenfazit zu den Maßnahmen, die auf EU-Ebene die Nachhaltigkeit der Energieversorgung stärken sollen, fällt uneinheitlich aus. Während die Experten den Harmonisierungsbestrebungen auf den Handlungsfeldern Erneuerbare Energien und Energieeffizienz mittelfristig keine Erfolgsaussichten und somit auch keine Auswirkungen auf das Investitionsklima für die Stromerzeugung einräumen, wird den beiden Instrumenten ETS und CCS schon heute ein großer Einfluss auf die Investitionsentscheidungen der europäischen Stromerzeuger bescheinigt. Eine differenzierte Darstellung für die drei betrachteten Handlungsfelder liefert das folgende Zwischenergebnis: - Die Experten erwarten einen Vorrang der nationalen Beschäftigungspolitik vor den EU-Harmonisierungsbestrebungen der EE-Förderpolitik. Aber selbst bei einer langfristig zu erwartenden Harmonisierung sehen sie nur begrenzte Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland. 110/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa - Die Verabschiedung verbindlicher Energieeffizienzziele für alle EU-Mitgliedstaaten wird ebenso als unrealistisch eingeschätzt. Sollte sie dennoch kommen oder eine andersartige spürbare Verschärfung der Effizienzpolitik erfolgen, wird dennoch keine Abwanderung von Stromerzeugungsunternehmen erwartet, sondern allenfalls eine Verlagerung energieintensiver Industrieunternehmen ins außereuropäische Ausland. - Der europäische Emissionshandel hat nach Meinung der Experten schon heute einen erheblichen Einfluss auf Investitionsentscheidungen der Stromerzeuger, insbesondere wenn es um die Wahl des Energieträgers geht. Wegen der unsicheren Preisentwicklung für CO2-Zertifikate stellt der ETS derzeit ein Hemmnis für Investitionen in fossile Kraftwerke dar. - Die technische und genehmigungsrechtliche Einsetzbarkeit der CCS- Technologie wird in Zukunft neben der öffentlichen Akzeptanz ein wichtiges Kriterium bei der Standortentscheidung für fossile KW-Neubauten werden. Aus der Sicht der Autoren der Studie folgt aus den Antworten der Experten eine besonders hohe Relevanz der Nachhaltigkeitspolitik für das Investitionsklima im Bereich der Stromerzeugung. Das gilt sowohl für die europäische wie auch für die nationale Politikebene. Auf allen drei hier behandelten Handlungsfeldern wäre eine Harmonisierung aus EU-Sicht sinnvoll – sie erscheint aber eher unwahrscheinlich. Eine Ausnahme bildet hierbei das europäische Emissionshandelssystem ETS, das als europäisches Instrument geschaffen wurde und auf alle Standorte gleich wirkt (mit geringen Ausnahmen). Investitionsentscheidungen der Stromerzeuger werden besonders stark betroffen und beeinflusst von der Weiterentwicklung des ETS und von der Politik zur Umsetzung von CCS. Dabei könnte insbesondere die CCS-Technologie, die in manchen Ländern umstritten und in anderen akzeptiert wird, direkte Auswirkungen auf den Standortwettbewerb um die Ansiedlung von neuen fossilen Kraftwerken haben. 3.4 Der Chancen und Risiken für den Stromerzeu Stromerzeugungsstandort Deutschland Stromerzeugungsstandort Deutschland ist eingebettet in die europäische Erzeugungslandschaft und wird zunehmend durch die europäische Energiepolitik gesteuert, die vor großen Herausforderungen steht: - die Integration nationaler Energiemärkte in einen europäischen Energiebinnenmarkt, - die Verknüpfung der vorhandenen nationalen leistungsfähigen, europaweiten Verbundnetz, 111/390 Energienetze zu einem EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa - die Integration enormer Mengen an Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen, einschließlich der Lösung der Regel-, Reserve- und Speicherprobleme, - zunehmende Entfernung zwischen Erzeugung und Verbrauch infolge der verstärkten Nutzung Erneuerbarer Energien, - die massive Verringerung der mit der Elektrizitätsversorgung verbundenen CO2-Emissionen. Nach eigener Einschätzung der EU-Kommission sind „für diese Entwicklungen [...] enorme Investitionen und sinnvolle Anreize für die rechtzeitige Bereitstellung dieser Investitionen erforderlich; gleichzeitig gilt es, Wettbewerb, Nachhaltigkeit und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.“ [EU-Kommission, 2010c] Für die Lösung dieser Aufgaben ist nicht nur der Umbau der gesamten europäischen Stromversorgungsinfrastruktur notwendig, sondern auch eine grundlegende Veränderung der Handels- und Versorgungsbeziehungen. Im Zuge des europäischen Netzausbaus werden sich zunehmend Importmöglichkeiten von EE-Strom oder „günstigem“ konventionellem Strom aus europäischen Nachbarstaaten ergeben, wodurch an manchen Erzeugungsstandorten die Wettbewerbssituation der heimischen Erzeugung geschwächt wird. In Ländern mit massivem Ausbau der EE-Stromerzeugung und einem EE-Einspeisevorrang wird die Kapazitätsauslastung der fossilen Kraftwerke voraussichtlich stark sinken, so dass ihre Wirtschaftlichkeit gefährdet ist. Für die Finanzierung der für die Lieferung von Regel- und Reserveenergie notwendigen fossilen Kraftwerke werden sich voraussichtlich spezielle Kapazitätsmärkte entwickeln, weil die alleinige Vermarktung des erzeugten Stroms die Vollkosten nicht mehr decken wird. Die Situation in Deutschland Deutschland kann aufgrund seiner geografischen Lage zunehmend am europäischen Stromhandel teilnehmen. Es entsteht ein EU-weiter Wettbewerb um günstige Produktionsstandorte und Marktanteile, mittel- bis langfristig auch bei der EEErzeugung. Wie schneidet Deutschland dabei ab? Schafft die Erweiterung von Absatzmärkten Investitionsanreize für den Ausbau fossiler KW in Deutschland oder wird Deutschland im Standortwettbewerb um neue Kraftwerksinvestitionen gegenüber ausländischen Standorten den Kürzeren ziehen? Wird sich Deutschland mittel- bis langfristig zum Stromimportland entwickeln? Welche Auswirkungen wird es für den Erzeugungsstandort Deutschland haben, wenn wie erwartet der zunehmende Wettbewerb im EU-Binnenmarkt zu sinkenden Strompreisen führt? Wird es aufgrund einer konsequenten Unbundling- und Wettbewerbspolitik zu einer europaweiten Entmonopolisierung und Europäisierung der nationalen Strommärkte kommen, so dass sich auch in Deutschland Chancen zur Stärkung des nationalen Wettbewerbs ergeben 112/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa werden und die Marktzutrittsbedingungen für neue (inter-)nationale Akteure und kleinere EVUs verbessert werden? Dies sind nur einige der offenen Fragen bezüglich der Chancen und Risiken, die sich aus der gesamteuropäischen Entwicklung für Deutschland als Stromerzeugungsstandort ergeben. Dabei ist klar, dass sich diese Chancen und Risiken nicht absolut, sondern nur im Vergleich zu der Situation in anderen Mitgliedstaaten oder Erzeugungsregionen ergeben. Insgesamt sind die Chancen und Risiken somit abhängig von der Umsetzung der EU-Energiepolitik (in den verschiedenen Handlungsfeldern) auf der EU-Ebene und in allen Mitgliedstaaten, wobei der Umsetzung durch die deutsche Bundesregierung ein ganz besonderes Gewicht zukommt. Nachfolgend werden anstelle einer Zusammenfassung die Antworten der befragten Experten hinsichtlich Chancen und Risiken des Stromerzeugungsstandortes Deutschland innerhalb Europas vorgestellt. Einschätzung der befragten Experten „Welche Chancen und Risiken kann Deutschland/ihr Land als Strom- erzeugungsstandort im Rahmen der (Weiter)-Entwicklung eines europäischen Standortwettbewerbs haben?“ Zu den Chancen und Risiken Deutschlands als Stromerzeugungsstandort äußerten sich 14 inländische Experten. Dazu gaben vier ausländische Experten Antworten zu den Chancen und Risiken der Stromerzeugung in ihrem Land. Die meisten Experten unterscheiden bei ihrer Antwort nicht zwischen der mittelfristigen und der langfristigen Situation. Die Chancen von Deutschland im europäischen Standortwettbewerb um Stromerzeugungsinvestitionen werden durch die befragten Experten allgemein eher positiv eingeschätzt, wobei in der Regel eine nach dem Energieträger differenzierte Bewertung vorgenommen wird. Unabhängig von der eingesetzten Stromerzeugungstechnologie wird der hohe technische Standard der deutschen Stromerzeugung, insbesondere im Hinblick auf die Einhaltung von Umweltschutzbestimmungen, als positiver Treiber für Investitionen genannt, des weiteren der ausgewogene Energiemix, erfahrenes Betriebspersonal und eine gesunde Abnehmerstruktur. Besondere Chancen werden Deutschland bei der Nutzung der Windenergie onshore und offshore eingeräumt und im Export von EE- und Effizienztechnologien. Ein Experte sieht die Chance, dass sich Deutschland innerhalb Europas als Treiber für den Ausbau der regenerativen Stromerzeugung etabliert. Mit dem Energiekonzept und dem damit verbundenen Beschluss zur Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke habe Deutschland jedoch die Chance vertan, eine klare Vorreiterrolle für den Transformationsprozess zur Umgestaltung des europäischen Kraftwerksparks hin zu einer dominanten Rolle der EE zu übernehmen. Im Bereich der 113/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa fossilen Stromerzeugung wird auf der Chancenseite Braunkohle als heimischer und wettbewerbsfähiger Energieträger aufgeführt. Als Investitionsrisiken werden die sinkende Auslastung (Vollbenutzungsstunden), der Verlust an „regulatorischer Sicherheit für Investitionen“ sowie die unsichere Entwicklung der politisch bestimmten Preise für die CO2-Emissionszertifikate genannt. Mehrere Experten weisen darauf hin, dass Mittel- und Osteuropa sowie die Türkei für Investitionen in fossile Kraftwerke interessant oder sogar interessanter seien als Deutschland. Ein Experte sieht eine Verknüpfung zwischen den Exportchancen für fossile Kraftwerkstechnik und deren Einsatz in Deutschland. Deutschland habe hier eine „technologische Führerschaft“ und könne diese Position nur halten, wenn neueste fossile Kraftwerkstechnologie auch in Deutschland angewendet würde, wenn also neue fossile Kraftwerke in Deutschland gebaut und betrieben würden. Auf dem Gebiet der Kernenergie sind in Deutschland Kraftwerksneubauten gesetzlich verboten. Ein Experte weist darauf hin, dass es für die Betreiber von Kernkraftwerken deshalb naheliegt, sich mit den Chancen und Risiken solcher Investitionen in anderen europäischen Ländern auseinanderzusetzen, wobei er Chancen in Großbritannien sieht, diese aber als „unsicher“ einschätzt. Im Gegensatz zu dieser positiven Einschätzung wird von einem Experten allerdings auch das Risiko gesehen, dass im Rahmen der Weiterentwicklung des europäischen Standortwettbewerbs die Stromerzeugung in Deutschland deutlich zurückgeht. Drei Experten haben in ihrer Bewertung zwischen der mittelfristigen und der langfristigen Perspektive unterschieden und dabei die langfristige Entwicklung deutlich kritischer eingeschätzt. Sie sehen für Deutschland als Stromerzeugungsstandort wachsende Risiken: Teurer EE-Strom könnte die Wirtschaftskraft der Gesellschaft gefährden und zur Abwanderung der energieintensiven Industrie führen; es könnte nicht genügend Stromspeicher geben und nur einen unzureichenden Netzausbau; die solarthermische Stromerzeugung in Südeuropa könnte sich zu einer starken Konkurrenz für die EE-Stromerzeugung in Deutschland entwickeln. Alle diese Effekte würden die Attraktivität des Stromerzeugungsstandorts Deutschland schwächen und zwischen 2020 und 2050 zu einem Rückgang der Investitionen in Stromerzeugungsanlagen in Deutschland führen. Die Befragung der europäischen Experten erbrachte für Frankreich, die Slowakische Republik und Polen eher Risiken als Chancen im Standortwettbewerb der Stromerzeugung. Für die Niederlande wurde die Existenz sehr guter Standorte an der Nordseeküste für Kraftwerksneubauten als mittelfristige Chance genannt, wobei Investitionen nur bei teilweisem Export des erzeugten Stromes wirtschaftlich attraktiv sein werden. Langfristig wird der Ausbau der fossilen Kraftwerkskapazitäten jedoch in den Niederlanden aus Sicht des Experten zu Problemen führen, weil die notwendige Abscheidung und Speicherung von CO2 in der Bevölkerung überall auf Widerstand trifft. 114/390 EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass Deutschland von der Mehrheit der Experten allgemein als attraktiver Stromerzeugungsstandort eingeschätzt wird, bei einzelnen Technologien gelten jedoch andere Länder als attraktiver. Langfristig werden zudem einige Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland erwartet. Große Chancen werden demgegenüber insbesondere beim Einsatz und beim Export von EETechnologien gesehen. Ein Trend zur Dezentralisierung und Rekommunalisierung der Stromerzeugung wird für möglich gehalten, womit eine abnehmende Bedeutung des EU-weiten Standortwettbewerbs verbunden wäre. Die Mehrheit der Experten geht nicht davon aus, dass die gute Ausgangsposition von Deutschland als Stromerzeugungsstandort in Europa mittel- und langfristig gefährdet ist. Gesamtfazit aus der Perspektive „Investitionsbedingungen/Investitionsklima“ „Investitionsbedingungen/Investitionsklima“ Die europäische Energiepolitik bildet einen sehr komplexen Rahmen, in dem sich das Investitionsverhalten der Energiewirtschaft abspielt. Dieser Rahmen wird von den nationalen Energie- und Klimaschutzpolitiken ausgefüllt und betrifft erst in dieser Konkretisierung die einzelnen Unternehmen. Weil die Umsetzung EU-politischer Vorgaben recht viel Zeit braucht, gehen die Bearbeiter - wie die befragten Experten für den Zeitraum bis 2020 („mittelfristig“) davon aus, dass sich an den konkreten Standortbedingungen in Deutschland – in Relation zu den konkurrierenden Standorten in den anderen EU-Mitgliedstaaten – nicht viel ändern wird und der Stromerzeugungsstandort Deutschland seine aktuell gute Position halten kann. Die Erfahrung der letzten zehn Jahre hat gezeigt, dass in Deutschland wie in den anderen Mitgliedstaaten die nationale Politik vorrangig die heimischen EVU und die heimischen Arbeitsplätze beschützt und nachrangig die EU-Vorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik umsetzt. Deswegen wird das Risiko, dass sich in Deutschland aufgrund EU-politischer Vorgaben das Investitionsklima im Bereich der Stromerzeugung spürbar verschlechtert, mittelfristig als gering eingeschätzt. Langfristig, d.h. im Zeitraum 2020 bis 2050, wird dieses Risiko vermutlich höher sein, aber es ist derzeit nicht genau einschätzbar. Die mangelnde Einschätzbarkeit des langfristigen Investitionsklimas hat ihre Ursache in einer weit verbreiteten Unsicherheit - der technischen Entwicklung, - der politischen Entwicklung, - der wirtschaftlichen Entwicklung und - der Entwicklung der öffentlichen Akzeptanz insbesondere beim Leitungsbau und bezüglich der CCS-Technologie. Gleichzeitig ist das langfristige Risiko aber politisch gestaltbar: Wahlen, Lobbyarbeit oder Verträge zwischen Industrie und Energiewirtschaft sind hier beispielhaft als Gestaltungselemente zu nennen. 115/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4 Investit Investitionsbedingungen und –entntscheidungen in sechs EUEU-MitgliedstaaMitgliedstaaten Ob und ggf. wie sich die Einschätzung von Chancen und Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland ändert, wenn man anstelle der EU-Politik die nationale Politik in den Mittelpunkt stellt, wird in diesem Kapitel untersucht. Im Rahmen der empirischen Länderanalyse wird hier untersucht, welche Unterschiede bezüglich Investitionsbedingungen (Pläne, Förderung, Proteste) und -entscheidungen für unterschiedliche Erzeugungstypen (KWK, Erneuerbare Energien, Großkraftwerke) in der Stromerzeugung in den sechs ausgewählten EU-Mitgliedstaaten bestehen. Zudem wird betrachtet, welche Gestaltungsmöglichkeiten nationale Regierungen bezüglich der Umsetzung von Investitionen in der Stromerzeugung haben bzw. wodurch diese Gestaltungsmöglichkeiten begrenzt werden. 4.1 In Wettbewerbsstrukturen und ordnungsrechtordnungsrechtlicher Rahmen der Strom Stromversorgung diesem Abschnitt werden die Wettbewerbsstrukturen der nationalen Stromversorgung sowie die Machtverhältnisse zwischen Politik und Energiewirtschaft in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten analysiert. Dazu erfolgt zum Ersten eine Betrachtung der Wettbewerbssituation (Liberalisierung) und Marktkonzentration in den nationalen Strommärkten. Zum Zweiten erfolgt eine Darstellung zentraler Aspekte, die die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger determinieren. Dazu wird das Strategieportfolio der dominierenden Stromerzeuger in den ausgewählten EUMitgliedstaaten dargestellt, über welches sie die nationalen Strommärkte beeinflussen können. Im Stromerzeuger, Einzelnen ihr werden Marktanteil die an Eigentümerstruktur der der Stromerzeugung, dominierenden ihr Besitz der Übertragungsnetze sowie ihre simultane Marktmacht im Gasmarkt betrachtet. Zum Dritten werden die Einflussmöglichkeiten der Regierung auf den Stromsektor über den ordnungspolitischen Rahmen dargestellt anhand des Status quo des Unbundling, der sektorspezifischen Regulierung (Anreizregulierung) sowie der Wettbewerbspolitik in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Neben der Darstellung der aufgeführten Aspekte findet sich in Abschnitt 4.1.4 ergänzend eine kurze Einschätzung der befragten Experten zum Verhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft. 4.1.1 Marktkonzentration im Strom Strommarkt Durch die Liberalisierung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes Ende der 1990er Jahre wurde der Wettbewerb im Stromsektor rechtlich eröffnet und hat in den 116/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten vergangenen Jahren nach Ansicht der EU-Kommission zu einer Erneuerung des Energiesektors beigetragen, bspw. durch die Integration unterschiedlicher Formen Erneuerbarer Energie oder die Schaffung von Finanzmärkten für Energiederivate. [EUKommission, 2009b] Der Bericht der EU-Kommission über die Fortschritte bei der Verwirklichung des Erdgas- und Elektrizitätsbinnenmarktes aus dem Jahr 2010 verdeutlicht, dass der Anteil der Marktöffnung für den Wettbewerb im Elektrizitätssektor in allen ausgewählten Mitgliedstaaten mittlerweile bei 100 % liegt. In ihrem Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2009 kommt die EU-Kommission jedoch zu dem Ergebnis, dass auf dem Stromgroßhandelsmarkt in 15 Mitgliedstaaten die drei größten Erzeuger noch über 70 % der Erzeugungskapazität kontrollieren. Nur in acht Mitgliedstaaten weisen die Märkte eine gemäßigte Konzentration auf. [EU-Kommission, 2009b] Abbildung 4–1 gibt eine Übersicht über die Marktkonzentration am Stromgroßhandelsmarkt nach Herfindahl-Hirschman-Index (HHI). Mit Bezug auf die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten weisen der französische und der slowakische Stromgroßhandelsmarkt eine sehr hohe Konzentration und der deutsche Stromgroßhandelsmarkt eine hohe Konzentration auf. Demgegenüber schätzt die EUKommission die Marktkonzentration am Stromgroßhandelsmarkt in den Niederlanden, Großbritannien und Polen nur als mäßig ein. Abbildung 4–1: Marktkonzentration am Stromgroßhandel Stromgroßhandels oßhandelsmarkt (nach HHI) in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Quelle: [EU-Kommission, 2009b] nach Daten der Regulierungsbehörden In ihrem nachfolgenden Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010 verzeichnet die EUKommission eine leichte Tendenz zu einer geringeren Konzentration auf dem Stromgroßhandelsmarkt hinsichtlich der Kapazität innerhalb Europas. Gemäß EUKommission war im Berichtszeitraum (2008 bis Mitte 2009) in zehn Mitgliedstaaten ein Rückgang des HHI zu verzeichnen. Mit Bezug auf die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten war diese Tendenz in der Slowakischen Republik besonders ausgeprägt. Dennoch wird 117/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten der hohe Konzentrationsgrad auf dem Stromgroßhandelsmarkt aus Sicht der Kommission dadurch bestätigt, dass in nur sieben Mitgliedstaaten die Märkte eine gemäßigte Konzentration aufweisen. [EU-Kommission, 2010h] Tabelle 4-1 gibt eine Übersicht über das Ausmaß der Marktkonzentration (HHI nach Stromerzeugungskapazität) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2007-2008) gemäß Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010.11 Tabelle 4-1: Ausmaß der Markt Marktkonzentration (HHI nach StromerzeugungsStromerzeugungskapazität) in den ausgewähl ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten (2007(2007-2008) DE FR GB NL PL SK Hoch Sehr ho hoch Mäßig Mäßig Mäßig Sehr ho hoch HHI 1.8001.800- HHI über HHI 750750- HHI 750750- HHI 750750- HHI über 5.000 5.000 1.800 1.800 1.800 5.000 2007 n.v. 6.960 986 1.592 1.313 6.930 2008 2.008 n.v. 901 1.551 1.363 5.020 AllgeAllgemein mein Quelle: [EU-Kommission, 2010g]; Herfindahl-Hirschman-Index (HHI) nach Kapazität = Summe der quadrierten Marktanteile einzelner Unternehmen. n.v. = nicht verfügbar Demgemäß weist unter den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten der Strommarkt in Großbritannien den niedrigsten HHI nach Kapazität auf mit einem Wert von 901 im Jahr 2008. [EU-Kommission, 2010g] Neben dem Strommarkt in Großbritannien werden auch die Strommärkte in den Niederlanden und in Polen durch die EU-Kommission gemäß Fortschrittsbericht 2010 als mäßig konzentriert eingestuft. Die Marktkonzentration im deutschen Strommarkt wird mit einem HHI von 2.008 als hoch eingestuft. In Frankreich und der Slowakischen Republik sind die Strommärkte wiederum sehr hoch konzentriert; die HHI nach Kapazität liegen im Jahr 2007 und 2008 jeweils über 5.000. [EU-Kommission, 2010g] Tabelle 4-2 gibt eine Übersicht über die Anzahl Strom erzeugender Unternehmen, die mindestens 95 % der Nettostromerzeugung repräsentieren, und die Anzahl dominierender Stromerzeuger in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2004-2008) nach [Goerten/Ganea, 2010]. In Deutschland und in den Niederlanden gibt es demnach eine stark zersplitterte Erzeugungslandschaft: Mehr als 450 bzw. rund 200 12 Unternehmen lieferten in den 11 Da über den Binnenmarkt-Fortschrittsbericht der EU-Kommission aktuelle Kennzahlen zur Marktkonzentration in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten vorliegen, wurde auf eine ergänzende Erarbeitung einfacher Kennzahlen zur Marktkonzentration zugunsten einer ausführlicheren Darstellung der Ergebnisse der Experteninterviews im Rahmen der Studie verzichtet. 118/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Jahren 2004 bis 2008 zusammen 95 % der Nettostromerzeugung, gegenüber maximal 70 Unternehmen in den vier anderen ausgewählten Mitgliedstaaten, in Frankreich und der Slowakischen Republik sogar weniger als zehn Unternehmen. Die Anzahl dominierender Stromerzeuger nimmt wie erwartet mit steigender Marktkonzentration ab. Während in Großbritannien im Jahr 2008 neun Unternehmen einen Anteil von mindestens 5 % an der inländischen Nettostromerzeugung aufweisen, liegt die Anzahl dominierender Stromerzeuger in Polen, Deutschland und den Niederlanden zwischen vier und fünf. In Frankreich und der Slowakischen Republik, deren Strommärkte sehr hoch konzentriert sind, gibt es nur ein bis zwei dominierende Strom erzeugende Unternehmen. Tabelle 4-2: Dominierende Dominierende Stromerzeuger in ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten (2004(2004-2008) Anzahl Strom erzeugender Unternehmen, die mindestens 95 % der NettostromNettostromerzeu erzeugung repräsentieren und Anzahl dominierender Strom erzeugender Unternehmen Unternehmen DE FR GB NL PL SK 2004 > 450 / 4 4/1 20 / 7 120 / 4 54 / 5 6/1 2005 > 450 / 4 5/1 17 / 7 100 / 4 70 / 5 6/1 2006 > 450 / 4 5/1 18 / 6 200 / 5 51 / 5 7/2 2007 > 450 / 4 >5 / 1 18 / 7 1.000 / 5 54 / 5 7/2 2008 > 450 / 4 >5 / 1 17 / 9 1.500 / 4 55 / 5 6/2 Quelle: [Goerten/Ganea, 2010]; dominierende Strom erzeugende Unternehmen = Anteil von mindestens 5 % an der inländischen Nettostromerzeugung Kurzfazit: Trotz vollständiger Marktöffnung, weist die Hälfte der nationalen Strommärkte der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten, darunter auch Deutschland, noch eine hohe bis sehr hohe Marktkonzentration auf. Welche Marktmacht die wenigen dominierenden Stromerzeuger haben, wird im nächsten Kapitel untersucht. Für Deutschland kommt auch die Monopolkommission in ihrem 18. Hauptgutachten zum Zeitraum 2008/2009 zu dem Schluss, dass die Konzentration auf der Erzeugungsebene im Elektrizitätsbereich sehr hoch ist. [Monopolkommission, 2010] Aus der Perspektive der Investitionsbedingungen bedeutet die hohe Marktkonzentration einen Standortvorteil für die inländischen, jeweils dominierenden Unternehmen. Marktneulinge und ausländische Investoren treffen dagegen auf Markteintrittsbarrieren. 12 Die hohen Werte für 2007 und 2008 für NL sind nicht erklärbar und werden deshalb nicht interpretiert. 119/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.1.2 Marktmacht dominierender Stromerzeuger Vorstellungen, Pläne und Handlungen von Regierungen und Energiewirtschaft zur zukünftigen nationalstaatlichen Stromerzeugung sind nicht immer deckungsgleich. Große Energieunternehmen Strommärkte gemäß werden ihrer unternehmensindividuelle Marktmacht der daher versuchen, Vorstellungen zu Strategieportfolio dominierenden die Ausgestaltung beeinflussen. unterschiedliche Stromerzeuger in den Hierzu nationaler bietet das Optionen. Die ausgewählten EU- Mitgliedstaaten wird nachfolgend anhand der vier Optionen Eigentümerstruktur, Marktanteil an der Stromerzeugung, Besitz der Übertragungsnetze und simultane Marktmacht im Gasmarkt dargestellt. 4.1.2.1. Eigentümerstruktur Die Eigentümerstruktur der dominierenden Stromerzeuger hat erheblichen Einfluss auf deren Marktmacht. Tabelle 4-3 gibt eine Übersicht über die Eigentümerstruktur der dominierenden Stromerzeuger in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Anhand der Tabelle ist ersichtlich, dass sich die dominierenden Stromerzeuger anhand ihrer Eigentümerstrukturen grob in fünf Gruppen teilen lassen: 1. Stromerzeuger, die ausschließlich oder einen sehr hohen Anteil (66 % – 100 %) inländische staatliche bzw. kommunale Eigentümer aufweisen: EDF (FR), EnBW (DE), Delta (NL), PGE (PL) 2. Stromerzeuger, die einen mäßigen bis hohen Anteil (33 % - 66 %) inländische staatliche bzw. kommunale Eigentumsstrukturen aufweisen:, Nuon Energy (NL), PKE (PL), Enea (PL), Ze Pak (PL), Slovenské Elektrárne (SK) 3. Stromerzeuger, die einen geringen bis mäßigen Anteil (1 % - 33 %) inländische staatliche bzw. kommunale Eigentumsstrukturen aufweisen: RWE (DE) 4. Stromerzeuger, die ausschließlich bis mäßige (33 % - 100 %) ausländische staatliche bzw. kommunale Eigentumsstrukturen aufweisen: Vattenfall Europe (DE), EDF Energy (GB), International Power (GB), Electrabel Nederland (NL), Grupa EDF (PL) 5. Stromerzeuger, die ausschließlich oder überwiegend private Eigentümerstrukturen aufweisen: E.ON (DE), RWE Npower (GB), E.ON UK (GB), SSE (GB), SP (GB), Centrica (GB), Drax (GB), Essent (NL) 120/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle 4-3: Eigentümerstruktur der dominierenden Stromerzeuger in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Größere staatliche/kommunale staatliche/kommunale Größere private/ausländische private/ausländische Anteils Anteilseigner (Inland) Anteilseigner Deutschland 16% RW Energie-Beteiligungs- RWE AG 16,752 % kommunale Anteilseigner gesellschaft mbH & Co. KG 14% Private Investoren 5% Eigene Anteile 81,47% Streubesitz E.ON AG / 4,87% Black Rock Inc. 4,17% Statkraft Regional Holding AS 4,67% Eigene Anteile 45,01 % Land Baden-Württemberg EnBW AG (über 100% Tochter Neckarpri GmbH) 45,01 % OEW Energie-Beteilig. GmbH Vattenfall Europe AG Quellen / 1,85% Streubesitz 2,30% Eigene Anteile 100 % Vattenfall (zu 100 % im Besitz des schwedischen Staates) [EnBW, 2011a], [EnBW, 2010a], [E.ON, 2010g], [Matthes et al., 2007], [RWE, 2010a], [Süddeutsche, 2010a], [Süddeutsche, 2010b], [Vattenfall, 2010a] Frankreich Électricité de France (EDF) SA Quellen 84,7 % französischer Staat / [CRE, 2010a] Großbritannien13 EDF Energy plc RWE Npower Holdings plc E.ON UK plc / 100 % RWE AG / 100 % E.ON AG 5,02 % Capital Research and / Energy plc (SSE) ScottishPower plc (SP) Besitz des französischen Staates) / Scottish & Southern 100 % EDF Energy Group (zu 84,7 % im Management Company 3,97% Legal & General Group plc, 3,03% Norges Bank / 100% Iberdrola Group 5,03% Invesco Ltd Centrica plc / 3,91% Legal & General Group PLC 3.87% Petronas Internat. Corp Ltd International Power plc 13 ? Dominierende Stromversorger gemäß [Ofgem et al., 2010] 121/390 69,8 % GDF SUEZ (zu 35,9 % französischer Staat) Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 29,62% Invesco plc Drax plc / 5,23% Black Rock Inc. 4,57% AXA S.A., 3,96% Legal & General Group Plc Quellen [Centrica, 2011], [Drax, 2010], [EDF, 2010], [GDF SUEZ, 2010], [OnVista, 2011], [SP PLC, o.J.], [Verivox, 2011b], [VGE, 2010], [SSE, 2010] Niederlande Delta N.V. 50 % Provinz Zeeland 50 % 19 niederländische Gemeinden 100 % Electrabel S.A. (100% Tochter Electrabel Nederland N.V. / / von GDF SUEZ ( zu 35,9 % im Besitz des französischen Staates) Essent N.V. / 100 % RWE-Gruppe N.V. Nuon 51 % niederländische Provinzen und 49 % Vattenfall (zu 100 % im Besitz des Energy Gemeinden schwedischen Staates)14 Quellen [DELTA, 2010], [Electrabel, 2010], [Essent, 2009], [Nuon, o.J.a], [Nuon, o.J.b], [Nuon, 2009], [RWE, 2009a] Polen PGE Polska Grupa Ener- 69,29 % polnischer Staat getyczna S.A. PKE Południowy 100 % TAURON Polska Energia SA Koncern Ener- holding (zu 36,16 % im Besitz des getyczny SA polnischen Staates) ENEA S.A. ZE PAK 52,92% polnischer Staat 50 % polnischer Staat des schwedischen Staates) 47, 38% Grupa Elektrim 100 % Electricite de France (zu 84,7 % Grupa EDF15 Quellen 18,66 % Vattenfall (zu 100% im Besitz im Besitz des französischen Staates) [EDF, o.J.a], [EDF, o.J.b] [Enea, 2010], [PKE, 2009], [PGE, 2010], [Tauron, 2010a], [URE, 2010], [WNP Energetyka, 2011], [Ze Pak, 2011] Slowakische Republik Slovenské 34 % slowakischer Staat über Fonds Elektrárne a.s. národného majetku Slovenskej 16 republiky Quellen [Enel, 2010], [SE, 2009], [SLVEL, 2010], [URSO, 2010] 66 % Enel SpA (zu 13% im Besitz des italienischen Staates) 14 Zum 01. Juli 2009 hat Vattenfall AB 49 % der Anteile an Nuon Energy übernommen. Geplant ist, dass 15 1998 ist EDF über die erste Privatisierungswelle im polnischen Energiesektor in den polnischen Vattenfall die übrigen 51 % der Anteil in den kommenden nächsten 6 Jahren schrittweise übernimmt. Elektrizitätsmarkt eingestiegen und hat sich seitdem zum Hauptanteilseigner in vielen polnischen Energieunternehmen entwickelt. Aktuell hält EDF einen Anteil von 10 % im polnischen Elektrizitätsmarkt. [EDF, o.J.a] EDF Polska repräsentiert und koordiniert die Aktivitäten der EDF Gruppe in Polen. [EDF, o.J.b] 16 Gemäß [EU-Kommission, 2010g] hält Slovenské Elektrárne a.s. im Jahr 2008 einen Marktanteil an der gesamten slowakischen Stromerzeugung in Höhe von knapp 72 %. Aufgrund dieser dominierenden Stellung von Slovenské Elektrárne im slowakischen Stromerzeugungsmarkt erfolgt im Rahmen des Projektes keine Betrachtung weiterer Strom erzeugender Unternehmen in der Slowakischen Republik. 122/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Anhand der Aufteilung ist ersichtlich, dass die jeweiligen Regierungen in Frankreich, der Slowakischen Republik und Polen deutlichen Einfluss auf die dominierenden inländischen Stromerzeuger besitzen. Lediglich in Polen weist Grupa EDF keine inländischen dafür aber als Teil der EDF Gruppe ausländische staatliche Eigentumsstrukturen durch die französische Regierung auf. Wie im vorigen Abschnitt beschrieben, ging in Großbritannien die Liberalisierung des Marktes mit einer Privatisierung von Erzeugungsanlagen dominanten Stromerzeuger in einher. Dementsprechend Großbritannien weisen überwiegend die private Eigentümerstrukturen auf. Ausnahmen bilden lediglich EDF Energy als Teil der französischen EDF Gruppe und International Power, mit GDF SUEZ als Mehrheitsaktionär, die wiederum zu 35,9 % im Besitz des französischen Staates ist. In den Niederlanden und Deutschland zeigt sich hinsichtlich der direkten Einflussmöglichkeiten der jeweiligen Regierungen durch staatliche Unternehmen bzw. Beteiligungen eine uneinheitliche Tendenz. In den Niederlanden sind Delta und Nuon Energy ganz bzw. zu über 50 % in kommunaler Hand. Demgegenüber gehört Electrabel Nederland über ein Mutter-Tochter-Verhältnis zu GDF SUEZ und Essent ist 100 % Tochter von RWE. In Deutschland stellen die größten Stromerzeuger E.ON und RWE privatwirtschaftliche Unternehmen dar bzw. weisen lediglich einen geringen kommunalen Anteil auf. Vattenfall Europa ist als Tochterunternehmen von Vattenfall zu 100 % im Besitz des schwedischen Staates. Die größten direkten kommunalen Einflussmöglichkeiten bestehen daher bei EnBW. Hauptaktionäre der EnBW waren bis Mitte Februar 2011 mit 45,01 % die französische EDF sowie mit 45,01 % die Oberschwäbischen Elektrizitätswerke (OEW), ein Zusammenschluss kommunaler EVU. Im Dezember 2010 gab die Landesregierung Baden-Württemberg bekannt, dass sie die Anteile der EDF zurückkaufen wird, um sie anschließend an der Börse zu platzieren. Die Übernahme erfolgte über die NECKARPRI GmbH, die zu 100 % dem Land BadenWürttemberg gehört. Seit Februar 2011 besitzt das Land Baden-Württemberg den Aktienanteil der EDF. [EnBW, 2011a] Kurzfazit: Kurzfazit: Im europäischen Kontext variieren die direkten Einflussmöglichkeiten der Regierungen durch staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen stark. Dies gilt auch für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In diesem Kreis besitzen die Regierungen in Frankreich, der Slowakischen Republik und Polen deutlichen Einfluss auf die dominierenden Stromerzeuger. In Großbritannien, Deutschland und den Niederlanden ist der Anteil (teil-) staatlicher Energieerzeuger dagegen eher mäßig bis gering. 4.1.2.2. Marktanteil an der Stromerzeugung Die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger, die in Tabelle 4-3 abgebildet sind, lässt sich des weiteren anhand des kumulierten Marktanteils dieser Unternehmen und des Anteils des größten Stromerzeugers an der gesamten Stromerzeugung in den 123/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ablesen, die in Tabelle 4-4 abgebildet sind. Erwartungsgemäß haben in den sehr hoch konzentrierten Strommärkten in Frankreich und der Slowakischen Republik nur ein bzw. zwei dominierende Stromerzeuger sehr hohe Marktanteile an der Stromerzeugung von um die 85 % im Jahr 2008. Électricité de France (EDF) und Slovenské Elektrárne17 weisen als größte Stromerzeuger jeweils einen Marktanteil von über 70 % auf. EDF betreibt in Frankreich den gesamten nuklearen Kraftwerkspark sowie thermische Erzeugungsanlagen und Wasserkraftwerke. Mit einem Anteil von etwas weniger als 3 % an der installierten Leistung ist La Compagnie Nationale du Rhône (CNR) der zweitgrößte französische Kraftwerksbetreiber und La Société Nationale d’Electricité et de Thermique (SNET) steht mit rund 2 % der installierten Kapazität an dritter Stelle. Darüber hinaus wird ein großer Anteil der Erzeugung in Frankreich durch große Firmen abgedeckt, welche eigene Erzeugungskapazitäten besitzen, üblicherweise jedoch nicht in das öffentliche Netz einspeisen. [Ess et al., 2010] Im hoch konzentrierten deutschen Strommarkt haben die vier dominierenden Stromerzeuger E.ON, RWE, Vattenfall Europe und EnBW gemeinsam einen Marktanteil von 72 % an der gesamten inländischen Stromerzeugung im Jahr 2008. Dabei weist RWE als größter deutscher Stromerzeuger im Jahr 2008 einen Marktanteil von 30 % auf. In den mäßig konzentrierten Strommärkten Polens und der Niederlande weisen die fünf bzw. vier dominierenden Stromerzeugung von 59 % Stromerzeuger bzw. 46 % kumulierte auf. Zu den Marktanteile Major Players an der auf dem niederländischen Stromerzeugungsmarkt zählen Delta, Electrabel Nederland, Essent und Nuon Energy. In Polen sind PGE, PKE, ENEA, Ze Pak und Grupa EDF die größten Stromerzeuger, wobei PGE mit einem Marktanteil von 19 % im Jahr 2008 der Major Player im inländischen Markt ist. Im stark liberalisierten britischen Strommarkt gehören EDF, RWE, E.ON, SSE, SP, Centrica, International Power und Drax zu den größten Stromerzeugern. EDF stellt mit einem Marktanteil von 18 % an den Kapazitäten den größten Stromerzeuger dar18. Im Mai 2009 kündigte Centrica an, einen 20 %-Anteil an British Energy von dessen Eigentümerin EDF zu übernehmen, die BE im Jahr 2008 erworben hatte. Diese Transaktion wurde im August 2009 durch das Office of Fair Trading (OFT) genehmigt. EDF und Centrica werden ein Joint Venture bilden, über welches sie die Konstruktion von vier Kernkraftwerken abwickeln wollen. Die Transaktion stellt eine Erhöhung der Konzentration im Großhandelsmarkt Großbritanniens dar. [Ofgem et al., 2010] Im Januar 2011 genehmigte die EU- 17 Aufgrund dieser dominierenden Stellung von Slovenské Elektrárne im slowakischen Stromerzeugungsmarkt erfolgt im Rahmen des Projektes keine Betrachtung weiterer Strom erzeugender Unternehmen in der Slowakischen Republik. 18 Die Marktanteile an den britischen Stromerzeugungskapazitäten wurden auf Basis der “Transmission Entry Capacity (TEC)-Werte” berechnet. Demnach haben acht Unternehmen Marktanteile über 5 %. [Ofgem et al., 2010] 124/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Kommission zudem die Übernahme von International Power durch den französischen Energiekonzern GDF Suez unter der Auflage, dass International Power seine Anteile an dem Eigner eines belgischen Kraftwerks veräußert. Beide Konzerne wollen eine neue Gesellschaft gründen, in der International Power aufgeht und GDF Suez vor allem seine außereuropäischen Aktivitäten einbringt [Verivox, 2011b] Tabelle 4-4: Marktanteile dominierender Stromerzeuger in den ausgewähl ausgewählten EUEUMitgliedstaaten (2007(2007-2008) Kumulierter Marktanteil der dominierenden Strom erzeugenden Unternehmen und Anteil des größten Stromerzeugers Stromerzeugers an der gesamten Stromerzeu Stromerzeugung (in %) DE FR GB NL PL SK 2007 88 / 30 88 / 88 72 / 19 62 / n.v. 44 / 17 83 / 72 2008 72 / 30 87 / 87 81 / 15 59 / n.v. 46 / 19 84 / 72 Quelle: [Goerten/Ganea, 2010], [Goerten/Ganea, 2009]; n.v. = Daten nicht verfügbar Kurzfazit: Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten liegt der Marktanteil des größten Stromerzeugers in Deutschland einerseits zwar deutlich unter den Anteilen der hoch konzentrierten Strommärkte in Frankreich und der Slowakischen Republik, andererseits aber deutlich über den Anteilen in den Ländern mit mäßig konzentrierten Strommärkten. Gleiches gilt mit Ausnahme Großbritanniens für den kumulierten Marktanteil der dominierenden Strom erzeugenden Unternehmen, wobei hier die Anzahl dominierender Stromerzeuger berücksichtigt werden muss. Hier stellt sich die Marktmacht der deutschen Stromerzeuger mit einem Verhältnis 72:4 deutlich höher da, als in den mäßig konzentrierten Strommärkten in Großbritannien (81:9), den Niederlanden (59:4) und Polen (46:5). Dem entspricht auch die Einschätzung der deutschen Monopolkommission gemäß Hauptgutachten 2008/2009, die auch vom Bundeskartellamt geteilt wird, dass durch die spezielle Situation in Deutschland sowohl Anreize als auch Möglichkeiten zur missbräuchlichen Ausnutzung von Erzeugermarktmacht auf dem Stromgroßhandelsmarkt für einige marktmächtige Stromanbieter gegeben sind. [Monopolkommission, 2010] 4.1.2.3. Besitz der Übertragungsnetze Der Besitz der Übertragungsnetze stellt ein weiteres strategisches Asset dar, mit welchem Stromerzeuger die Ausgestaltung der nationalen Stromversorgung beeinflussen können. Tabelle 4-5 gibt eine Übersicht über die Eigentümerstruktur der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Die ÜNB in Frankreich, den Niederlanden, Polen und der Slowakischen Republik sind ganz oder überwiegend (RTE) in staatlichem Eigentum. Demgegenüber befinden sich die vier deutschen und der britische ÜNB in privatem Eigentum. Während National Grid eine 125/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten breit gestreute Anteilseignerstruktur aufweist, gehören die deutschen ÜNB ganz oder mehrheitlich jeweils einem Unternehmen, das aber in drei de vier Fälle staatliche Eigentümer hat. Tabelle 4-5: Eigentümerstruktur der Übertragungsnetzbetreiber in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Öffentl. Privates Privates Anteilseigner Eigentum Eigentum Amprion GmbH 0 100 100 % RWE AG TenneT TSO GmbH 0 100 100 % TenneT (NL) Deutschland 60 % belgischer ÜNB Elia 50Hertz Transmission GmbH 0 100 40 % australischer Infrastrukturfonds Industry Management19 EnBW Transportnetze AG Quellen 0 100 100 % EnBW [ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [50hertz, o.J.] Frankreich Réseau de Transport d’Electricité Quellen 84,66 15,34 100 % Tochter von EDF (84,66% französischer Staat) [ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [RTE, 2010 ] Großbritannien National Grid Electricity Transmission pcl Breit gestreute 0 100 Anteilseignerstruktur; größter Anteilseigner Blackrock Inc. 4,99 % Quellen [ENTSO-E, 2010], [EU-Kommission, 2010g], [NatGr, 2010] Niederlande TenneT TSO B.V. Quellen 100 0 100 % niederländischer Staat [ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [TenneT, 2010] Polen PSE-Operator S.A. Quellen 100 0 100 % polnischer Staat [ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [PSE-Operator, 2010] Slowakische Republik Slovenska elektrizacna prenosova sustava (SEPS) Quellen 19 100 0 100 % slowakischer Staat [ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [SEPS, o.J.] Beide Anteilseigner haben zur Übernahme eine Holding nach belgischem Recht gegründet, die Eurogrid International CVBA/SCRL. Die Anteile an 50Hertz gehören zu 100 % der deutschen Eurogrid GmbH, einer 100 % Tochter der Eurogrid International CVBA/SCRL. [50hertz, o.J.] 126/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten In Deutschland hat sich im Hinblick auf den Besitz der Übertragungsnetze in den vergangenen zwei Jahren durch den Verkauf der Übertragungsnetze durch E.ON und Vattenfall Europe eine Schwächung der Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger ergeben. [EU-Kommission, 2010h] Nach neuesten Meldungen prüft auch RWE den Verkauf von Teilen seines überregionalen Stromnetzes. Gemäß [TAM, 2010] verhandelt RWE mit Investmentfonds über die Abgabe von bis zu 75 % Anteil an seiner 100 % Netztochter Amprion. Auch für den vierten deutschen Übertragungsnetzbetreiber EnBW Transportnetze könnte der Rückkauf der ENBW-Anteile von EdF durch das Land BadenWürttemberg zu strategischen Veränderungen führen. Zudem ist mit der Übernahme des E.ON-Übertragungsnetzes durch den niederländischen ÜNB TenneT und des Vattenfall-Übertragungsnetzes durch den belgischen ÜNB elia der Einstieg in den europäischen Netzbetrieb erfolgt. Im Rahmen der Verhandlungen des dritten EU-Binnenmarktpakets hatte die EU-Kommission diesbezüglich zunächst eine Klausel zum Verbot des Erwerbs von europäischen Netzen durch ausländische Unternehmen in die Binnenmarktrichtlinien integriert. Diese wurde jedoch unter Zugeständnissen hinsichtlich der verschärften Anforderungen an den Erwerb von Netzen durch Drittstaaten (Drittstaatenklausel) wieder aus den Richtlinien genommen. [IEP, 2009b] Kurzfazit: Anhand der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ist erkennbar, dass die direkten Einflussmöglichkeiten der Regierungen auf die inländischen ÜNB stark variieren. Im Ländervergleich haben zwei der dominierenden Stromerzeuger in Deutschland über ihre Eigentümeranteile den stärksten Einfluss auf die inländischen ÜNB. Setzt sich der in Deutschland begonnen Trend zum Einstieg in den europäischen Netzbetrieb fort, könnte das EU-weite Übertragungsnetz in langfristiger Perspektive nur noch von wenigen internationalen ÜNB betrieben werden. 4.1.2.4. Marktmacht im Gas Gasmarkt Bezüglich der Einschätzung der Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger stellt neben den bereits untersuchten Aspekten die simultane Marktmacht auf dem Gasmarkt, insbesondere auf der Gasimportstufe, eine weitere entscheidende Option aus dem Strategieportfolio von Energieunternehmen dar. Zum einen können durch den Gasimport Preisvorteile bei der eigenen Verstromung von Erdgas erzielt werden. Zum anderen kann der Zugang zu Erdgas für die Konkurrenz auf dem Strommarkt erschwert bzw. verteuert werden. Beide Handlungsalternativen führen zu Wettbewerbsvorteilen und zur Vergrößerung der Marktmacht einzelner Unternehmen auf dem Strommarkt. Um die simultane Marktmacht auf dem Gasgroßhandelsmärkten in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zu prüfen, wurden in einem ersten Schritt die Marktstrukturen der Gasgroßhandelsmärkte in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten betrachtet. Nach Angaben der EU-Kommission ist die Konzentration am Großhandelsmarkt für Gas noch 127/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten stärker als für Strom. Gemäß Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2009 haben die drei wichtigsten Großhändler in zwölf Mitgliedstaaten einen Marktanteil von mindestens 90 %. [EU-Kommission, 2009b] In ihrem Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010 kommt die EU-Kommission zu dem Ergebnis, dass die Konzentration am Großhandelsmarkt für Gas weiterhin hoch ist. Dementsprechend haben immer noch in zehn Mitgliedstaaten die drei wichtigsten Großhändler einen Marktanteil von mindestens 90 %. [EU-Kommission, 2010h] Für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zeigt Tabelle 4-6, dass die hohe Marktkonzentration im Gasgroßhandelsmarkt für Polen und die Slowakische Republik bestätigt werden kann. Auch in Frankreich und den Niederlanden liegt der Marktanteil der drei größten Stromhändler im Jahr 2008 bei 88 %. Niedriger liegen die vergleichbaren Anteile lediglich in Deutschland und Großbritannien mit 62 % respektive 28 % (im Jahr 2007). Folgerichtig weisen in den Märkten mit hoher Marktkonzentration im Gasgroßhandelsmarkt lediglich ein bis zwei Unternehmen einen Marktanteil von mehr als 10 % am verfügbaren Markt auf, während es in Deutschland im Jahr 2008 sieben Unternehmen sind. Tabelle 4-6: Marktstruktur bzgl. Gasimport und Gasproduktion in den ausgewäh ausgewähl gewählten EUEU-Mitgliedstaaten (2007(2007-2008) DE FR GB NL PL SK Anzahl Unternehmen mit mehr als 10 % Anteil am verfügbaren Gas (%) 2006 n.v. 2 n.v. 4 1 1 2008 7 2 n.v. 1 1 1 Anteil der drei größten Unternehmen am verfügbaren Gas (%) 2007 59 89 28 n.v. 100 100 2008 62 88 n.v. 88 100 100 6.324 n.v. 6.841 95120 10.000 Marktkonzentration (HHI) HHI 2008 Quelle: 1.706 [EU-Kommission, 2010g], nach Daten der Regulierer und Kalkulationen von DG TREN; n.v. = keine Daten verfügbar In der Marktkonzentration nach HHI 2008 spiegeln sich die Marktstrukturen wieder. Die Gasmärkte in der Slowakischen Republik, den Niederlanden und Frankreich weisen alle mit einem HHI über 6.000 im Jahr 2008 eine sehr hohe Konzentration auf, während der HHI von 1.706 in Deutschland eine mäßige Marktkonzentration verdeutlicht. Für Großbritannien liegen keine Daten vor. 20 Für Polen erscheint der HHI mit 951 als zu niedrig; die Bearbeiter gehen daher von einem Datenfehler aus. 128/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Um die simultane Marktmacht auf dem Gasgroßhandelsmärkten in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zu prüfen, wurden in einem zweiten Schritt die dominierenden Gasunternehmen Gasgroßhandel in in den den Wertschöpfungsstufen ausgewählten Gasproduktion/-import EU-Mitgliedstaaten und recherchiert und ihre Eigentümerstruktur ermittelt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 4-7 dargestellt. Im Anschluss daran wurden die jeweiligen Eigentümerstrukturen auf Anteile bzw. Beteiligungen der dominierenden Stromerzeuger in den ausgewählten EU- Mitgliedstaaten im jeweiligen Inland abgeglichen. Dabei zeigen sich folgende Ergebnisse. In Frankreich, den Niederlanden, Polen und der Slowakischen Republik konnten keine inländischen bzw. keine nennenswerten Stromerzeuger an den Anteile ermittelten der jeweils dominierenden dominierenden inländischen Gasunternehmen der angegebenen Wertschöpfungsstufen ermittelt werden. Zugleich zeigt sich in diesen Ländern, dass die direkten Einflussmöglichkeiten der Regierungen über staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen an den ermittelten Gasunternehmen vergleichsweise hoch sind. Das Gasangebot auf dem britischen Gasmarkt stammt aus einer Vielzahl unterschiedlicher Quellen und umfasst einheimische Quellen aus dem UK Continental Shelf, Importe aus Norwegen, Importe vom europäischen Kontinent und weitere Importe über die Isle of Grain und LNG Import Terminal. Vor diesem Hintergrund ist es nach Angaben der britischen Regulierungsbehörde Ofgem nicht mögliche, präzise Aussagen zu Marktanteilen im britischen Großhandelsmarkt zu geben. [Ofgem et al., 2010] Aus diesem Grund wurde auf eine Recherche und Darstellung britischer Gasunternehmen in den Wertschöpfungsstufen Gasproduktion /-import und Gasgroßhandel verzichtet. Aufgrund der hohen Differenzierung im britischen Gasmarkt gehen die Bearbeiter jedoch davon aus, dass die Marktmacht der einzelnen Gasunternehmen - und damit auch die Marktmacht möglicher Anteilseigner aus den Reihen der dominierenden Stromerzeuger in Großbritannien - eher gering ist. Ebenso wie der Gasmarkt in Großbritannien ist auch der deutsche Gasmarkt stark differenziert. Da den Bearbeitern keine Angaben über die dominierenden Gasunternehmen im deutschen Markt vorlagen, wurde ebenso wie in Großbritannien auf eine Darstellung der dominierenden Gasunternehmen verzichtet. Stattdessen wurden die inländischen Aktivitäten der vier dominierenden deutschen Stromerzeuger in den Wertschöpfungsstufen Gasproduktion/-import und Gasgroßhandel im Inland geprüft. Diesbezüglich zeigte sich, dass E.ON und RWE mit E.ON Ruhrgas und RWE Dea AG jeweils 100 % Tochtergesellschaften haben, die im Gasmarkt tätig sind. Auch EnBW und Vattenfall Europe sind in Deutschland im Gasmarkt tätig, jedoch nicht mit eigenen Tochterunternehmen (vgl. Tabelle 4-7). In Zusammenhang mit der Darstellung in Abschnitt 4.1.3.3 zur europäischen Wettbewerbspolitik, gehen die Bearbeiter davon aus, dass die dominierenden deutschen Stromerzeuger RWE und E.ON eine hohe simultane Marktmacht auf dem Gasmarkt aufweisen. 129/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle 4-7: Eigentümerstruktur dominierender dominierender Gasunternehmen in den WertWertschöpfungsstufen Gasproduktion //-import und Gasgroßhandel in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Größere staatliche/kommunale staatliche/kommunale Größere private/ausländische private/ausländische Anteils Anteilseigner (Inland) Anteilseig Anteilseigner Deutschland (vgl. auch Erläuterungen im Text) E.ON Ruhrgas 100 % Tochter von E.ON AG AG RWE Dea AG 100 % Tochter der RWE AG EnBW AG: Stärkung des Midstream-Bereichs; Kaufoption auf das noch von / der EWE AG gehaltene 47,9%-Paket der Verbundnetz Gas AG, die auch im Upstreambereich tätig ist. Vattenfall Europe AG: Gegenstand des Unternehmens ist die Erzeugung, / Beschaffung, Verteilung, der Handel und Vertrieb von Energien, insbesondere von elektrischer Energie aber auch von Gas. Quellen [E.ON Ruhrgas, 2011], [EnBW, 2011b], [RWE Dea, o.J.], [Vattenfall, 2010b], [VGE, 2010], [VNG, 2011a] Frankreich 40,0 % institutionelle Investoren GDF SUEZ 35,9 % französischer Staat 24,1% verschiedene weitere Investoren Total S.A. Quellen / Breit gestreute Anteilseignerstruktur; keine größeren Anteilseigner [CRE, 2010a], [GDF SUEZ, 2010], [Total, 2011], [Total, 2009], [VGE, 2010] Großbritannien (vgl. auch Erläuterungen im Text) Niederlande N.V. 10 % niederländische Staat 25 % Exxon Mobil Holding Company Nederlandse 40 % Energie Beheer Nederland B.V. Holland Inc. Gasunie (zu 100% niederländischer Staat) 25 % Shell Nederland B.V. Energie Beheer Nederland B.V. 100 % niederländischer Staat / (EBN) Nederlandse Aardolie Maatschappij / 50% Exxon Mobile 50% Shell (NAM) B.V. GasTerra B.V. 10 % niederländischer Staat 40% Energie Beheer Nederland B.V. (zu 100% niederländischer Staat) Quellen 25% Shell Nederland BV 25% Esso Nederland BV [Energiekamer, 2008], [GTS, 2011], [GasTerra, 2009], [Gasunie, 2011], [NAM, 2010a], [NAM, 2010b], [VGE, 2010] 130/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Polen Polskie Górnictwo Naftowe i 72,5 % polnischer Staat 27,5 % frei gehandelt Gazownictwo (PGNiG) SA, Petrobaltic SA Tochter der LOTOS Group / (--> 53,19% polnischer Staat, der Rest wird frei gehandelt) 100 % VNG – Verbundnetz Gas AG (--> 47,90% EWE Aktiengesellschaft 25,79% VNG Verbundnetz Gas G.EN Gaz Verwaltungs- und / Energie S.A. Beteiligungsgesellschaft mbH 15,79%, Wintershall Holding GmbH 10,52% GAZPROM Germania GmbH) [LOTOS, o.J.a], [LOTOS, o.J.b], [PGNiG, 2010], [URE, 2010], [VGE, 2010], [VNG, 2011b], Quellen [VNG, 2010] Slowakische Republik Slovenský plynárenský 51 % slowakische Regierung priemysel 49 % Konsortium aus E.ON Ruhrgas und Gaz de France (SPP), a. s. NAFTA Gbely 56,15 % SSP a.s. a. s., (--> 51 % slowakische Regierung) / 40,45 % E.ON Ruhrgas 3,4 % andere Aktionäre Quellen [URSO, 2010], [VGE, 2010] Kurzfazit: Die Analyse der simultanen Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger auf den jeweiligen inländischen Gasmärkten zeigt große Unterschiede zwischen den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In Frankreich, den Niederlanden, Polen, der Slowakischen Republik und Großbritannien konnte keine simultane dominierende Position der jeweils dominierenden Stromerzeuger auf den inländischen Gasmärkten festegestellt werden. Vielmehr zeigen sich in Frankreich, Polen, den Niederlanden und der Slowakischen Republik vergleichsweise hohe direkte Einflussmöglichkeiten der Regierungen über staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen an den ermittelten Gasunternehmen. In Deutschland wurde demgegenüber für die Stromerzeuger E.ON und RWE eine starke Stellung auch im Gasmarkt festgestellt. Damit nimmt Deutschland eine Sonderposition Mitgliedstaaten im Hinblick auf diesen Aspekt ein. 131/390 unter den ausgewählten EU- Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.1.3 Einflussmöglichkeiten der Regierung (ordnungsrecht (ordnungsrechtlicher Rahmen) 4.1.3.1. Unbundling Der Besitz der Übertragungsnetze wird durch die Entflechtungsvorgaben auf europäischer Ebene geregelt. Zur Stärkung des Wettbewerbs im Elektrizitätsbinnenmarkt strebt die EU-Kommission über das dritte Energiebinnenmarktpaket eine effektive Trennung des Netzbetriebs von der Energieversorgung und -erzeugung (bzw. Import) an. Dieses erlaubt es den EU-Mitgliedstaaten, zwischen drei Optionen zur stärkeren Entflechtung der Elektrizitätsmärkte auf Ebene der Transport- und Fernleitungsnetzbesitzer zu wählen. Eine Umsetzung der Richtlinie auf Ebene der Mitgliedstaaten ist bis zum 03. März 2011 vorgesehen (vgl. Kapitel 3.1 Europäische Rahmenbedingungen). Tabelle 4-8 gibt für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten eine Übersicht über die Entflechtung der ÜNB gemäß Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010 der EU- Kommission. Es ist ersichtlich, dass die ÜNB in Großbritannien, Polen, der Slowakischen Republik und den Niederlanden im Gegensatz zu den ÜNB in Deutschland und Frankreich im Jahr 2009 bereits eigentumsrechtlich entflochten waren. Der französische ÜNB RTE wurde zwar als eigene Gesellschaft aus der EDF ausgegliedert, ist aber weiterhin im 100%igen Besitz des Mutterunternehmens. [Ess et al., 2010] Alle ÜNB verfügen jedoch über eigene Netz Assets. Tabelle 4-8: Unbundling von Übertragungsnetzbetreibern in den ausgewählten ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten (2009) Anzahl ÜNB Anzahl ÜNB mit Owners Ownership Unbundling Anzahl ÜNB mit Netz Assets Quelle: DE FR GB NL PL SK 4 1 1 1 1 1 0 0 1 1 1 1 4 1 1 1 1 1 [EU-Kommission, 2010g] Tabelle 4-9 gibt eine Übersicht über das Unbundling von Verteilnetzbetreibern (VNB) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten im Jahr 2009 gemäß Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010 der EU-Kommission. Die Tabelle verdeutlicht, dass lediglich in Großbritannien und den Niederlanden keine Ausnahmen von der Entflechtung auf Verteilerebene gewährt werden, so dass alle VNB rechtlich entflochten, in den NL sogar fünf VNB eigentumsrechtlich entflochten sind. 132/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle 4-9: Unbundling Unbundling von Verteilnetzbetreibern in den aus ausgewählten EUEUMitgliedstaaten (2009) Anzahl VNB Anzahl VNB mit Owners Ownership Unbundling Anzahl VNB mit Legal Unbundling Anwendung der 100.000 Kunden Ausnahmeregel Ausnahmeregel Anzahl VNB mit unter 100.000 Kunden Quelle: DE FR GB NL PL SK21 862 148 19 8 20 3 0 0 0 5 0 0 150 4 19 822 14 3 Ja Ja Nein Nein Ja Ja 787 143 5 2 6 159 [EU-Kommission, 2010g] Bereits Mitte Juli 2008 waren in den Niederlanden Regelungen zum Ownership Unbundling für VNB in Kraft getreten, welche ein Ownership Unbundling auf Verteilnetzebene ab Januar 2011 vorschreiben. [Energiekamer, 2009] Auch in Polen ist trotz bestehender Ausnahmeregelung die Mehrheit der VNB rechtlich entflochten. Deutschland und Frankreich weisen demgegenüber eine deutlich größere Anzahl an VNB auf, für die größtenteils eine Anwendung der 100.000 Kunden Ausnahmeregel gewährt wird. Kurzfazit: Kurzfazit Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ist ersichtlich, dass Deutschland bei der Umsetzung des Ownership Unbundling keine Vorreiterrolle einnimmt. Aktuell sind in Deutschland auch keine öffentlichen Diskussionen über die zur Umsetzung der 3. Binnenmarktrichtlinie notwendigen Gesetze und Verordnungen wahrzunehmen. Gleichzeitig hat die im Jahr 2009 umkämpfte Regelung über die Entflechtung der ÜNB durch den Verkauf der Netzbetreiber durch E.ON und Vattenfall an politischer Brisanz verloren. Diese Tendenz könnte sich durch einen Verkauf des ÜNB durch RWE und eine veränderte strategische Ausrichtung von EnBW nach der Landtagswahl in Baden-Württemberg weiter fortsetzen (vgl. Abschnitt 4.1.2.3). Solange das Ownership Unbundling in Deutschland nicht vollständig vollzogen ist, gibt es aus der Investitionsperspektive gewisse Vorteile für die mit einem ÜNB verbundenen 21 Die Angaben für die Slowakische Republik gemäß [EU-Kommission, 2010g] erscheinen nicht konsistent und werden daher im Rahmen des Projektes nicht weiter betrachtet 22 Jedes Unternehmen mit Ownership Unbundling erfüllt auch automatisch das Kriterium Legal Unbundling. 133/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Stromerzeuger und dementsprechend gewisse Nachteile – und ggf. eine Investitionszurückhaltung – bei allen anderen Stromerzeugern. 4.1.3.2. Netzregulierung Netzregulierung Die Notwendigkeit der Regulierung im Elektrizitätsmarkt ergibt sich aus der Stellung der Unternehmenszweige Transport- und Verteilnetze als natürliche Monopole, welche auf rechtlicher, operationeller, informatorischer sowie buchhalterischer Ebene von den übrigen, dem Wettbewerb ausgesetzten Märkten getrennt werden müssen. [BMWi, o.J. a] Die nationalen Regulierungsbehörden sind zur Förderung eines vom Wettbewerb geprägten Strombinnenmarktes in der EU verpflichtet. Für das ordnungsgemäße Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarktes sind daher starke und unabhängige Regulierungsbehörden erforderlich. Da gemäß [EU-Kommission, 2009b] weiterhin Bedenken hinsichtlich der Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden in einigen Mitgliedstaaten bestanden, wurden mit dem dritten Energiebinnenmarktpaket detaillierte Regeln für die Pflichten und Befugnisse der Regulierungsbehörden auf nationaler Ebene und die Einrichtung einer europäischen Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden verabschiedet. [EU-Kommission, 2010h] Schon 2003 hat die EU mit der Beschleunigungsrichtlinie Strom (Richtlinie 2003/54/EG) den Rahmen für die Regulierung der Stromnetze in den EU-Mitgliedstaaten gesetzt. Dabei geht die EU davon aus, dass die Liberalisierungsziele nur in einem vollständig geöffneten Markt verwirklicht werden können. Ein solcher Wettbewerbsmarkt setzt gemäß EU einen „nichtdiskriminierenden, transparenten und preislich angemessenen Netzzugang“ sowie „nichtdiskriminierende und kostenbasierte Tarife“ für die Netzentgelte voraus. Die EU hat jedoch darauf verzichtet, eine bestimmte Methode zur Bestimmung der Tarife festzulegen. [BNetzA, 2006] Tabelle 4-10 zeigt, dass in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten überwiegend die Anreizregulierung den Rahmen für die Regulierung der Übertragungsnetzentgelte im Stromsektor darstellt.23 Die Regulierungsperiode beträgt im Schnitt vier bis fünf Jahre. Große Unterschiede bestehen jedoch hinsichtlich des Zeitpunktes der Regulierungseinführung. Während es in Großbritannien die Anreizregulierung für ÜNB schon seit 1990 gibt, wurde ein solches Regulierungssystem in den Niederlanden erst elf Jahre später, nämlich 2001, implementiert. In Deutschland, Frankreich und der Slowakischen Republik wurde die Anreizregulierung noch einmal acht Jahre später, d.h. im Jahr 2009, eingeführt. In Polen wird der Übertragungsnetzbetreiber demgegenüber kostenbasiert reguliert. D.h. jedes Jahr werden die Kosten begutachtet und die Netzentgelte angepasst. Wie international üblich wird der Investitionsplan durch den polnischen Regulierer URE genehmigt. [URE, 2010] 23 Die Regulierung der Verteilnetzebene wird im Rahmen der Studie nicht näher betrachtet. 134/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle 4-10: 10: Regulierungsbehörden und Regulierung der Übertragungsnetze in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten DE FR GB NL PL Zuständige SK Regulatory RegulierungsRegulierungs- Commis- behörde Bundesnetzagentur sion de Régulation de L`Energie (CRE) Office of Gas and Electricity Markets Energiekamer (Ofgem) Energy Office for Regulatory Network Office Industries (Urzad (Úrad pre Regulacji reguláciu Energetyki sieťových (URE)) odvetví (URSO)) RegulierungsRegulierungs- Anreiz- Anreiz- Anreiz- Anreiz- Kosten- Anreiz- rahmen regulie- regulie- regulie- rung rung rung regulie- basierte regulie- rung Regulie- rung seit 2009 seit 2009 seit 1990 seit 2001 rung seit 2009 5 Jahre 4 Jahre 5 Jahre 3-5 Jahre 1 Jahr 3 Jahre Istkosten Plankosten Plankosten Plankosten n.v. n.v. 6,3 % 7,3 % 6,7 % 5,4 % n.v. n.v. 7,8 % 6,9 % 9,6 % 6,9 % n.v. n.v. Dauer der RegulierungsRegulierungsperiode ErlösfestleErlösfestlegung für ErweiterungsErweiterungsinvestitionen GKGK-Rendite (vor Steuern) EKEK-Rendite (no (nominal, nach Steu Steuern) Quelle: [Brunekreeft/Meyer, 2011], [BnetzA, 2006], [URE, 2010], [URSO, 2010]; n.v. = Daten nicht verfügbar; GK = Gesamtkapital, EK = Eigenkapital Angesichts der zügigen Entwicklungen beim Ausbau Erneuerbarer Energien und den Bestrebungen, die europäische Marktintegration voranzutreiben, stehen besonders die ÜNB vor einem großen Investitionsbedarf im Bereich der Erweiterungsinvestitionen. Der entscheidende regulierungsbedingte Investitionsanreiz für Netzbetreiber liegt darin, welche Rendite mit der zu tätigen Investition verbunden ist. Laut Tabelle 4-10 liegt Deutschland hinsichtlich der Gesamtkapital-Rendite (vor Steuern) und der Eigenkapital-Rendite (nominal nach Steuern) im Vergleich der ausgewählten EUMitgliedstaaten im Mittelfeld. Kurzfazit: Die Art der Regulierung der ÜNB hat nur einen indirekten Einfluss auf das Investitionsklima für die Stromerzeugung. Von einem Regulierungssystem mit jahrzehntelanger Erfahrung wie in Großbritannien und in den Niederlanden kann man eher erwarten, dass dort die richtigen Anreize für neue Netzinvestitionen gesetzt werden, als von einem der Jüngeren Regulierungssysteme. Das bedeutet für 135/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Deutschland tendenziell langsamere Fortschritte im Netzausbau und somit einen gewissen Schutz vor dem massenweisen Import ausländischen Stroms. Auf der anderen Seite haben aber die in Deutschland investierenden Stromerzeuger auch geringere Chancen, hier erzeugten Strom ins Ausland zu verkaufen. Die Autoren dieser Studie vermuten allerdings, dass der Einfluss des Regulierungsregimes auf den Netzausbau gering ist im Vergleich zu den genehmigungsrechtlichen und den Akzeptanz-Problemen, die den Ausbau der Übertragungsnetze in vielen Fällen behindern oder verzögern. 4.1.3.3. Wettbewerbspolitik Bei der Ausgestaltung des Energiebinnenmarktes ist neben der legislativen Regulierung der Energiesektoren auch das europäische und nationale Wettbewerbsrecht von zentraler Bedeutung für Investitionen in die Stromerzeugung, insbesondere wenn sie von dominierenden oder sogar marktbeherrschenden Unternehmen geplant bzw. ausgeführt werden. Vor diesem Hintergrund wird nachfolgend ein kurzer Überblick über die europäischen Wettbewerbsvorschriften, über europäische und nationale Wettbewerbsbehörden sowie über einige Auswirkungen europäischer und nationaler Wettbewerbsverfahren gegeben. Wettbewerbsvorschriften auf auf EUEU-Ebene Auf EU-Ebene sind die Wettbewerbsvorschriften über die Artikel 101 bis 106 AEUV (ehemals Artikel 81 bis 86 EGV) geregelt. Die europäischen Regelungskompetenzen umfassen die Maßnahmen Prüfung gegen von Unternehmenszusammenschlüssen, wettbewerbsbeschränkendes Handeln, den kartellrechtliche Missbrauch von marktbeherrschenden Stellungen und die Prüfung staatlicher Beihilfen. [AEUV, 2010] Im Grundsatz sind mit dem Binnenmarkt unvereinbar und verboten: - „alle Vereinbarungen zwischen Unternehmen, Beschlüsse von Unternehmensvereinigungen und aufeinander abgestimmte Verhaltensweisen, welche den Handel zwischen Mitgliedstaaten zu beeinträchtigen geeignet sind und eine Verhinderung, Einschränkung oder Verfälschung des Wettbewerbs innerhalb des Binnenmarkts bezwecken oder bewirken“ [AEUV, 2010, Artikel 101] sowie - „die missbräuchliche Ausnutzung einer beherrschenden Stellung auf dem Binnenmarkt oder auf einem wesentlichen Teil desselben durch ein oder mehrere Unternehmen, soweit dies dazu führen kann, den Handel zwischen Mitgliedstaaten zu beeinträchtigen.“ [AEUV, 2010, Artikel 102] Im deutschen Recht gilt gemäß Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) ab einem Marktanteil von 30 % eine Vermutung für das Vorliegen einer marktbeherr- 136/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten schenden Stellung. Bei mehreren Unternehmen gilt eine Vermutung der marktbeherrschenden Stellung und eine Oligopolbildung gemäß [§ 19 Abs. 3 S. 2 Nr 2 GWB] - bei 2 oder 3 Unternehmen ab einem Marktanteil von zusammen 50 % sowie - bei 4 oder 5 Unternehmen ab einem Marktanteil von zusammen zwei Dritteln. Für marktbeherrschende Unternehmen ist neben den §§ 19, 20 GWB auch Artikel 82 des EG-Vertrages von Bedeutung. Demnach indiziert ein Marktanteil von über 50 % das Bestehen einer marktbeherrschenden Stellung. Allerdings kommt eine marktbeherrschende Stellung bereits ab einem Marktanteil von 25 % in Betracht. [EU, 2002, S. 64 f.] [BMWi, o.J. b] Für die Durchsetzung des EU-Kartellrechts sind in der EU die dem Kommissar für Wettbewerb unterstehende Behörde und die mitgliedstaatlichen Wettbewerbsbehörden gemeinsam berufen, für die Durchsetzung des nationalen Kartellrechts die staatlichen Wettbewerbsbehörden (vgl. Tabelle 4-11). Im Verhältnis zum Kartellrecht der jeweiligen Mitgliedstaaten hat das EU-Kartellrecht nach Art. 3 Abs. 2 Satz 1 VO 1/2003 grundsätzlich (Anwendungs-)Vorrang. [EU, 2003] Tabelle Tabelle 4-11: 11: Zuständige Behörden für die Durchsetzung des europäischen und des nationalen Kartellrechts in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Europa • Generaldirektor Wettbewerb (EU-Kommission) • European Competition Authorities (Diskussionsforum, ECA) • European Competition Network (Netzwerk der europäischen Kartell- bzw. Wettbewerbsbehörden) • International Competition Network (ICN) DE FR •Autorité de la concurrence •Bundeskartellamt •Monopolkommission •Bundesnetzagentur •Direction générale de la concurrence et la consomma- GB SK Commission (CC) •Office of Fair Trading (OFT) •Gas and Electricity répression Markets des fraudes Authority • Nederlandse •Office of MededinCompetition • Antimono- gingsautori- and poly Office teit (NMa) Consumer • URSO • Energie- Protection kamer (OFGEM) Quellen: [EU-Kommission, o.J. a], [EU-Kommission, o.J. b] 137/390 PL •Competition tion et de la • CRE NL • URE Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Europäisches Kartellverbot und Missbrauchskontrolle Um die Wettbewerbssituation im europäischen Elektrizitäts- und Gassektor zu erheben, hat die EU-Kommission 2007 eine Energiesektoruntersuchung vorgelegt. In ihrem Abschlussbericht bestätigt die EU-Kommission die Existenz ernsthafter Wettbewerbsprobleme und kommt zu dem Ergebnis, dass ineffiziente und teure Elektrizitätsmärkte zu Nachteilen für Verbraucher und Unternehmen führen. Um Abhilfe zu schaffen, gab die EU-Kommission an, - die wettbewerbsrechtlichen Vorschriften der EU (Kartellrecht, Fusionskontrolle, Beihilfevorschriften) in konkreten Einzelfällen konsequent anzuwenden und - darauf hinzuarbeiten, die Vorschriften für die Liberalisierung der Energiemärkte zu verbessern. [Europa, 2007] Seit der Energiesektoruntersuchung von 2007 hat die EU-Kommission mehrere Beschlüsse größerer Tragweite in Kartellangelegenheiten im europäischen Energiesektor erlassen. [Europa, 2010a] Die Fälle hatten teilweise gravierende Folgen für die einzelnen Unternehmen und die betroffenen Energiemärkte, wie z.B.: - E.ON (Deutschland) hat rund 5.000 MW seiner Erzeugungskapazitäten und seine deutschen Übertragungsnetzbetreiber verkauft. [E.ON, 2010e] - EDF (Frankreich) verpflichtete sich, jedes Jahr einer großen Zahl von Kunden freizustellen, zu einem anderen Stromlieferanten zu wechseln. [Europa, 2010b] - Svenska Kraftnät (Schweden) sagte zu, „den Handel nicht mehr zu begrenzen, sondern fortan dafür zu sorgen, dass sich die Stromflüsse nach der Übertragungskapazität richten und der Stromhandel zu Marktpreisen erfolgt.“ [Europa, 2010c] - RWE (Deutschland) verkaufte sein gesamtes westdeutsches Gasfernleitungsnetz. [FR, 2011] Europäische Fusionskontrolle Fusionskontrolle In den Jahren 2008/2009 gab es eine Reihe von Fusionsvorhaben im Energiesektor mit gemeinschaftsweiter Bedeutung. Die EU-Kommission hat diese während der ersten Verfahrensphase unter Bedingungen und Auflagen freigegeben und hierbei von den beteiligten Unternehmen RWE/Essent, Nuon/Vattenfall und EdF/British Energy Zusagen zum Abbau von Marktmacht durch Veräußerung verschiedener Beteiligungen entgegengenommen. [Monopolkommission, 2010] 138/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Nationale Wettbewerbsverfahren Seit der Liberalisierung des Strommarktes in Deutschland, hat Deutschland keine Vorbildfunktion hinsichtlich der Förderung eines wirksamen Wettbewerbs auf den Strommärkten innerhalb Europas eingenommen, wie sich an der Fusionsgenehmigung von Fall E.ON – Ruhrgas und an der Konzentration der ehemals acht „Verbundunternehmen“ zu vier integrierten Stromkonzernen zeigt. Nach [Schmitt, 2010] hat das Bundeskartellamt in den letzten Jahren aber mit seiner Fusionskontrolle die Übernahme weiterer Anteile an Stadtwerken durch die großen Versorger weitgehend zum Stillstand gebracht. Auch durch die Auflagen nach kartellrechtlichen Missbrauchsverfahren auf europäischer Ebene gegenüber E.ON und RWE wurde der deutsche Strommarkt für mehr Wettbewerb geöffnet. Eine Untersuchung der nationalen Maßnahmen, die in den letzten Jahren in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zum Schutz des Wettbewerbs auf den Strommärkten durchgeführt wurden, lieferte zwei Ergebnisse: - In allen betrachteten Ländern gab es mehr oder weniger gewichtige Verstöße gegen die nationalen Wettbewerbsbestimmungen, die von den nationalen Behörden aufgedeckt und geahndet wurden. - In allen ausgewählten Ländern gibt es regelmäßige Monitoringberichte zur Entwicklung des Wettbewerbs auf den liberalisierten Energiemärkten. Dabei hinkt die Politik mit ihren Maßnahmen zur Abschaffung von Marktmachtmissbrauch bzw. zur Stärkung des Wettbewerbs oftmals hinter den Erkenntnissen der Aufsichtsbehörden hinterher. In der Slowakischen Republik und in Polen scheinen die Wettbewerbsbehörden über nicht genügend Einfluss zu verfügen, um den bestehenden Marktstrukturen offensiv entgegen zu wirken. In Frankreich und Deutschland werden die dominierenden Stromerzeuger zwar „überwacht“ und ihre marktbeherrschende Stellung konstatiert, kartellrechtliche Maßnahmen wurden jedoch lediglich von Seiten der EU-Kommission durchgeführt. Lediglich in den Niederlanden und in Großbritannien scheinen die staatlichen Monopolbehörden eine konsequente Wettbewerbskontrolle durchzuführen. Kurzfazit: Die durch die EU-Kommission ergriffenen Maßnahmen im Bereich des europäischen Kartellverbots und der Missbrauchskontrolle verdeutlichen, dass im europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt noch starke Wettbewerbshemmnisse bestehen. Der Vergleich der Wettbewerbspolitik der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten konkretisiert diesen Eindruck. Aus der Perspektive der Investitionsbedingungen für Stromerzeuger bedeutet dies, dass abgesehen von Großbritannien und den Niederlanden in den anderen Staaten die heimischen, dominierenden Stromversorger Vorteile bei der Planung und Umsetzung von Investitionen besitzen. Kleinere 139/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Unternehmen, Newcomer und ausländische Unternehmen müssen mit Nachteilen in diesem Wettbewerb rechnen. 4.1.4 Einschätzung Einschätzung der befragten Experten zum Verhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft Insgesamt sechs Experten äußerten sich zur Bedeutung des Verhältnisses zwischen Regierung und Energiewirtschaft für den Stromerzeugungsstandort Deutschland. Dieser Aspekt wird übereinstimmend als sehr wichtig eingeschätzt. Angesichts wichtiger anstehender Themen wie CCS oder dem Ausbau Erneuerbarer Energien sowie der politischen Rahmensetzung Erneuerbare-Energien-Gesetz, für das die Stromerzeugung Energiekonzept Laufzeitverlängerung für deutsche Netzentgelte die Bundesnetzagentur durch Kernkraftwerke - bspw. 2010 sowie wird - die die über das inklusive der Festsetzung der Notwendigkeit eines kooperativen Vorgehens von Politik und Energiewirtschaft für die Zukunft des Erzeugungsstandorts Deutschland betont. Ein Experte prognostiziert hierbei die Fortsetzung des traditionell engen Verhältnisses zwischen Regierung und Energiewirtschaft. Von den Vertretern mittelständischer Energieproduzenten wird jedoch moniert, dass die gegenwärtige Energiepolitik in Deutschland zu sehr auf die Interessen der großen Verbundunternehmen ausgerichtet sei. Die regionalen Erzeuger befänden sich im Verdrängungswettbewerb; ihre Belange würden von der Bundesregierung trotz ihrer großen Beschäftigungsrelevanz und Innovationsleistung nicht ausreichend berücksichtigt. Im europäischen Kontext variieren nach Meinung eines Experten vor allem die direkten Einflussmöglichkeiten der Regierungen durch staatliche Unternehmen bzw. Beteiligungen. In Frankreich, Polen und den neuen EU-Mitgliedsstaaten besitzen die jeweiligen Regierungen deutlichen Einfluss als aktive Spieler, während beispielsweise in Deutschland, Großbritannien oder Spanien der Einfluss (teil-) staatlicher Energieerzeuger eher gering ist. In den Niederlanden kooperieren nach Ansicht des lokalen Experten traditionell alle Parteien mit der Energiewirtschaft. Zu anderen Ländern liegen keine Antworten vor. Kurzfazit: Kurzfazit: Die politischen Rahmenbedingungen prägen deutlich die Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland, hierfür ist ein gutes Verhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft wichtig. 140/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.1.5 Zwischenfazit aus der Analyse der Wettbewerbsbe Wettbewerbsbedingungen und des ordnungsrechtlichen Rahmens Tabelle 4-12 gibt noch einmal eine Übersicht über die Rechercheergebnisse dieses Unterkapitels. Anhand der Tabelle sind verschiedene „Muster“ der Machtverteilung zwischen Regierung und Energiewirtschaft in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ersichtlich. In Großbritannien und den Niederlanden ist die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger am geringsten. Gleichzeitig nehmen die Regierungen ihre Möglichkeiten zur Steuerung des Elektrizitätsmarktes über ordnungsrechtliche Maßnahmen am stärksten wahr. Im Vergleich der beiden Länder ist der Strommarkt in Großbritannien jedoch weitgehend privatisiert, während in den Niederlanden die direkten Einflussmöglichkeiten Unternehmen bzw. der Regierungen Beteiligungen im durch Bereich der staatliche/kommunale Stromerzeugung, der Übertragungsnetze sowie im Gasmarkt stärker ausgeprägt sind. In Frankreich und der Slowakischen Republik zeigen sich ähnliche Strukturen hinsichtlich der Strommärkten Marktmacht ist die der dominierenden Marktkonzentration sehr Stromerzeuger. hoch. Es gibt Auf jeweils beiden einen Stromerzeuger mit dominierender Marktposition. Gleichzeitig sind die direkten Einflussmöglichkeiten der Regierungen durch staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen im Bereich der Stromerzeugung, der Übertragungsnetze sowie im Gasmarkt stark ausgeprägt. In Polen ist die Marktkonzentration deutlich geringer. Jedoch ist auch in Polen der Anteil (teil-) staatlicher Energieerzeuger, Netzbetreiber und Gasunternehmen hoch. Ein deutlich anderes Bild zeigt sich bezüglich der Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger in Deutschland. Der deutsche Strommarkt ist im Gegensatz zum französischen und slowakischen Strommarkt weniger stark konzentriert und die Marktmacht im Stromsektor ist auf vier dominierende Stromerzeuger verteilt. Deren Marktmacht ist jedoch durch den teilweisen Besitz der Übertragungsnetze und eine simultane Marktmacht auf dem Gasmarkt relativ hoch im Vergleich mit anderen dominierenden Stromerzeugern der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Diese Einschätzung gilt auch noch aktuell, obwohl sich in den letzten Jahren die Marktmacht der dominierenden deutschen Stromerzeuger aufgrund der Erfüllung von Auflagen der europäischen Wettbewerbsaufsicht sowie nationaler Kartellverfahren spürbar verringert hat. Gleichzeitig sind die direkten Einflussmöglichkeiten der deutschen Regierung durch staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen im Bereich der Stromerzeugung, der Übertragungsnetze sowie im Gasmarkt deutlich geringer als in Polen, Frankreich und der Slowakischen Republik. 141/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle Tabelle 4-12: 12: Übersicht über die Rechercheergebnisse in Kapitel 4.1 DE FR GB NL PL SK mäßig mäßig Sehr hoch Marktkonzentration HHI nach hoch Kapazität Sehr hoch mäßig Marktmacht dominierende Stromerzeuger (dom SE = dominierende Stromerzeuger, dom. GasU = dominierende Gasunternehmen) •Eigentümer- Mäßiger Hoher staatl. staatl. Einfluss, Einfluss, mittlere geringe Anzahl Anzahl Erzeuger Erzeuger •Markt- Größter Größter anteil Marktanteil über struktur •Besitz Übertragungs netze •Simultane Marktmacht im Gasmarkt Mäßiger Hoher Hoher staatl. staatl. staatl. Einfluss, Einfluss, Einfluss, mittlere mittlere geringe Anzahl Anzahl Anzahl Erzeuger Erzeuger Erzeuger Größter Größter Größter Größter Marktan- Marktan- Marktan- Marktan- Marktan- teil über teil unter teil unter teil unter teil über 25 % 50 % 25 % 25 % 25 % 50 % Bei 2 ÜNB Hoher Einfluss staatl. dom. SE Einfluss Hohe simultane Marktmacht Geringer staatl. Einfluss, viele Erzeuger Kein Einfluss Staat / dom. SE Hoher Hoher Hoher staatl. staatl. staatl. Einfluss Einfluss Einfluss Hoher Hoher Hoher Hoher staatl. staatl. staatl. staatl. Einfluss Einfluss Einfluss auf dom. auf dom. auf dom. auf dom. GasU GasU GasU GasU Einfluss / Einflussmöglichkeiten Regierung (OU = Ownership Unbundling, AnreizR = Anreizregulierung, Kostb = Kostenbasiert) •Unbundling •Netzregulierung •Wettbewerbs politik Kein OU Kein OU ÜNB ÜNB De Minimis De Minimis VNB VNB AnreizR AnreizR AnreizR AnreizR 2009 2009 1990 2001 Istkost Plankost Plankost Plankost EU- EU- Kartell- Kartell- rechtl. rechtl. Konse- Konse- Eingriffe Eingriffe quente quente Wett- Wett- bewerbs- bewerbs- politik politik Mäßige Mäßige Wett- Wett- bewerbs- bewerbs- politik politik OU ÜNB OU ÜNB OU ÜNB OU ÜNB De Minimis De Minimis VNB VNB Kostb. Reg Schwache AnreizR 2009 Schwache Wett- Wett- bewerbs- bewerbs- behörden behörden 142/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Aus der Perspektive der Investitionsbedingungen bewirken die hohe Marktkonzentration sowie die Marktmacht der einheimischen Stromerzeuger einen Standortvorteil für die inländischen, jeweils dominierenden Unternehmen. Marktneulinge und ausländische Investoren treffen dagegen auf Markteintrittsbarrieren. In Deutschland haben die vier großen Stromerzeugungskonzerne EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall somit einen Erzeugungsinvestitionen Standortvorteil gegenüber bei der kleineren Planung und deutschen Umsetzung Stromerzeugern von und Newcomern auf dem Markt und gegenüber Investoren aus dem Ausland. Betrachtet man die Standortbedingungen in den ausgewählten Mitgliedstaaten, dann findet man mit Großbritannien und den Niederlanden zwei Ländern ohne stark dominierende Stromerzeuger und somit besseren Investitionsbedingungen unter dem Aspekt „Wettbewerbssituation“. In der Realität haben RWE, E.ON und Vattenfall diese Chancen zur internationalen Diversifikation ihrer Erzeugungsinvestitionen schon wahrgenommen und in Großbritannien und/oder in den Niederlanden investiert, während die kleineren deutschen EVU aus dem regionalen/kommunalen Sektor sich mit ihren Investitionen noch auf Deutschland konzentrieren. Die Einflussnahme der Regierung über den ordnungsrechtlichen Rahmen ist in Deutschland ähnlich ausgeprägt wie in Frankreich. Die Wettbewerbspolitik ist stärker überwachend als eingreifend. Die Anreizregulierung wurde in beiden Ländern erst vergleichsweise spät eingeführt. Und beide Länder nehmen keine Vorreiterrolle bei der Umsetzung des Ownership Unbundling auf Übertragungsnetzebene wahr. Die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger wird insgesamt scheinbar stärker durch die europäischen Regulierungsvorgaben und die europäische Wettbewerbskontrolle begrenzt als strebungen durch des nationalstaatliche Elektrizitätssektors. Ordnungspolitik Jedoch erfolgt oder die PrivatisierungsbeAnwendung des Wettbewerbsrechts immer nur einzelfallbezogen und kann eine generelle Regulierung des Stromsektors nicht ersetzen. In Polen und der Slowakischen Republik wird die Umstrukturierung und Privatisierung des Elektrizitätssektors durch vergleichsweise „schwache“ Wettbewerbsbehörden und starke staatliche Machttendenzen im Energiesektor behindert. Betrachtet man die Einflussmöglichkeiten der Regierungen in den ausgewählten EUStaaten aus der Perspektive der Investitionsbedingungen für Stromerzeuger, so erhält man für deutsche Investoren ein leicht anderes Ergebnis als für ausländische Investoren. Für die vier großen deutschen Stromkonzerne bieten die „Schwächen“ der Regulierung und der Wettbewerbspolitik gewisse Vorteile gegenüber ihren Konkurrenten, was für Investitionen in Deutschland spricht. Für kleinere deutsche Energieunternehmen stellen sich die Investitionsbedingungen unter den Aspekten Regulierung und Wettbewerbspolitik in Deutschland besser dar als in Frankreich, Polen und in der Slowakischen Republik, aber Großbritannien und die Niederlande bieten ebenfalls attraktive Rahmenbedingungen. Aus der Sicht ausländischer Investoren 143/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten dürfte Deutschland als Standort für Stromerzeugungsinvestitionen unattraktiver sein als Großbritannien und die Niederlande, aber attraktiver als Frankreich, Polen und die Slowakische Republik. Durch die Etablierung eines einheitlichen europäischen Wirtschafts- und Währungsraums agieren große europäische Energiekonzerne in den letzten Jahren zunehmend über nationale Grenzen hinaus. In Folge können Interessendivergenzen zwischen Regierung und Energiewirtschaft dazu führen, dass insbesondere die jeweils dominierenden Energieunternehmen ihre Geschäfte ins europäische Ausland verlagern, sofern sich ihnen dort günstigere Standort- bzw. Investitionsbedingungen bieten. Diese Tendenz wird zusätzlich durch divergierende nationalstaatliche Politiken der EUMitgliedstaaten forciert. Diesbezüglich weist die deutsche Monopolkommission auf die Entwicklung hin, dass ehemalige nationale Monopolunternehmen verstärkt im Ausland investieren, da eine Ausweitung der Aktivitäten auf dem heimischen Markt für diese Unternehmen aufgrund der bestehenden Marktkonzentration auf der Erzeugungsebene im Elektrizitätsbereich bzw. ihrer dominierenden Marktstellung häufig nicht mehr möglich sei. Die Monopolkommission sieht die zunehmende Konzentration bei der Energieerzeugung auf europäischer Ebene jedoch mit Besorgnis und befürchtet, dass eine „zu großzügige Anwendung der fusionskontrollrechtlichen Vorschriften“ zu einer Situation führen könne, die „länderübergreifend der aktuellen Lage in Deutschland mit einer hohen Konzentration auf der Erzeugerebene bzw. einer Konzentration des Gasangebots auf wenige Unternehmen entspricht.“ [Monopolkommission, 2010] Letztendlich könnte sich daraus eine Situation ergeben, in der die dominierenden Energiekonzerne gegeneinander nicht nur ausspielen einzelne können Standorte, und sondern dadurch das auch ganze politische Länder Ziel der Versorgungssicherheit in Gefahr gerät. Hier müssen die nationalen Energiepolitiker wachsam sein und neben den Chancen, die die Liberalisierung und die so genannten „nationalen Champions“ mit sich bringen, auch die Risiken und Gefahren dieser Entwicklungen beobachten. 4.2 In Energiewirtschaftliche Strategien im Länder Ländervergleich vergleich Abschnitt 4.2 wird untersucht, ob es eine Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien im Ländervergleich der nationalen Regierungen in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten gibt. Dazu werden in den ausgewählten EUMitgliedstaaten nationale energiepolitische Zielsetzungen in Bezug auf den zukünftigen Energiemix und in Bezug auf die zukünftigen Strominfrastrukturen dargestellt. In die Darstellung fließen Ausbauziele in Bezug auf erneuerbare Erzeugungskapazitäten, fossile Erzeugungskapazitäten sowie die zukünftige Kernenergienutzung, der Ausbau der transeuropäischen Netze, Regelungen zum 144/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten inländischen Netzausbau insbesondere im Zuge des Ausbaus Erneuerbarer Energien, der Ausbau von Stromspeichern und daraus resultierende notwendige Investitionen ein. Dabei werden aufgrund der hohen Bedeutung Erneuerbarer Energien im zukünftigen Energiemix auch Anreiz-/Fördersysteme für Erneuerbare Energien in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten betrachtet. Basis für die Darstellung bildet die Auswertung nationaler Energiekonzepte und energiepolitischer Strategiedokumente, von Koalitionsprogrammen der amtierenden Regierungen, der nationalen Aktionspläne zum Ausbau Erneuerbarer Energien bis 2020 sowie der Monitoringberichte bzw. National Reports der nationalen Regulierungsbehörden. Die Darstellung will eine Einschätzung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ermöglichen, erhebt jedoch keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Ergänzend zu der Auswertung erfolgt eine Darstellung der Expertenmeinung erstens zu notwendigen Erzeugungsinvestitionen, Investitionsanreizen und energiepolitischen Maßnahmen zur Realisierung Ausbaubedarf der Konkurrenzen im zukünftigen Ergebnisse zur nationalen Beantwortung der nationalen Infrastrukturen EE-Ausbauziele, sowie Versorgungssystem. der Frage, ob drittens zweitens zu zum potenziellen Eine Zusammenfassung eine der Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien im Ländervergleich der nationalen Regierungen wahrzunehmen ist, erfolgt abschließend im Rahmen eines Kurzfazits. 4.2.1 Zukünftiger Energiemix In diesem Abschnitt werden nationale energiepolitische Zielsetzungen in Bezug auf den zukünftigen Energiemix in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten dargestellt. Dazu erfolgt eine Darstellung der grundsätzlichen Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung, speziell der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien, fossilen Energieträgern und Kernenergieanlagen sowie eine Einschätzung der zukünftigen Versorgungssicherheit. Wie eingangs dargestellt, ermöglicht die Darstellung eine Einschätzung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten, erhebt jedoch keinen Anspruch auf Vollständigkeit. 4.2.1.1. Deutschland Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: In Deutschland wird die zukünftige energiepolitische Ausrichtung entscheidend durch das im September 2010 von der konservativ-liberalen Bundesregierung verabschiedete Energiekonzept geprägt. Über das Energiekonzept hat die Bundesregierung aus Christlich Demokratischer Union Deutschlands (CDU), der Christlich-Sozialen Union (CSU) und der Freien Demokratischen Partei (FDP) ihre im Koalitionsvertrag formulierte energiepolitische Ausrichtung konkretisiert. Mit dem Energiekonzept formuliert die Bundesregierung „Leitlinien für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung“, 145/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten beschreibt „den Weg in das Zeitalter der erneuerbaren Energien“ und strebt die „Entwicklung und Umsetzung einer langfristigen, bis 2050 reichenden energiepolitischen Gesamtstrategie“ an. [Energiekonzept, 2010] Gemäß Koalitionsvertrag und Energiekonzept sollen Erneuerbare Energien zukünftig den Hauptanteil an der Energieversorgung in Deutschland übernehmen. Kernenergie soll als Brückentechnologie zum Einsatz kommen. Darüber hinaus strebt die Bundesregierung den kontinuierlichen Ersatz konventioneller Energieträger durch alternative Energien und die Weiterentwicklung zu einem flexiblen Kraftwerkspark an. [CDU, CSU, FDP, 2009], [Energiekonzept, 2010] Mit der im Zusammenhang mit dem Energiekonzept beschlossenen Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke hat die Bundesregierung eine zentrale Entscheidung für die Entwicklung des deutschen Kraftwerksparks getroffen. Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Deutschland zählt zu den europäischen Vorreiterländern im Hinblick auf den Ausbau Erneuerbarer Energien. 2008 betrug der Anteil des EE-Stroms in Deutschland an der gesamten Stromnachfrage 15,1 %. Die amtierende deutsche Regierung strebt an, den EE-Ausbau konsequent fortzuführen und die Technologieführerschaft bei Erneuerbaren Energien auszubauen. Geplant ist eine Steigerung des Anteils der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch auf 35 % bis 2020 und 80 % bis 2050. Dabei strebt die Regierung auch zukünftig einen stark diversifizierten regenerativen Strommix an. [Energiekonzept, 2010] Gemäß EE-Aktionsplan sind insbesondere ein Ausbau der installierten Solar PV-Anlagen und Windenergieanlagen geplant. [EE-Aktionsplan DE, 2010] Die Förderung von EE-Strom ist in Deutschland im Wesentlichen durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) geregelt und wird in Form von festen Einspeisetarifen für alle EE-Technologien differenziert nach Technologie und Anlagengröße für einen Zeitraum von 20 Jahren gewährt. [RES Legal DE/ Förderung, 2011] EE-Anlagen sind in Deutschland vorrangig an das Netz anzuschließen. Darüber besteht für Netzbetreiber die Verpflichtung, den gesamten angebotenen EE-Strom mit Vorrang gegenüber konventionellen Erzeugungsanlagen abzunehmen und zu übertragen. [RES Legal DE, o.J.] Um den geplanten Ausbau der Offshore-Windanlagen zu realisieren, hat die amtierende Regierung gemäß Energiekonzept 2010 die Einführung einer Ausschreibung für Wind-Offshoreanlagen sowie die Auflage eines Sonderprogramms „Offshore Windenergie“ der Kreditanstalt für Wiederaufbau mit einem Volumen von insgesamt fünf Milliarden Euro zu Marktzinsen angekündigt. [Energiekonzept, 2010] Im Solar PV-Segment haben attraktive Vergütungssätze in Deutschland - ähnlich wie in Frankreich - in den vergangenen Jahren zu deutlichen Anlagenzuwächsen geführt, die alle Regierungsprognosen übertrafen. Um den Anlagenneubau zu bremsen, hatte die 146/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Bundesregierung bereits in 2010 zweimalige Kürzungen der Solarförderung vorgenommen. [photovoltaik, 2011a] Mitte März 2011 stimmte der Bundesrat einer weiteren vorgezogenen Kürzung der Solarförderung in Deutschland zu. [photovoltaik, 2011b] Gemäß ihrem 2010 verabschiedeten Energiekonzept plant die Bundesregierung im Jahr 2012 eine EEG-Novelle mit dem Ziel, die Markt- und Netzintegration Erneuerbarer Energien durch verschiedene Instrumente zu stärken. Geplant ist u.a. die Einführung eines Stetigkeitsbonus für virtuelle Kraftwerke oder eine optionale Marktprämie sowie eine Verringerung der im EEG verankerten Boni. Darüber hinaus soll geprüft werden, inwieweit sich die EE-Fördersysteme der EU-Mitgliedstaaten weiter koordinieren und harmonisieren lassen. [Energiekonzept, 2010] Stromerzeugung aus Kernenergie: Kernenergie: In Deutschland wurde im Juni 2000 unter der Regierung von SPD und Bündnis90/Die Grünen mit den Kernkraftwerksbetreibern die geordnete Beendigung der Kernenergienutzung zur Stromerzeugung in Deutschland vereinbart. [Eurostat, 2009] Die amtierende konservativ-liberale Regierung beschloss auf Grundlage ihres Energiekonzepts eine Laufzeitverlängerung der 17 bestehenden deutschen Kernkraftwerke um durchschnittlich 12 Jahre. Im Zusammenhang mit der Laufzeitverlängerung wurden die deutschen Kernkraftwerksbetreiber zu Ausgleichszahlungen verpflichtet, die für den Ausbau Erneuerbarer Energien und die Durchführung von [Bundesregierung, Energieeffizienzmaßnahmen 2010], [Energiekonzept, verwendet 2010] In werden Konsequenz sollen. aus der Nuklearkatastrophe in Japan hat die amtierende Regierung Mitte März 2011 über ein Moratorium die Verlängerung der Laufzeiten der 17 deutschen Atomkraftwerke für drei Monate ausgesetzt. [EurActiv, 2011c] Aufgrund der energiepolitischen Lage zum Zeitpunkt der Bearbeitung der Studie (Anfang April 2011) ist unklar, ob und mit welcher Ausrichtung die amtierende Regierung die Stromerzeugung aus Kernenergie in Deutschland nach Beendigung des Moratoriums fortführen wird. Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Im Bereich der fossilen Stromerzeugung plant die Bundesregierung gemäß Energiekonzept 2010, den Neubau hocheffizienter und CCS-fähiger fossiler Kraftwerke zu fördern, vorrangig Kraftwerke mit KWK. Darüber hinaus werden Ausgleichskapazitäten ausreichende angestrebt, Investitionen insbesondere in in flexiblere Gaskraftwerke. [Energiekonzept, 2010] Die Bundesnetzagentur Reserve- und Kohle- und erwartet gemäß Monitoringabfrage bis 2020 Außerdienststellungen von Kraftwerkskapazitäten in Höhe von gut 9 GW. Diesen Außerdienststellungen stehen 14 GW aktuell im Bau befindliche dargebotsunabhängige Kraftwerksprojekte (fossile Energieträger und Biomasse) gegenüber. Weitere Kraftwerkskapazitäten befinden sich in Planung. [BNetzA, 2010] Im Bereich CCS strebt die Bundesregierung den Bau von zwei der zwölf EU-weit förderfähigen CCS-Demonstrationsvorhaben an. [Energiekonzept, 2010] Das dafür und 147/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten für die dauerhafte Speicherung von CO2 in Deutschland notwendige CCS-Gesetz befindet sich derzeit noch im Beratungsprozess und ist in der Öffentlichkeit und auch innerhalb der Regierungsparteien sehr umstritten. Das von der Bundesregierung beauftragte Gutachten zur Erarbeitung eines Energiekonzeptes bis 2050 rechnet mit einer Verfügbarkeit der CCS-Technologie in Deutschland ab 2025. [iz Klima, 2010c] Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in Deutschland im Jahr 2008 auf 12,5 %. [Eurostat, 2011] Bis zum Jahr 2020 soll der KWK-Anteil an der Stromerzeugung verdoppelt werden auf 25 %. [BMWi, 2007b] Hierzu plant die amtierende Regierung gemäß Energiekonzept die Förderung hocheffizienter Kraftwerke vorrangig mit KWK sowie eine stärkere Biomasseverwertung in KWKAnlagen. [Energiekonzept, 2010] Zukünftige Versorgungssicherheit: Hinsichtlich des Investitionsbedarfs und einer möglichen Versorgungslücke im Stromsektor wurde in Deutschland bereits vor der Verabschiedung des Energiekonzeptes eine kontroverse Debatte geführt. Die Deutsche Energie-Agentur (dena) kam im Jahr 2008 zu dem Schluss, dass in Deutschland bereits ab 2012 nicht mehr genügend gesicherte Kraftwerksleistung zur Verfügung stehe, um die Jahreshöchstlast zu decken. Bis 2020 könnte trotz sinkendem Stromverbrauch eine Differenz von 11,7 GW entstehen, die durch eine Laufzeitverlängerung der Kernenergienutzung lediglich verzögert würde. [dena, 2008] Andere Studien bspw. der Deutschen Umwelthilfe, des Umweltbundesamtes oder von Greenpeace kommen demgegenüber zu dem Ergebnis, dass bis 2020 keine Stromlücke zu erwarten ist und ggf. sogar Überkapazitäten aufgebaut werden könnten24. [Bontrup/Marquardt, 2010] Die Bundesnetzagentur kam in ihrem Monitoringbericht 2008 zu dem Schluss, dass angesichts der bekannten Investitionsvorhaben grundsätzlich keine Probleme im Hinblick auf die zukünftige Versorgungssicherheit bis 2020 zu erwarten sind und dass die Lücke zwischen gesichertem und erforderlichem Zubau an Kraftwerkskapazitäten geschlossen werden kann, sofern sich bei der Umsetzung der Investitionsvorhaben keine signifikanten Verzögerungen ergeben. [BNetzA, 2008] Auch in Ihrem Monitoringbericht 2010 kommt die Bundesnetzagentur zu dem Ergebnis, dass unabhängig von den Entwicklungen im Bereich der Kernenergie von einem weiterhin hohen Niveau erzeugungsseitiger Versorgungssicherheit im Zeitraum bis 2012 ausgegangen werden kann, sofern alle im Bau befindlichen fossilen Kraftwerke realisiert werden. Gleichzeitig betont die Bundesnetzagentur jedoch, dass zum Zeitpunkt der Datenerhebung für den Monitoringbericht aufgrund der Diskussion über die Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke „keine verlässlichen Daten zu den geplanten Außerdienststellungen der Kernkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 24 Eine übersichtliche Darstellung über die Kontroverse über eine mögliche Versorgungslücke in Deutschland findet sich in [Bontrup/Marquardt, 2010, S. 135 ff] 148/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 20,5 GW vorlagen“. Daher kann im Rahmen des Monitoringberichts „zur Entwicklung der dargebotsunabhängigen Kraftwerksleistung in Deutschland und damit zur Entwicklung der erzeugungsseitigen Versorgungssicherheit keine detaillierte Aussage für die nächsten Jahre getroffen werden“. Vielmehr bleibe abzuwarten, „wie sich die Ergebnisse der Monitoringabfrage durch Beschlüsse zur Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken zukünftig ändern werden.“ [BNetzA, 2010] [Bontrup/Marquardt, 2010] erwarten, dass in Deutschland in den nächsten Jahren deutlich über 100 Milliarden Euro an Investitionen in den Kraftwerkspark anstehen und dass durch die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke dieser Ersatzbedarf lediglich über das Jahr 2020 hinaus gestreckt werde. Allein der Ausbau der OffshoreWindkapazitäten in Höhe von 10 GW bis 2020 geht mit einem geschätzten Investitionsvolumen von bis zu 30 Milliarden Euro in Deutschland einher. [WAB, 2011] 4.2.1.2. Frankreich Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: Stromerzeugung: In Frankreich stellt die Langfristplanung für den Elektrizitätssektor (La programmation pluriannuelle des investissements de production électrique - PPI) die Grundlage für die Festlegung der zukünftigen Investitionsziele in Frankreich dar. Die Kompetenz für die Investitionsplanung für die französische Elektrizitätswirtschaft wurde mit dem Gesetz vom 10. Februar 2000 25 vom Energieunternehmen EDF auf die französische Regierung übertragen. Alle wesentlichen Akteure der Elektrizitätswirtschaft sind in diesen Planungsprozess eng eingebunden. Zentrale Elemente der französischen Investitionsplanung sind eine Referenzkostenstudie französischen des zuständigen Ministeriums Übertragungsnetzbetreibers RTE über und eine Analyse des das Gleichgewicht von Stromerzeugung und Verbrauch. Zudem werden sonstige politische Zielsetzungen, wie die Einhaltung bestimmter Emissionsziele und damit zusammenhängend die Förderung erneuerbarer Energieerzeugung oder nachfrageseitige Maßnahmen in der Langfristplanung (PPI) mitberücksichtigt. [Ess et al., 2010] Die aktuelle Langfristplanung für den Elektrizitätssektor für die Periode 2009 bis 2020 wurde im Juli 2008 durch die französische Regierung herausgegeben. Seit Demgemäß stehen die zukünftige Senkung der CO2-Emissionen in der Stromerzeugung und die Forcierung des EE-Ausbaus an erster Stelle hinsichtlich der Entwicklung der französischen Erzeugungskapazitäten [CRE, 2010b] Im Bereich der Grundlastversorgung stellt der Ausbau von Kernkraftwerken auch zukünftig die wesentliche Technologie dar. Im Bereich der thermischen Kraftwerke sieht die Langfristplanung den Ersatz alter Kohlekraftwerken durch neue GuD-Kraftwerke vor. [PPI, 2008] 25 Loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité 149/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Im Jahr 2007 wurde in Frankreich mit dem französischen Umweltabkommen „Grenelle de l`environnement“ in groben Zügen die Orientierungen der Regierungspolitik für Umweltfragen und nachhaltige (Energie)Entwicklung der kommenden fünf Jahre definiert. [Grenelle, 2010] Mit der Investitionsplanung für den Elektrizitätssektor aus dem Jahr 2008 wurden technologiespezifische Zielwerte für den EE-Ausbau in Frankreich bis zum Jahr 2020 festgelegt. Dabei verfolgt die französische Regierung das Ziel, Frankreich zum Weltmarktführer im Bereich der Erneuerbaren Energien zu machen. [idw, 2009] Gemäß PPI ist der Ausbau regenerativer Erzeugungskapazitäten ohne Wasserkraft auf gut 13 GW im Jahr 2012 und auf 32,7 GW im Jahr 2020 geplant, dabei sollen insbesondere Windkraftanlagen sowie solare Erzeugungsanlagen ausgebaut werden. Die OffshoreWindkapazitäten sollen im Jahr 2020 6 GW betragen. [PPI, 2008] Die Förderung von EE-Strom erfolgt in Frankreich auf nationaler Ebene insbesondere über eine Preisregelung in Form einer festen Einspeisevergütung und über steuerliche Regelungsmechanismen. [RES Legal FR, o.J.] Grundsätzlich werden über die Einspeisevergütung alle EE-Technologien gefördert. Für die meisten Technologien wird die Förderung jedoch nur für Anlagen bis zu einer installierten Leistung von 12 MW gewährt. Um die Ausbauziele der staatlichen Investitionsplanung zu erfüllen, werden zudem staatliche Ausschreibungen durchgeführt. [RES Legal FR/ Förderung, 2011] Im Netzbereich ist keine Privilegierung von EE-Anlagen gegenüber konventionellen Anlagen vorgesehen. [RES Legal FR/ Netzfragen, 2011] Mit der Investitionsplanung für den Elektrizitätssektor aus dem Jahr 2008 gab die französische Regierung die Strategie aus, Frankreich zum Weltmarktführer im Bereich Erneuerbarer Energien zu machen. [idw, 2009] Diese Strategie wird aus Sicht der Bearbeiter derzeit insbesondere in den Segmenten solar PV und Offshore-Windenergie konsistent umgesetzt. Um den Ausbau von Offshore-Windenergieanlagen zu beschleunigen, hat die französische Regierung Ende September 2010 eine erste Ausschreibung für die Errichtung von Offshore-Windenergieanlagen gestartet mit einer Gesamtleistung von 3 GW. Die Ankündigung erfolgte im Rahmen des „Entwicklungsprogramms für die Offshore-Windenergie des Grenelle Environnement“. Das Programm beruht auf einer abgestimmten Planung, einem vereinfachten Rechtsrahmen und Ausschreibungen zum Anlagenbau. Die Fokussierung der Ausschreibungen auf zuvor festgelegte Standorte soll eine „nachhaltige Entwicklung bei größerer Akzeptanz“ ermöglichen. [idw, 2010b] Das Ministerium für Energie und Ökologie hofft auf Investitionen von 15 bis 20 Milliarden Euro. Das Programm ist langfristig angelegt, der Bau der Windanlagen ist nicht vor 2015 geplant. Die französische Regierung strebt mit der Ausschreibung an, nicht nur die Möglichkeiten der Stromerzeugung auszubauen, sondern auch einen Offshore-Industriezweig zu entwickeln. [idw, 2010c] 150/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Im PV-Bereich haben neue Vergütungstarife des französischen Umweltministeriums im Jahr 2010 zu einem Installationsboom geführt. [idw, 2010a] In Folge hat die französische Regierung im März 2011 ein neues Tarifdekret für Solarstrom erlassen. [IWR, 2010a] Demnach wird die neue Grenze für die Tarifstruktur zukünftig bei 100 kWp liegen. Für Anlagen über 100 kWp plant die Regierung künftig Ausschreibungen, um die jährlichen PV-Zubauziele zu erreichen. Für Anlagen unter 100 kWp gelten zukünftig schwankende PV-Tarife, die alle drei Monate in Abhängigkeit von der jeweiligen Projektanzahl angepasst werden. Spätestens 2012 will die französische Regierung die Auswirkungen der neuen PV-Regelungen überprüfen. [IWR, 2011a] Stromerzeugung aus Kernenergie: Kernenergie: In Frankreich hat das Parlament am 13. Juli 2005 ein Gesetz über die Ausrichtung der Energiepolitik verabschiedet, das der Kernenergie auch für die Zukunft eine Schlüsselrolle zuweist. [Areva, 2009a] Gemäß aktuellem PPI, stellt im Bereich der Grundlastversorgung der Ausbau von Kernkraftwerken weiterhin die wesentliche Technologie dar. Bis zum Jahr 2020 ist die Installation von zwei Kernkraftwerksblöcken an den Standorten Flamanville und Penly mit einer NettoLeistung von jeweils 1.600 MW geplant. Der Bau der neuen Kraftwerke soll zum einen die Versorgungssicherheit im Endkundensegment erhöhen und zum anderen dem Wissensaufbau für einen zukünftigen Ausbau dieser Technologie als Ersatz der alten Kernkraftwerke dienen. [PPI, 2008] Die Ausbauplanungen der französischen Regierung werden durch den staatlichen Energieversorger EdF gestützt. [Prognos, 2009] Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Die französische Regierung strebt gemäß PPI an, auch zukünftig einen ausreichenden thermischen Kraftwerkpark für den Mittellastbetrieb zu erhalten. Zur Erreichung der nationalen Emissionsziele ist die Außerbetriebnahme einer Reihe von Kohlekraftwerken vorgesehen. Diese soll insbesondere durch den Bau neuer Gaskraftwerken kompensiert werden. [PPI, 2008] Bis zum Jahr 2015 sollen 50 % der Kohlekraftwerke durch Gaskraftwerke ersetzt werden. Zudem ist der Neubau von Kohlekraftwerken nur mit CCS-Technologien vorgesehen. [Gouvernement, 2009] Im Hinblick auf die Nutzung von CCS-Technologien hatte Total bereits 2009 ein CCSProjekt an einem bestehenden Gaskraftwerk in Lacq (Südwesten Frankreichs) gestartet. Die Anlage hat Anfang 2010 ihren Betrieb aufgenommen und ist das erste europäische CCS-Projekt, bei der die CCS–Technologie entlang der gesamten Prozesskette zum Einsatz kommt. [IZ Klima, 2010d] Auch EDF will mit den Unternehmen Alstom und Veolia Environment ein CCS-Demonstrationsprojekt am Standort Le Havre starten. Ein Viertel der Gesamtkosten in Höhe von 22 Millionen Euro wird dafür aus Mitteln der französischen Umwelt- und Energieagentur bereitgestellt. [IZ Klima, 2010e] Der KWK-Anteil an der Brutto-Gesamtelektrizitätsversorgung lag in Frankreich 2008 bei gut 3 %. [Eurostat, 2011] Damit blieb Frankreich unter den Erwartungen der EU von 151/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4 % zurück. [Fabregat, 2008] Gemäß PPI rechnet die französische Regierung damit, dass sich der Anteil der installierten KWK-Kapazitäten bis 2015 auf einem gleichbleibenden Level halten wird. [GDER, 2007] Zukünftige Versorgungssicherheit: Versorgungssicherheit: In seiner „Gleichgewichtsanalyse“ aus dem Jahr 2009 kommt RTE zu dem Ergebnis, dass bis zum Jahr 2015 ein Investitionsbedarf von 5.000 MW über den derzeit installierten und sich in Bau befindlichen Kapazitäten entstehen wird. 26 Ursächlich hierfür ist die Einhaltung von Emissionszielen, in deren Folge die Außerbetriebnahme mehrerer alter thermischer Kraftwerke geplant sind. Bis zum Jahr 2020 beläuft sich der Investitionsbedarf gemäß RTE auf 12 GW und bis zum Jahr 2025 auf 16 GW [RTE, 2009]. Zum Ersatz der Kapazitäten sieht die französische Regierung großes Entwicklungspotenzial für GuD-Anlagen. [PPI, 2008] Nach [Ess et al, 2010] wurden bereits 20 neue GuD-Anlagen mit einer Leistung von jeweils 400 bis 450 MW genehmigt, wovon sich zehn Anlagen im Bau befinden. Zudem sind drei ölbetriebene Gasturbinen mit einer Kapazität von insgesamt 550 MW im Bau, die im Bereich der Spitzenlastkraftwerke als Alternative zur Erzeugung von Spitzenenergie durch Speicherkraftwerke zum Einsatz kommen sollen. [PPI, 2008] Da die Vermeidung von Emissionen für diese Anlagen jedoch sehr kostenintensiv und nur im beschränkten Ausmaß möglich ist, ist die zukünftige Anwendung dieser Technologie gemäß [Ess et al, 2010] sehr stark vom Gesetzgebungsrahmen im Bereich der fossilen Stromerzeugung abhängig. 4.2.1.3. Großbritannien Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: In Großbritannien wurden bereits im Jahr 2009 unter der Labour-Vorgängerregierung mit dem UK Low Carbon Transition Plan die Weichen für die zukünftige Energieversorgung gestellt. Zielsetzung des Low Carbon Transition Plan ist es, die nationalen CO2-Emissionen zu reduzieren und den Übergang in ein Low Carbon-Land zu schaffen. Mit dem Climate Change Act setzte Großbritannien als erstes Land weltweit rechtlich verbindliche „Carbon budgets”. Zielsetzung ist es, die nationalen CO2-Emissionen bis 2020 um 34 % und bis 2050 um 80 % zu reduzieren. Als Umsetzungsmaßnahmen sind Investitionen in Energieeffizienz und „Clean-energy“-Technologien vorgesehen, worunter EE-Technologien, Kernenergie und CCS-Technologien verstanden werden. Bis zum Jahr 2020 soll die nationale Stromerzeugung zu 40 % aus diesen Quellen generiert werden. [DECC, 2009] Die Mitte 2010 gebildete Koalitionsregierung aus Konservativen und Liberalen bestätigte in ihrem Koalitionsprogramm die Notwendigkeit, Maßnahmen gegen den Klimawandel einzuleiten. Gemäß Koalitionsprogramm plant die Regierung u.a. die 26 Der Investitionsbedarf wurde durch RTE gemäß [Ess et al., 2010] unter der Annahme des Basisszenarios für die Elektrizitätsnachfrage und des derzeit wahrscheinlichsten Szenarios für den Ausbau an Erzeugungskapazitäten ermittelt. 152/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten (Energie)Wirtschaft zu „Dekarbonisieren“ und den Ausbau von EE-Technologien und damit verbundenen Arbeitsplätzen zu unterstützen. Um Investitionen in Low CarbonEnergien zu fördern, sollen die Energiemärkte reformiert werden. Zudem ist ein jährlicher Energiebericht an das Parlament geplant, um die strategische Ausrichtung der Energiepolitik zu bestimmen und Investitionen zielgerichtet zu lenken. [HM Government, 2010] Mit dem Carbon Plan hat Großbritanniens Energie- und Klimaminister Anfang März 2011 ein Entwurfskonzept für die zukünftige energiepolitische Ausrichtung des Landes vorgelegt und die Ziele des UK Low Carbon Transition Plans bestätigt. Der Plan beinhaltet Maßnahmen, um die nationalen Ziele im Bereich Energieeffizienz, CO2Reduktion und EE-Ausbau über eine „Dekarbonisierungspolitik“ zu erreichen. Im Hinblick auf die zukünftige Stromversorgung plant die britische Regierung einen Wandel weg von einer Versorgung auf Basis fossiler Energieträger hin zu einer Low Carbon-Versorgung durch Erneuerbare Energien und den Aufbau neuer Atomkraftwerke. Im Bereich Kernenergie soll der Aufbau neuer Erzeugungsanlagen bis zum Jahr 2018 ohne öffentliche Förderung ermöglicht werden. Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien soll im gesamten Land vorangetrieben werden. Im Bereich der Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern wird ein starker Ausbau von CCSTechnologien anvisiert. Die Vorlage des endgültigen Carbon Plans ist für Herbst 2011 geplant. [DECC, 2011] Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Die regenerative Stromerzeugung in Großbritannien wird aktuell durch einen Mix aus Windenergie (vor allem Onshore-WEA), Biogas (einschließlich Deponie- und Klärgas), fester Biomasse und großen Wasserkraftwerken bestimmt. Die EE-Ausbauziele bis 2020 wurden über den nationalen EE-Aktionsplan im Jahr 2010 spezifiziert. Gemäß nationalem EE- Aktionsplan sollen 2020 gut 30 % der Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen stammen. Die Erzeugungskapazitäten sollen von gut 9 GW im Jahr 2010 auf gut 38 GW im Jahr 2020 ausgebaut werden. Geplant ist, insbesondere Offshore-Windanlagen, die marine Energieerzeugung sowie die Nutzung anärober Gärung als neue EETechnologien zu fördern und zu entwickeln. [EE-Aktionsplan GB, 2010] Zur Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien hat die britische Regierung im Elektrizitätsmarkt mit den Renewable Obligation Zertifikaten und den Feed-in Tarifen für kleine Erzeugungskapazitäten zwei zentrale finanzielle Förderinstrumente etabliert. Während das Quotenfördersystem das Hauptinstrument für die Förderung großer regenerativer Erzeugungsanlagen darstellt, wird mittels der Feed-in Tarife die Entwicklung zusätzlicher kleiner Erzeugungskapazitäten gefördert. [DECC, o.J.] Im Bereich der Netze ist kein Vorrang Erneuerbarer Energien gegenüber konventionellen Erzeugungsanlagen vorgesehen. [RES Legal GB/ Netzfragen, 2009] 153/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Der technologieabhängige Einspeisetarif für Strom aus CO2-armer Energieerzeugung aus Kleinanlagen mit einer Leistung bis zu fünf MW eingeführt wurde zu April 2010 von der britischen Regierung eingeführt. Gefördert werden insbesondere Solaranlagen, Windturbinen und Kleinwasserkraftwerke. Der Tarif wird Privatpersonen, Organisationen und Unternehmen für deren gesamte Stromerzeugung garantiert und ist insbesondere zur Unterstützung dezentraler Stromerzeugung aus Kleinanlagen in Haushalten, Gemeinden und kleinen (Handwerks)Unternehmen gedacht. [dena, 2010a] Die Einführung der Einspeisetarife für Kleinanlagen hat bereits in kurzfristiger Perspektive zu einem starken Investitionsanstieg geführt. Nach Angaben der Regulierungsbehörde Ofgem wurden in den ersten sechs Monaten seit Einführung der Einspeisetarife für Kleinanlagen 11.370 neu installierte Regenerativanlagen mit einer Leistung von etwa 44 MW gezählt. Beim Zubau entfallen 10.552 Anlagen auf die Photovoltaik, 114 Anlagen auf die kleine Wasserkraft, 699 auf die Windenergie sowie fünf auf Mikro-KWK-Anlagen. Bis Mitte November 2010 stieg die Anzahl Neuinstallationen auf rund 15.000 Systeme an. [IWR, 2011c] Bis Anfang Februar 2011 wurden mehr als 21.000 Neuinstallationen vornehmlich im Haushaltsbereich gezählt. [IWR, 2011d] Um festzustellen, ob eine Fehlvergabe der Mittel vorliegt, kündigte die britische Regierung eine vorgezogene Überprüfung der neuen Einspeisetarife bis Ende 2011 an. Die britische Regierung befürchtet, dass die Förderung für die dezentrale Elektrizitätserzeugung potenziell auch in kommerzielle Solarparks fließen könnte. Die aktuellen Tarife werden jedoch unabhängig vom Prüfungsergebnis bis zum regulär geplanten Prüfungstermin in April 2012 gültig bleiben. Jegliche Tarifänderungen werden ausschließlich zukünftige Anlagen betreffen. [IWR, 2011d] Um stabilere Investitionsanreize in den Aufbau von EE-Kapazitäten zu schaffen, erwägt die amtierende Regierung gemäß Koalitionsvertrag zudem die Einführung eines vollständigen Einspeisetarifsystems neben dem System der Renewables Obligation Zertifikate. [HM Government, 2010] Gemäß Entwurfskonzept zum Carbon Plan strebt die britische Regierung ein “contract for difference”-Modell 27 für emissionsarme Stromerzeugungsanlagen an, um die Endverbraucherkosten zu kontrollieren, stabile Renditen für Investoren zu schaffen und Marktanreize zur Stromerzeugung bei hoher Stromnachfrage zu setzen. Aufgrund des komplexen Designs und aus Implementationsgesichtspunkten denkt die Regierung jedoch auch über ein „Premium Feed-in Tarif“-Modell28 als Alternative nach. [DECC, 2011] 27 Das “contract for difference”-Modells garantiert EE-Stromerzeugern einen sicheren Preis für den erzeugten Strom, während die Regierung den Differenzbetrag zwischen dem vereinbarten Preis und dem aktuellen Marktpreis trägt. 28 Im Rahmen eines “Premium Feed-in Tarif“-Modells erhalten EE-Stromerzeuger eine festgelegte Vergütung zusätzlich zum Marktpreis des von ihnen erzeugten Stroms. 154/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Um Investitionen ausländischer Investoren im britischen Stromsektor zu fördern hat UK Trade & Investment (UKTI) zusätzlich zu den bisher aufgeführten Maßnahmen Rahmenbedingungen für Investitionen in Low Carbon-Erzeugungstechnologien entwickelt, mit der Zielsetzung, ausländischen Investoren die interessantesten Investitionsmöglichkeiten in Großbritannien in kurz- bis mittelfristiger Perspektive anzubieten und ihre Investitionstätigkeit nach Großbritannien zu verlagern. [DECC, 2011] Vor dem Hintergrund der Lizenzvergaberunde „Round 3" der Liegenschaftsverwaltung Crown Estate für Offshore-Areale in britischen Hochseezonen ist in Großbritannien in den kommenden Jahren insbesondere mit einem Boom im Bereich der OffshoreWindenergie zu rechnen. Die Ausschreibungsgewinner können in neun Hochseezonen in den kommenden zwei Jahrzehnten bis zu 32 GW an Offshore-Windkraftkapazitäten entwickeln. Die Investitionssumme wird auf bis zu 80 Milliarden Pfund geschätzt. Zu den Bietern gehören auch deutsche Unternehmen wie E.ON UK, RWE Npower Renewables, Siemens Project Ventures sowie Hochtief. Begleitend dazu planen derzeit etliche große ausländische Unternehmen Investitionen in den Aufbau von Produktionstandorten für Windenergieanlagen. [IWR, 2011b] Stromerzeugung aus Kernenergie: Großbritannien gehörte in den 1950er und 1960er Jahren zu den Pionierländern der Kernenergie, sah seine Energieversorgung jedoch durch reiche Öl- und Gasfunde in der Nordsee in den 1970er Jahren über fossile Kraftwerke gesichert. [Areva, 2009a] Seit 2004 arbeiteten verschiedene britische Folgeregierungen jedoch daran, den Bau neuer Kernkraftwerke aus Gründen der Versorgungssicherheit und des Klimaschutzes zu ermöglichen bzw. zu erleichtern. Anfang 2008 gab die Labour-Vorgängerregierung bekannt, dass sie in den nächsten 20 Jahren den Bau von 30 bis 35 GW Kernkraftwerksleistung für erforderlich hält. [HM Government, 2008] Im Rahmen des UK Low Carbon Transition Plan aus dem Jahr 2009 bestätigte die Vorgängerregierung ihre Zielsetzung, den Aufbau neuer nuklearer Erzeugungskapazitäten Planungs- und in Großbritannien Genehmigungsverfahren. zu erleichtern, Dazu ermittelte durch und Straffung der versteigerte die Regierung Standorte für den Aufbau neuer nuklearer Kraftwerkskapazitäten bis 2025. [DECC, 2009] Die Versteigerung der Kernkraftwerkstandorte durch die britische Atombehörde NDA stieß bei europäischen Energieunternehmen auf großes Interesse. U.a. erklärten GDF Suez, EDF, Iberdrola, RWE und E.ON ihr Interesse, sich an Neubauprojekten in Großbritannien zu beteiligen. [Handelsblatt-online, 2009] E.ON und RWE schlossen für den Neubau britischer Kernkraftwerke ein Kernkraft-Joint-Venture. Die beiden deutschen Konzerne wollen in Großbritannien gemeinsam Kernkraftkapazitäten von mindestens 6.000 MW bauen und haben im April 2009 zwei Standorte (Wylfa und Oldbury) ersteigert. [Handelsblatt-online, 2009], [RWE Npower, o.J.] Im Oktober 2009 155/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten kaufte Iberdrola-GDF Suez-Scottish & Southern 190 ha Land nördlich von Sellafield und plant dort einen Reaktor mit bis zu 3.600 MW. Baubeginn ist für 2015 vorgesehen. [Areva, 2009a], [WNA, 2010] Die französische EDF übernahm den Kernkraftwerksbetreiber der meisten aktuellen Reaktoren British Energy, an dessen Standorten neue Anlagen am einfachsten zu bauen sind. Derzeit sind vier EPR Reaktoren von EDF Energy in Sizewell/Suffolk und Hinkley Point/ Somerset in Planung. [Areva, 2009a], [Handelsblatt-online, 2009], [WNA, 2010] Die seit Mai 2010 amtierende Regierungskoalition aus Konservativen und Liberalen hat trotz grundsätzlicher Kernenergieanlagen Ablehnung einen der Liberalen Kompromiss zur gegenüber zukünftigen dem Neubau von Kernenergienutzung geschlossen. Der Regierungsvertrag erlaubt der Regierung, das National Planning Statement zur Ratifikation ins Parlament einzubringen, um darüber den Bau neuer Kernkraftwerke zu ermöglichen. Grundlage hierfür ist jedoch, dass sich die Regierung nicht an der Finanzierung neuer Kernkraftwerke beteiligen und keine steuerlichen Anreize setzen wird. [Areva, 2009b], [HM Government, 2010] Im Rahmen des Anfang März vorgelegten Carbon Plan-Entwurfs bestätigte die amtierende Regierung ihre kernenergiepolitischen Zielsetzungen. [DECC, 2011] Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Die Mitte 2010 gebildete Koalitionsregierung aus Konservativen und Liberalen hält die weitere Nutzung fossiler Brennstoffe in mittelfristiger Perspektive für notwendig, um einerseits ausreichende Reservekapazitäten im nationalen Markt vorzuhalten und eine sichere und bezahlbare Energieversorgung in Großbritannien sicherzustellen und um andererseits ausreichend Regelenergie im nationalen Markt zur Verfügung zu haben, um die fluktuierende Stromerzeugung großer dargebotsabhängiger EE-Kapazitäten ausgleichen zu können. [DECC, 2011] Dazu plant die Regierung gemäß Koalitionsprogramm und Entwurfskonzept des Carbon Plan vier zentrale Maßnahmen. Erstens plant die Regierung einen Mindestpreis für CO2-Emissionen für Stromerzeuger einzuführen. Durch die Anhebung der Preise und die damit verbundene Verteuerung der fossilen Stromerzeugung sollen Investitionsanreize für CCS-Technologien gesetzt werden. Zudem soll über diese Maßnahme in langfristiger Perspektive bezüglich der zusätzlichen Kosten für den Betrieb „umweltbelastender“ Kraftwerke mehr Sicherheit geschaffen werden. Zweitens will die Regierung durch gezielt ausgerichtete Zahlungen zum einen für Bau und Bereitstellung von flexiblen Reservekraftkwerken als „Back-upSystem“ für Stromerzeugung die und steigende intermittierende zum für anderen und Maßnahmen unflexible zur regenerative Nachfragereduktion („Negawatts“) die Versorgungssicherheit erhöhen. Drittens plant die Regierung einen Emissionsleistungsstandard einzuführen, der die CO2-Emissionen fossiler Kraftwerke limitiert und verhindert, dass neue Kohlekraftwerke nicht CCS-ready gebaut werden. Und viertens strebt die Regierung an, CCS-Technologien im Bereich der fossilen Stromerzeugung auszubauen und Investitionen im CCS-Sektor mit öffentlichen 156/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Fördergeldern zu unterstützen. Geplant ist, bis zu vier inländische CCS- Demonstrationsprojekte zu fördern. Die britische Regierung hat bereits angekündigt, bis zu einer Milliarde Pfund an Finanzierung bereit zu stellen für die erste wirtschaftlich betriebene großtechnische CCS-Anlage. Bis Mai 2012 will die Regierung den Auswahlprozess für die Festlegung weiterer regierungsseitig zu fördernder CCSProjekte abschließen. [DECC, 2011], [HM Government, 2010] Bereits 2007 hatte die Vorgängerregierung einen Wettbewerb durchgeführt, um eines der weltweiten ersten CCS- Demonstrationsprojekte in Großbritannien zu realisieren. [DECC, 2009] Zusätzlich dazu will die britische Regierung Investitionen in hocheffiziente KWKAnlagen im Bereich der Stromerzeugung durch eine Fortführung der Ausnahmeregelung von der britischen Klimaschutzabgabe fördern. [DECC, 2009] Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in Großbritannien in den Jahren 2007 und 2008 auf 6,4 %. [Eurostat, 2011] Weder die Vorgängerregierung noch die amtierende Regierung nennen konkrete Ausbauziele für den zukünftigen Anteil KWK-Strom. Zukünftige Versorgungssicherheit: Gemäß Carbon Plan besteht im Hinblick auf den britischen Stromerzeugungspark hoher Investitionsbedarf, dadurch dass ein Großteil der bestehenden Erzeugungsanlagen altersbedingt oder aufgrund erhöhter Emissionsvorgaben vor seiner Außerbetriebnahme steht. [DECC, 2011] Bereits im Rahmen ihres Low Carbon Transition Plan kommt die britische Vorgängerregierung zu dem Ergebnis, dass bis 2018 etwa 16 Kraftwerke außer Betrieb gehen werden, die in Summe etwa 25 % (18 GW) der inländischen Erzeugungskapazitäten darstellen. Der Ersatz dieser vom Netz gehenden Erzeugungskapazitäten und der Aufbau ausreichender Reservekapazitäten werden mit einem signifikanten Investitionsbedarf verbunden sein. Die amtierende Regierung geht davon aus, dass der Umbau des britischen Stromerzeugungssystems bis 2020 Investitionen in Höhe von mindestens 110 Milliarden Pfund in den Kraftwerkspark sowie Übertragungs- und Verteilnetze erfordern wird. [DECC, 2011] Gemäß Low Carbon Transition Plan befanden sich im Jahr 2008 bereits Investitionen in Stromerzeugungskapazitäten mit einem Umfang von 20 GW in Konstruktion oder im Planungsstatus. Diese beinhalten die Konstruktion von 2 GW Erzeugungskapazitäten, die zeitnah fertig gestellt werden und ans Netz gehen können, sowie weiteren 8 GW Erzeugungskapazitäten, die sich aktuell im Aufbau befinden. Zusätzlich dazu liegen für Kapazitäten mit einem Umfang von 10,5 GW Baugenehmigungen und Zusagen zum Netzanschluss vor. Weitere 7,5 GW befinden sich im Genehmigungsverfahren in England und Wales. [DECC, 2009] Der National Report 2010 der britischen Regulierungsbehörde Ofgem bestätigt diese Entwicklung und verdeutlicht darüber hinaus, dass die zukünftigen britischen Stromerzeugungskapazitäten 157/390 stark auf Gaskraftwerken und regenerativen Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Erzeugungskapazitäten basieren werden. Erwartet wird bis 2016/2017 ein Zubau von Gaskraftwerken von gut 17 GW, regenerativer Erzeugungskapazitäten im Umfang von knapp 13,5 GW sowie von knapp 2 GW nuklearer Erzeugungskapazitäten. Demgegenüber wird im gleichen Zeitraum mit einem Rückgang von kohle - und ölbasierten Erzeugungskapazitäten in Höhe von gut 7 GW gerechnet. Im Bereich regenerativer Erezeugungskapazitäten ist insbesondere mit einem starken Zuwachs von Windkraftkapazitäten zu rechnen. Gemäß Ofgem wurden für Onshore- und Offshore-Windenergiekapazitäten im Umfang von 10,6 GW Genehmigungen bereits erteilt oder stehen aus. Diese Anlagen befinden sich jedoch noch nicht im Bau. Im Bereich von GuD-Kraftwerken liegt dieser Wert bei 7,7 GW. [Ofgem et al., 2010] 4.2.1.4. Niederlande Ausrichtung der zukünftigen Vorgängerregierung aus Stromerzeugung: zwei In den christdemokratischen Niederlanden Parteien (CDA, hat CU) die und Sozialdemokraten (PvdA) drei zentrale Strategiedokumente zur zukünftigen Ausrichtung der niederländischen Energiepolitik bis 2020 herausgegeben. Das Arbeitsprogramm „Nieuwe Energie voor het Klimaat, Werkprogramma Schoon en Zuinig“ aus dem Jahr 2007 verdeutlicht die klima- und energiepolitischen Zielstellungen für die Niederlande bis zum Jahr 2020. [VROM, 2007] Zusätzlich dazu beschreibt der Energierapport 2008 das angestrebte Energiekonzept der Niederlande und gibt diesbezüglich verschiedene Szenarien an. [EZ, 2008] Der Referenzrahmen Energie und Emmissionen (Referentieraming energie en emissie 2010-2020) beschreibt den wahrscheinlichen Energieverbrauch sowie die zukünftigen Energiekapazitäten und den daraus resultierenden Treibhausgasausstoß bis zum Jahr 2020. [ECN, 2010] Gemäß Arbeitsprogramm „Schoon en Zuinig“ strebte die Vorgängerregierung im Hinblick auf den zukünftigen Strommix einen konsequenten Ausbau der regenerativen Stromerzeugung an, insbesondere im Bereich Onshore- und Offshore-Windenergie. Fossile Kraftwerke sollten weiter zum Einsatz kommen. Um die CO2-Emissionen zu reduzieren, plante die Vorgängerregierung die Umstellung von Kohle- auf Gaskraftwerke und den Ausbau von CCS-Technologien. Über das Programm „Schoon en Zuinig“ schloss die Vorgängerregierung zudem den Bau neuer Kernkraftwerke im Rahmen der letzten Regierungsperiode aus und gab an, dass Kernenergie auch in Zukunft keine optimale Lösung zur Erreichung der energiepolitischen Ziele liefere. [VROM, 2007] Nach dem Bruch der Regierungskoalition am 20.02.2010, fanden am 09.06.2010 vorgezogene Neuwahlen statt. Seit Oktober 2010 regiert in den Niederlanden eine Minderheitsregierung zwischen den Liberalen (VVD) und den Christdemokraten unter Duldung der rechtspopulistischen Partei für Freiheit (PVV) von Geert Wilders. Aufgrund der energiepolitischen Ausrichtung der aktuellen Regierung kann nicht von einer konsequenten Fortführung der bisherigen energiepolitischen Strategie der 158/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Vorgängerregierung ausgegangen werden. Die neue Regierung widmet dem Thema Energiepolitik innerhalb ihres Koalitionsvertrages lediglich einen kurzen Absatz, plant jedoch eine energiepolitische Wende. Den größten Wendepunkt nimmt die zukünftige Entwicklung der Kernenergie ein, da die neue Regierung neben dem EE-Ausbau die weitere Kernenergienutzung Reduzierung von in den Niederlanden CO2-Emissionen anstrebt, einhalten zu um die können geplante und die Energieimportabhängigkeit zu verringern. [VVD-CDA, 2010] Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Die regenerative Stromerzeugung in den Niederlanden basiert im Kern auf Biomasse sowie auf Windenergie. Die unter der niederländischen Vorgängerregierung erstellten Strategiedokumente gaben für den EEAusbau keine absoluten Zielsstellungen. Es wurde jedoch geschätzt, dass bis 2020 ca. 55 TWh regenerativ erzeugten Stroms erzielt werden können, wobei der Ausbau der Windenergie neben der Nutzung der Biomasse (insbesondere Biogas in KWK-Anlagen) eine entscheidende Rolle spielen wird. Für Onshore-Anlagen wurde von der Vorgängerregierung bis 2012 ein Zielwert von 4 GW anvisiert, der bis 2020 weiter ausgebaut werden soll. Im Offshore-Bereich wurden installierte Kapazitäten bis 2020 in Höhe von 6 GW angestrebt. [ECN, 2010], [VROM, 2007] Die Ausbauvorgaben wurden im Rahmen des nationalen EE-Aktionsplan konkretisiert bzw. angepasst. Bis 2020 ist ein Ausbau der Onshore-Windkapazitäten auf 6 GW und der Offshore-Windkapazitäten auf knapp 5,2 GW geplant. [EE-Aktionsplan NL, 2010] Die neue Regierung hat per Koalitionsvertrag angegeben, den Ausbau Erneuerbarer Energien in den Niederlanden weiter voranzutreiben. [VVD-CDA, 2010] In den Niederlanden ist das grundlegende Förderinstrument im Bereich Elektrizität das seit April 2008 bestehende Feed-in Prämienmodell SDE (Stimuleringsregeling duurzame energieproductie). Das SDE stellt eine Preisregelung in Form einer Bonusvergütung dar. [RES Legal NL, o.J.] Gefördert werden alle EE-Technologien außer Geothermie und Wasserkraft, wobei die Förderungshöhe nach Technologie variiert. Neben der SDE-Regelung werden EE-Technologien durch steuerliche Regulierungsmechanismen und die Gewährung von Subventionen gefördert. [RES Legal NL/ Förderung, 2009] Für EE-Anlagen gibt es keine Privilegien im Hinblick auf den Netzzugang, die Netznutzung oder den Netzausbau. [RES Legal NL, o.J.] Die niederländische Regierung plant, die finanzielle Förderung von EE umzustrukturieren. Die bestehende SDE-Regelung soll zu einer „SDE+“-Regelung ausgebaut werden. Diese sieht vor, dass die zukünftige Finanzierung von EE durch Umlage auf den Endverbrauchspreis für Energie realisiert werden soll. [VVD-CDA, 2010] Damit soll der bestehenden Förderproblematik begegnet werden, der zu Folge erstens das zur Verfügung stehende Gesamtförderungsbudget für neue Projekte sowie die Höhe der Prämienzahlung jedes Jahr neu und vergleichsweise spät festgelegt werden 159/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten und zweitens die jährlichen Fördersummen nur in begrenztem Maße zur Verfügung stehen und regelmäßig vor Jahresende erschöpft sind. [Ecofys et al, 2009] Stromerzeugung aus Kernenergie: Kernenergie: In den Niederlanden hatte bereits die 1994 ins Amt gekommene Mitte-Links-Regierung unter Wim Kok versucht, die unbefristete Betriebsgenehmigung des einzigen kommerziellen Kernkraftwerks Borssele bis 2003 zu befristen. 2006 wurde die unbefristete Betriebsgenehmigung durch die seit 2003 amtierende Mitte-Rechts-Regierung unter Peter Balkenende bis Ende 2033 befristet. [Areva, 2009a] Nach dem Übereinkommen von Borssele („Borssele Covenant“) wurde der Betreiber zu Zahlungen in einen Fonds für Erneuerbare Energien verpflichtet, der durch staatliche Zahlungen aufgestockt wird. Das Geld soll zwischen 2006 und 2012 gleichmäßig auf die Förderung der Sektoren Energieeinsparung, Erneuerbare Energien sowie den Bereich CCS aufgeteilt werden. [EPZ, o.J.] Während die bis Oktober 2010 amtierende Vorgängerregierung den Bau neuer Kernkraftwerke ausgeschlossen hatte [VROM, 2007], befürwortet die amtierende Regierung die zukünftige Kernenergienutzung zur Stromerzeugung und plant, Anträgen zum Bau neuer Kernkraftwerke stattzugeben, sofern diese den formellen Anforderungen genügen. [VVD-CDA, 2010] DELTA und die kommunal getragene ERH haben bereits Anträge zum Bau eines neuen Kraftwerkes gestellt. RWE hat nach der Übernahme von Essent ebenfalls Interesse zum Bau eines Kraftwerkes geäußert. Auch der belgische Energiekonzern Electrabel prüft aktuell geeignete Standorte für den Bau eines Kernkraftwerkes. Die Realisierung neuer Kernkraftwerke bis zum Jahr 2020 wird derzeit jedoch angesichts noch ausstehender Genehmigungs-, Bau- und Planungsphasen als eher unrealistisch gewertet. [Nuklearforum Schweiz, 2010], [Van Gessel, 2009], [WK, 2011] Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Gemäß Arbeitsprogramm „Schoon en Zuinig“ strebte die niederländische Vorgängerregierung eine Umstellung von Kohleauf Gaskraftwerke und den Ausbau von CCS-Technologien an, um fossile Energieträger als Brückentechnologie für den EE-Ausbau weiter zu nutzen, jedoch gleichzeitig die CO2-Emissionen des Erzeugungssektors zu reduzieren. [VROM, 2007] Die seit Oktober 2010 amtierende Minderheitsregierung äußerte sich in ihrem Koalitionsprogramm nicht zur weiteren Nutzung fossiler Energieträger sowie zur Förderung von CCSTechnologien. [VVD-CDA, 2010] Gemäß ihrer Wahlprogramme gehen jedoch sowohl VVD als auch CDA davon aus, dass in den kommenden Jahren auf den Einsatz fossiler Energieträger zur Absicherung der Versorgungssicherheit in den Niederlanden nicht verzichtet werden kann. [CDA, 2010], [VVD, 2010] Im Bereich der CCS-Technologie zählt die niederländische Regierung die Niederlande zu den Spitzenreitern und will diese Position im europäischen Umfeld weiter ausbauen. Durch die Förderung von Demonstrationsprojekten erhofft sich die niederländische Regierung eine Beschleunigung der Entwicklung der CCS-Technologien und einen 160/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Erfahrungsvorsprung für niederländische Technologieunternehmen. Ein kleines CCSProjekt wird seit 2006 durch GDF unter der Nordsee durchgeführt. [Rijksoverheid, 2011] Vorbereitungen zum Ausbau der Technologie finden derzeit in Rijnmond im Rahmen des Rotterdam Afvang en Opslag Demonstratieproject (ROAD) statt. Dort fördert die niederländische Regierung ein CO2-Speicherprojekt in der Nordsee mit Subventionen in Höhe von bis zu 150 Millionen Euro über die nächsten 10 Jahre. [ROAD, 2011] Der Aufbau weiterer CCS-Projekte wird derzeit untersucht. Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in den Niederlanden im Jahr 2008 auf 33,6 %. [Eurostat, 2011] Nach dem Regierungsprogramm „Schoon en Zuinig“ der Vorgängerregierung sollen KWK-Anlagen bis 2020 weiter ausgebaut werden. [EZ, 2008], [VROM, 2007] Die aktuelle Regierung macht zum weiteren Ausbau von KWK-Anlagen innerhalb ihres Regierungsprogramms jedoch keine Angaben. [VVD-CDA, 2010] Zukünftige Versorgungssicherheit: Der niederländische Kraftwerkspark belief sich Ende 2008 auf etwa 25 GW. Bis 2020 könnten die installierten Kapazitäten auf 42 GW ansteigen, sofern alle Kraftwerksplanungen umgesetzt werden. Insbesondere im Zeitraum 2009 bis 2017 ist mit einem starken Kapazitätszuwachs zu rechen, größtenteils durch den geplanten Neubau von Gas- und Kohlekraftwerken. Gleichzeitig ist im Zeitraum 2015 bis 2020 aber auch geplant, weniger effiziente Kraftwerke außer Betrieb zu nehmen. [ECN, 2010] Insgesamt wurden der niederländischen Regulierungsbehörde fossile Kraftwerksplanungen mit einem Umfang von 18,3 GW gemeldet. [Energiekamer, 2010] Gemäß [ECN, 2010] gibt es bis 2016 Pläne zur Realisierung fossiler Kraftwerkskapazitäten von insgesamt 10 GW (davon ca. 3,5 GW Kohle und 6,5 GW Gas). Beim Netzbetreiber TenneT liegen außerdem Anträge zu über 30 GW fossiler Kraftwerkskapazitäten, die bis 2020 realisiert werden sollen, deren Umsetzung aber noch nicht abschließend genehmigt wurde. [ECN, 2010] Aus Sicht der niederländischen Regulierungsbehörde bleibt jedoch abzuwarten, in welchem Umfang tatsächlich neue Kraftwerkskapazitäten in Betrieb gehen werden. Die hiermit verbundene Unsicherheit ist gemäß Energiekamer durch die Weltwirtschaftskrise noch größer geworden. [Energiekamer, 2010] 4.2.1.5. Polen Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: Von 2005 bis 2007 regierte in Polen eine Regierungskoalition aus PiS (konservativ, christlich-demokratische Partei), Samoobrona (wirtschaftspolitisch links, gesellschaftspolitisch katholisch-konservative Partei) und LPR euroskeptische (Liga Partei). Polnischer [Sejm, 2010] Familien Die - nationalistische, bestehende konservative, Erzeugungsstruktur des polnischen Elektrizitätssektors basiert auf der Umsetzung des „Programms für den 161/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Elektrizitätssektor“ dieser Vorgängerregierung und wurde durch den Ministerrat im Jahr 2006 genehmigt. Seit 2007 regiert in Polen eine Regierungskoalition aus der Bürgerplattform PO (wirtschaftspolitisch liberale, gesellschaftspolitisch konservative Partei) und der Bauernpartei PSL. [Sejm, 2010] Mit dem im November 2009 vom Ministerrat angenommen Strategiedokument „Energiepolitik Polens bis 2030“ erfolgte eine Konkretisierung der zukünftigen energiepolitischen Ausrichtung Polens durch die amtierende Regierung. Das Dokument umfasst eine langfristige Strategie für die Energiewirtschaft, Prognosen für den Brennstoff- und Energiebedarf sowie ein Programm zur Umsetzung der Aktivitäten bis 2012. [EEP 2030, 2009] Mit der Strategie will die polnische Regierung den wichtigsten Herausforderungen des polnischen Energiesektors in kurz- und langfristiger Perspektive begegnen. Im Kern zielt die Strategie darauf ab, die wachsende Nachfrage nach Energie in Polen zu befriedigen, die polnischen Elektrizitätsinfrastrukturen auch im Hinblick auf den grenzüberschreitenden Stromtransport auszubauen, die Abhängigkeit von externen Lieferungen von Erdgas und Rohöl zu reduzieren sowie internationale Verpflichtungen im Rahmen des Umweltschutzes zu erfüllen. [Wirtschaftsministerium PL, 2009] Im Hinblick auf den zukünftigen Strommix plant die polnische Regierung, die Nutzung von Kohle als wichtigstem Brennstoff der Stromerzeugung auch zukünftig beizubehalten. Daneben stellt der Einstieg in die Kernenergienutzung in Polen eine neue energiepolitische Ausrichtung und eine Diversifizierung der polnischen Stromerzeugungsstruktur dar. Gemäß EEP 2030 ist der Bau von mindestens drei Kernkraftwerkseinheiten bis 2030 geplant. [Nuklearforum Schweiz, 2011] Der Einstieg in die Kernenergienutzung soll zur Reduktion der CO2-Emissionen und zur Erhöhung der Versorgungssicherheit beitragen. Daneben verfolgt die polnische Regierung über den EEP 2030 das Ziel, die Nutzung Erneuerbarer Energiequellen im Bereich der Stromerzeugung gemäß EU-Vorgaben auszubauen. [EEP 2030, 2009] Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Die regenerative Stromerzeugung in Polen basiert insbesondere auf Biomasse sowie auf Windenergie und Wasserkraft. Über ihre Energiestrategie 2030 verfolgt die polnische Regierung das Ziel, die Nutzung erneuerbarer Energiequellen im Bereich der Stromerzeugung gemäß EU-Vorgaben auszubauen. [EEP 2030, 2009] Demgemäß soll der Anteil von EE-Strom am Bruttoendenergieverbrauch in Polen bis zum Jahr 2020 auf 19,4 % ansteigen (Szenario mit weiteren Effizienzmaßnahmen). Bis 2020 ist neben der Nutzung von Biomasse insbesondere ein Ausbau der Onshore-Windenergiekapazitäten geplant von gut 900 MW im Jahr 2010 auf gut 6.000 MW und einem Anteil an der EE-Stromproduktion von etwa 45 % im Jahr 2020. Der Anteil der Biomasse an der regenerativen Stromerzeugung soll bis 2020 konstant bei knapp unter 50 % liegen. [EE-Aktionsplan PL, 2010] 162/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien wird in Polen in erster Linie durch eine Mengenregelung in der Zertifikatshandel gefördert. Form einer Quotenverpflichtung Grundsätzlich werden alle mit kombiniertem Technologien über die Quotenregelung gefördert. [RES Legal PL, o.J.] Daneben werden Erneuerbare Energien durch Kredite und steuerliche Regulierungsmechanismen gefördert. [RES Legal PL/ Förderung, 2011] Für EE-Anlagenbetreiber besteht ein vertraglicher Anspruch gegen den Netzbetreiber auf vorrangige Übertragung von EE-Strom. Für EE-Anlagen mit einer Kapazität von nicht mehr als 5 MW sind zudem die Kosten für den Netzanschluss reduziert. [RES Legal PL/ Netzfragen, 2011] Der Anteil von EE-Strom an der gesamten polnischen Stromerzeugung ist in den letzten Jahren stetig gewachsen. Um die EE-Zielkapazitäten insbesondere im Windenergiesegment bis 2020 zu erreichen, muss das Ausbautempo aber deutlich erhöht werden. Die in Polen angewandte Mengenregelung begünstigt nicht die kleinen aber kapitalintensiven Installationen, wie z.B. PV, da die Regelung keine Differenzierung zwischen den Größen der verschiedenen Technologien macht [Ecofys et al, 2009] Ab Ende März 2013 plant die polnische Regierung daher, das Quotensystem für EE und KWK in Polen Außerkraft zu setzen. [Amtsblatt, 2008] Stromerzeugung aus Kernenergie: Im August 2010 hat das polnische Wirtschaftsministerium ein Programm zur Atomenergie in Polen herausgegeben, in dem die einzelnen Schritte zum Einstieg in die Kernenergienutzung zusammen mit dem anvisierten Zeitplan beschrieben werden. Bis 2022 soll das erste Kernkraftwerk in Polen ans Netz gehen. Bis 2030 ist der Bau weiterer Kraftwerke geplant. Bis 2020 sollen Bruttostromerzeugungskapazitäten in Höhe von 1.600 MW aufgebaut werden. Bis 2030 ist die Erweiterung auf 4.800 MW geplant. [URE, 2010] Der Anteil an der Bruttostromerzeugung soll bis 2020 mindestens 10 % betragen, bis 2030 etwa 15 %. [EEP 2030/Annex 2, 2009] Die neuen gesetzlichen Regelungen sollen bis Mitte 2011 in Kraft treten. [Programm zur Atomenergie in Polen – Entwurf, 2010] Bereits 2009 hatte sich die polnische Regierung dazu entschieden, die Planung, den Bau und den Betrieb der geplanten Atomkraftwerke an den polnischen Stromerzeuger Polska Grupa Energetyczna (PGE) zu vergeben. PGE plant den Bau von zwei Kernkraftwerken mit einer Leistung von jeweils 3.000 MW. [PGE, o.J.] Der polnische Stromerzeuger Tauron Polska Energia hat bereits Interesse an der Teilhabe von Kernkraftwerken in Polen bekundet. [Tauron, 2010b], [Tauron, 2010c] Demgegenüber steht der polnische Stromerzeuger Energa dem Einstieg in die Kernenergie-Nutzung in Polen kritisch gegenüber und fordert eine stärkere politische Ausrichtung auf den Ausbau Erneuerbarer Energien in Polen. [Energa, 2010a] Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Die polnische Stromerzeugung basiert im Kern auf Braun- und Steinkohle als Brennstoff. Derzeit beträgt der Anteil von Kohle am polnischen Primärenergieverbrauch 55 % und der Anteil an der Elektrizitätsproduktion 163/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 92 %. [IEA, 2011] Gemäß Energiestrategie bis 2030 soll auch zukünftig die weitere Nutzung dieser Energiequelle die Energiesicherheit des Landes gewährleisten. Demnach sollen die Bruttostromerzeugungskapazitäten bis 2020 auf knapp 32 GW ausgebaut werden. Der Anteil der fossilen Stromerzeugung im Jahr 2020 an der gesamten Stromerzeugung wird auf knapp 73 % (113,9 TWh) geschätzt. [EEP 2030/Annex 2, 2009] Um Anreize für den Ausbau fossiler Kraftwerken zu setzen, hatte die polnische Regierung allen bis Ende 2008 begonnenen Kraftwerksinvestitionen mit bestimmten Auflagen eine kostenfreie Zuteilung von CO2-Zertifikaten bis 2020 garantiert. Aufgrund dieser Regelung gab es im Jahr 2008 eine Vielzahl Anschlussgenehmigungsverfahren für Kohle- und Gaskraftwerke in Polen. . Insgesamt waren 22.000 MW geplant; bis Anfang 2010 wurden Anschlussverträge für 3.700 MW unterschrieben. [Energa, 2010b], [Wnp Energetyka, 2010], [wyborcza.biz, 2010a], [wyborcza.biz, 2010b] Um die internationalen und europäischen klimapolitischen Verpflichtungen zur Reduzierung der CO2-Emissionen ohne wesentliche Änderungen im Energiemix zu erfüllen, zielt die polnische Regierung darauf ab, die Entwicklung von CCSTechnologien in Polen zu fördern. [Wirtschaftsministerium PL, 2009] Gemäß EEP 2030 strebt die polnische Regierung an, eine zukunftsorientierte Führungsrolle bei sauberen Kohletechnologien wie der CCS-Technologie zu übernehmen. [Nuklearforum Schweiz, 2011] Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in Polen im Jahr 2008 auf knapp 17 %. [Eurostat, 2011] Gemäß Energiestrategie plant die polnische Regierung, die Stromerzeugung aus KWK-Anlagen bis 2020 im Vergleich zu 2006 zu verdoppeln. [EEP 2030, 2009] Zukünftige Versorgungssicherheit: Die installierten Erzeugungskapazitäten wurden durch die polnische Regulierungsbehörde für das Jahr 2010 auf etwa 36,7 GW geschätzt. Bis zum Jahr 2015 prognostiziert die polnische Regulierungsbehörde einen Ausbau der installierten Erzeugungskapazitäten auf knapp 39 GW. [URE, 2010] Die Prognose des polnischen ÜNB kommt zu dem Ergebnis, dass in den kommenden fünf Jahren ausreichend Erzeugungskapazitäten zur Deckung des inländischen Elektrizitätsbedarfs zur Verfügung stehen. Langfristig kann die Entwicklung von Erzeugungskapazitäten gemäß polnischer Regulierungsbehörde jedoch nicht prognostiziert werden, da Investitionsentscheidungen von einer Vielzahl ökonomischer, sozialer und politischer Faktoren abhängen, deren mittel- bis langfristige Entwicklung nicht absehbar ist. Gemäß Regulierungsbehörde ist jedoch ersichtlich, dass die vergangenen Regierungen konsequent Maßnahmen eingeleitet haben, um ein positives Investitionsklima in neue Erzeugungskapazitäten zu schaffen. [URE, 2010] 164/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.2.1.6. Slowakische Slowakische Republik Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: In der Slowakischen Republik wird die energiepolitische Ausrichtung aufgrund der Erfahrungen des „Gasstreits“ im Winter 2008/2009 durch die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit der Energieversorgung dominiert. 29 Bereits nach den Parlamentswahlen 2006 strebte die damalige slowakische Regierung aus Sozialdemokraten (SMER), National-Konservativen (SNS) und Konservativen (LS-HZDS) gemäß ihres vorgelegten Energiekonzeptes die Ausarbeitung einer slowakischen Energiesicherheitsstrategie bis 2030 an, um die folgenden Ziele zu erreichen [Slovak Republic, 2006]: - Aufbau eines autarken slowakischen Stromerzeugungssystems zur Deckung der inländischen Stromnachfrage, - Erhöhung der Kapazitäten bestehender Kraftwerke und Aufbau neuer Produktionsanlagen, - Verminderung der Importabhängigkeit durch verstärkte Nutzung heimischer Ressourcen, - Förderung der Position als Transitland für Elektrizität, Gas und Öl in Europa. Die 2006 erarbeitete Energiesicherheitsstrategie der slowakischen Regierung wurde im Jahr 2008 veröffentlicht. Der zufolge strebt die Regierung insbesondere die Modernisierung und die Förderung des Aufbaus neuer Kernkraftwerkskapazitäten und fossiler Kraftwerkskapazitäten an. Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien wird von Seiten der slowakischen Regierung nicht als Alternative zur konventionellen Stromerzeugung verstanden. Die regierungsseitig bis zum Jahr 2020 anvisierten Stromerzeugungskapazitäten von gut 3.800 MW setzen sich demnach zusammen aus anteiligen Erzeugungskapazitäten in Höhe von gut 30 % aus Kernenergieanlagen, 27 % aus konventionellen thermischen Kraftwerken und KWK, 16 % aus dem Pumpspeicherkraftwerk Ipel sowie 26 % aus weiteren Erneuerbaren Energien. Bis zum Jahr 2030 strebt die slowakische Regierung eine Aufstockung der installierten Kapazitäten auf insgesamt 6.600 MW an. [Slovak Republic, 2008] Die Parlamentswahlen im Juni 2010 haben auch in der Slowakischen Republik zu einem Regierungswechsel geführt. Die ehemaligen Oppositionsparteien bilden nun die Regierung in einem Mitte-Rechts-Bündnis. Auch für die amtierende Regierung aus 29 Die slowakische Regierung musste im Januar 2009, aufgrund des wochenlangen Ausbleibens russischer Gaslieferungen im Rahmen des Gasstreits zwischen Russland und der Ukraine, den Energienotstand ausrufen. Konsequenz waren Produktionsstillstände in der stark elektrizitätsabhängigen slowakischen Industrie. Weitere Ursachen für die Energiekrise lagen im Kapazitätsrückgang durch die Abschaltung von zwei Kernreaktoren Ende 2006/2008 und in dem Brand in einem thermischen Kraftwerk. [Gabriel/Meyer, 2010] 165/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Liberal-konservativen (SDKÚ-DS), Rechtsliberalen (SaS), Konservativ-christlichen (KDH) und Most–Híd, welche die Interessen der ungarischen Minderheit vertritt, dürfte die Umsetzung der energiepolitischen Ziele im Bereich der konventionellen Stromerzeugung aufgrund der hohen Relevanz der Versorgungssicherheit in der Slowakischen Republik hohe Priorität haben. Ein Vergleich der Regierungserklärungen aus den Jahren 2006 und 2010 ergab keine wesentlichen Veränderungen hinsichtlich der generellen Ausrichtung der Energiepolitik. [Slovak Government, 2006], [Slovak Government, 2010] Eine Konkretisierung der energiepolitischen Ausrichtung wird mit der Überarbeitung des slowakischen Energiekonzeptes durch die amtierende Regierung erwartet. Stromerzeugung aus Erneuerbaren rneuerbaren Energien: Die Stromerzeugung aus Wasserkraft bildet in der Slowakischen Republik aktuell wie zukünftig die Basis der regenerativen Stromerzeugung. Geplant ist ein Kapazitätsausbau von gut 1.600 MW im Jahr 2010 auf gut 1.800 MW im Jahr 2020. Der Anteil installierter Erzeugungskapazitäten in diesem Segment wird jedoch von 90 % im Jahr 2010 auf 66 % im Jahr 2020 zurückgehen zugunsten geplanter Erzeugungskapazitäten in anderen erneuerbaren Segmenten. Hier soll insbesondere die Stromerzeugung aus Biomasse ausgebaut werden von 610 MW im Jahr 2010 auf gut 1.700 MW und einer anteilen Stromproduktion von gut 20 % im Jahr 2020. [EE-Aktionsplan SK, 2010] In der Slowakischen Republik ist das zentrale Förderinstrument für EE-Strom eine Preisregelung in Form einer Verpflichtung der Abnahme und Vergütung von EE-Strom zu einem festen Regulierungsbehörde Einspeisetarif. [RES setzt gesonderte jährlich Legal SK, o.J.] Die EE-Vergütungstarife slowakische für jeden Energieträger unter Berücksichtigung der aktuellen nationalen Inflationsrate fest. Förderfähig sind grundsätzlich alle EE-Technologien, wobei Einschränkungen bezüglich der Anlagengröße bestehen. Neben der Preisregelung werden EE auch über eine Verbrauchsteuerbefreiung und Subventionen gefördert. [RES Legal SK/ Förderung, 2011] Der Anschluss von EE-Anlagen sowie die Übertragung und Verteilung von EEStrom haben Vorrang gegenüber Strom aus konventionellen Erzeugungsanlagen. [RES Legal SK, o.J.] Da die EE-Stromerzeugung von Seiten der slowakischen Regierung nicht als Alternative zur konventionellen Stromerzeugung verstanden wird, wurde das Ausbautempo in diesem Erzeugungssegment in den zurückliegenden Jahren nicht forciert. [Slovak Republic, 2008] Im Ergebnis wurden die in den EU-Beitrittsverhandlungen vereinbarten Ziele für die regenerative Stromerzeugung bis 2010 weit verfehlt. Die erwartete regenerative Stromproduktion in 2010 liegt bei 19 % statt 31 %. [Greenpeace Slovensko, 2010] Trotz der anvisierten EE-Ausbauziele bis 2020 kann ein konstanter EE-Ausbau in der Slowakischen Republik aus Sicht der Bearbeiter daher nicht als gesichert angesehen werden. Diese Einschätzung wird durch den Monitoringbericht zur 166/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Versorgungssicherheit 2010 des slowakischen Wirtschaftsministeriums gedeckt. Der Bericht kommt zu dem Ergebnis, dass die Inbetriebnahme des geplanten IpelPumpspeicherkraftwerks frühestens bis 2025 zu erwarten ist. Nach Einschätzung des Ministeriums könnte sich auch der erwartete EE-Ausbau verzögern. [Slovak Ministry of Economy, 2010] Stromerzeugung aus Kernenergie Kernenergie: gie: In der Slowakischen Republik strebt die Regierung an, den Anteil der Stromerzeugung aus Kernenergieanlagen bis 2020 auf mindestens 50 % zu erhöhen. Dazu werden die Modernisierung bestehender Kernkraftwerke und die Förderung des Aufbaus neuer nuklearer Kraftwerkskapazitäten in Höhe von 2.320 MW bis 2030 als notwendig erachtet. [Slovak Republic, 2008] Die seit August 2010 amtierende Regierungskoalition aus SDKÚ-DS, SaS, KDH und Most–Híd unterstützt gemäß ihres Koalitionsvertrages den Aufbau neuer Kernkraftwerkskapazitäten, allerdings unter der Maßgabe, dass der Kraftwerksneubau in Jaslovske Bohunice nur aus privaten Investitionen ohne staatliche Unterstützung erfolgen darf. [SITA, 2010] Gemäß Angaben des slowakischen Wirtschaftsministeriums befanden sich die geplanten Kapazitätserhöhungen der bestehenden Kernkraftwerke im Jahr 2010 alle in der Konstruktionsphase oder waren bereits realisiert. [Slovak Ministry of Economy, 2010] Nach Angaben des dominierenden slowakischen Stromerzeugers Slovenské Elektrárne verliefen der gemäß Investmentplan 2007-2013 vorgesehene Neubau von Kernreaktoren u.a. mit dem italienischen Stromkonzern Enel sowie die Kapazitätssteigerung bestehender Kernreaktoren im Jahr 2010 nach Plan. [Slovenské Elektrárne, 2009], [Slovenské Elektrárne, 2010] Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Der Aufbau großtechnischer thermischer Kraftwerke kann nach Einschätzung der slowakischen Vorgängerregierung entscheidend zur Erhöhung der Versorgungssicherheit in der Slowakischen Republik beitragen. Durch die Vorgängerregierung wurde daher über Modernisierung bestehender und Aufbau neuer thermischer Kraftwerkskapazitäten ein Bestand fossiler Kraftwerkskapazitäten in Höhe von 1.630 MW im Jahr 2030 geplant. Der Einsatz kohlenstoffarmer CCS-Technologien soll forciert werden, daher werden 500 MW neue GuD-Kapazitäten auf Basis von IGCC-Technologien30 angestrebt. Der Brennstoffeinsatz von Erdgas wird aufgrund der unilateralen Beschaffungsoptionen jedoch vorsichtig bewertet. [Slovak Repulic, 2008] Nach Einschätzung der Bearbeiter ist davon auszugehen, dass die amtierende Regierung diese Strategie beibehalten wird. Vor dem Hintergrund dieser Standortbedingungen haben verschiedene Investoren, darunter auch deutsche Stromerzeuger, Interesse zum Aufbau neuer konventionell thermischer 30 „Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) heißt ein Verfahren, bei dem ein Kohle-Kombikraftwerk, auch GuD-(Gas und Dampf)-Kraftwerk genannt, um eine Vorstufe zur Vergasung von Kohle ergänzt wird.“ [EA NRW, 2011] 167/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Kraftwerkskapazitäten bekundet, die sich auf insgesamt knapp 6.500 MW vornehmlich bis 2015 belaufen und damit die regierungsseitig anvisierten Kapazitäten in Höhe von 1.630 MW bis 2030 bei weitem übersteigen. [Slovak Republic, 2008] Zu den derzeitigen Investoren zählt auch der deutsche Energiekonzern E.ON. [E.ON, 2010f] Auch RWE und das italienische Energieunternehmen Enel sind bereits seit Jahren in der Slowakei aktiv. [RWE, 2009b] Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in der Slowakischen Republik im Jahr 2008 auf 24 %. [Eurostat, 2011] Die slowakische Regierung strebt grundsätzlich an, den KWK-Anteil an der Stromerzeugung weiter auszubauen. Hierzu finden sich klare Äußerungen im slowakischen Energiekonzept aus dem Jahr 2006. [Slovak Republic, 2006] Die amtierende Regierung nennt in ihrem Koalitionsprogramm jedoch keine konkreten KWK-Ausbauziele. [Slovak Government, 2010] Zukünftige Versorgungssicherheit: Gemäß Energiesicherheitsstrategie 2008 wird durch die Stilllegung der zwei alten Reaktorblöcke im Kernkraftwerk von Jaslovské Bohunice sowie weiterer Kapazitäten im Bereich thermischer Kraftwerke zwischen 2009 und 2012 ein möglicher Elektrizitätsengpass erwartet, der ein Volumen von bis zu 700 MW erreichen könnte und der durch Importe gedeckt werden müsste. [Slovak Republic, 2008] Im Jahr 2010 prognostizierte das slowakische Wirtschaftsministerium demgegenüber, dass die Entwicklung des Energieverbrauchs geringer als erwartet eintreten wird. Daher könne ein Ausgleich von Elektrizitätsnachfrage und -angebot bereits 2011 durch den Betrieb des Kraftwerks PPC Malzenice erreicht werden. [Slovak Ministry of Economy, 2010] Vor dem Hintergrund dieser Standortbedingungen haben verschiedene Investoren, darunter auch deutsche Stromerzeuger, Interesse zum Aufbau neuer konventionell thermischer Kraftwerkskapazitäten bekundet, die sich im Jahr 2010 auf insgesamt knapp 6.500 MW vornehmlich bis 2015 beliefen und damit die regierungsseitig anvisierten Kapazitäten in Höhe von 1.630 MW bis 2030 bei weitem überstiegen. [Slovak Republic, 2008] Die slowakische Regierung geht jedoch davon aus, dass die Auslastung neuer thermischer Kraftwerke nach Anbindung der neuen Kernreaktoren in Mochovce für eine bestimmte Zeit zurückgehen wird, sofern der in den thermischen Kraftwerken produzierte Strom nicht auf Auslandsmärkten abgesetzt werden kann. [Slovak Republic, 2008] 4.2.2 Expertenmeinung zur Realisierung der EEEE-AusbauAusbauziele Aus deutscher Sicht ist im Themenfeld Energiemix die Frage besonders spannend, ob und wie es in den nächsten Jahrzehnten gelingen kann, den Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in langfristiger Perspektive bis auf 80 % zu erhöhen. 168/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Im Rahmen der Experteninterviews wurden dazu zwei konkrete Fragen gestellt, deren Antworten nachfolgend dokumentiert werden. 4.2.2.1. Notwendige Erzeugungsinvestitionen „Gemäß Energiekonzept wird der Umbau der Stromversorgung hin zum erneuerbaren Zeitalter mit der Perspektive 2050 den „traditionellen Energiemix“ in Deutschland deutlich verändern. Bis 2020 soll der Anteil der EE-Stromerzeugung am Bruttostromverbrauch 35 % betragen. Bis 2050 strebt die Bundesregierung einen Anteil von 80 % an. [Energiekonzept, 2010, S.5] Welche Art von Erzeugungsinvestitionen ist Ihrer Meinung nach im Bereich der Stromerzeugung notwendig zur Realisierung der EE-Ausbauziele in Deutschland/in ihrem Land?“ Deutschland Zu dieser Frage liegen 15 Einschätzungen vor. Im Bereich der regenerativen Erzeugung sehen die meisten Experten den Ausbau der Windenergie als mittelfristige Priorität (sieben Nennungen), hiervon betonen zwei besonders den Offshore-Ausbau: Die attraktiven Standorte für Onshore-Windenergie seien erschöpft, andere mit der gegenwärtigen Subventionshöhe nicht rentabel. Ein anderer Experte sieht dagegen das Repowering bestehender Standorte als wichtigen Beitrag. Drei Experten erwähnen den Ausbau der Biomassenutzung, einer weist hier auch auf die Nutzungsmöglichkeiten ausländischer Potenziale hin (etwa in Polen). Weitere Investitionen in Photovoltaik werden lediglich von zwei Experten als notwendig erachtet, ebenso viele halten eine stärkere Nutzung für unwirtschaftlich und damit nicht sinnvoll. Auffallend ist allerdings, dass die meisten Nennungen nicht Erzeugungsinvestitionen im EE-Bereich selbst, sondern solche im Bereich der Regelung und Speicherung betreffen. So halten acht Experten den Ausbau fossiler Regelenergie-Kapazitäten für eine zentrale Voraussetzung für das Erreichen der EE-Ausbauziele. Hier werden vor allem Investitionen in gut regelbare Gasturbinen-Kraftwerke genannt; zwei Experten sprechen von einem mittelfristigen Übergang von Kohle- zu Gaskraftwerken, auch für dezentrale KWK-Anlagen werden Chancen gesehen. Ein Experte betont allerdings auch die Fortschritte, die hinsichtlich der Regelfähigkeit von Braunkohlekraftwerken erzielt wurden. Vier Experten empfehlen darüber hinaus vor allem längerfristig den Ausbau von Speichermöglichkeiten, um Erzeugungsspitzen der EE-Produktion abzufangen und die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Im Hinblick darauf merkt ein anderer Experte allerdings an, dass Regelenergie kostengünstiger durch flexible fossile Kraftwerke bereitgestellt werden könne. Was die generelle Erreichbarkeit der EE-Ausbauziele betrifft, gehen die Ansichten der Experten auseinander: Zwei Experten erklären, es sei zwar ein massiver und 169/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten konsequenter Umbau der Stromversorgung vonnöten, es könne aber grundsätzlich gelingen, bis 2050 fast ausschließlich Strom aus inländischen erneuerbaren Quellen zu beziehen. Andere Experten zeigen sich skeptischer: Ein Experte stellt die aus dem Energiekonzept resultierende Aussicht in Frage, langfristig 30 % des EE-Stroms durch Importe zu beschaffen; dies würde an mangelnden Netzkapazitäten scheitern. Zwei weitere Experten geben zu bedenken, dass die Ziele nur durch einen extremen Ausbau der Subventionen zu erreichen seien – während der eine Experte dies zwar für volkswirtschaftlich unklug, aber realisierbar hält, erwartet der zweite Experte langfristig die Rückkehr zu fossiler Erzeugung, da Konsumenten und Industrie die stark steigenden Belastungen der Subventionierung EE-Stromerzeugung zukünftig nicht mehr tragen könnten. Hinsichtlich der angestrebten Ausbaupfade und des zukünftigen Erzeugungsparks bemängelt ein Experte, das Energiekonzept gebe hier keine klaren Vorgaben und behindere so den EE-Ausbau. Ein anderer Kommentar widerspricht dem: Es sei der Politik zu raten, lediglich die Zielmarken für EE-Ausbau und CO2-Reduktion vorzugeben, der Wirtschaft bei der Umsetzung aber freie Hand zu lassen. Nur so könne sichergestellt werden, dass die kostengünstigsten und effizientesten Ausbaupfade gewählt werden. Europa In den Niederlanden stehen laut dem nationalen Experten mittelfristig der weitere Ausbau der Windkraft sowie die stärkere Nutzung von Biogas in KWK-Anlagen im Vordergrund. Längerfristig könnte auch stärker auf Photovoltaik oder Klein- windanlagen gesetzt werden, wenn diese wirtschaftlich rentabler werden. Außerdem sind massive Einsparpotenziale zu nutzen, etwa durch Niedrigenergie- oder Passivhäuser. In Frankreich ist der dominierende staatliche Erzeuger klar gegen dezentrale Strukturen, Selbsterzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung positioniert. Auch langfristig wird der Anteil von Kernenergie aus Sicht des französischen Experten zwischen 70-80 % betragen, ein Umsteuern der Politik sei hier nicht in Sicht. Auch beim Netzausbau werden zentrale Strukturen weiterhin dominieren, der staatliche Erzeuger EDF habe kaum dezentrale Kompetenzen. Selbst zentral nutzbare erneuerbare Energiequellen wie CSP und Windkraft werden nicht konsequent entwickelt. Stromimporte, die aus Sicht des französischen Experten in Zukunft an Bedeutung gewinnen werden, könnten für eine Veränderung des Energiemix sorgen. Auch in Frankreich sieht der nationale Experte die am leichtesten nutzbaren Potenziale im Bereich der Energieeffizienz, die großen Einsparmöglichkeiten könnten kurzfristig zu einer faktischen Erhöhung des EE-Anteils genutzt werden. Längerfristig lägen außerdem wichtige Potenziale in der effizienten Nutzung der reichlich verfügbaren Biomasse. 170/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten In der Slowakischen Republik ist der angestrebte Energiemix einerseits auf Versorgungssicherheit ausgerichtet, andererseits abhängig von Stromangebot und –nachfrage am Markt. Fällt die Nachfrage, sind aus Sicht des slowakischen Experten die bestehenden Kernkraftkapazitäten ausreichend zur Deckung der Stromnachfrage. In diesem Fall könnte der Anteil fossiler Erzeugung deutlich zurückgehen, wenn fossile Altanlagen vom Netz gehen. Dies liege auch an der fast vollständigen Erschöpfung heimischer Kohlevorkommen. Bei steigender Nachfrage würde eventuell Kohle aus den Nachbarländern importiert werden, wodurch der fossile Anteil weniger stark sinken würde. Auch würden in diesem Fall die geplanten 400 MW Leistung aus Erneuerbaren Energien wohl tatsächlich installiert werden. In der Slowakischen Republik sollten mittelfristig vor allem die großen Wasserkraftpotenziale erschlossen werden, was allerdings eine Komplettsanierung der Wasserinfrastrukturen erfordern würde. Mittelfristig liege es auch nahe, Potenziale im Biomassebereich und speziell in der Müllverbrennung zu nutzen, da das Land aktuell in großem Umfang Müll exportiert und auch noch größere Mengen Abfall im Land lagerten. Dies hätte auch positive Beschäftigungseffekte. Allerdings scheitere die Einführung der Müllverbrennung bislang an Unstimmigkeiten zwischen zuständigen Ministerien. Der polnische Experte sieht in Polen hauptsächlich Chancen für Windenergie und Biomasse. Problematisch sei aber die Frage der Netzintegration, da kaum Netzkapazitäten zum Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen zur Verfügung stehen. Der großmaßstäblichen Agrarstruktur entgegen. Biomassenutzung Hier könnten ein stehe außerdem organisierter die kleinteilige Biomassemarkt und Förderinstrumente für Investoren Abhilfe schaffen. Langfristig könnten sich mit dem Bau der sogenannten Ostsee-Schiene Möglichkeiten für Offshore-Windparks ergeben; auch Potenziale für tiefe Geothermie sollten erforscht werden. In Großbritannien erachtet der nationale Experte eine koordinierte Strategie für den Strom- und Wärmesektor für nötig. Die gegenwärtige Strategie werde für steigenden Stromverbrauch sorgen, da der Einsatz von Strom für Heizzwecke nicht begrenzt wird und die Kraft-Wärme-Kopplung, etwa in Kernkraftwerken, vernachlässigt wird. Zudem werde die separate Aufstellung von EE- und Klimaschutzzielen der komplexen Realität nicht gerecht und verhindere optimale Kosteneffizienz. Außerdem sollte nach Meinung des Experten die verbrauchsnahe Erzeugung stärker ausgebaut werden, um weniger von anfälligen Übertragungsleitungen abhängig zu sein und so die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Der britische Experte empfiehlt, den Ausbau der Windenergie durch dezentrale Biomasse- und Gaskraftwerke zu ergänzen. Generell sollten dezentrale Ansätze weiterentwickelt werden, außerdem bestünden große Potenziale, durch Fernwärmeauskopplung Strom für Heizzwecke einzusparen. 171/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.2.2.2. Notwendige Investitionsanreize/ Investitionsanreize/energiepoli energiepolitische Maßnahmen „Welche Investitionsanreize/energiepolitischen Maßnahmen sind aus Ihrer Sicht notwendig, um die von der Regierung anvisierten EE-Ausbauziele in Deutschland/in ihrem Land zu erreichen?“ Deutschland Zur Situation in Deutschland liegen 16 Experteneinschätzungen vor. Zum zentralen Förder- und Steuerungsinstrument in diesem Bereich, dem Erneuerbare-EnergienGesetz (EEG), gibt es unterschiedliche Meinungen. Sechs Experten halten eine fortgesetzte Subventionierung durch Einspeisevergütungen im Sinne des EEG für notwendig und sinnvoll, um die EE-Ausbauziele zu erreichen. Die Mehrzahl der Befürworter hält die jetzige Förderhöhe und -form für ausreichend, lediglich ein Experte plädiert für einen Ausbau der EE-Förderung. Ein Experte ist der Meinung, die genaue Form der Subventionierung sei nicht relevant, solange die Ziele erreicht würden. Vier Experten sehen die längerfristige Subventionierung durch Einspeisevergütungen jedoch kritischer. Ein Experte hält hier den Übergang zu Anschubfinanzierungen für sinnvoller. Ein weiterer spricht sich für eine technologieneutrale Förderung aus, da das EEG in der jetzigen Form nicht für eine Kosteneffizienz sorge. Von zwei Befragten kommt die Forderung nach einer stärkeren europäischen Abstimmung und Harmonisierung der EE-Förderung und einer Überprüfung der Subventionspolitik, da bei der Realisierung eines Elektrizitäts-Binnenmarktes die Erzeugungsstandorte stärker im Wettbewerb stünden. Ein Experte beurteilt den geplanten EE-Ausbau angesichts der nötigen hohen Subventionen Strompreissteigerung würde die generell kritisch, die Wettbewerbsfähigkeit der hierdurch absehbare deutschen Industrie gefährden. Jenseits der Förderung für Erneuerbare Energien selbst wurden häufig die Bereiche Regelenergie, Speicher und Netzausbau angesprochen, wie schon bei der vorherigen Frage nach den notwendigen Erzeugungsinvestitionen: Im Zusammenhang mit dem Ausbau der Regelenergie betonen mehrere Experten nochmals die schlechten Investitionsbedingungen für fossile Kraftwerke in Deutschland, die unter anderem aus den Weichenstellungen des Energiekonzepts der Bundesregierung herrühren (siehe auch Kapitel 4.3). Sechs Experten fordern deshalb Anreizsysteme für Regelenergie-Kraftwerke. Vier schlagen hierzu die Einführung von Kapazitätsmärkten für Regel- und Reserveenergie beziehungsweise eine Vergütung über Leistungspreise vor. Zwei bringen eine direkte Anschubfinanzierung für Regelkraftwerke ins Gespräch, ein Experte empfiehlt außerdem die Ausdehnung der KWK-Förderung auf stromgeführte Anlagen, die Regelenergie liefern können. 172/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Ein Experte sieht nach 2020 die gesamte Marktstruktur in Gefahr, wenn die Subventionen für Wind- und Bioenergie wegfallen: Bei freier Preisgestaltung würde es bei den derzeitigen Marktmechanismen zu extremen Preisschwankungen je nach augenblicklichem EE-Angebot kommen; deshalb seien neue Regulierungsmechanismen unabdingbar. Im Bereich des Speicherausbaus halten drei Experten Anschubfinanzierungen für notwendig, Anreizsysteme für den Netzausbau durch Erhöhung der Netzentgelte oder direkte Subventionen empfehlen ebenfalls drei Experten. Auf technischer Ebene fordern zwei Experten mehr Forschung und Entwicklung zu Hybrid-Windkraftwerken mit Wasserstoffspeicherung, bzw. zu chemischen Speichern im Allgemeinen (siehe hierzu auch Abschnitt 4.2.4.2). Ein anderer Expertenkommentar betont die gesellschaftlich-politischen Rahmenbedingungen: Es müsse geklärt werden, bis zu welchem Grad eine Versorgung durch Erneuerbare Energien technisch und gesellschaftlich umsetzbar sei. Die sich daraus ergebenden Notwendigkeiten für den Umbau der Infrastruktur, wie Netzausbau und Regelkraftwerks-Neubauten, müsste die Politik feststellen und anschließend klar kommunizieren. Hierzu sei die Netzplattform der Bundesregierung ein erster positiver Schritt. Ein Vertreter der Stadtwerke weist auf die hohe Bedeutung integrierter lokaler und regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien hin, die den Ausbau der Erneuerbaren Energien deutlich schneller und effizienter gestalten können. Europa In den Niederlanden hält der nationale Experte die weitere EE-Subventionierung für notwendig, er bringt eine Einspeisevergütung nach deutschem Muster ins Gespräch. Wahrscheinlicher ist seiner Ansicht nach aber eher ein Auktionssystem, das die Gesamthöhe der Subventionen begrenzt. Die Förderung müsse langfristig die für die Niederlande günstigsten Erzeugungsformen fokussieren; gegenwärtig seien die technischen Entwicklungen und damit die notwendigen energiepolitischen Maßnahmen aber schwer vorauszusehen. Der französische Experte sieht als mittelfristige Priorität die Verringerung des Energieverbrauchs. Dazu sei eine „intelligente Kombination aus internationalen, verbindlichen Vorschriften und dezentralen Anreizprogrammen“ notwendig. Dies umfasst strengere Effizienznormen auf der Verbrauchsseite, Anreize für die Nachfragesteuerung und die stärkere Fokussierung auf Energiedienstleistungen. In der Slowakischen Republik besteht seit kürzerer Zeit ein erfolgreiches Anreizsystem für Wind- und Solarenergie, das bereits zu einem Zubau von 400 MW geführt hat. Nach Einführung der Einspeisevergütung für Photovoltaik wurden im ersten Jahr allein durch 173/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten einen Investor 65 MW installiert und weitere 200 MW beantragt. Der Experte befürchtet hierdurch allerdings negative Auswirkungen auf Strompreis und Netzstabilität. In Polen empfiehlt der nationale Experte eine höhere Investitionsförderung anstatt einer Subventionierung im laufenden Betrieb, um den EE-Ausbau zu beschleunigen. Außerdem wird die Schaffung eines Biomassemarktes zur besseren Nutzung dieser Ressource empfohlen (siehe vorherige Frage). Eine weitere Option wäre die Einführung von Net-Metering für kleine Erzeuger. Zentrales Problem für Investitionen in Erneuerbare Energien sei immer noch der sehr schwer zu realisierende Netzanschluss; die bestehende Verpflichtung der Netzbetreiber sei kaum einforderbar. Der britische Experte hält einen nationalen oder sogar EU-weiten Rahmenplan für den Gas-, Wärme- und Stromsektor für notwendig. Dieser sollte die Versorgungssicherheit gewährleisten und auch dem Emissionshandel durch höhere Zertifikatspreise zu mehr Wirksamkeit verhelfen. Gleichzeitig müsste die Versicherungspflicht für die Risiken der Kernkraftnutzung, aber auch der CO2-Speicherung geregelt werden. 4.2.3 Zukünftige Strominfrastrukturen In diesem Abschnitt werden nationale energiepolitische Zielsetzungen in Bezug auf den Ausbau von Strominfrastrukturen in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten dargestellt. Dazu erfolgt eine Darstellung des geplanten Ausbaus nationaler Verbundkapazitäten, Übertragungs- und Verteilnetze sowie des Ausbaus und der Nutzung von Stromspeichern im Inland und im Ausland. Wie eingangs dargestellt, ermöglicht die Darstellung eine Einschätzung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten, erhebt jedoch keinen Anspruch auf Vollständigkeit. 4.2.3.1. Deutschland Verbundnetz: Zur Schaffung eines einheitlichen Binnenmarktes für Elektrizität spielt die Verfügbarkeit von Übertragungskapazitäten zwischen den EU-Mitgliedstaaten eine große Rolle. Aufgrund seiner zentralen Lage innerhalb Europas stellt Deutschland eine Drehscheibe im zentral-europäischen Verbundsystem dar. Demnach bestehen in Deutschland Interkonnektorverbindungen zu nahezu allen Nachbarländern (außer Belgien) sowie zu Schweden. 31 Die amtierende Bundesregierung plant gemäß Energiekonzept eine weitere Integration des deutschen Netzes in den europäischen Verbund. Dazu sind insbesondere der weitere Ausbau der Grenzkuppelstellen sowie der Aufbau eines Offshore-Netzes in der Nordsee gemeinsam mit Nordseeanrainern geplant. 31 [Energiekonzept, 2010] Gemäß Monitoringbericht 2010 der Eine Übersicht über die Nettotransferkapazitäten im Winter 2009 und Sommer 2010, sowie eine grafische Darstellung der Interkonnektorkapazitäten findet sich bei ENTSO-E. [ENTSO-E, NTC Winter 2009/2010], [ENTSO-E, NTC Summer 2010], [ENTSO-E, NTC map] 174/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Bundesnetzagentur sind aktuell zwölf Projekte mit grenzüberschreitendem Charakter bei den ÜNB in Planung. Davon befinden sich sieben Projekte betreffend die Grenzkuppelstellen nach Tschechien, Dänemark, Belgien, Norwegen und Österreich in der Vorplanung bzw. Vorbetrachtung. Bei vier Projekten, welche die Grenzkuppelstellen nach Polen, Frankreich, und den Niederlanden betreffen, ist die Inbetriebnahme im Zeitraum von 2010 bis 2015 geplant. Ein weiteres Projekt, welches Deutschland, Österreich und die Schweiz betrifft, ist im Zeitraum von 2015 bis 2022 geplant. [BNetzA, 2010] Hinsichtlich der Nutzung der grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten blieb im Jahresvergleich 2009 zu 2008 die Gesamtheit der an den deutschen Grenzkuppelstellen durchschnittlich vergebenen Kapazitäten annähernd konstant bei etwa 30 GW. Im Gegensatz zu den Exportkapazitäten, die im Jahresvergleich um 4,4 % sanken, stiegen die durchschnittlich bei Auktionen vergebenen Importkapazitäten um 2,3 %. Anstiege gab es insbesondere an den Grenzen Deutschlands zu den Niederlanden, Tschechien-Polen nach Deutschland und Frankreich nach Deutschland. [BNetzA, 2010] Wie bereits im Abschnitt 3.2.2.2 zum grenzüberschreitenden Stromhandel dargestellt, soll die Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes im Kern über zwei Schritte erfolgen: In einem ersten Schritt soll eine Harmonisierung benachbarter nationaler Märkte hin zu funktionierenden europäischen Teilmärkten bzw. Regionalmärkten stattfinden, in einem zweiten Schritt ist die Kopplung dieser Teilmärkte zu Monitoringbericht einem 2010 einheitlichen der Elektrizitätsbinnenmarkt Bundesnetzagentur haben in geplant. den Gemäß verschiedenen Marktregionen vielfältige Bemühungen zur Erreichung dieser Ziele stattgefunden, welche auch den Ausbau der Verbundnetze in Deutschland betreffen. In der Region Nordeuropa (NE) (Dänemark, Deutschland, Finnland, Norwegen, Polen und Schweden) war 2009 zentrales Thema die Einführung einer Marktkopplung zwischen Deutschland und dem nordischen Markt. In der Region Zentralsüdeuropa (CSE) (Deutschland, Frankreich, Griechenland, Italien, Österreich, Slowenien) wurde 2009 und 2010 im Schwerpunkt an der Verbesserung der derzeit durchgeführten Engpassmanagementverfahren gearbeitet. In der Region Mittelosteuropa (CEE) (Deutschland, Österreich, Polen, Slowakische Republik, Slowenien, Tschechien, Ungarn) musste die für März 2010 geplante Einführung lastflussbasierter Methoden zur Zuteilung (Allokation) der begrenzten Übertragungskapazitäten trotz intensiver Arbeiten der ÜNB erneut verschoben werden. In der Region Zentralwesteuropa (CWE) (Benelux, Deutschland, Frankreich) wurde im Rahmen des Pentalateralen Energieforums zwischen den beteiligten Regierungen ein Prozess zum Market Coupling der Elektrizitätsgroßhandelsmärkte gestartet (vgl. Abschnitt 3.2.2.2). Der Start des Price Couplings innerhalb der CWE-Region erfolgte zeitgleich mit einer Volumenkopplung der Regionen CWE und Nordeuropa (NE). Zukünftig soll die nun eingeführte Volumen- 175/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten kopplung zwischen den beiden Regionen zu einem Price Coupling ausgebaut werden. [BNetzA, 2010] Im Rahmen der Nordsee-Offshore-Initiative strebt die Bundesregierung gemeinsam mit den Nordsee-Anrainerstaaten eine koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee an. [BMWi, 2010b] ÜbertragungsÜbertragungs- und Verteilnetz: Verteilnetz: Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EEStromerzeugung und des anstehenden Umbaus des deutschen Erzeugungsparks ist aus Sicht der letzten Bundesregierungen wie auch der amtierenden Regierung der Ausbau der inländischen Netzinfrastrukturen dringend erforderlich. Bereits 2005 wurden mit der dena-Netzstudie I die Auswirkungen der fluktuierenden Windenergieeinspeisung und anderer Erneuerbarer Energien auf das Höchstspannungsübertragungsnetz untersucht und Netzausbaumaßnahmen konkretisiert. Die denaNetzstudie I kam bezüglich des Netzausbaus an Land bis 2015 zu dem Ergebnis, dass etwa 400 km Bestandsnetz verstärkt werden müssen und rund 850 km Netz neu gebaut werden müssen. Die Kosten für diesen Netzausbau wurden auf etwa 1,1 Milliarden Euro Netzinvestitionen beziffert. auf allen [dena, 2005] Netzebenen Um zu die Umsetzung beschleunigen wurde notwendiger unter der Vorgängerregierung das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) verabschiedet. Durch das EnLAG, das im August 2009 in Kraft getreten ist, soll die Realisierung der erforderlichen Ausbaumaßnahmen deutlich erleichtert werden. Das Gesetz benennt unmittelbar 24 Projekte, die vorrangig zu realisieren sind. [EnLAG,2009] Im Rahmen ihres [Energiekonzept, 2010] definierte die Bundesregierung weitere Maßnahmen zum Ausbau der Netzinfrastrukturen, die in einem zu erarbeitenden Konzept für ein „Zielnetz 2050“ integriert werden sollen. Als wesentliche Maßnahmen werden im Energiekonzept die weitere Entwicklung des Bestandsnetzes, die Planung für ein Overlay-Netz und mögliche Pilotstrecken, die Schaffung eines Nordseenetzes sowie Clusteranbindungen für Offshore-Windparks aufgeführt. Die im November 2011 vorgelegte dena-Netzstudie II dokumentierte noch einmal den wachsenden Netzausbaubedarf und zeigte gleichzeitig die geringe Netzausbaugeschwindigkeit vor allem auf Übertragungsnetzebene auf. Demnach wurden in 2009 nur etwa 80 km Netz ausgebaut. Gleichzeitig ermittelte die Studie einen Netzausbaubedarf für die Stromübertragungsnetze bis 2020 auf bis zu 3.600 km. [dena, 2010b] Auch die im Monitoringbericht 2010 der Bundesnetzagentur gemeldeten Investitionsdaten verdeutlichen die erheblich hinter den Planungen zurückbleibende Realisierung von Neu- bzw. Ausbauvorhaben der Übertragungsnetze. Demnach weisen viele der 24 EnLAG-Projekte deutliche Verzögerungen der Inbetriebnahme auf. Zusätzlich dazu wiesen auch die Berichte der ÜNB zur Netzausbauplanung Verzögerungen bei 37 von 139 Netzausbauvorhaben aus. [BNetzA, 2010] In der Verteilernetzebene haben Verzögerungen beim Netzausbau nicht den gleichen Umfang 176/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten wie auf der Übertragungsebene. Die Istwerte für Investitionen in Neubau/Ausbau/Erweiterung liegen im Berichtsjahr 2009 auf einem ähnlichen Niveau wie 2008. Zudem ist eine deutlich gestiegene Anzahl Maßnahmen zur Netzoptimierung, -verstärkung und zum -ausbau der VNB zu verzeichnen, um die Erneuerbaren Energien zu integrieren. Gemäß EEG sind VNB dazu verpflichtet, die Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas sicherzustellen und aufkommende Netzengpässe unverzüglich zu beseitigen. [EEAktionsplan DE, 2010] Anfang 2011 hat die amtierende Regierung eine Reihe von Maßnahmen getroffen, um den Netzausbau insbesondere auf Übertragungsnetzebene, zu forcieren. Die Bundesregierung hat eine Änderung des EnLAG beschlossen, um die Planungs- und Genehmigungsverfahren der vier vom EnLAG vorgesehenen Erdkabel-Pilotprojekte zu vereinfachen und zu beschleunigen. Die Arbeit der Plattform „Zukunftsfähige Netze“ im BMWi startete im Februar 2011. Die Geschäftsstelle der Netzplattform des BMWi wurde eingerichtet, um u.a. weitere Maßnahmen aus dem Energiekonzept für den Strom- und Netzbereich umzusetzen. [BMWi, 2011] Zudem definierte die Bundesregierung Ende März 2011 die Eckpunkte eines Netzausbaubeschleunigungsgesetzes („NABEG“). Mit dem Gesetz soll der Ausbau der Stromnetze beschleunigt werden, insbesondere dadurch, dass die Dauer der Genehmigungsverfahren verringert wird und die Netzplanung im Rahmen einer Bundesfachplanung durchgeführt wird und in einen Bundesnetzplan mündet. [NABEG, 2011] Daneben will die Bundesregierung, wie bereits im Energiekonzept 2010 angekündigt, die regulatorischen Rahmenbedingungen verbessern, um die Investitionsbereitschaft, die für einen beschleunigten Netzausbau notwendig ist, zu erhöhen. [BMWi, 2011] Stromspeicher: Stromspeicher: Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EE-Stromerzeugung hält die amtierende Regierung den Ausbau und die Förderung von Strom- Speicherkapazitäten neben dem Ausbau der Netzinfrastrukturen für notwendig. Gemäß ihres [Energiekonzept, 2010] will die Regierung im Bereich der Pumpspeicherkraftwerke zum einen die inländischen Potenziale erschließen und zum anderen die Nutzung ausländischer Pumpspeicher in Norwegen oder in den Alpen erschließen. Darüber hinaus will die Bundesregierung neue Speichertechnologien wie z.B. Druckluftspeicher, Wasserstoffspeicher und aus Wasserstoff hergestelltes Methan sowie Batterien für Elektrofahrzeuge zur Marktreife führen. [Energiekonzept, 2010] Um Investitionsanreize zu setzen, plant die Bundesregierung im Rahmen ihrer EEGNovelle 2012 neue Speicherkraftwerke für einen längeren Zeitraum als bisher von den Netzzugangsentgelten freizustellen. Neue Speicher sollen von der Zahlung von Netzentgelten doppelt so lange befreit werden wie bisher (zukünftig 20 Jahre). [NABEG, 2011] Zudem will die Bundesregierung zukünftig Energiespeicher für den Regelenergiemarkt zulassen. [Energiekonzept, 2010] 177/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.2.3.2. Frankreich Verbundnetz: In Frankreich bestehen aktuell Interkonnektorverbindungen zu allen größeren Nachbarländern (Belgien, Deutschland, Italien, Spanien und der Schweiz) sowie nach Großbritannien. 32 Im Hinblick auf den europäischen Stromaustausch ist Frankreich zu einem hohen Ausmaß Stromexporteur. Die Stromexporte sind einerseits möglich durch das starke französische Übertragungsnetz, gut ausgebaute grenzüberschreitende Leitungen und die nach wie vor vorhandene ErzeugungsÜberkapazität in Frankreich und andererseits durch die geringen variablen Kosten der Stromerzeugung aus Kernkraft und Wasserkraft. Die wesentlichen Importeure von in Frankreich erzeugtem Strom sind Italien, Deutschland und Großbritannien [Ess et al., 2010] Die französische Regierung plant einen weiteren Ausbau der Grenzkuppelstellen. Nach Angaben der französischen Regulierungsbehörde „Commission de Régulation de l’Energie“ (CRE) befinden sich hierzu mehrere Projekte in der Entwicklung, um die Verbundkapazitäten zu Spanien, Italien und Großbritannien zu erweitern. 33 Verstärkungsarbeiten des Frankreich-Belgien-Interkonnektors wurden Ende 2009 abgeschlossen. Zusätzlich werden derzeit Netzausbau- bzw. Machbarkeitsstudien erstellt, um einen weiteren Ausbau der Interkonnektorkapazitäten zu Großbritannien und Belgien zu prüfen. [CRE, 2010b] Um den Herausforderungen der Harmonisierung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes zu begegnen, ein gleichbleibendes Niveau im Bereich der Versorgungssicherheit Aufrecht zu erhalten und die vielen anstehenden Netzfragen zu lösen, geht die französische Regulierungsbehörde von immensen Investitionsanforderungen des französischen ÜNB in der kommenden Dekade aus. Daher erachtet CRE für die Regulierungsperiode 2009-2012 einen Anstieg des jährlichen Investmentlevels um 60 % im Vergleich zur Periode 2006-2008 auf durchschnittlich 1.192 Millionen Euro als notwendig. [CRE, 2010b] Um den geplanten Ausbau der Offshore-Windenergiekapazitäten zu realisieren, gehört auch die französische Regierung zu den Unterzeichnern der Nordsee-OffshoreInitiative, die darauf abzielt, im Verbund der Nordsee-Anrainerstaaten eine koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee zu entwickeln. [EE-Aktionsplan FR, 2010] ÜbertragungsÜbertragungs- und Verteilnetz: Verteilnetz: Das französische Übertragungsnetz weist sehr starke Leitungen und eine weitläufige Netzstruktur auf. Denn die Struktur des französischen 32 Ebd. 33 Zum geplanten Ausbau der französischen Verbundkapazitäten siehe [CRE, 2010a], [CRE, 2010b] sowie [EE Aktionsplan FR, 2010] 178/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Kraftwerksparks und der Bevölkerungsverteilung erfordert ein starkes Übertragungsnetz, um die Energie der großen Kernkraftwerke und der Speicherkraftwerke in die Regionen mit hohem Elektrizitätsverbrauch transportieren zu können. [Ess et al., 2010] Aus Sicht der französischen Regierung bietet das bestehende Stromnetz in Frankreich derzeit jedoch nicht genügend Kapazitäten zur Integration bereits gebauter oder in Planung befindlicher EE-Erzeugungsanlagen. In einigen Regionen Frankreich besteht bereits die Situation, dass installierte EE-Erzeugungsanlagen aufgrund unzureichender Netzkapazitäten nicht ans Stromnetz angeschlossen werden oder eine limitierte Einspeisung erfolgt. Eine große Anzahl an Projekten zum Ausbau von EE-Erzeugungsanlagen wartet auf eine Verstärkung des französischen Übertragungsnetzes, um beauftragt zu werden oder ihre Erzeugungskapazitäten zu erhöhen. Dabei wird die Verstärkung des Übertragungsnetzes voraussichtlich einige Jahre in Anspruch nehmen. [EE Aktionsplan FR, 2010] Zentrale Ausbauprojekte des inländischen Stromnetzes sind deshalb aus Sicht der französischen Regulierungsbehörde CRE erstens die Verstärkung der Transit- kapazitäten auf der 400 kV-Strecke Tamareau – Tavel zwischen dem Südosten und dem Südwesten Frankreichs, zweitens die Entwicklung von Aufnahmekapazitäten für den Anschluss von Elektrizitätserzeugern in der Industriezone Fos im Südosten Frankreichs, drittens der Aufbau eines neuen 400 kV-Netzes in der Normandie, um zukünftige Kernkraftkapazitäten an das Übertragungsnetz anzuschließen, sowie viertens die Verbesserung der Versorgungssicherheit in den Regionen Provence-AlpesCôte D’Azur (PACA) und der Bretagne. [CRE, 2010a] Beide Regionen stellen Sonderfälle in der zukünftigen Entwicklung der Versorgungssicherheit dar, da sie ein dynamisches Wachstum des Stromverbrauchs und einen relativ geringen Anteil an regionaler Erzeugung aufweisen, wodurch die Versorgung vor allem über das Übertragungsnetz erfolgt. Um ein ausreichendes Maß an Versorgungssicherheit zu gewährleisten, sieht der französische Netzbetreiber eine Kombination aus Demand-Side-Management, die Entwicklung lokaler Erzeugungseinheiten und den Ausbau der Netzinfrastruktur vor. [Ess et al., 2010] Stromspeicher: Speicherausbau und intelligente Netze werden von der französischen Regierung als Voraussetzung für die Integration einer steigenden EE-Produktion gesehen. Der Ausbau der gegenwärtigen Pumpspeicherkapazität von 4,4 GW um 3 GW bis 2020 wird als Zielwert anvisiert. Zudem wird in Frankreich an der Entwicklung der Elektromobilität gearbeitet. Hinsichtlich anderer Technologien werden keine Aussagen getroffen. Ein Sonderfall sind die Überseegebiete und Korsika: Hier soll zur Erreichung der Energieautarkie durch verstärkte EE-Nutzung ein starker Ausbau der Speicherkapazitäten erfolgen. Konkret soll dazu die Entwicklung von OnshoreHybridkraftwerken gefördert werden. [EE-Aktionsplan FR, 2010], [PPI, 2008] 179/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.2.3.3. Großbritannien Verbundnetz: Verbundnetz: In Großbritannien sind die bestehenden Interkonnektorverbindungen aktuell limitiert auf eine 2 GW-Verbindung nach Frankreich und eine 450 MWVerbindung zwischen Nordirland und Schottland. [EE-Aktionsplan GB, 2010] Typischerweise importiert Großbritannien Strom aus Frankreich und exportiert Strom nach Nordirland. 34 Im Winterhalbjahr 2009/2010 wurden jedoch größere Mengen Elektrizität nach Frankreich exportiert, weil mehrere französische Kernkraftwerke nicht verfügbar waren. Zusätzlich dazu ist ein Trend zu geringeren Stromimporten nach Großbritannien festzustellen, hervorgerufen durch die gestiegene Betriebszuverlässigkeit britischer Kernkraftwerke. [Ofgem et al., 2010] Die Regulierungsbehörde Ofgem erwartet, dass die bestehenden Interkonnektorverbindungen bis 2012 auf etwa 4 GW erhöht werden können. Ende 2010 hat National Grid in einem Joint Venture mit dem niederländischen ÜNB TenneT einen 1200 MW Interkonnektor zwischen Großbritannien und den Niederlanden fertig gestellt, der zum 01.04.2011 in Betrieb gegangen ist. Die irische Netzgesellschaft Eirgrid will einen 500 MW Interkonnektor durch die Irische See nach Großbritannien in 2012 in Betrieb nehmen. Daneben sind weitere Verbindungen nach Belgien, Frankreich und Irland in Planung. Ein Nord-Süd-Interkonnektor zwischen Nordirland und der Republik Irland ist geplant und könnte bis 2013/2014 in Betrieb gehen. [EEAktionsplan GB, 2010] Bis 2020 Interkonnektorkapazitäten auf bis zu 8 rechnet GW.35 Ofgem mit einer Erhöhung der [Ofgem et al., 2010] Um die Entwicklung der Offshore-Windenergie zu unterstützen, plant die britische Regierung zudem den Aufbau eines Offshore-Grid. [HM Government, 2010] Aus Sicht der britischen Regierung werden diesbezüglich einerseits Netzkapazitäten zwischen den Windparks und dem britischen Festland benötigt. Die Regierung rechnet damit, dass ein Großteil der geplanten Offshore-Kapazitäten per Unterseekabel an das britische Festland angeschlossen wird. Der benötigte Investitionsbedarf wird auf 15 Milliarden Pfund geschätzt. [EE-Aktionsplan GB, 2010] Andererseits erachtet die britische Regierung auch den Aufbau eines Offshore-Grids zwischen Großbritannien und Europa als notwendig. Die britische Regierung gehört daher zu den Unterzeichnern der Nordsee-Offshore-Initiative, die darauf abzielt, im Verbund der Nordsee-Anrainerstaaten eine koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee zu entwickeln. [EE-Aktionsplan GB, 2010] 34 Eine Übersicht über die Nettotransferkapazitäten im Winter 2009 und Sommer 2010, sowie eine grafische Darstellung der Interkonnektorkapazitäten findet sich bei ENTSO-E. [ENTSO-E, NTC Winter 2009/2010], [ENTSO-E, NTC Summer 2010], [ENTSO-E, NTC map] 35 Zum geplanten Ausbau der britischen Verbundkapazitäten siehe [Ofgem et al., 2010], [Ofgem et al., 2009] sowie [EE-Aktionsplan GB, 2010] 180/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten ÜbertragungsÜbertragungs- und Verteilnetz: Auch in Großbritannien waren in den zurückliegenden Jahren signifikante Verspätungen bei der Verbindung neuer EE-Anlagen mit dem Übertragungs- und Verteilungsnetzwerk zu verzeichnen, wie die EU-Kommission 2009 konstatierte. [EU-Kommission, 2009c] Anfang 2009 gab die Stromnetz Strategiegruppe (ENSG) unter dem Vorsitz des britischen Energie- und Klimaministeriums (DECC) und Ofgem, einen Bericht heraus zur benötigten Entwicklung des Offshore-Grids im Hinblick auf den erwarteten Ausbau regenerativer und Low Carbon-Erzeugungsanlagen bis 2020. Der Bericht geht davon aus, dass sich die zusätzlichen Kosten dieses Investitionsbedarfs auf 4,7 Milliarden Euro belaufen. Gefördert werden Kosten bis Ende 2011/12 in Höhe von 78 Millionen Pfund für Bauvorbereitungen und 241 Millionen Pfund für den Netzbau für Projekte, deren Konstruktion vor dem 01.04.2011 eingeleitet wird. [EE-Aktionsplan GB, 2010] Auch die amtierende Regierung sieht hohen Anpassungsbedarf im Bestandsnetz, um die Herausforderungen zu meistern, die insbesondere mit dem EE-Ausbau, einer veränderten Stromnachfrage und einem geografisch stärker dezentralisiertem Erzeugungspark einhergehen. Gemäß Entwurfskonzept des Carbon Plan plant die Regierung die Rahmenbedingungen für die benötigten Investitionen in die inländische Netzinfrastruktur anzupassen. Hierzu soll u.a. das Planungsregime für die wichtigsten inländischen Infrastrukturen so reformiert werden, dass sowohl die Entwicklung des Stromnetzes gefördert wird, als auch Barrieren im Hinblick auf den Netzanschluss neuer Erzeugungsanlagen abgebaut werden. Um die Netzanschlusszeiten zu beschleunigen soll zudem ein neues “connect and manage“-Regime eingesetzt werden, das im Juli 2010 angekündigt wurde. Darüber hinaus soll die Entwicklung eines smarteren Stromnetzes in Großbritannien gefördert werden. [DECC, 2011] Stromspeicher: Stromspeicher: Eine Expertise des „Parliamentary Office of Science and Technology” zum Thema Stromspeicher von 2008 stellt fest, dass geologisch geeignete Standorte für großvolumige Pumpspeicher und Druckluftspeicher in Großbritannien sehr rar sind und ein Ausbau daher nicht zu erwarten sei. Außerdem mindere die stark liberalisierte Struktur des Strommarkts die Rentabilität von Speichern, da Konzessionen für Regel-, Reserveenergie etc. separat vergeben würden. [POST, 2008] Der Koalitionsvertrag der neuen Regierung enthält keinerlei Aussagen zu Stromspeichern. Auch im aktuellen Energie- und Klimakonzept der Regierung findet der Ausbau von Speicherkapazitäten für die Stromproduktion keine Erwähnung. Lediglich die Fortentwicklung der Wasserstoffenergie wird kurz als ein zukünftiges Innovationsgebiet genannt, in dem Forschung und Entwicklung stimuliert werden sollen. Im Konzept der Vorgängerregierung von 2009 wurde der Ausbau von Speicherkapazitäten dagegen noch als Element einer zukünftigen „intelligenten“ Erzeugungsstruktur genannt, ebenso wie in dem bei der EU eingereichten „National Renewable Energy Action Plan“ von 2010. Konkrete Ausbaupfade werden aber in beiden Dokumenten nicht beschrieben. [DECC, 2011], [DECC, 2009], [HM Government, 2010] 181/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.2.3.4. Niederlande Verbundnetz: Verbundnetz: In den Niederlanden bestehen Interkonnektorverbindungen nach Belgien, Deutschland, Norwegen und seit April 2011 nach Großbritannien.36 Engpässe in den Verbundkapazitäten treten in der Regel in der Importrichtung in die Niederlande auf. Jedoch ist der Stromexport aus den Niederlanden im Vergleich zu 2009 vor allem nachts und in Richtung Belgien signifikant gestiegen. Obwohl der Stromexport gestiegen ist, begünstigen die Preisdifferenzen zwischen Deutschland und den Niederlanden in der Regel Stromimporte. [Energiekamer, 2010] Im Hinblick auf den Ausbau der Verbundkapazitäten befindet sich TenneT in der Vorbereitungsphase Transportnetz für Strom zwei ist ein neue Interkonnektoren. Interkonnektor zwischen Gemeinsam den mit RWE Niederlanden und Deutschland in Vorbereitung. Zudem plant TenneT gemeinsam mit Energinet.dk den Bau eines Interkonnektors zwischen den Niederlanden und Dänemark. Beide Verbindungen sind als regulierte Interkonnektoren geplant. [Energiekamer, 2010] Eine weitere wichtige Zielsetzung im Zusammenhang mit dem Ausbau der europäischen Verbundkapazitäten stellt aus Sicht der niederländischen Regulierungsbehörde die stärkere Integration des niederländischen Marktes mit den umgebenden Märkten der CWE-Region und der NE-Region dar. Gemäß Energiekamer ist in den letzten Jahren bereits ein Anstieg der Marktintegration mit den Nachbarmärkten zu verzeichnen. [Energiekamer, 2009] Bereits Ende 2006 erfolgte das trilaterale Market Coupling mit Belgien und Frankreich. [Energiekamer, 2010] Wie bereits im Abschnitt zu Deutschland beschrieben, erfolgte in 2010 der Start des Price Couplings innerhalb der CWE-Region zeitgleich mit einer Volumenkopplung der Regionen CWE und Nordeuropa. Bis 2017 ist der Bau einer NorNed 2 Trasse zwischen Niederlanden und Norwegen anvisiert. [EE-Aktionsplan NL, 2010] Um den geplanten Ausbau der Offshore-Windenergiekapazitäten zu realisieren, gehört auch die niederländische Regierung zu den Unterzeichnern der Nordsee-OffshoreInitiative, die darauf abzielt, im Verbund der Nordsee-Anrainerstaaten eine koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee zu entwickeln. [EE-Aktionsplan NL, 2010] Der niederländische Netzbetreiber TenneT arbeitet daran, die geplante Entwicklung der Offshore-Windenergiekapazitäten in Höhe von 6 GW bis 2020 durch den Aufbau Zielsetzungen eines hat Offshore-Grid TenneT in zu seinem unterstützen. „Positionspapier Herausforderungen Offshore Wind und Energy 2009“ dargelegt. [Tennet, 2009] 36 Eine Übersicht über die Nettotransferkapazitäten im Winter 2009 und Sommer 2010, sowie eine grafische Darstellung der Interkonnektorkapazitäten findet sich bei ENTSO-E. [ENTSO-E, NTC Winter 2009/2010], [ENTSO-E, NTC Summer 2010], [ENTSO-E, NTC map] 182/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten ÜbertragungsVerteilnetz:: Aus Sicht des niederländischen Regulierungsbehörde Übertragungs- und Verteilnetz sind eine Vielzahl an Investitionen notwendig, um die hohe Anzahl neuer konventioneller und regenerativer Erzeugungskapazitäten an das niederländische Stromnetz anzuschließen und die zusätzlich erzeugte Elektrizität zu transportieren. Die aktuelle Entwicklung in Bezug auf den Ausbau neuer inländischer Erzeugungskapazitäten verdeutlicht, dass in den Niederlanden zukünftig mit einem höheren Engpassrisiko im niederländischen Verteil- und Übertragungsnetz zu rechnen ist. Die Regulierungsbehörde rechnet mit einem möglichen Auftreten von Engpässen in Maasvlakte in 2011 sowie in Eemshaven in 2013. [Energiekamer, 2010] Im Rahmen der notwendigen Netzmodernisierung wird in den Niederlanden vor allem eine Erhöhung der Transportkapazitäten und eine Verbesserung der Netzauslastung angestrebt. Seit 2002 wird in den Niederlanden an dem Ausbau und der Verstärkung des 380 kV-Netzes im Westen der Niederlande gearbeitet. Zusätzlich dazu arbeitet der niederländische ÜNB an einem Ausbau des 380 kV-Netzes im Norden der Niederlande. Dieses Projekt befindet sich in der Planungsphase. Die Fertigstellung des Netzes ist für 2016 geplant. Das neue Netz mit einer Länge von 220 km wird Eemshaven im Norden mit Diemen im Westen verbinden. Beide Projekte sind von besonderer Bedeutung für das niederländische Stromnetz aufgrund einer angestiegenen Stromnachfrage einerseits sowie einer Vielzahl geplanter neuer Erzeugungskapazitäten andererseits. [Energiekamer, 2010] Ende 2009 hat die niederländische Regierung eine „Intelligente Netz Taskforce“ ins Leben gerufen. Die Taskforce ist dafür verantwortlich, ein Konzept sowie einen Umsetzungsplan für die Entwicklung eines intelligenten Netzes in den Niederlanden auszuarbeiten. [EE Aktionsplan NL, 2010] Weiterführende Informationen zum Ausbau des niederländischen Stromnetzes finden sich im „Quality and Capacity Plan 2010-2016“ des niederländischen ÜNB TenneT.37 Stromspeicher: Stromspeicher: In den Niederlanden besteht derzeit noch keine detaillierte Handlungsstrategie zum Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. [EZ, 2010] Das niederländische Wirtschaftsministerium hat unter der Vorgängerregierung zwar eine Projektgruppe zur Untersuchung der Realisierbarkeit von Stromspeichern gegründet, sich bisher jedoch nicht für die Entwicklung solcher Speicher ausgesprochen. [Rijksoverheid, 2008] Überlegungen zur Entwicklung von Stromspeicherkapazitäten sind in den Energieszenarien aus dem Jahr 2008 festgehalten. Der Ausbau von Stromspeicherkapazitäten fällt unter das Smart Energy City Szenario, das im Energierapport 2008 als eines von drei Szenarien beschrieben wird und in Zukunft die größten Veränderungen des 37 Verfügbar unter: http://www.tennet.org/english/tennet/publications/technical_publications/quality_capacity_plan/50_qu ality_and_capacity_plan_2010-2016.aspx 183/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Energiesektors und insbesondere der Netzstrukturen nach sich ziehen würde. Die Realisierung des sogenannten Smart Grids stellt demnach eine Grundvoraussetzung zur Entwicklung von Stromspeichern dar. Vom intelligenten Netz sind die Niederlande jedoch noch weit entfernt. Bisher wird die Strategie des sogenannten Powerhouse Europe, das auf den weiteren Ausbau von fossilen Kraftwerken und Kernenergie setzt, verfolgt. [EZ, 2008], [EZ, 2010] [Volkskrant, 2010] Inländisches Potenzial zur Erschließung von Pumpspeicherkraftwerke wird derzeit nicht gesehen und scheint für die Niederlande ungeeignet zu sein, da es z.B. keine Stauseen gibt. Mit dem Bau des NorNed-Kabels wurde jedoch die Option erschlossen, norwegische Pumpspeicher nutzen zu können. Im Zukunftsszenario zur Smart Energy City werden Batterien insbesondere für Elektrofahrzeuge als eine flexible Speichertechnologie angesehen, um den Überschuss aus Sonnen- und Windenergie sinnvoll zu nutzen. [Essen New Energy en Enexis, 2009] In Zukunft soll vor allem Stromspeicherung durch Wärmepumpen in Verbindung mit Wärme-/Kältespeicherung im Boden realisiert werden. Für die Speicherung von überschüssiger Windenergie war außerdem die Entwicklung einer sogenannten Energie-Insel in der Nordsee im Gespräch. [EZ, 2010] Für die Einrichtung von Druckluftspeichern kommen in den Niederlanden zudem erschöpfte Gasfelder in Frage. 4.2.3.5. Polen Verbundnetz: Verbundnetz: Die polnische Regulierungsbehörde „Urząd Regulacij Energetyki“ (URE) erachtet adäquate Interkonnektorkapazitäten sowie eine Koordination des Kapazitätsmanagements im Bereich der Verbundnetze als Schlüsselfaktoren für die Integration des polnischen Strommarktes mit den benachbarten Strommärkten. Mit Blick auf die aktuelle Situation kann der Charakter des polnischen Strommarktes aus Sicht der Regulierungsbehörde als subregional gekennzeichnet werden. Die größte Beschränkung für eine stärkere Integration des polnischen Strommarktes in den europäischen Verbund stellt aus Sicht von URE das unzureichende Ausmaß der Verbundkapazitäten dar. [URE, 2010] In Polen bestehen aktuell Interkonnektorverbindungen nach Deutschland, Tschechien, zur Slowakischen Republik, Schweden, Weißrussland und der Ukraine.38 Die Verbindungen nach Weißrussland und die Ukraine sind seit 2004 respektive 1993 nicht mehr aktiv. [EE-Aktionsplan PL, 2010] Im Vergleich zu 2008 hat sich das Volumen der Interkonnektorkapazitäten aus Sicht von URE zwar verbessert. Dennoch ist eine weitere Erhöhung notwendig, um den Marktteilnehmern eine stärkere Teilnahme am grenzüberschreitenden Stromhandel zu ermöglichen. Die Beseitigung von Übertragungsnetzengpässen sowie eine Koordi- 38 Eine Übersicht über die Nettotransferkapazitäten im Winter 2009 und Sommer 2010, sowie eine grafische Darstellung der Interkonnektorkapazitäten findet sich bei ENTSO-E. [ENTSO-E, NTC Winter 2009/2010], [ENTSO-E, NTC Summer 2010], [ENTSO-E, NTC map] 184/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten nierung des Engpassmanagements an den Grenzen zwischen Polen und Deutschland, Tschechien und der Slowakischen Republik stellen hierfür wichtige Handlungsmaßnahmen dar. [URE, 2010] Bis 2030 plant die polnische Regierung einen starken Anstieg der Stromim– und –exporte. Um dies zu ermöglichen sollen die polnischen Verbundkapazitäten weiter ausgebaut werden. Im Zeitraum 2010 bis 2015 plant der polnische ÜNB PSE Operator S.A. einen Ausbau der Netzverbindung zwischen Polen und Litauen, eine Wiederaktivierung der Verbindung mit der Ukraine (Rzeszów-Chmielnicka), eine Wiederaufnahme der Verbindung mit Weißrussland, den Bau einer neuen Verbindung (Narew-Roś) sowie den Bau einer dritten Verbindung mit Deutschland. [EE-Aktionsplan PL, 2010], [EEP 2030, 2009] Eines der seit mehreren Jahren diskutierten und vorbereiteten Projekte im Rahmen der internationalen Expertengruppe Baltrel (früher Baltic Ring) ist die Schließung des sogenannten „Ostseerings ” – eines Übertragungsnetzes, das Norwegen, Schweden, Finnland, Dänemark, Polen, Russland und die Baltischen Staaten verbinden soll. [EEP 2030, 2009] ÜbertragungsÜbertragungs- und Verteilnetz: Verteilnetz: Auch in Polen werden stärkere Investitionen in Netzausbau und –regulierung als notwendig erachtet. Aus der Sicht des polnischen Übertragungsnetzbetreibers liegen die zukünftigen Herausforderungen darin, die Investitionen in Netzinfrastrukturen adäquat an die Entwicklung der Kapazitäts- und Elektrizitätsnachfrage, den Anschlussbedarf neuer EE-Erzeugungsanlagen, die Konstruktion neuer nuklearer Erzeugungskapazitäten, den Anstieg der grenzüberschreitenden Interkonnektorkapazitäten sowie ein ausreichendes Level der Versorgungssicherheit anzupassen. Im Entwurfskonzept zum ÜNB Entwicklungsplan für die Periode 2010 bis 2025 wurde eine entsprechende Anpassung der Investitionspläne an die genannten Herausforderungen vorgenommen. Trotz dieser Anpassung hat der polnische Netzbetreiber PSE Operator SA Risiken identifiziert, welche die Übertragungsnetzgüte und die Notwendigkeit eines sofortigen Ausbaus des Übertragungsnetzes betreffen und die nicht im aktuellen Entwurfskonzept aufgenommen wurden. [URE, 2010] Mit Bezug auf die Versorgungssicherheit stellen die Netzkapazitäten sowie der technische Netzzustand entscheidende Faktoren dar. Diesbezüglich sind die Investitionen des ÜNB von besonderer Signifikanz. Das Investitionsbestreben des ÜNB mit Bezug zum nationalen Übertragungsnetz geht aus Sicht der Regulierungsbehörde in zwei Richtungen: Zum einen wird die Absicherung der Versorgungssicherheit angestrebt. Neben dem Ausbau einer Nord-Süd-Verbindung und einer Ostsee-Trasse bezieht sich die Mehrheit der geplanten inländischen Netzinvestitionen aufgrund der speziellen Charakteristik des polnischen Hochspannungsnetzes auf eine Verstärkung des 400 kV-Übertragungsnetzes, einen Ersatz des 220 kV-Übertragungsnetzes sowie 185/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten den Ausbau und die Verstärkung bestehender 400/110 kV und 220/110 kV Transformatorstationen, die aufgrund des prognostizierten Anstiegs der Stromnachfrage in Ballungszentren benötigt werden. [ENTSO-E, 2010] Zum anderen zielen die Investitionen darauf ab, den freien Stromhandel im Inland sowie mit europäischen Nachbarstaaten voranzutreiben. Eine Übersicht über geplante inländische Netzinvestitionen des ÜNB und Projektzeitpläne findet sich im National Report 2010 von URE. [URE, 2010] Stromspeicher: In Polen wurde der Ausbau der Stromspeicherkapazitäten bisher nicht als strategisches Ziel der Energiepolitik ausgegeben. Der Ausbau der Pumpspeicherkapazitäten ist nicht geplant, da Polen aufgrund seiner Topographie wenig Potenzial für Pumpspeicher besitzt. Die Nutzung der Batterien von Elektrofahrzeugen als Speicher soll allerdings weiterentwickelt werden, außerdem soll die Forschung zu Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologie gefördert werden. [EE-Aktionsplan PL, 2010], [EEP 2030, 2009], [EEP 2030/Appendix 3, 2009] 4.2.3.6. Slowakische Republik Republik Verbundnetz Verbundnetz: netz: In der Slowakischen Republik bestehen aktuell Interkonnektor- verbindungen nach Polen, Tschechien, Ungarn und in die Ukraine. 39 Auch die slowakische Regierung verfolgt das Ziel, die Interkonnektorkapazitäten zu den Nachbarländen zu verstärken. Derzeit verhandelt der slowakische ÜNB SEPS mit den ÜNB der Nachbarländer über eine Verstärkung der bestehenden grenzüberschreitenden Passagen. Priorität hat dabei ein Ausbau der Interkonnektoren zwischen der Slowakischen Republik und Ungarn. Mehrere 400 kV-Leitungen sind in mittel- bis langfristiger Perspektive geplant. Zwischen der Slowakischen Republik und Polen wird eine 2*400 kV-Leitung derzeit diskutiert. Da bestehende Interkonnektorenverbindungen nach Tschechien und in die Ukraine in mittelfristiger Perspektive außer Betrieb gehen werden, sind für diese Verbindungen Neubau- bzw. Erweiterungsplanungen im Gespräch. Im Gegensatz dazu sind zwischen der Slowakischen Republik und Österreich wegen Unstimmigkeiten über frühere, nicht erfolgreiche Projekte langfristig keine weiteren Projekte geplant. [SEPS, 2011], [SEPS, 2009] Zudem gilt für die meisten Projekte, die den Ausbau der Interkonnektorkapazitäten betreffen, dass eine Inbetriebnahme erst nach 2015 oder 2020 erwartet werden kann. [EE Aktionsplan SK, 2010] ÜbertragungsÜbertragungs- und Verteilnetz: Verteilnetz: Aus Sicht der slowakischen Regierung stellen die mittel- bis langfristige Entwicklung der Stromnachfrage, der Ausbau der EEKapazitäten, die Fortführung eines sicheren Netzbetriebs sowie ein hohes Maß an Versorgungssicherheit zentrale Treiber für den Ausbau des inländischen Übertragungs- und Verteilnetzes dar. [EE Aktionsplan SK, 2010] 39 Ebd. 186/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Aktuell besteht aus Sicht der slowakischen Regierung ein Risiko für „gefährliche“ Effekte im Übertragungs- und Verteilnetz in Bezug auf eine ausreichende Versorgungssicherheit. Ursächlich hierfür ist die Einschätzung, dass der aktuelle Ausbau von EE-Erzeugungsanlagen die im Rahmen der Energiesicherheitsstrategie prognostizierten EE-Kapazitäten übersteigen könnte. Ein deutlich stärkerer Ausbau von EE-Kapazitäten als erwartet könnte das sichere Management des slowakischen Stromnetzes gefährden, dadurch dass einerseits das Netzausbautempo nicht mit dem EE-Anlagenausbau Schritt halten kann und andererseits ein beschleunigter Netzausbau finanziell nicht abzudecken ist. [EE Aktionsplan SK, 2010] Die Planungen des ÜNB SEPS für den inländischen Netzausbau sind daher in erster Linie auf den geplanten Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten, insbesondere im Bereich der regenerativen und fossilen Erzeugung ausgerichtet. [SEPS, 2011] Um die Stromnetzstabilität und die Versorgungssicherheit zu gewähren, wurden durch den slowakischen Transportnetzbetreiber zudem bereits Beschränkungen festgelegt, die eine Erhöhung der Produktionskapazitäten von Photovoltaikanlagen limitieren. [EE Aktionsplan SK, 2010] Darüber hinaus ist ebenso wie in Polen auch in der Slowakischen Republik ein Großteil der geplanten inländischen Netzinvestitionen gemäß SEPS Development Program auf einen Ausbau des 400 kV-Übertragungsnetzes, einen Ersatz des 220 kV- Übertragungsnetzes sowie den Ausbau und die Verstärkung bestehender Transformatorstationen ausgerichtet. [URSO, 2010]40 Stromspeicher: Stromspeicher: Gemäß Energy Security Strategy 2008 erachtet die slowakische Regierung vor allem Pumpspeicherkraftwerke als geeignete Option im Hinblick auf den Ausbau von Stromspeicherkapazitäten in der Slowakischen Republik. Geplant ist der Bau eines 600 MW Pumpspeicherkraftwerks am Fluss Ipel ab 2013. Zusätzlich dazu werden der Bau kleinerer Pumpspeicherkraftwerke und der Kapazitätsausbau derzeit bestehender Pumpspeicherkraftwerke in Höhe von 916 MW angestrebt. [Slovak Republic, 2008] Diese energiepolitische Ausrichtung wurde mit dem nationalen EE-Aktionsplan im Oktober 2010 bestätigt. Trotz dieser energiepolitischen Ausrichtung, kann der Bau des Ipel-Kraftwerks jedoch nicht als gesichert angesehen werden. Im Rahmen des Aktionsplans betont die slowakische Regierung, dass sie den Ausbau zusätzlicher Speicherkapazitäten als problematisch erachtet, ohne Angaben von spezifischen Gründen. Daher werden Ausbau und Nutzung anderer Speichertechnologien in der Slowakischen Republik ebenso wie die Nutzung von Smart Grids bis zum Jahr 2020 angezweifelt. [EE Aktionsplan SK, 2010] Gemäß slowakischem Monitoringbericht zur Versorgungssicherheit aus 2010 wurden alle vorbereitenden Arbeiten an den geplanten 40 Eine ausführliche Liste geplanter Investitionsvorhaben findet sich im Bericht „SEPS development program for the years of 2011-2020“ auf der Website des slowakischen ÜNB SEPS (www.sepsas.sk), der ausschließlich in slowakischer Sprache verfügbar ist. 187/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Wasserkraftwerken gestoppt aufgrund von finanziellen und örtlichen Beschränkungen. Zwar kommt im Bericht klar zum Ausdruck, dass das Ipel-Kraftwerk als Regelkraftwerk für die regenerative Stromerzeugung in der Slowakischen Republik benötigt wird. Gleichzeitig wird aber konstatiert, dass die Nutzung des IPEL-Kraftwerks im slowakischen Erzeugungssystem selbst bei optimistischer Einschätzung erst in 15 bis 20 Jahren erwartet werden kann. [Slovak Ministry of Economy, 2010] 4.2.4 Expertenmeinung zum Ausbau der StrominfraStrominfrastruk strukturen 4.2.4.1. Ausbau des inländischen Stromnetz „Halten Sie die Geschwindigkeit beim inländischen Netzausbau in Deutschland/in Ihrem Land für ausreichend, um die von der Regierung anvisierten EE-Ausbauziele bis 2020 zu erreichen?“ Deutschland Die Geschwindigkeit des Netzausbaus in Deutschland wird in allen zwölf vorliegenden Antworten als nicht ausreichend eingeschätzt. Angesichts des geplanten Ausbaus der EE wird prognostiziert, dass sowohl Übertragungs- als auch Verteilnetze zunehmend an ihre Grenzen stoßen und innerhalb der nächsten Jahre erhebliche Investitionen notwendig sind. Im Bereich der Übertragungsnetze gäbe es bereits jetzt Probleme, Überschüsse aus der Windenergieerzeugung nach Süddeutschland zu transportieren. Mehrfach werden von den Experten die Netzstudien der Deutschen Energie-Agentur (dena) zitiert: In der ersten Netzstudie von 2005 war ein Ausbaubedarf der Übertragungsnetze von 800 km festgestellt worden, von denen bisher erst 80 km realisiert wurden. Daher sei nicht abzusehen, wie der Ende 2010 in der Netzstudie II prognostizierte Ausbaubedarf von über 3.000 km in den nächsten Jahren erreicht werden soll - laut einem Experten dauere dies unter den gegenwärtigen Bedingungen Jahrzehnte. Allerdings plädiert er auch dafür, zu hinterfragen, ob die von der dena genannten mehr als 3.000 km Netzausbau wirklich benötigt würden – in der Politik gäbe es hierzu unterschiedliche Einschätzungen. Als Ursachen für den zu langsamen Ausbau der Übertragungsnetze werden von den Experten im Wesentlichen drei Gründe genannt: 1. Es fehlt ein konkreter Fahrplan für den Ausbau der Übertragungsnetze in Deutschland und Europa. Ein solcher transparenter und unbürokratischer „Masterplan“ müsste sich mehreren Experten zufolge an der zukünftigen Erzeugungsstruktur, besonders auch am geplanten Ausbau der EE orientieren und mit diesem harmonisiert werden. Das Energiekonzept der Bundesregierung 188/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten sieht zwar die Schaffung eines solchen Fahrplans vor, bis zur Umsetzung könne es nach Ansicht eines Experten aber noch mehrere Jahre dauern. 2. Die bisherigen Umsetzungsinstrumente sind ineffizient. Das existierende System der mehreren Genehmigungs- Experten zufolge und den Planfeststellungsverfahren notwendigen zügigen verhindert Netzausbau. So vergingen laut einem Experten gegenwärtig 5-10 Jahre von der Planungsphase bis zum Abschluss der Genehmigungsverfahren. Drei Experten fordern daher, dass zusätzlich zu konkreten Ausbauplanungen von der Politik auch Mechanismen zur schnelleren Umsetzung der Vorhaben geschaffen werden. 3. Investitionen in den Netzausbau sind für die Betreiber unattraktiv. Ein Experte führt dies auf einschränkende Rahmenbedingungen zurück, wie etwa Effizienzvorgaben und Ertragsobergrenzen. Diese würden außerdem häufig geändert, was die Planungssicherheit beeinträchtige. Generell bestehe laut zweier Experten große Unklarheit über die zukünftige Produktionsstruktur in Deutschland und Europa, weswegen die Netzbetreiber gegenwärtig vor Investitionen zurückschrecken. Ein Experte schlägt als Lösungsansatz vor, die Übertragungsnetze in Staatsbesitz zu überführen und einer einzelnen Betreibergesellschaft zu unterstellen, die damit nicht dem Renditezwang unterläge. Ein weiterer Experte weist zudem auf einen ungenügenden technischen Fortschritt im Netzbereich hin. So sei intensivere Forschung zu intelligenten Ausgleichsmechanismen sowie zu kostengünstigen Erdkabeln und anderen Verlegungsarten nötig. Auch sei zu prüfen, wie sich die bestehenden Höchstspannungstrassen intensiver nutzen lassen. Dies könne eine günstigere Teilalternative zum Netzausbau darstellen. Nach Meinung von fünf Experten sind ebenso im Bereich der Verteilnetze Engpässe zu erwarten, hier müsste zur Integration des weiteren EE-Ausbaus massiv investiert werden. Vor allem in Süddeutschland gäbe es durch die zunehmende Einspeisung von Solarstrom und die damit verbundene teilweise Lastumkehr bereits Probleme. Hierzu seien genauere Untersuchungen zum Status quo und dem zukünftigen Bedarf nötig, da die Situation regional stark unterschiedlich ist und genaue Informationen fehlen. Ein Experte sieht auf der Ebene der Verteilnetze sogar langfristig die vordringlicheren Probleme. Nach Meinung zweier Experten können Investitionen in dezentralere Netzstrukturen und Smart Grids Abhilfe schaffen. Letztere könnten laut einem Experten auch eine günstigere Alternative zum Angebot-Nachfrage-Ausgleich darstellen als die im Energiekonzept vorgesehenen Investitionen in Kuppelstellen, Übertragungs- und Overlaynetze. Generell müsse die Politik klarstellen, auf welcher Netzebene der Ausbau künftig mit Vorrang gefördert wird. 189/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Europa Auch im europäischen Ausland wird durchweg Investitionsbedarf im Bereich des Netzausbaus gesehen, teils bedingt durch den Ausbau der EE. Länderspezifisch stehen allerdings unterschiedliche Aspekte im Mittelpunkt: In den Niederlanden gibt es in vielen Netzteilen Überkapazitäten. Der nationale Experte erwartet im Rahmen einer notwendigen Netzmodernisierung und der Einführung von Smart Grids auch eine Erhöhung der Transportkapazitäten und eine Verbesserung der Netzauslastung. Das französische Netz ist nach Meinung des dortigen Experten in einem „desolaten Zustand“. In der Vergangenheit sei hauptsächlich in Erzeugungstechnologien investiert worden; vermehrte witterungsbedingte Stromausfälle im Übertragungs- und Verteilnetz seien die Folge. Der Experte plädiert in dieser Situation anstelle eines bloßen Ausbaus für einen intelligenten Umbau der Netze. Dies werde aber bislang nicht energisch verfolgt. In Großbritannien wird aus Sicht des nationalen Experten aktuell „nicht viel getan“, um stärkere Investitionsanreize für den inländischen Netzausbau bzw. Ersatzinvestitionen zu schaffen. Vielmehr würden Investitionen solange verschoben, bis sie absolut notwendig seien. In der Slowakischen Republik sorgt der Ausbau der EE für einen höheren Bedarf an Reservekapazitäten, deren Bereitstellung im Fokus steht. Dies schlägt sich auch in steigenden Strompreisen nieder. Auch in Polen werden stärkere Investitionen in Netzausbau und –regulierung als notwendig erachtet. Vordringlich sei hier die Nord-Süd-Verbindung, außerdem fehle eine Ostsee-Trasse. 4.2.4.2. Ausbau der Speicherkapazitäten Deutschland „Wie beurteilen Sie die von der Bundesregierung im Energiekonzept aufgeführten Handlungsfelder zum Ausbau von Speicherkapazitäten, die flexibel auf fluktuierende Einspeisung auf Basis Erneuerbarer Energien reagieren können, [Energiekonzept, 2010, S. 21] im Hinblick auf ihre Relevanz für den Umbau der Stromversorgung in Deutschland? a. Erschließung der verfügbaren deutschen Potenziale für PumpspeicherPumpspeicherkraft kraftwerke Die Erschließung der Kapazitäten für Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland wurde von 13 Experten kommentiert. Sie stimmen generell überein, dass die noch 190/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten realisierbaren Potenziale in Deutschland eher gering sind. Trotzdem halten acht Experten deren kurz- bis mittelfristige Erschließung für wichtig bis sehr wichtig. Ein Experte weist auf noch ungenutzte Potenziale etwa im Schwarzwald und in Thüringen hin. Andere betonen die hohe Bedeutung von Pumpspeichern als Tagesspeicher und für den Wiederaufbau der Netze nach einem Netzzusammenbruch, den EE nicht leisten können. Ein Experte bezeichnet die Realisierung generell als finanzierbar, ein anderer begrüßt die im Energiekonzept vorgeschlagene verlängerte Befreiung von Netzzugangsgebühren zur Förderung von Pumpspeichern. Allerdings wird in mehreren Antworten angemerkt, dass eine geringe öffentliche Akzeptanz und langwierige Genehmigungsprozesse die Erschließung in Deutschland deutlich erschweren können. Vier Experten halten die noch realisierbaren Potenziale dagegen für so gering, dass deren Ausbau insgesamt kaum relevant ist. Es wird unter anderem auf den zukünftigen saisonalen Speicherbedarf hingewiesen, den (einheimische) Pumpspeicherkraftwerke nicht decken könnten. Zwei Experten bezweifeln außerdem die generelle Notwendigkeit und Wirtschaftlichkeit des Ausbaus von Speicherkapazitäten und favorisieren eine flexible Erzeugungsstruktur mit ausreichend Regelkraftwerken in Verbindung mit einem leistungsfähigen Verteilnetz und intelligenter Verbrauchssteuerung. b. Nutzung ausländischer Pumpspeicher für Deutschland durch Anbindung großer Wasserkraftspeicher in Norwe Norwegen und in den Alpen Die Nutzung ausländischer Pumpspeicher wird in den 13 vorliegenden Antworten recht kontrovers beurteilt. Sechs Experten halten die Erschließung für wichtig und sinnvoll, drei sehen hier keine größere Relevanz und vier äußern sich eher abwägend. Als Argument für die Nutzung von Pumpspeichern im Ausland wird vor allem ihre gute Eignung als saisonaler Speicher angeführt. Geografisch werden in Norwegen größere Nutzungspotenziale erwartet als im Alpenraum, der laut einem Experten bis auf ein Restpotenzial von 5-10 GW weitgehend erschlossen sei. Allerdings geben mehrere Experten zu bedenken, dass die intensive Nutzung ausländischer Pumpspeicher erstens unbedingt den Ausbau der entsprechenden Transportinfrastruktur voraussetzt. Eine Empfehlung lautet hier, zur Anbindung Norwegens aus Akzeptanzgründen stärker auf Unterseekabel als auf landgestützte Transportleitungen zu setzen. Die zweite entscheidende Frage ist die nach der Regulierung des Zugangs zu den Speichern: Hier gäbe es noch keine entsprechenden politischen Vereinbarungen. Eine Stimme weist darauf hin, dass Deutschland keinen selbstverständlichen Nutzungsanspruch etwa auf norwegische Speicherkapazitäten habe. Obwohl Norwegen zurzeit intensiv Forschung und Entwicklung zur Pumpspeichertechnologie betreibe, sei die Freigabe der Kapazitäten für ausländische Nutzer dort politisch noch nicht geklärt, u.a. weil die Bevölkerung dies kritisch sehen 191/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten könne. Auch wenn Norwegen Teil des Europäischen Wirtschaftsraumes ist und es somit keine formellen Barrieren gegenüber anderen europäischen Nutzern geben dürfte, rechnen mehrere Experten hier mit komplizierten und langwierigen Verhandlungen. Von deren Ausgang hängt aus Sicht der Experten die mögliche Nutzung für Deutschland und deren Wirtschaftlichkeit ab, wobei zu berücksichtigen sei, dass auch von den beim Stromtransport zu durchquerenden Ländern die Forderung hoher Durchleitungsgebühren zu erwarten sei. Ein Kritiker warnt in diesem Kontext auch vor neuen möglichen Abhängigkeiten in der Energieversorgung, gepaart mit sinkender Versorgungssicherheit durch lange Transportwege. Unterschiedliche Einschätzungen gibt es hinsichtlich des Zeithorizonts für eine Erschließung: Nach Ansicht eines Experten sind bis 2030 alle relevanten Potenziale in Norwegen und den Alpen erschlossen und deren Nutzung geklärt. Zwei Experten sehen die Bedingungen für eine Nutzung erst mit einer fortgeschrittenen Netzintegration und einer stärkeren energiepolitischen Harmonisierung in Europa gegeben, und halten eine umfangreiche Nutzung erst ab 2030 für realistisch. Ein Experte schätzt den mittelfristigen Nutzen ausländischer Pumpspeicher dagegen insgesamt gering ein, da vorrangig Regelungskapazitäten benötigt würden. Diese müssten aufgrund der langen Transportwege und der mangelnden Netzintegration in Form von Regelkraftwerken und anderen Speichermöglichkeiten im Inland bereitgestellt werden. c. Entwicklung von Druckluftspeichern bis zur Markt Marktreife Zum Aspekt der Entwicklung von Druckluftspeichern haben sich neun Experten geäußert. Insgesamt wird die Relevanz eher zurückhaltend beurteilt. Drei Experten halten die Speichermethode technisch und/oder wirtschaftlich für nicht praktikabel; einer spricht auch mögliche Nutzungskonflikte hinsichtlich der benötigten Kavernen an. Andere sehen grundsätzlich eine Perspektive als Tagesspeicher, sind aber skeptisch, was den möglichen Nutzungsumfang in Deutschland oder den Zeitrahmen für die Umsetzung angeht. So sei die Marktreife weit entfernt und mehrere Unternehmen bereits wieder aus der Entwicklung ausgestiegen. Ein anderer Experte sieht das Thema erst nach 2030 an Relevanz gewinnen. Zwei Experten halten die Technologie dagegen für vielversprechend und ihre Förderung für relevant für die zukünftige Energieversorgung in Deutschland. d. Entwicklung von Wasserstoffspeichern (und aus Wasserstoff hergestelltes Methan) bis zur Marktre Marktrei reife Ähnlich zurückhaltend fällt das Votum der befragten Experten zum Thema Wasserstoffspeicher aus (10 Antworten). Der Technologie wird von mehreren Seiten ein großes Potenzial bescheinigt, auch aufgrund der hohen Energiedichte und vielseitigen Verwendbarkeit von Wasserstoff. Allerdings gehen die Meinungen auseinander, ob sich 192/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten die technischen und wirtschaftlichen Hürden zur Marktreife überwinden lassen. Als Probleme werden die hohen Umwandlungsverluste, die ungelöste Transportfrage sowie Sicherheitsaspekte genannt. Ein Experte ist hier zuversichtlich, bescheinigt Wasserstoffspeichern eine „hohe Realisierungswahrscheinlichkeit“ und Relevanz, die technischen Fragen seien durch Rückgriff auf bekannte Gastechnologien lösbar. Andere Stimmen beurteilen die mittelfristige Perspektive kritischer, halten eine Marktreife aber langfristig und mit hohem Aufwand für Forschung und Entwicklung für möglich. Zwei Experten glauben dagegen nicht mehr an eine Durchsetzung von Wasserstoffspeichern und verweisen auf die ergebnislosen Diskussionen und Konzepte der letzten Jahrzehnte. e. Dass Entwicklung von Batterien für Elektrofahr Elektrofahrzeuge bis zur Marktreife Batterien von Elektrofahrzeugen in Zukunft als Tagesspeicher für die fluktuierende Stromproduktion dienen können, wird von den Befragten grundsätzlich bestätigt. Auch sei die Technologie schon nah an der Marktreife und werde von Industrie und Regierung gefördert. Allerdings dauert es nach Einschätzung von drei Experten noch lange, bis ein relevantes Gesamt-Speichervolumen zur Verfügung steht – abhängig auch von der zukünftigen Verbreitungsgeschwindigkeit von Elektroautos. Zwei andere Experten sehen hierin auch in Zukunft höchstens eine Ergänzung zu anderen Speichertechnologien. Ein Experte beurteilt in diesem Zusammenhang die Rolle der Verbundunternehmen und Regionalversorger kritisch: Sie zeigten kein ernsthaftes Engagement in der Entwicklung von Batterie- und Ladesystemen. Neben dem Commitment der Energie- und Automobilbranche sei aber auch die Einstellung der Gesamtgesellschaft entscheidend für den breiten Übergang zur Elektromobilität, welcher frühestens in zehn Jahren beginnen könnte. Hierzu seien neue Mobilitätskonzepte und eine generelle Verhaltensänderung notwendig. Europa Den europäischen Experten wurde in diesem Zusammenhang eine leicht geänderte Frage gestellt: „Welche Ziele und Strategien verfolgt die Regierung in ihrem Land in Bezug auf den Ausbau von Speichermöglichkeiten für regenerativ erzeugten Strom? a) Welche Technologien sollen zum Einsatz kommen (z.B. Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspeicher, Wasserstoffspeicher und aus Wasserstoff hergestelltes Methan, Batterien für Elektrofahrzeuge)? b) Inwiefern sollen Speichermöglichkeiten im Inland oder Ausland erschlossen werden?“ In den Niederlanden gibt es zu diesem Thema keine öffentliche Diskussion. Die Option, norwegische Pumpspeicher nutzen zu können, wurde mit dem Bau des NorNed-Kabels 193/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten realisiert. Derzeit wird die Verbindung aus Sicht des niederländischen Experten aber hauptsächlich zum Import von regenerativem Strom genutzt. Für die Einrichtung von Druckluftspeichern gäbe es in den Niederlanden viele erschöpfte Gasfelder. Grundsätzlich sei die Erschließung in- und ausländischer Speichermöglichkeiten geplant, wobei der Fokus momentan auf dem Ausland liege. In Frankreich werden von allen Speichertechnologien lediglich Elektrofahrzeuge aktiv entwickelt, im kleineren Stromversorgung Stil insgesamt gibt hält es der hier langjährige Experte Erfahrungen. langfristig einen Für Mix die aus Speichertechnologien und Systemintelligenz für sinnvoll, allerdings liegt Frankreich auch bei der Entwicklung von Smart Grids zurück. Impulse erhofft sich der Experte hier von regionalen Initiativen. Im Ausland sieht er Potenzial für die Nutzung von Pumpspeicherkapazitäten in der Schweiz. Der slowakische Experte hält besonders den Bau moderner Pumpspeicherkraftwerke am Fluss Ipel für interessant. Dies sei zwar kostenintensiv, aber finanziell tragbar. Ob eher Speicherkapazitäten im In- oder Ausland erschlossen werden, sei einzig von den Investitionsentscheidungen der Marktakteure abhängig. Polen besitzt dem nationalen Experten zufolge aufgrund seiner Topographie wenig Potenzial für Pumpspeicher. Kavernen für Druckluftspeicher wären zwar zu finden, würden aber wahrscheinlich vordringlich zur Speicherung von Erdgas genutzt. Am realistischsten beurteilt der Experte die Nutzung der Batterien von Elektrofahrzeugen als Speicher, die breite Durchsetzung der Elektromobilität erfordert aber ein anderes Verkehrsleitbild. Energiepolitisch sei die Regierung hauptsächlich an einer möglichst kostengünstigen und effizienten Umsetzung der Klimaschutzziele interessiert. Energiespeicher könnten gegebenenfalls im Inland errichtet werden, die Technologien dazu werden aber derzeit durchweg im Ausland entwickelt. In Großbritannien sind Pumpspeicherkraftwerke aus Sicht des britischen Experten die am ehesten verfügbare Speichermöglichkeit. Große Potenziale, Regelenergie bereitzustellen, sieht der Experte außerdem in der Einbeziehung bestehender Notstromanlagen. Generell befürwortet er die Nutzung nationaler beziehungsweise lokaler Speicherkapazitäten, da zum einen die Versorgungssicherheit im Vergleich zu ausländischen Speichern höher sei, zum anderen das Netz besonders zu Spitzenlastzeiten hohe Verluste aufweise. 194/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.2.5 Expertenmeinung Expertenmeinung zu Konkurrenzen zwischen alterna alternativen Erzeugungsstrukturen 4.2.5.1. Expertenmeinung zu potenziellen Konkurre Konkurren renzen zwischen dem EEEE-Ausbau und dem Betrieb von Grundlast Grundlastkraftwerken Trotz der Unterschiede in Bezug auf die verfolgten energiewirtschaftlichen Strategien zur zukünftigen Ausgestaltung des Energiemix und zum Ausbau von Netz- und Speicherinfrastrukturen zwischen den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten forcieren die europäischen Zielsetzungen zur zukünftigen Ausgestaltung der Stromerzeugung länderübergreifend den Ausbau Erneuerbarer Energien. Durch den verstärkten Ausbau dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen, insbesondere PV- und Windenergieanlagen, muss das Kraftwerksmanagement zukünftig jedoch nicht nur Schwankungen prognostizieren und ausgleichen, die aufgrund des diskontinuierlichen Stromverbrauchs anfallen, sondern auch solche, die sich durch fluktuierende Einspeisungen insbesondere von großen Mengen Windstrom ergeben. Der wachsende Anteil dezentraler und fluktuierender Einspeisung auf Basis Erneuerbarer Energien erfordert den Einsatz von Kraftwerken, die flexibel auf fluktuierende Einspeisung reagieren können. Grundlastkraftwerke, wie Kern- und Braunkohlekraftwerke, die zur Deckung des Mindestverbrauchs im Stromnetz eingesetzt werden, erfüllen diese Bedingungen jedoch nicht, da sie nur bedingt regelbar sind und Leistungsvariationen sowie Minderauslastungen aufgrund der hohen Fixkosten betriebswirtschaftlich nachteilig sind. Hieraus ergeben sich potenzielle Konkurrenzen zwischen dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und dem Betrieb von Grundlastkraftwerken derart, dass - der Ausbau Erneuerbarer Energien und ihr Vorrang bei der Netzeinspeisung dazu führen kann, dass sich die Anzahl Betriebsstunden konventioneller Kraftwerke reduziert und damit Neubau oder Laufzeitverlängerungen insbesondere von Grundlastkraftwerke zunehmend unrentabel werden, - durch den Neubau von Grundlast-Kohlekraftwerken oder die Laufzeit- verlängerung von Kernkraftwerken der Vorrang Erneuerbarer Energien bei der Netzeinspeisung und damit die Investitionssicherheit für den Ausbau Erneuerbarer Energien gefährdet werden kann. Im Rahmen des konventionellen nationalen Kraftwerkmanagements Stromerzeugung neben werden im Braunkohlekraftwerken Bereich vor der allem Kernkraftwerke aufgrund ihrer vergleichsweise niedrigen Stromgestehungskosten als Grundlastkraftwerke eingesetzt. Im Hinblick auf Konkurrenzen zwischen dem EEAusbau und dem Neubau bzw. der Modernisierung von Grundlastkraftwerken spielen daher die politischen Ziele zum Ausbau bzw. der Förderung von Grundlastkraftwerken 195/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten einerseits sowie die Förderung der regenerativen Stromerzeugung und bestehende Vorrangregelungen bei der EE-Netzeinspeisung andererseits eine entscheidende Rolle. In Deutschland sieht die [BMU Leitstudie, 2010] diesbezüglich folgende potenzielle Konflikte: - Aufgrund des steigenden Ausbaus regenerativer Erzeugungsanlagen schwindet der Bedarf an Grundlastkraftwerken. Zudem ist ein Systemübergang zur Flexibilisierung konventioneller Kraftwerke notwendig. Bestehende Kraftwerke müssen zukünftig deutlich flexibler als bisher betrieben werden: Konventionelle Kraftwerke müssen technisch in der Lage zu sein, EE-Strom zu integrieren und wirtschaftlich trotz häufiger An- und Abfahrvorgänge ausreichend rentabel sein. - Der Beschluss zur Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke vergrößert den Druck auf den konventionellen Kraftwerkspark. Der sinkende Bedarf an Grundlastkraftwerken führt dazu, dass im bestehenden System entweder nur Kernkraft- oder nur Braunkohlekraftwerke weiter (rentabel) als Grundlastkraftwerke betrieben werden können. Zudem wird es für KWK-Anlagen, die nicht nach KWKG vorrangig einspeisen, schwer, am Strommarkt wirtschaftlich zu bestehen. - Infolge konventioneller „Überkapazitäten“ im Grundlastbereich, die aus einer verzögerten Stilllegung konventioneller Kraftwerke resultieren, könnte der Druck auf eine Verringerung „überschüssigen“ EE-Stroms in Deutschland wachsen. - Wird am Einspeisevorrang für erneuerbar erzeugten Strom gemäß EEG unverändert festgehalten, um den weiteren EE-Ausbau „abzusichern“, verringert der zukünftige EE-Zubau die Spielräume für den Betrieb fossiler Kraftwerke weiter. Eine Experteneinschätzung zu diesem Themenfeld wurde anhand folgender Frage ermittelt: „Erwarten Sie bezüglich der Entwicklung der Stromversorgung Konkurrenzen zwischen dem EE-Ausbau und dem Neubau bzw. der Modernisierung von Grundlastkraftwerken in Deutschland/Ihrem Land? Falls ja, wo sehen Sie wesentliche Konfliktlinien?“ Deutschland Zu dieser Frage liegen aus der Gruppe der deutschen Experten elf Einschätzungen vor; alle Antworten bestätigen generell das Auftreten von Konkurrenzen. Acht Experten nennen die sinkenden Betriebs- und Volllaststunden für Grundlastkraftwerke durch die steigende, vorrangige EE-Einspeisung als zentralen Konfliktpunkt. Insgesamt würde 196/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten durch die steigende Stromerzeugung aus EE-Anlagen der Bedarf an Grundlast sinken. Aufgrund der zu geringen Auslastung sehen die Experten mit zunehmender Tendenz die Wirtschaftlichkeit von Grundlastkraftwerken gefährdet. Die schwankende EEEinspeisung führe außerdem zu bestimmten Preiseffekten am Strommarkt, die die Rentabilität von fossilen Grundlastkraftwerken weiter beeinträchtigten. Auch auf der Investitionsebene stehen EE-Projekte aus Sicht von drei Experten in direkter Konkurrenz zum Neubau fossiler Grundlastkraftwerke: Aufgrund der garantierten Stromabnahme, der festgeschriebenen Vergütung und den kaum vorhandenen variablen Kosten (etwa für Brennstoff oder CO2-Zertifikate) bieten EE-Anlagen in Deutschland derzeit eine wesentlich sicherere Investitionsbasis als konventionelle Kraftwerke. Durch diese Faktoren wird nach einhelliger Meinung der Experten momentan und auch auf längere Sicht der Neubau fossiler Grundlastkraftwerke deutlich zurückgehen. Ein Experte erwartet darüber hinaus einen „point of no return“ bei einem bestimmten EE-Ausbaugrad, nach dem kein paralleler Fortbau von Erneuerbaren Energien und Grundlastkraftwerken mehr möglich sei. Es gibt aber laut zwei Experten die mittelfristige Tendenz, die bestehenden Kraftwerke zu modernisieren und länger am Netz zu lassen, oder in technisch flexiblere und weniger kapitalintensive Optionen wie etwa grundlastfähige GuD-Kraftwerke zu investieren. Lediglich ein Experte spricht einen Rückgang des EE-Ausbaus an, allerdings primär aufgrund der beschlossenen Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke. Durch die vorgesehene Verlängerung der KKW-Laufzeiten würde einerseits der Ausbau der Erneuerbaren etwas verlangsamt, andererseits die Modernisierung fossiler Kraftwerke zurückgestellt. Ohne einen effizienten fossilen Kraftwerkspark könnten sich jedoch ernste Probleme ergeben, die CO2- Reduktionsziele für 2020 und 2050 zu erreichen. Nach Aussage von vier Experten ergeben sich aus der erwarteten „Verdrängung“ fossiler Grundlastkraftwerke aber auch gesamtwirtschaftliche und technische Nachteile, und dadurch mögliche Akzeptanzprobleme für den EE-Ausbau: Einerseits würden die Verbraucherpreise durch die Subventionierung Erneuerbarer Energien steigen, andererseits fehlten Grundlastkraftwerke für die Spannungs- und Frequenzhaltung und die Blindleistungssteuerung, was langfristig die Versorgungssicherheit und Netzkapazität reduziere. Die Politik müsse daher, so drei Experten, die bestehende Konkurrenz zwischen EE-Ausbau und Erneuerung der Grundlastkraftwerke ein Stück weit abschwächen, um langfristig ein Gleichgewicht in der Erzeugungsstruktur zu erhalten. Offen lassen die Experten, ob hierzu eine Kürzung der EE-Subventionen und/oder eine Rücknahme der Vorrangeinspeisung notwendig ist. Aus der Runde der Experten wird jedoch vorgeschlagen, die Renditeaussichten für Grundlastkraftwerke zu verbessern, in dem durch die Einführung eines Kapazitätsmarktes nicht (nur) die real produzierte Strommenge, sondern auch das Vorhalten einer bestimmten Erzeugungskapazität vergütet wird. 197/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Europa In Großbritannien deuten sich Konflikte zwischen dem Bau neuer Kernkraftwerke und dem Ausbau Erneuerbarer Energien um den Vorrang im Netz an. Gemäß der Tageszeitung The Guardian warnten die Energieunternehmen EDF und E.ON 2009 vor einem Stopp der Neubaupläne für Kernkraftwerke, sollte die britische Regierung das Ausbauziel für Erneuerbare Energien nicht verringern. [Agentur für EE, 2009] Der britische Experte weist darauf hin, dass die großen Energieunternehmen vor allem Investitionen in Windenergie aufgrund der schwankenden Erzeugungsmuster tendenziell eher meiden würden. Zugleich warnt er davor, dass die Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung auf eine Reduzierung nationaler CO2-Emissionen wie in Großbritannien oder Frankreich dazu führen könnte, dass inländische Windpotenziale nicht erschlossen würden, weil diese Länder ihre CO2-Ziele über einen Ausbau der Kernenergienutzung erreichen können. In den Niederlanden wird der Neubau von Grundlastkraftwerken – fossil und nuklear – derzeit diskutiert. Sollte dies umgesetzt werden, würden die Subventionen für Erneuerbare Energien aus Sicht des niederländischen Experten wohl gekürzt, um die regenerativ erzeugte Strommenge zu begrenzen und die Renditen der neuen Kraftwerke sicherzustellen. In Frankreich besteht nach Meinung des nationalen Experten bereits ein Konflikt zwischen dem EE-Ausbau und dem Betrieb von Grundlastkraftwerken. Die Position des staatlichen Monopolisten ist aus Sicht des Experten klar gegen dezentrale Erzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung. Auch die Inflexibilität des Kernkraftangebots behindere einen Ausbau der Erneuerbaren Energien. Der polnische Experte verweist darauf, dass die Erneuerbaren Energien künstlich gestützt würden und gegen die fossilen Energiequellen in einem freien Markt nicht konkurrenzfähig wären. Einen Wettbewerb um die „Vorrangstellung“ der Erzeugungstechnologien gäbe es deshalb nur auf politischer Ebene, zumal ein Wachstum der Energienachfrage nicht zu erwarten sei. Auch der slowakische Experte sieht potenzielle Konkurrenzen zwischen dem EEAusbau und dem Betrieb von Grundlastkraftwerken einzig als eine politische Frage. Kurzfazit: In Deutschland sind wachsende Konkurrenzen zwischen dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Sicherung des Bestands an fossilen GrundlastKapazitäten zu erwarten. Hauptgrund ist die vorrangige Einspeisung des EE-Stroms, die zu geringerer Auslastung und damit unattraktiven Renditen für Grund- lastkraftwerke führt. Allerdings werden bei Beibehaltung der bisherigen Netzstruktur weiter Grundlastkraftwerke zur Sicherung der Versorgung benötigt, weswegen neben dem Umstieg auf flexiblere Kraftwerke auch neue Anreizsysteme für den Betrieb von Grundlastkraftwerken gefordert werden. Konkurrenzen zwischen dem EE-Ausbau und 198/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten dem Betrieb von Großbritannien Grundlastkraftwerken und werden potenziell bestehen bereits auch den in in Frankreich Niederlanden und erwartet. Insbesondere in Frankreich und den Niederlanden scheint der Ausbau und Betrieb von Grundlastkraftwerken aus Sicht der nationalen Experten potenziell Vorrang vor dem EE-Ausbau zu haben, während sich die amtierende britische Regierung gegen eine staatliche Förderung des Ausbaus von Kernenergieanlagen entschieden hat. In der Slowakischen Republik und Polen besteht demgegenüber eine klare Präferenz zugunsten des Betriebs von Grundlastkraftwerken. 4.2.5.2. Expertenmeinung zu potenziellen Konkurrenzen Konkurrenzen zwischen dem Ausbau zentraler und dezentraler ErzeugungsErzeugungs- und Netzinf Netzinfrastrukturen Eine zentrale Frage hinsichtlich der zukünftigen Ausgestaltung der Stromversorgung in Europa ist, ob die bisher tendenziell vorherrschende zentrale Erzeugungs- und Verteilungsstruktur in Form von Großkraftwerken und einem hierarchischen Übertragungs- und Verteilnetz beibehalten wird, oder ob in einem stärkeren Ausmaß dezentrale Lösungsansätze im Hinblick auf den Umbau des Kraftwerksparks und der Netzinfrastrukturen verfolgt werden. Unbestritten ist, dass durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien in vielen Ländern Europas bereits eine gewisse Dezentralisierung der Erzeugung erreicht wurde. Diese Tendenz wird sich in Zukunft verstetigen, je nach gewähltem EE-Ausbaupfad – dezentral beispielsweise über Photovoltaik- oder Biogasanlagen, oder zentral durch Offshore-Windparks und solarthermische Kraftwerke. Die Befürworter einer zentralen Struktur leiten aus der Integration der EE-Produktion die Notwendigkeit ab, die Kapazitäten der hierarchischen Übertragungs- und Verteilnetze massiv zu erweitern und zusätzliche Grundlast- und Regelkapazitäten zum Ausgleich der schwankenden EE-Produktion zu schaffen. In einem dezentralen System wären neben einer verteilten, flexiblen Erzeugung auch lokale und regionale Speichermöglichkeiten und Lastmanagementsysteme zu schaffen. Strittig ist nach wie vor, ob und wie das gleiche Maß an Versorgungssicherheit, welches die zentralen Netze bisher bieten, auch in einem dezentralen System erreicht werden kann. Eine entscheidende Stärke dezentraler Erzeugung ist jedoch die höhere mögliche Gesamteffizienz, da eine Erzeugung in Kraft-Wärme-Kopplung leichter zu realisieren ist und Übertragungsverluste durch kürzere Leitungswege reduziert werden. Neben diesen Konflikten auf technischer Ebene spielen auch wirtschaftliche Aspekte eine Rolle in der Diskussion. Mit der historisch gewachsenen zentralen Stromversorgung in Europa liegt die Erzeugungs- und Übertragungsinfrastruktur vielerorts in den Händen weniger Konzerne. Ein Übergang zu dezentraleren Strukturen würde in der Regel eine Verschiebung von Eigentumsverhältnissen und Marktanteilen mit sich bringen. Lokale und regionale Akteure, etwa Kommunen und Regionen, sind 199/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten einer dezentraleren Erzeugungsstruktur gegenüber eher aufgeschlossen, da sie ihnen größeren Spielraum zur Nutzung eigener Ressourcen und Synergiepotenziale bietet. Aufgrund dieser komplexen Interessenlage kommt den energiepolitischen Weichenstellungen eine hohe Bedeutung für die zukünftige Erzeugungs- und Verteilungsstruktur zu. Die EU-Kommission weist dem Ausbau der dezentralen Erzeugung im Rahmen ihrer Energiestrategie 2020 [EU-Kommission, 2010a] und ihrem Energieinfrastrukturpaket 2020 [EU-Kommission, 2010b] aus dem Jahr 2010 eine bedeutende, wenn auch nicht dominierende Rolle zu. Auf der Erzeugungsseite bekennt sich die Kommission zur überwiegend zentralen Erzeugung in einem integrierten europäischen Energiebinnenmarkt, auch unter Fortentwicklung von Großtechnologien wie CO2-Abscheidung und modernen Kernkraftwerken. Beim anvisierten Ausbau der Erneuerbaren Energien setzt die Kommission einerseits auf die regional konzentrierte und überregional eingebundene Erzeugung aus Wind und Sonne, andererseits aber auch auf dezentrale Erzeugung gemäß den lokalen Gegebenheiten. Der Ausbau der Übertragungs- und Verteilnetze soll einer sich verändernden und dezentraler werdenden Angebots- und Nachfragestruktur Rechnung tragen. Auch ausweislich ihrer „Energieinfrastruktur-Prioritäten bis 2020 und danach“ rechnet die EU-Kommission mit einer Stärkung der dezentralen Stromerzeugung auf dem gesamten Kontinent. Im Vordergrund der kurz- und mittelfristig geplanten Aktivitäten stehen allerdings die europäische Netzintegration und der Ausbau von „Vorrangkorridoren“ und später „Stromautobahnen“ zur überregionalen Erschließung der nord- und südeuropäischen EE-Potenziale. Ein „dichtes und intelligentes Verbundnetz mit großmaßstäblicher Speicherung“ wird als effizienteste und kostengünstigste Möglichkeit der Integration Erneuerbarer Energien gesehen. Am stärksten werden dezentrale Ansätze im Hinblick auf die Ausgestaltung des (regionalen und lokalen) Kraftwerksparks und der Netzinfrastrukturen auf europäischer Ebene unter dem Aspekt der Effizienzsteigerung berücksichtigt. Als eine von vier europäischen Schwerpunktaktionen wird hier die „Stärkung der Effizienz in der Energieversorgung“ angestrebt. Dazu seien unter anderem Anstrengungen erforderlich, „die Verbreitung der hocheffizienten Kraft-Wärme-Kopplung, Fernheizung und -kühlung erheblich zu steigern.“ Vom öffentlichen Sektor ausgehend, sollen hier „innovative integrierte Energielösungen“ gefördert werden. Eine besondere Rolle kommt hier den Kommunen zu, wie in der Energiestrategie 2020 betont wird – so wird etwa auf die Erfolge des „Covenant of Mayors“-Programms verwiesen, das Kommunen bei der Umsetzung besonders ambitionierter integrierter Klimaschutzstrategien unterstützt. [Covenant of Mayors, o.J.] Auch das seit 2006 bestehende CONCERTOProgramm, in dem Städte in ausgewählten Quartieren integrierte, nachhaltige und hocheffiziente Energieversorgungsstrukturen entwickeln, geht in diese Richtung. [CONCERTO, 2006] An diese Erfahrungen anknüpfend wird ab 2011 das umfangreiche 200/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten „Smart Cities“ – Programm von 30 Großstädten umgesetzt, welches neben der Energieversorgung auch den Transport- und Gebäudesektor umfasst. [Smart Cities, o.J.] Deutschland Der Gruppe der deutschen Experten wurde zu diesem Themenkomplex aufgrund des umfangreichen inländischen Fragekatalogs keine eigene Frage gestellt. Die Auswertung der Interviewergebnisse ergab dennoch zahlreiche Antworten zu diesem Themenkomplex, die nachfolgend dargestellt sind. Das Energiekonzept der amtierenden Bundesregierung hat aus der Sicht einiger Experten auch Auswirkungen auf die Konkurrenz von zentralen und dezentralen Erzeugungs- und Übertragungsstrukturen: Im Bereich der Erzeugung herrscht laut mehrerer Experten besonders im Bereich der Klein-KWK große Unsicherheit, da dieser im Energiekonzept der Bundesregierung kaum thematisiert wird. Ein Experte sieht die Renditeaussichten von KWK-Anlagen auch durch die geplante Laufzeitverlängerung der KKW mittelfristig verschlechtert. Zudem steht für 2011 eine Überprüfung der bisherigen Förderung im Rahmen des KWK-Gesetzes an, die u.U. zu einer Kürzung der KWK-Förderung führen könnte. Vier andere Experten sehen den Bereich der dezentralen Erzeugung durch das Energiekonzept dagegen nicht gefährdet. So seien die Rahmenbedingungen für die dezentrale Nutzung Erneuerbarer Energien unverändert. Der sich abzeichnende Investitionsrückgang in fossile Großkraftwerke bei gleichzeitig steigendem Bedarf an Regelenergie begünstigt nach Ansicht von zwei Experten sogar kleinere Kraftwerke mit besserer Regelbarkeit. Hier könnten beispielsweise gasbetriebene KWK-Anlagen an Bedeutung gewinnen und attraktive Renditen bieten. Außerdem, so ein anderer Experte, würden die stark zunehmenden Probleme bei der Standortfindung für Großkraftwerke die Investitionen in Richtung einer Dezentralisierung beschleunigen; auch auf europäischer Ebene würde es auf mittlere Sicht zu einer stärkeren Dezentralisierung kommen und keinen Standortwettbewerb für Großkraftwerke mehr geben. Von mehreren Experten wird die Bedeutung kommunaler und regionaler Initiativen für die Entwicklung dezentraler Strukturen unterstrichen. So zeige beispielsweise der große Erfolg des „Covenant of Mayors“ (s.o.) in Deutschland, dass Städte und Kommunen mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeiten bei der Energieversorgung anstrebten. Dies sei auch im Zusammenhang mit der öffentlichen Debatte um eine Rekommunalisierung der Stromerzeugungs- und Versorgungsinfrastruktur zu sehen. Sollte sich dieser Trend und die besondere Wertschätzung für lokal/regional und umweltfreundlich erzeugte Energie durchsetzen, würde dies die Notwendigkeit für den weiträumigen Stromtransport und gleichzeitig den Wettbewerb zwischen den Erzeugungsstandorten verringern. Für die Zukunft sei daher mit einer wachsenden und 201/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten systematischeren Förderung der EU nach Beispiel des CONCERTO-Programms oder der geplanten „Smart City“-Initiative zu rechnen. Ein anderer Experte sieht in einem (zukünftigen) europäischen Strandortwettbewerb zur dezentralen Energieversorgung auf kommunaler Ebene gute Chancen für Deutschland Zu Konflikten zwischen zentralen und dezentralen Ansätzen im Bereich der Netzinfrastruktur liegen weniger Experteneinschätzungen vor. Ein Experte nennt die stärkere Dezentralisierung der Erzeugung und die Förderung intelligenter, dezentraler Netze als mögliche Teilalternative zu der im Energiekonzept geforderten europäischen Netzintegration durch einen Ausbau der Übertragungsnetze. Ein anderer Experte gibt zu bedenken, dass der fortschreitende Ausbau der Erneuerbaren Energien, besonders der Photovoltaik in Süddeutschland, bereits heute einen starken Ausbau dezentraler Netzstrukturen verlange. Europa Der Gruppe der europäischen Experten wurde zu diesem Themenkomplex folgende Frage gestellt: Sehen Sie im Hinblick auf den Umbau des Kraftwerksparks und der Netzinfrastrukturen in Ihrem Land Konkurrenzen zwischen zentralen Lösungsansätzen und dezentralen Lösungsansätzen? Falls ja, inwiefern? In den Niederlanden stehen bei der Stromversorgung gemäß dem nationalen Experten mittelfristig noch zentrale Lösungen im Vordergrund. Bereits heute gebe es aber großes Interesse an dezentraler KWK, wie etwa der Nutzung von Biogas zur Beheizung und Stromversorgung von Gewächshäusern. Die weitere Entwicklung macht der Experte einerseits vom technischen Fortschritt in der dezentralen Erzeugung, andererseits von der Realisierung eines Gleichstromübertragungsnetzes in Europa abhängig. Entsteht dieses wie geplant, würden mit stärkerer überregionaler Konkurrenz tendenziell Stromimporte zunehmen. Generell sei es aber gesellschaftlicher und politischer Konsens, dass der Neubau von Großkraftwerken und Hochspannungsleitungen langfristig mit den geringen Raumreserven im Land nicht vereinbar ist, und dezentrale Lösungen vorzuziehen sind. Auch ausländische Energiekonzerne könnten durch eine angestrebte „grüne Profilierung“ im Markt zur Dezentralisierung beitragen. Die breite Umsetzung von Smart Grids mit leistungsfähigen, dezentralen Speicher- und Regelungslösungen sei allerdings erst ab 2020 zu erwarten. Interessante Potenziale für Speicherlösungen und einen dezentralen Umbau der Versorgungsstruktur sieht der Experte auch im Ausbau der Elektromobilität. In Frankreich ist der dominierende staatliche Erzeuger klar gegen dezentrale Strukturen, Selbsterzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung positioniert, so der französische Experte. Auch langfristig wird der Anteil von Atomenergie zwischen 70-80 % betragen, ein Umsteuern der Politik sei hier nicht in Sicht. Auch beim 202/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Netzausbau werden zentrale Strukturen aus Sicht des Experten weiterhin dominieren: Obwohl mit der gegenwärtigen Erzeugungsstruktur in den kommenden Jahren umfangreiche Modernisierungen und Ausbauten zur Sicherung der Versorgung notwendig werden, werden kostengünstigere dezentrale Alternativen nicht erforscht. Dabei könnten intelligenteres Lastmanagement und dezentrale Erzeugung einen wichtigen Beitrag zur Abfederung von Spitzenlasten und zur Reduzierung des Importbedarfs leisten. Auf regionaler Ebene, so der Experte weiter, nimmt dagegen das Interesse an dezentralen Erzeugungs- und Verteilstrukturen zu; in Städten und Regionen gebe es bereits eine starke Dynamik. In Großbritannien ist die Stromindustrie aus Sicht des nationalen Experten klar gegen die Dezentralisierung der Strom- und Wärmeproduktion ausgerichtet, obwohl der Experte hohe Potenziale für Klein-KWK sieht. Allerdings gebe es Initiativen, Wärmepumpen in Wohnhäuser zu installieren, um zwar einerseits eine gewisse Dezentralisierung zuzulassen, andererseits aber den Stromabsatz zu sichern. Außerdem gebe es Konflikte in Bezug auf die Eigentumsfrage und die Einkünfte von dezentralen Anlagen. Der slowakische Experte sieht Konkurrenzen in diesem Bereich ausschließlich als einen Aspekt des Marktes, da der freie Marktzugang für beide Erzeugungsformen gewährleistet sei. Letztlich bestimmten die Marktakteure mit ihren Investitionsentscheidungen und damit die Renditeaussichten die Erzeugungsstruktur. In Polen existiert laut dem nationalen Experten de facto kein Wettbewerb zwischen zentralen und dezentralen Investitionen. Dezentrale Ansätze verbreiten sich aus Sicht des Experten erst langsam. Hier spielen vor allem einzelne Unternehmen eine Rolle, die dezentrale Projekte im EE-Bereich entwickeln. Eine langfristige Prognose sei schwierig: Zwar seien auf politischer Ebene mehr dezentrale Investitionen gewünscht; ob diese Investitionen auch getätigt würden, ist aus Sicht des Experten jedoch fraglich. Kurzfazit: Aus Sicht der Experten sind europaweit durchaus wachsende Konkurrenzen zwischen zentralen und dezentralen Ansätzen für Stromerzeugung und –verteilung wahrzunehmen, wobei dieser Konflikt in Deutschland bereits deutlicher sichtbar ist als etwa in Frankreich oder Großbritannien. Von Seiten der EU wird an einer zentralen Stromproduktion festgehalten; gleichzeitig werden vor allem unter Effizienz- und Klimaschutzaspekten Städte und Kommunen beim Aufbau dezentralerer Strukturen gefördert. 203/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.2.6 Zwischenfazit Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen Länderstrategien Im Rahmen des Zwischenfazits wird dargestellt, inwiefern eine Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zu beobachten ist. Dazu wird auf die Ergebnisse zurückgegriffen, die in diesem Kapitel dargestellt sind. Eine ausführlichere Darstellung ausgewählter Themenbereiche findet sich in Kapitel 5 im Abschnitt Analyse von Divergenzen. In den vorigen Kapiteln wurde anhand aktueller energiepolitischer Strategiedokumente (wie bspw. Energiekonzepte) und der Koalitionsprogramme aktueller Regierungen und Vorgängerregierungen die Ausrichtung des Gegenüberstellung zukünftigen der Energiemix energiewirtschaftlichen überblicksartig Strategien zeigt dargestellt. Eine unterschiedliche Ausrichtungen des zukünftigen Energiemix in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Anhand verschiedener Schwerpunktsetzungen im zukünftigen Energiemix lassen sich die energiepolitischen Strategien zur zukünftigen Stromerzeugung in drei Gruppen einteilen. Eine Übersicht hierzu gibt Tabelle 4–13. In der ersten Gruppe, der lediglich Deutschland zugerechnet wird, dominiert der Schwerpunkt Umbau der Stromerzeugung zum „EE-Zeitalter“. Im Energiekonzept aus dem Jahr 2010 wurde in Deutschland der vorrangige Ausbau der regenerativen Stromerzeugung in den Mittelpunkt der Bemühungen gestellt. Im zukünftigen Energiemix sollen Erneuerbare Energien den Hauptanteil an der Energieversorgung übernehmen. Anvisiert wird ein Umbau der Stromerzeugung/-versorgung hin zu einem „Zeitalter der Erneuerbaren Energien“. Dazu sollen konventionelle Energieträger kontinuierlich durch alternative Energien ersetzt werden. Die zeitlich begrenzte weitere Nutzung von Kernenergie sowie die Weiterentwicklung fossiler Erzeugungskapazitäten zu einem flexiblen, CO2-armen Kraftwerkspark werden als Brückentechnologien verstanden, um ausreichend Reserve- und Regelkapazität im Versorgungssystem zu haben. Mit der Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke setzte die amtierende Bundesregierung in kurz- bis mittelfristiger Perspektive zwar eine stärkere Betonung auf die weitere Kernenergienutzung. In mittel- bis langfristiger Perspektive wird durch den gesetzlich verankerten Beschluss zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung jedoch ein zukünftiger Energiemix angestrebt, der auf Erneuerbare Energien und fossilen Energieträgern basiert. Aufgrund der nuklearen Katastrophe in Japan und der daraus resultierenden Diskussion über die verbleibende Dauer der Kernenergienutzung in Deutschland ist u.U. mit einer früheren Verlagerung des zukünftigen Energiemix auf Erneuerbare Energien und fossile Energieträger zu rechnen. 204/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle 4–13: 13: Ausrichtung des zukünftigen Energiemix in den ausge ausgewählten wählten EUEUMitgliedstaaten Kernenergie Fossile Energieträ Energieträger Erneuerbare Ener Energien Gruppe 1: „Umbau der Stromerzeugung zum EEEE-Zeitalter“ DE Ausstieg aus der Weiterentwicklung zu Forcierung des EE-Ausbaus Kernenergienutzung einem flexiblen KW-Park EE sollen zukünftig den gesetzlich verankert Nutzung fossiler Kraftwer- Hauptanteil an der Einsatz von Kernenergie als ke zur Bereitstellung von Energieversorgung Brückentechnologie Regel- und Reserveenergie übernehmen Erprobung der CCSTechnologie, ggf. Ausbau Gruppe Gruppe 2: „Dekarbonisierung der Stromerzeugung“ FR Einsatz als Low Carbon- Nutzung fossiler Kraftwer- Technologie ke zur Bereitstellung von Anlagenneubau geplant Regel- und Reserveenergie Wesentliche Technologie Ersatz von Kohle- durch zur Grundlastversorgung neue GuD-Kraftwerke Forcierung des EE-Ausbaus Ausbau der CCSTechnologie GB Einsatz als Low Carbon- Nutzung fossiler Kraftwer- Technologie ke zur Bereitstellung von Anlagenneubau geplant Regel- und Reserveenergie Forcierung des EE-Ausbaus Starker Ausbau von CCSTechnologien NL Einsatz als Low Carbon- Nutzung fossiler Kraftwer- Technologie ke zur Bereitstellung von Anlagenneubau geplant Regel- und Reserveenergie Weitere Kernenergienut- Starker Ausbau von CCS- zung politisch umstritten Technologien Forcierung des EE-Ausbaus Gruppe 3: „Unabhängigkeit der Stromerzeugung“ PL SK Einstieg in die Kernener- Weiterer Einsatz von Kohle EE-Ausbau gemäß EU- gienutzung, zur Absiche- als wichtigstem Brennstoff Vorgaben rung der Versorgungs- zur Absicherung der Ver- sicherheit sorgungssicherheit Einsatz als Low Carbon- Starker Ausbau von CCS- Technologie Technologien Wesentliche Technologie Wesentliche Technologie EE-Ausbau gemäß EU- zur Absicherung der zur Absicherung der Vorgaben Versorgungssicherheit Versorgungssicherheit Keine Alternative zur Anlagenneubau geplant konventionellen Stromerzeugung 205/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten In Gruppe zwei dominiert der Schwerpunkt „Dekarbonisierung“ der Stromerzeugung. Dieser Gruppe werden die Niederlande, Großbritannien und Frankreich zugeordnet. Im Gegensatz zu Deutschland ist der zukünftige Energiemix in den Niederlanden, Großbritannien und Frankreich stärker auf den Aspekt einer CO2-armen Energieversorgung bzw. Stromerzeugung ausgerichtet. In den Niederlanden strebte die Vorgängerregierung mit dem Arbeitsprogramm „Schoon en zuinig“ zwar eine ähnliche Ausrichtung des zukünftigen Energiemix wie in Deutschland an. Im Mittelpunkt der Bestrebungen stand der Ausbau einer „sauberen und sparsamen“ bzw. „CO2-armen und wirtschaftlichen“ Stromerzeugung. Die Basis hierfür bildete der weitere Ausbau Erneuerbarer Energien, flankiert von einem fossilen CO2-armen Kraftwerkspark und einem verstärkten Einsatz von KWK-Technologien, während die zukünftige Kernenergienutzung ausgeschlossen wurde. Die seit Oktober 2010 amtierende Regierung vollzog in Bezug auf den zukünftigen Energiemix jedoch eine energiepolitische Wende, dadurch dass sie neben dem EE-Ausbau die weitere Kernenergienutzung in den Niederlanden anstrebt, um die geplante Reduzierung von CO2-Emissionen einhalten zu können und die Energieimportabhängigkeit zu verringern. Dennoch erachtet auch die neue Regierung die weitere Nutzung fossiler Energieträger als Brückentechnologie für notwendig, um ausreichend Reserve- und Regelkapazität im Versorgungssystem zu haben. Auch die von der britischen Regierung verfolgte „Dekarbonisierungspolitik“ setzt auf einen Wandel des zukünftigen Energiemix, weg von einer Versorgung auf Basis fossiler Energieträger und hin zu einer Low CarbonVersorgung durch den weiteren Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und den Aufbau neuer Kernenergieanlagen. Im Bereich fossiler Energieträger wird zudem ein starker Ausbau von CCS-Technologien anvisiert. Die französische Regierung strebt im Hinblick auf die zukünftige Entwicklung der Erzeugungskapazitäten gemäß ihrer Langfristplanung für den Elektrizitätssektor bis 2020 ebenfalls die zukünftige Senkung der CO2-Emissionen in der Stromerzeugung über eine Forcierung des EE-Ausbaus und einen Ausbau von Kernkraftwerken an. Im Bereich fossiler Kraftwerke steht der Ersatz alter Kohlekraftwerken durch neue GuD-Kraftwerke im Mittelpunkt. In Gruppe drei, der Polen und die Slowakische Republik zugeordnet werden, steht der Aspekt der „Unabhängigkeit“ bzw. „Versorgungssicherheit/Importunabhängigkeit“ der zukünftigen Stromerzeugung im Mittelpunkt. Im Hinblick auf den zukünftigen Strommix plant die polnische Regierung, die Nutzung von Kohle als wichtigstem Brennstoff der Stromerzeugung auch zukünftig beizubehalten. Daneben stellt der Einstieg in die Kernenergienutzung in Polen eine neue energiepolitische Ausrichtung und eine Diversifizierung der polnischen Stromerzeugungsstruktur dar. Der Einstieg in die Kernenergienutzung soll einerseits zur Reduktion der CO2-Emissionen sowie anderseits zur Erhöhung der Versorgungssicherheit beitragen. Daneben verfolgt die polnische Regierung das Ziel, die Nutzung Erneuerbarer Energiequellen im Bereich der Stromerzeugung gemäß EU-Vorgaben auszubauen. Die Regierung der Slowakischen 206/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Republik strebt insbesondere gemäß die ihrer Modernisierung Kernkraftwerkskapazitäten ausreichendes Energiesicherheitsstrategie Maß an und und fossiler die Förderung aus dem des Aufbaus Kraftwerkskapazitäten Versorgungssicherheit und Jahr an, 2008 neuer um ein Importunabhängigkeit zu garantieren. Die regenerative Stromerzeugung wird von Seiten der slowakischen Regierung nicht als Alternative zur konventionellen Stromerzeugung verstanden, wenngleich ihr Ausbau weiter vorangetrieben wird. Um die Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien besser beurteilen zu können, erfolgt nun ein Wechsel der Betrachtungsperspektive von den Ländern hin zu den Technologien: Nachfolgend werden für die einzelnen Erzeugungstechnologien bzw. Infrastrukturen die energiewirtschaftlichen Strategien in den ausgewählten EUMitgliedstaaten miteinander verglichen. Kernenergienutzung: Der Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten hinsichtlich ihrer nationalstaatlich angestrebten Entwicklungspfade zur Kernenergienutzung zeigt eine starke Auseinanderentwicklung der Gestaltung der Investitionsbedingungen und der Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft. In Frankreich, Großbritannien, Niederlande, Polen und der Slowakischen Republik, werden aktuell Planungen für den Ersatz bestehender Kernkraftwerke oder den (Aus)Bau neuer Kernkraftwerke vorangetrieben. Die Investitionsplanungen der jeweiligen Regierungen werden durch Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft gestützt. Während in Frankreich, der Slowakischen Republik und Polen die Umsetzung von Investitionen durch die heimische Energiewirtschaft erfolgt, sind die Investitionsplanungen der britischen und der niederländischen Regierung auf Interesse der europäischen Energiewirtschaft gestoßen. Demgegenüber führt in Deutschland der gesetzlich verankerte Beschluss zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung dazu, dass Deutschland als Investitionsstandort für Kernenergieprojekte für die Energiewirtschaft nicht von Interesse ist. Fossile Stromerzeugung: Stromerzeugung: Der Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten hinsichtlich ihrer nationalstaatlich angestrebten Entwicklungspfade zur Nutzung fossiler Kraftwerke zeigt vergleichsweise geringe Unterschiede der energiewirtschaftlichen Strategien. In allen Ländern wird die Nutzung fossiler Kraftwerke zur Absicherung der Versorgungssicherheit sowie zur Bereitstellung von Regel- und Reserveenergie als notwendig erachtet, in allen Ländern besteht ein hoher Ersatzbedarf bestehenden an fossiler Kraftwerksleistung Kraftwerksparks Investitionsplanungen der und aufgrund verschärfter nationalstaatlichen einer Überalterung des Emissionsanforderungen. Die Regierungen werden durch Investitionsplanungen und –entscheidungen der Energiewirtschaft in kurz- bis mittelfristiger Perspektive gestützt bis übererfüllt. Größere Unterschiede zeigen sich zwischen den Mitgliedstaaten demgegenüber im Hinblick auf den Ausbau und die Förderung von Effizienz- und Emissionsminderungstechnologien im Bereich der 207/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten fossilen Stromerzeugung. Die Auswertung der Energiekonzepte sowie die Ergebnisse der Expertenbefragung verdeutlichen, dass der CCS-Ausbau insbesondere von Seiten der britischen und der niederländischen Regierung stärker vorangetrieben wird und die Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft in diesen Ländern positiver ausfallen als in Deutschland. Hinsichtlich des Einsatzes und der Förderung von KWK-Anlagen im Bereich der Stromerzeugung nimmt Deutschland jedoch neben den Niederlanden eine Spitzenstellung unter den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ein. Erneuerbare Energien: Zusammenfassend zeigt der Vergleich der ausgewählten EUMitgliedstaaten deutliche Unterschiede im Hinblick auf das geplante Ausbauvolumen der regenerativen Stromerzeugung sowie die Diversität des anvisierten Strommix. Abbildung 4–2 gibt eine Übersicht über den geplanten Ausbau der regenerativen Stromerzeugung 2010 bis 2020 in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten gemäß nationaler EE-Aktionspläne aus dem Jahr 2010. Abbildung 4–2: Geplanter Ausbau der regenerativen Stromerzeugung Stromerzeugung 20102010-2020 in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten 250.000 200.000 150.000 Deutschland GWh Frankreich Großbritannien Niederlande Polen 100.000 Slowakische Republik 50.000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jahr Quelle: Eigene Darstellung nach [EE-Aktionsplan DE, 2010], [EE-Aktionsplan FR, 2010], [EE-Aktionsplan GB, 2010], [EE-Aktionsplan PL, 2010], [EE-Aktionsplan NL, 2010], [EE-Aktionsplan SK, 2010] Anhand der Abbildung wird ersichtlich, dass Deutschland, Frankreich und Großbritannien aktuell wie zukünftig das größte regenerative Erzeugungsvolumen aufweisen. Großbritannien und die Niederlande planen mit einer Vervierfachung die stärkste Steigerung des regenerativen Erzeugungsvolumens. In Polen soll das regenerative Erzeugungsvolumen knapp verdreifacht, in Deutschland und Frankreich jeweils verdoppelt werden. Lediglich in der Slowakischen Republik fällt das Steigerungsvolumen mit einem Faktor von 0,5 wesentlich geringer aus. Im Hinblick auf den geplanten Anteil Bruttoendverbrauch an Elektrizität aus Erneuerbaren Energiequellen am gesamten Bruttoelektrizitätsverbrauch liegen gemäß nationaler EE208/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Aktionspläne Deutschland mit 38,6 % und die Niederlande mit 37 % in der Spitzengruppe, gefolgt von Großbritannien mit 31 % und Frankreich mit 28 %. Schlusslichter bilden die Slowakische Republik mit 24 % und Polen mit 19,4 %. Abbildung 4–3 gibt eine Übersicht über die geplanten Anteile regenerativer Erzeugungsarten am regenerativen Strommix 2010 und 2020 in den ausgewählten EUMitgliedstaaten. Abbildung 4–3: Strommix x Anteile regenerativer Erzeugungsarten am regenerativen Strommi 2010 und 2020 (%) in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Deutschland 2010 Frankreich 2020 2010 2020 Großbritannien 2010 Niederlande 2020 2010 Slowakische Republik Polen 2020 2010 2020 2010 2020 100% 80% Biomasse 60% Solarenergie GWh Windenergie Geothermie Gezeiten Wasserkraft 40% 20% 0% Quelle: Eigene Darstellung nach [EE-Aktionsplan DE, 2010], [EE-Aktionsplan FR, 2010], [EE-Aktionsplan GB, 2010], [EE-Aktionsplan PL, 2010], [EE-Aktionsplan NL, 2010], [EE-Aktionsplan SK, 2010] Wie bereits in den vorigen Abschnitten beschrieben, weist Deutschland unter den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten aktuell wie zukünftig den am stärksten diversifizierten regenerativen Strommix auf. In allen Staaten außer der Slowakischen Republik ist bis 2020 ein vergleichsweise starker Ausbau der Windenergie geplant, wobei die Stromerzeugung aus Windenergie in 2020 in Großbritannien den stärksten Stellenwert im regenerativen Strommix haben wird. Die Befragungs- und Rechercheergebnisse verdeutlichen dabei, dass die Standortsituation für OffshoreWindenergie in Großbritannien derzeit besser eingeschätzt wird als in Deutschland. So weist ein Experte darauf hin, dass mit Blick auf Investitionen in Offshore-WEA bei E.ON und Vattenfall derzeit ein Run nach GB zu verzeichnen sei, weil sich dort bessere Wind- und Investitionsbedingungen bieten. Auch die Windenergie-Agentur Bremen/Bremerhaven kommt zu dem Ergebnis, dass die finanziellen Bedingungen für Offshore-Wind in Großbritannien derzeit besser sind als in Deutschland und befürchtet, dass Großbritannien einen großen Teil des nötigen Investitionskapitals für den Ausbau von Offshore-WEA in Deutschland binden wird. [WAB, 2011] 209/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Die in Abbildung 4–3 dargestellten Ausbauziele im Bereich der regenerativen Stromerzeugung verdeutlichen darüber hinaus, dass in Frankreich und der Slowakischen Republik aktuell wie zukünftig die regenerative Stromerzeugung aus Wasserkraft dominiert, während in Polen und den Niederlanden die Stromerzeugung aus Biomasse aktuell wie zukünftig eine tragende Säule im regenerativen Strommix bildet. In Deutschland ist zudem ein vergleichsweise starkes Wachstum der Stromerzeugung aus Solar PV-Anlagen geplant. Die Kapazitäten im Bereich Solar PV sollen von knapp 16 GW in 2010 auf gut 50 GW im Jahr 2020 steigen und zu etwa einem Fünftel der regenerativen Stromerzeugung im Jahr 2020 beitragen. In Deutschland haben attraktive Vergütungssätze im Solar PV-Segment ebenso wie in Frankreich und Großbritannien zu deutlichen Anlagenzuwächsen im Bereich der dezentralen Erzeugung geführt, die alle Regierungsprognosen übertrafen und die eine Kürzung bzw. Überprüfung der Förderung notwendig machten. Die Experteneinschätzung verdeutlicht, dass in Deutschland nicht die Investitionen in Erneuerbare Energien selbst, sondern der Ausbau der Regelungs- und Speicherkapazitäten der kritischste Aspekt für das Erreichen der EE-Ausbauziele ist. Erzeugungsseitig wird der Schwerpunkt des zukünftigen regenerativen Strommix klar bei der Windenergie gesehen, Biomasse und PV spielen eine geringere Rolle. Im europäischen Umfeld stehen ebenfalls vielerorts Windenergie und Biomasse im Vordergrund, auch werden oft große Potenziale für verschiedene Effizienzmaßnahmen gesehen. Dazu kommen landesspezifische Möglichkeiten, wie etwa Müllverbrennung oder Wasserkraftnutzung. In Bezug auf die EE-Förderung wird in Deutschland die bisherige Förderung durch das EEG von der Mehrzahl der Experten als zielführend und ausreichend bewertet, es wird aber auch Kritik an der langfristig fehlenden Kosteneffizienz laut. Von verschiedener Seite wird außerdem für eine Subventionierung oder anderweitige Förderung von Netzausbau, Speichern und Regelkraftwerken plädiert. Mehrfach wird die Einführung eines Kapazitätsmarktes für Regelenergie empfohlen. Ausbau Verbundnetz: Im Hinblick auf den Ausbau des Verbundnetzes ist in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten keine Auseinanderentwicklung von Strategien zu erkennen, vielmehr variieren das Tempo der Strategieumsetzung sowie die geografischen und finanziellen Optionen. In allen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ist eine Stärkung bestehender bzw. ein Ausbau neuer Interkonnektoren geplant. Darüber hinaus wird in allen Staaten eine (weitere) Integration des inländischen Marktes in die umgebenden Märkte angestrebt, über die Umsetzung von „Netzverbundprojekten“ wie das „Offshore-Grid“ und den „Ostseering“ sowie Instrumenten der Markt- und Preiskopplung mit benachbarten Marktregionen. Insbesondere in Polen aber auch in der Slowakischen Republik stellt zudem die Erhöhung des Stromhandelsvolumens bzw. der frei gehandelten Strommengen ein zentrales Thema dar. 210/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Aus Sicht der befragten Experten ist ein Ausbau der grenzüberschreitenden Stromnetze nicht nur in Deutschland, sondern in ganz Europa dringend notwendig. Ein Experte betont jedoch, dass der Netzausbau auf europäischer Ebene konzeptioniert und reguliert werden müsse. Auf europäischer Ebene fehlten bislang insbesondere Regulierungskonzepte hinsichtlich der Übernahme von Investitionskosten und Netznutzungsgebühren von europäischen/internationalen Transitstrecken. Diesbezüglich werde aktuell eine transeuropäische/internationale Kooperationsbereitschaft angenommen, die (noch) nicht gegeben sei. Zudem sei davon auszugehen, dass die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Netzstrecken, die für den Stromtransit benötigt werden, noch geringer ist, als die Akzeptanz für Netztrassen, die ausschließlich der inländischen Stromversorgung dienen. Aus Sicht eines Experten ist daher zu befürchten, dass es noch Dekaden dauern wird, bis konsensfähige regulatorische Ansätze vorliegen. Darüber hinaus ist aus Sicht eines anderen Experten abzuwarten, inwiefern sich eine stärkere Tendenz zur Beteiligung von „Dritten“ bei der Finanzierung von Verbund- oder Übertragungsnetzen („Merchant Investment“) im europäischen Umfeld durchsetzen wird. Ausbau inländischer Netze Netze: Auch im Hinblick auf den Ausbau der inländischen Übertragungs- und Verteilnetze zeigt der Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zusammenfassend eine starke Synchronität der verfolgten energiewirtschaftlichen Strategien. Alle EU-Mitgliedstaaten sehen einen starken Ausbaubedarf ihrer Verbundund Übertragungsnetze, um neue EE-Anlagen zeitnah anschließen zu können und den gesamten erzeugten EE-Strom aufnehmen und transportieren zu können. Dabei werden sowohl ein Ausbau der dezentralen Netze und ihre Weiterentwicklung zum Smart Grid als auch ein Ausbau von Übertragungsnetzen zur Verteilung von Strom (insbesondere aus Offshore-WEA) zu den Ballungszentren als notwendig erachtet. In fast allen Ländern sind zudem zentrale thermische Kraftwerke an neuen Standorten geplant, die einen Netzausbau bzw. eine Netzverstärkung erforderlich machen. Aufgrund der speziellen Charakteristik des Hochspannungsnetzes bezieht sich ein Großteil der geplanten inländischen Netzinvestitionen in der Slowakischen Republik und in Polen auf eine Verstärkung des 400 kV-Übertragungsnetzes, einen Ersatz des 220 kV-Übertragungsnetzes sowie den Ausbau und die Verstärkung von Transformatorstationen. In allen ausgewählten Ländern zeigt sich, dass der geplante Netzausbau nur langsam voranschreitet, nach Meinung mancher Experten „zu langsam“. In Extremfällen, wie bspw. in Frankreich, wartet eine große Anzahl an Projekten zum Ausbau von EEErzeugungsanlagen bereits auf eine Verstärkung des französischen Übertragungsnetzes, um beauftragt zu werden oder ihre Erzeugungskapazitäten zu erhöhen. Die Regierung der Slowakischen Republik sieht durch einen Ausbau von EEErzeugungsanlagen, der über den im Rahmen der Energiesicherheitsstrategie prognostizierten Kapazitäten liegt, zudem die Netzsicherheit gefährdet. Um die 211/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Stromnetzstabilität und die Versorgungssicherheit zu gewähren, wurden durch den slowakischen Transportnetzbetreiber bereits Beschränkungen festgelegt, die eine Erhöhung der Produktionskapazitäten von Photovoltaikanlagen limitieren. Diese Einschätzung der Rechercheergebnisse wird durch die Auswertung der Expertenaussagen gedeckt. Aus Sicht der befragten Experten geht der Netzausbau in Deutschland angesichts des zu erwartenden Ausbaus der EE deutlich zu langsam voran. Auch in anderen europäischen Ländern sehen die befragten Experten im Ausbau und in der Modernisierung Übertragungsnetze der bleibt Netze durch ein dringendes einen Anliegen. fehlenden Der Masterplan, Ausbau der ineffiziente Umsetzungsinstrumente und unattraktive Investitionsbedingungen weit hinter dem Bedarf zurück. Auch in den Verteilnetzen treten bereits heute Probleme durch die zunehmende PV-Einspeisung auf; umfangreiche Investitionen sind auch hier vonnöten. Abhilfe könnte auch eine dezentralere Netzstruktur schaffen. Um den Netzausbau zu beschleunigen, arbeiten daher fast alle Regierungen in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten an einer Vereinfachung und Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren. In einigen Ländern wie Deutschland und Großbritannien werden zudem Maßnahmen zu einer Zentralisierung des inländischen Netzausbaus sowie zur Entwicklung integrierter Netzkonzepte ergriffen. Als Problem wird in allen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten die Finanzierung der Netzinvestitionen erachtet. Um die Investitionsbereitschaft, die für einen beschleunigten Netzausbau notwendig ist, zu erhöhen, wird mehrheitlich eine Anpassung/Verbesserung der regulatorischen Rahmenbedingungen angestrebt. Die slowakische Regierung betont jedoch, dass das Netzausbautempo voraussichtlich nicht mit dem EE-Anlagenausbau Schritt halten kann, da ein beschleunigter Netzausbau finanziell nicht abzudecken ist. Ausbau Speichertechnologien: Speichertechnologien: Ein Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten in Bezug auf den Ausbau von Speichertechnologien zeigt starke Unterschiede hinsichtlich Ausbauinteresse/-tempo und Nutzungsmöglichkeiten und –interesse verschiedener Speichertechnologien im Inland wie im Ausland. In den Ländern, in denen dies geografisch möglich ist, wird der Ausbau von Speichertechnologien zumeist über die Erschließung inländischer Pumpspeicherkapazitäten abgedeckt. Dies gilt in Maßen für Deutschland, und insbesondere für Frankreich und die Slowakische Republik. Trotz einer interessanten Option für den Ausbau moderner Pumpspeicherkraftwerke am Fluss Ipel wird der Ausbau zusätzlicher Speicherkapazitäten durch die slowakische Regulierungsbehörde aufgrund von finanziellen Beschränkungen als „problematisch“ erachtet. Die Nutzung anderer Speichertechnologien befindet sich, wenn sie überhaupt auf Interesse stößt, vielfach noch in der F&E-Phase. In Frankreich wird die Nutzung der Elektromobilität als einzige Speichermöglichkeit aktiv weiterentwickelt. In Polen sollen Brennstoffzellen- und Wasserstofftechnologie weiter erforscht und die Nutzung von 212/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Elektrofahrzeugen als Speicher weiterentwickelt werden. In den Niederlanden sollen neben der Nutzung von Elektrofahrzeugen als Speicher Wärmepumpen in Verbindung mit Wärme-/Kältespeicherung im Boden sowie die Entwicklung einer sogenannten Energie-Insel in Großbritannien der ist Nordsee geplant, erforscht Forschung bzw. erschlossen werden. und Entwicklung im Auch Bereich in von Wasserstoffenergie zu stimulieren. Darüber hinaus bieten sich insbesondere in den Niederlanden und Polen Optionen zur Erschließung von Druckluftspeichern. Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten weist Deutschland daher ein vergleichsweise ambitioniertes und diversifiziertes Programm zum Ausbau von Stromspeichern auf. Es bleibt jedoch abzuwarten, ob und in welchem Tempo die im Energiekonzept dargelegten Maßnahmen in einem Gesamtkonzept integriert und umgesetzt werden. Die Experteninterviews verdeutlichen, dass die Mehrzahl der deutschen Experten einen Ausbau der Speicherkapazitäten für notwendig hält, während eine Minderheit eine flexible Erzeugungsstruktur mit fossilen Regelkraftwerken favorisiert. Während das Potenzial für den Ausbau deutscher Pumpspeicherkapazitäten als gering eingeschätzt wird, wird die Erschließung ausländischer Pumpspeicherkapazitäten überwiegend für wichtig und sinnvoll erachtet. Diese Einschätzung teilt der niederländische Experte, weist aber gleichzeitig darauf hin, dass das Nor-Ned-Kabel derzeit überwiegend für den Import von EE-Strom verwendet werde und nicht für die auch angedachte Nutzung der norwegischen Stauseen. Allerdings stehen aus Sicht einiger Experten die unklare Regulierung des Zugangs und das Fehlen von leistungsfähigen Transportleitungen zumindest einer kurzfristigen Nutzung ausländischer Pumpspeicherkraftwerke im Wege. Mit Bezug auf Deutschland bemängelt ein Experte zudem, dass in der deutschen Diskussion um die Nutzung ausländischer Pumpspeicher der Anschein vermittelt werde, als ob Deutschland originäre Rechte auf die norwegischen Speicherkapazitäten habe. Die Nutzung ausländischer Wasserkraftspeicher werde aber noch mit komplizierten Verhandlungen über deren Nutzungsbedingungen einhergehen. Es bleibe daher abzuwarten, ob eine Regulierung der Speichernutzung überhaupt erfolgreich verabschiedet werden kann und mit welcher zeitlichen Perspektive eine Einigung zu erzielen sei. Bezüglich der anderen Speichertechnologien herrscht aus Sicht der befragten Experten eine eher skeptische Haltung: Eine gewisse zukünftige Bedeutung von Druckluftspeichern wird für möglich gehalten, die technische und wirtschaftliche Eignung ist aber umstritten. Auch Wasserstoffspeicher seien prinzipiell attraktiv, könnten aber bestenfalls mittel- bis langfristig Marktreife erreichen. Den Batterien von Elektrofahrzeugen gesteht man mittelfristig eine gewisse Rolle als Energiespeicher zu, aber dazu müsse sich die Elektromobilität erst einmal durchsetzen. Die ausländischen Experten berichten von unterschiedlichen nationalen Präferenzen für die verschiedenen Speichertechnologien, die in erster Linie von den natürlichen Gegebenheiten der Länder abhängen. Insgesamt scheint das Thema Speicher für die Entwicklung der EE213/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Stromerzeugung von hoher Bedeutung zu sein. Außerdem bietet es ein interessantes Feld für technologische Entwicklungen und für industrielle Beschäftigungschancen. Zusammenfassend zeigt der Ländervergleich unterschiedliche energiewirtschaftliche Strategien im Hinblick auf die zukünftige Nutzung von Kernenergie, das regenerative Ausbauvolumen, die Diversität des zukünftigen regenerativen Strommix und den Ausbau bzw. die zukünftige Nutzung von Speichertechnologien. Im Hinblick auf die zukünftige Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken, den Ausbau der Verbundkapazitäten sowie der inländischen Übertragungs- und Verteilnetze zeigt der Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten demgegenüber eine starke Konformität der bestehenden Probleme energiewirtschaftlichen und Strategien. eine Hier starke variieren Synchronität vielmehr der das verfolgten Tempo der Strategieumsetzung sowie geografische und finanzielle Handlungsoptionen der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Ob sich die energiewirtschaftlichen Strategien zukünftig weiter auseinanderentwickeln werden, hängt stark davon ab, wie konsequent die jeweilige Erzeugungsstrategie von der bestehenden Regierung und von Folgeregierungen fortgeführt wird. Regierungswechsel führen nicht nur in Deutschland, sondern aktuell auch in den Niederlanden und Großbritannien zu veränderten Ausrichtungen energie- wirtschaftlicher (Erzeugungs)Strategien und in Folge auch zu einer Veränderung von Investitionsbedingungen. Während diese Veränderungen zwar stabilen Investitionsbedingungen entgegenwirken, sind sie dennoch für die Akteure aus der Energiewirtschaft in einem bestimmten Rahmen abschätzbar bzw. vorhersehbar. Gleichzeitig können aktuelle weltpolitische Ereignisse, wie die Atomkatastrophe in Japan, zu „unvorhersehbaren“ abrupteren Veränderungen energiewirtschaftlicher Strategien führen. Insgesamt sind energiewirtschaftliche Strategien in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten daher zwar auf eine mittelfristige Perspektive ausgerichtet. Gültigkeit besitzen sie jedoch immer nur in kurzfristiger Perspektive, die von Legislaturperiode zu Legislaturperiode und von einem weltpolitischen Ereignis zum nächsten quasi „verlängert“ wird. 4.3 Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energiewirt Energiewirtschaft In Abschnitt 4.3 wird betrachtet, welchen Einfluss die Öffentlichkeit auf die Umsetzung der energiewirtschaftlichen Strategien der Energiewirtschaft hat. Dazu erfolgt einerseits eine Darstellung energiepolitischer Konfliktlinien im politischen System und kontroverser gesellschaftlicher energiepolitischer Themen. Andererseits wird die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Stromerzeugungsanlagen und 214/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten –infrastrukturen in Deutschland sowie in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten betrachtet. 4.3.1 ParteiPartei- und gesellschaftspolitische Konfliktli Konfliktlinien nien Bereits in Kapitel 4.2 wurde aufgezeigt, dass Regierungswechsel nicht nur in Deutschland zu veränderten Ausrichtungen energiewirtschaftlicher (Erzeugungs)Strategien und in Folge auch zu einer Veränderung von Investitionsbedingungen führen (können). Abschätzbar werden Veränderungen bzw. die Stabilität energie- wirtschaftlicher Strategien über eine Betrachtung partei- und gesellschaftlicher Konfliktlinien im Bereich der Energiepolitik. Um die Situation in Deutschland in Bezug auf bestehende energiepolitische Konfliktlinien im europäischen Umfeld beurteilen zu können, erfolgte für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zunächst eine Analyse parteipolitischer Konfliktlinien. Um energiepolitische Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition sowie innerhalb bestehender Koalitionsregierungen zu ermitteln, wurden aktuelle Wahl- und Parteiprogramme sowie Koalitions- bzw. Regierungsprogramme ausgewertet und die Stabilität energiepolitischer Ausrichtungen nach den letzten Parlamentswahlen untersucht. Ergänzend dazu wurden die deutschen und europäischen Experten zu ihrer Einschätzung zu partei- und gesellschaftspolitischen Konfliktlinien im Bereich der Stromversorgung befragt. Da sich gesellschaftliche Konfliktlinien generell nicht nur über das Parteiensystem, sondern auch über die Verbandslandschaft eines Landes ausdrücken, wurden die Experten auch gebeten, die Einflussnahme von Umweltverbänden/-organisationen hinsichtlich der Durchführung Ergebnisse energiewirtschaftlicher dieses Kapitels Investitionsprojekte wurden in das zu Zwischenfazit beurteilen. Die eingearbeitet (vgl. Abschnitt 4.3.4). 4.3.1.1. Analyse energiepolitischer Konfliktlinien In Deutschland kann ähnlich wie in den Niederlanden nach dem Regierungswechsel in 2009 nicht von einer konsequenten Fortführung der bisherigen energiepolitischen Strategie gesprochen werden. Seit 2009 regiert in Deutschland eine Koalitionsregierung aus der CDU, CSU und FDP. Von 2005 bis 2009 regierte eine große Koalition aus der CDU, der CSU und der Sozialdemokratischen Partei Deutschlands (SPD). Wie in den Niederlanden zeigt sich unter der neuen Regierung eine eine Abkehr vom bisherigen energiepolitischen Kurs der Vorgängerregierungen auch in Deutschland in Bezug auf die weitere Kernenergienutzung. In Deutschland wurde unter der Regierung von SPD und Bündnis90/Die Grünen mit Energieunternehmenn die Vereinbarung vom 14. Juni 2000 über die geordnete Beendigung der Nutzung der Kernenergie zur Stromerzeugung in Deutschland geschlossen, deren rechtliche Umsetzung mit der Atomgesetznovelle 2002 erfolgte. [Eurostat, 2009] Ende Oktober 2010 beschloss die amtierende konservativ-liberale Regierung auf Grundlage ihres im 215/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten September 2010 vorgelegten Energiekonzepts eine Laufzeitverlängerung der 17 bestehenden deutschen [Bundesregierung, 2010], Laufzeitverlängerung Kernkraftwerke um [Energiekonzept, 2010] bestehender durchschnittlich Im Kernkraftwerke 12 Zusammenhang wurden die Jahre. mit der deutschen Kernkraftwerksbetreiber zu Ausgleichszahlungen verpflichtet. Hierzu hat der deutsche Bundestag Ende Oktober 2010 die Errichtung eines Energie- und Klimafonds und ein Kernbrennstoffsteuergesetz verabschiedet. [Förderfondsvertrag, 2010] Die Konfliktlinie Kernenergie zieht sich in Deutschland quasi wie ein roter Faden durch das gesamte politische System. Im Gegensatz zur amtierenden Regierung plädieren die zentralen Oppositionsparteien geschlossen gegen eine Laufzeitverlängerungen deutscher Kernkraftwerke. [CDU, CSU, 2009], [FDP, 2009], [Grüne, 2009], [Linke, 2009], [SPD, 2009] Insbesondere SPD und Bündnis90/Die Grünen möchten zu der gesetzlichen Regelung zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung zurückkehren, die sie selbst aufgestellt haben und kritisieren die Einflussnahme der deutschen Verbundunternehmen auf die Regelungen zur Ausgestaltung der Laufzeitverlängerung. [Süddeutsche, 2010c] Zum Zeitpunkt der Verabschiedung des Energiekonzeptes kündigten die Bundesländer eine Klage beim Bundesverfassungsgericht an, sollte die Laufzeitverlängerung ohne Zustimmung des Bundesrates verabschiedet werden. [Süddeutsche, 2010d] Darüber zeigte sich im Herbst 2010 in Bezug auf die Laufzeitverlängerung auch Dissens zwischen den Ministerpräsidenten CDU/CSUregierter Bundesländer. Während Baden-Württemberg, Hessen und Bayern aufgrund der starken „Atomstrom-Basis“ im jeweiligen Bundesland für eine Laufzeitverlängerung plädierten, stellten sich Niedersachsen, Thüringen und Sachsen-Anhalt aufgrund der starken „Kohle- und Windkraftbasis“ gegen eine Laufzeitverlängerung. [Süddeutsche, 2010e] Innerhalb der Regierungskoalition zeigten sich Divergenzen zwischen CDU/CSU und FDP in Bezug auf das Ausmaß der Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken. Während Bundesumweltminister Röttgen (CDU) dafür plädierte, die Laufzeitverlängerung so kurz wie möglich zu gestalten, setzte sich Bundeswirtschaftsminister Brüderle (FDP) für eine erhebliche längere Laufzeitverlängerung von 12-20 Jahren ein. [Süddeutsche, 2010f] Konflikte traten innerhalb der Regierung auch zwischen Bundesfinanzminister und Bundesumweltministerium in Bezug auf die Verwendung der Einnahmen aus der Brennelementesteuer auf. Während das Finanzressort die Einnahmen der Brennelementesteuer zur Sanierung des Haushalts einsetzen wollte, setzte sich das Umweltministerium dafür ein, die Einnahmen gemäß Koalitionsvertrag zur Steigerung der Energieeffizienz und für den Ausbau EE zu verwenden. [Süddeutsche, 2010g] In Konsequenz aus der Nuklearkatastrophe in Japan hat die deutsche Bundesregierung Mitte März 2011 über ein Moratorium die Verlängerung der Laufzeiten der 17 deutschen Atomkraftwerke für drei Monate ausgesetzt. [EurActiv, 2011c] Nach der Verabschiedung der KKW-Laufzeitverlängerungen in Zusammenhang mit dem 216/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Energiekonzept haben die Nuklearkatastrophe und das Moratorium die Diskussion in Deutschland über die Notwendigkeit und die Dauer der Kernenergienutzung erneut entfacht. Aufgrund der energiepolitischen Lage zum Zeitpunkt der Bearbeitung der Studie (Anfang April 2011) ist unklar, ob und mit welcher Ausrichtung die amtierende Regierung die Stromerzeugung aus Kernenergie in Deutschland nach Beendigung des Moratoriums fortführen wird. Die weitere Auswertung zeigte zudem Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition (vor allem Bündnis 90/Die Grünen) in Bezug auf den Neubau fossiler Kraftwerke und das Ausbautempo Erneuerbarer Energien. Im Gegensatz zur Regierung lehnen Bündnis 90/Die Grünen den Neubau fossiler Kohlekraftwerke ab und setzen sich für einen erheblich beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien ein. [CDU, CSU, FDP, 2009], [Grüne, 2009] Zwischen den Bundesländern zeigen sich zudem unterschiedliche Positionen zur Einführung eines deutschen CCS-Gesetzes. Während Braunkohle fördernde Bundesländer wie Brandenburg, Sachsen und NordrheinWestfalen ein allgemeines CCS-Gesetz fordern, äußern die nördlichen Bundesländer Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern, die als Speicherort in Frage kommen, Bedenken und sprechen sich für eine Länderausstiegsklausel aus. [IZ Klima, 2010g] Aufgrund der ermittelten energiepolitischen Konfliktlinien steht zu erwarten, dass in Deutschland auch zukünftige Regierungswechsel zu einem Umschwenken energiepolitischer Strategien führen können. Dem aktuellen Energiekonzept kann somit nur eine kurzfristige Gültigkeit innerhalb der aktuellen Legislaturperiode zugeschrieben werden. Aufgrund der vergleichsweise stabilen Koalitionszusagen innerhalb der letzten Dekaden ließen sich regierungspolitische Veränderungen in der Ausrichtung energiewirtschaftlicher (Erzeugungs)Strategien bisher vergleichsweise gut im Voraus abschätzen. Die Atomkatastrophe in Japan verdeutlicht jedoch, dass aktuelle weltpolitische Ereignisse zu „unvorhersehbaren“ abrupten Veränderungen energiewirtschaftlicher oder energiepolitischer Strategien führen können. Bestes Beispiel hierfür ist der Wahlsieg von Bündnis 90/Die Grünen und SPD in Baden-Württemberg Ende März 2011. In Frankreich zeigen sich zum Zeitpunkt der Analyse im Vergleich der EUMitgliedstaaten nur schwach ausgeprägte energiepolitische Konfliktlinien im politischen System. Weil die Energiepolitik in der politischen Debatte im Gegensatz zu anderen Themen eine eher untergeordnete Rolle spielt, finden sich nur wenige energiepolitische Äußerungen der politischen Parteien. Gleichzeitig sind im Unterschied zu Deutschland kaum Partei- oder Wahlprogramme der französischen Parteien im Internet verfügbar. Das französische Regierungssystem (semipräsidentielle Demokratie) ist im Gegensatz zu Deutschland durch eine vergleichsweise starke Stellung des Präsidenten im 217/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Regierungssystem und eine Einparteienregierung gekennzeichnet. In der aktuellen Wahlperiode seit 16.05.2007 wird die franzsösische Regierung durch die konservativliberale Union pour un mouvement populaire (UMP) gestellt. Auch die Vorgängerregierungen wurden von 17.05.1995 bis 16.05.2007 durch die UMP gestellt (bis 2002 unter dem Namen RPR). Die Machtverteilung ist über ein System der Checks and Balances zwischen parteipolitischen Regierungschef Mehrheiten kann es und hier Staatspräsident zu stärkeren verteilt. Je nach Kontroversen oder Übereinstimmung der politischen Agenda kommen. In den vergangenen Jahren gab es wechselnde Mehrheiten zwischen der sozialdemokratischen bzw. demokratischsozialistischen Parti Socialiste (PS) und der konservativ-liberalen UMP. [Pütz, 2004] Seit 2005 werden sowohl der französische Premierminister als auch der Staatspräsident durch die UMP gestellt. [Assemblee Nationale, o.J.], [de Boissieu, 2010] Im Rahmen der Auswertung konnten vier Konfliktthemen ermittelt werden. Dabei verdeutlichte die Auswertung, dass die bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien im Kern zwischen der regierenden UMP sowie zwischen der PS und den Grünen (Les Verts) verlaufen. Konflikte gab es erstens in Bezug auf das umwelt- und energiepolitische Gesetzespaket „Grenelle 2“. Die Sozialisten lehnen wegen angeblich ausschließlicher wirtschaftlicher Interessen und ineffektiver Maßnahmen das komplette Gesetzespaket „Grenelle 2“ ab. Kritisiert wird, dass das Gesetzespaket „Grenelle 2“ „stark verwässert“ wurde. Die ursprünglichen Ziele des Umweltgipfels, Frankreich zum Vorreiter beim Klimaschutz zu machen, würden „weit verfehlt“, das Umweltprojekt gilt schon „als gescheitert“. [dpa, 2010a], [Le Parti Socialiste, 2010] Ein zweiter Konfliktpunkt betrifft den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die PS fordert von der Regierung mehr Engagement für den EE-Ausbau. Es bestehen Zweifel, dass das Ziel der französischen Regierung, bis 2020 den Anteil Erneuerbarer Energien von derzeit etwa 10 % auf 23 % zu erhöhen, erreicht werden kann. Die Ausbauziele wären nur zu erreichen, wenn jährlich etwa 1.000 neue Windräder aufgestellt würden. Von Seiten der Grünen besteht zudem die Kritik, dass „Grenelle 2“ dazu führen könne, dass 70 % aller laufenden Projekte für Windanlangen verhindert würden und nennen dafür folgende Gründe: „Grenelle 2“ schaffe keine Anreize für neue Windparks, sondern „ebenso strenge Auflagen wie für Chemiefabriken“. Im Gesetzespaket wurde vorgeschlagen, dass Windparks zukünftig mindestens 15 Windräder umfassen sollen um die „Verschandelung der Landschaft“ durch Windräder zu verhindern was voraussichtlich kleinere Investoren abschrecken werde. Zudem sei kein subventionierter Sondertarif für Strom aus Windkraft vorgesehen. [dpa, 2010b] Drittens wird von Seiten der Opposition kritisiert, dass die Nutzung der Atomkraft in der gesamten Umweltdebatte nur eine untergeordnete Rolle gespielt habe und dass Staatspräsident Nicolas Sarkozy 2009 den Bau eines zweiten EPR-Atomreaktors 218/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten angekündigt habe, ohne eine öffentliche Debatte abzuwarten. [dpa, 2010a], [L'actualité du PS, 2008] Als vierter Kritikpunkt wird aufgeführt, dass Präsident Sarkozy die bereits beschlossene Klimasteuer wieder zu den Akten gelegt habe. In 2009 hatte eine Expertenkommission unter Leitung des Sozialdemokraten und früheren Premierministers Michel Rocard ein Konzept zur Einführung einer Klimasteuer in Frankreich im Jahr 2010 entwickelt. [dnews, 2010] Zielsetzung der Klimasteuer war die Reduktion von Treibhausgasen, insbesondere CO2-Emissionen durch französische Haushalte und Unternehmen über eine Besteuerung von Heizöl, Diesel und Benzin. Die neue Steuer sollte durch eine Minderung der Einkommensteuer beziehungsweise einen „grünen Scheck“ für diejenigen Haushalte, die keine Einkommensteuer zahlen, ausgeglichen werden. Auf Strom sollte keine Abgabe erhoben, weil er in Frankreich hauptsächlich aus Kernenergie erzeugt wird und deshalb wenig Kohlendioxid verursache. [faz.net, 2010a] Das französische Verfassungsgericht stoppte die Klimasteuer zwei Tage vor der geplanten Einführung mit der Begründung, dass die Regelung zu viele Ausnahmen vorsehe, da ganze Industriebranchen (z.B. Luftfahrt) von der Klimasteuer befreit werden sollten. Es verwies auf die geplanten Ausnahmen für über 1.000 Unternehmen, die besonders viel ausstoßen. CO2 Dazu gehörten Raffinerien, Kohle- und Gaskraftwerke, Zementfabriken sowie Spediteure und Fluggesellschaften. Weiteres Argument war, dass die Abgabe nur auf europäischer Ebene vereinbart werden könne, um französische Unternehmen im Wettbewerb nicht zu benachteiligen. [faz.net, 2010b] Trotz der genannten Konfliktpunkte stellt sich die französische Energiepolitik aus Sicht der Autoren der Studie als vergleichsweise stabil dar, auch wenn das französische Mehrparteiensystem im Vergleich zu Deutschland eine größere Zersplitterung und Unbeständigkeit der französischen Parteienlandschaft aufweist. Die Stabilität der energiepolitischen Rahmenbedingungen Investoren durch noch Ausschreibungspolitik die der wird für Langfristplanung französischen im inländische wie ausländische Elektrizitätssektor Regierung, bspw. im und die Offshore- Windenergiesegment, gestützt. In Großbritannien liegen die zentralen energiepolitischen Konfliktlinien ebenso wie in Deutschland und den Niederlanden einerseits in der weiteren Kernenergienutzung und andererseits im Ausbautempo Erneuerbarer Energien. Großbritannien gehörte in den 1950er und 1960er Jahren zu den Pionierländern der Kernenergie, sah seine Energieversorgung jedoch durch reiche Öl- und Gasfunde in der Nordsee in den 1970er Jahren zunächst über fossile KW gesichert. [Areva, 2009a] Von 1997 bis 2010 wurde die britische Regierung von der Labour Party gestellt. Seit 2004 plädierte der britische Regierungschef Tony Blair aus Gründen der Versorgungssicherheit und des Klimaschutz für den Bau neuer Kernkraftwerke. In ihrem Weißbuch zur Energiepolitik vom Mai 2007 legte die Regierung ihre „vorläufige 219/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Meinung“ dar, dass privaten Investoren die Möglichkeit gegeben werden sollte, neue Kernkraftwerke zu bauen. [HM Government, 2007] Im November 2007 wurde ein Gesetzentwurf zur Vereinfachung des Planungsprozesses für Infrastrukturvorhaben von nationaler Bedeutung (dazu zählen Kernkraftwerke) eingebracht. [Areva, 2009b] Anfang 2008 gab die neue Labour-Regierung unter Gordon Brown bekannt, dass sie in den nächsten 20 Jahren den Bau von 30.000 – 35.000 MW Kernkraftwerksleistung für erforderlich hält. Daher solle Energiefirmen die Möglichkeit eröffnet werden, neue Kernkraftwerke zu bauen. [HM Government, 2008] Im Rahmen des UK Low Carbon Transition Plans aus dem Jahr 2009 bestätigte die Vorgängerregierung ihre Zielsetzung, den Aufbau neuer nuklearer Erzeugungskapazitäten in Großbritannien zu erleichtern, durch Straffung der Planungs- und Genehmigungsverfahren. Dazu ermittelte und versteigerte die Regierung Standorte für den Aufbau neuer nuklearer Kraftwerkskapazitäten bis 2025. [DECC, 2009] Die seit 2010 amtierende Regierungskoalition aus Konservativen (The Conservative Party) und Liberalen (The Liberal Democrats) verfolgt die Erneuerung des nuklearen Kraftwerksparks, der seine maximale Nutzungsdauer bis 2020 zum Großteil erreicht haben wird. Aus finanziellen Gründen lehnen die Liberal Democrats den Ausbau der Kernenergie „eigentlich“ ab. [Conservatives, 2010], [Liberals, 2010] Im Rahmen der Koalitionsverhandlungen wurde zwischen den Koalitionspartnern jedoch ein „finanzieller Kompromiss“ geschlossen. Der Regierungsvertrag erlaubt der Regierung, das National Planning Statement zur Ratifikation ins Parlament einzubringen, um darüber den Bau neuer Kernkraftwerke zu ermöglichen. Dieses wird den Ersatz bestehender Kernkraftwerke erlauben. Grundlage hierfür ist jedoch, dass sich die Regierung nicht an der Finanzierung neuer Kernkraftwerke beteiligen und keine steuerlichen Anreize setzen wird. [Areva, 2009b], [HM Government, 2010] Im Gegensatz zur Regierung und zur zentralen Oppositionspartei, der sozialdemokratischen Labour Party, fordert die Grüne Partei (The Green Party) einen vollständigen Ausstieg aus der Kernenergie. [Greenparty, 2010], [Labour Party, 2010] Dissens besteht zudem sowohl innerhalb der Regierungskoalition als auch zwischen Regierung und Opposition über das Ausbautempo der regenerativen Stromerzeugung. Während die Liberalen die Energieerzeugung bis 2050 komplett auf Erneuerbare Energien umstellen wollen, strebt die Konservative Partei ein langsameres Ausbautempo an. [Liberals, 2010], [Conservatives, 2010] Aus den Reihen der Oppositionsparteien setzt sich insbesondere die Grüne Partei für eine Beschleunigung des EEAusbaus ein. Aus Sicht der Grünen Partei sollen Erneuerbare Energien bereits bis 2020 einen Anteil von 50 % an der Energieversorgung übernehmen; bis 2030 sollen keine CO2-Emissionen mehr durch fossile Kraftwerke erfolgen. [Greenparty, 2010] Insgesamt wird die energiepolitische Ausrichtung in Großbritannien aus Sicht der Bearbeiter derzeit als vergleichsweise stabil eingeschätzt. Obwohl es bei der letzten 220/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Unterhauswahl in Großbritannien 2010 zu einem parteipolitischen Wechsel von der seit 1997 regierenden Labour Party auf eine Regierung aus Conservatives und Liberal Democrats gekommen war, hat die amtierende Regierung keine energiepolitische Kehrtwende vollzogen. Vielmehr wurde der energiepolitische Kurs der Vorgängerregierung(en) in Bezug auf den angestrebten Energiemix tendenziell fortgeführt. Die von Seiten der Regierung angekündigte Überprüfung der neuen Einspeisetarife zur Förderung kleiner EE-Anlagen (vgl. Abschnitt 4.2.1) verdeutlicht jedoch, dass sich die Regierungskoalition auf eine wirtschaftlich begrenzte Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien verständigt hat, und eine Überforderung zugunsten eines schnelleren EE-Ausbautempos vermeiden will. Um Investitionssicherheit zu erhalten, werden die aktuellen Tarife jedoch unabhängig vom Prüfungsergebnis bis April 2012 gültig bleiben und jegliche Tarifänderungen werden ausschließlich zukünftige Investitionsvorhaben betreffen. [IWR, 2011d] Auch im Hinblick auf die Kernenergienutzung wird der Kurs der Vorgängerregierung zum Bau neuer Anlagen fortgeführt. Jedoch stellt hier der Kompromiss der neuen Regierung, einen Neubau ohne staatliche Förderung zu realisieren, für Investoren eine markante Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen dar. In den Niederlanden kann aktuell nicht von einer konsequenten Fortführung der bisherigen energiepolitischen Strategie gesprochen werden. Wie bereits im Abschnitt 4.2 dargestellt, plant die neue Regierung, die seit Oktober 2010 im Amt ist, eine energiepolitische Wende. Den größten Wendepunkt nimmt die zukünftige Entwicklung der Kernenergie ein. Die Minderheitsregierung zwischen Liberalen und Christdemokraten unter Duldung der rechtspopulistischen Partei für Freiheit plant neben dem EE-Ausbau eine weitere Kernenergienutzung in den Niederlanden, um die geplante Reduzierung von CO2-Emissionen einhalten zu können und die Energieimportabhängigkeit zu verringern. Gemäß Koalitionsvertrag will die Regierung den Anträgen zum Bau neuer Kernkraftwerke stattgeben, sofern diese den formellen Anforderungen genügen. Vorgängerregierung aus [VVD-CDA, 2010] Christdemokraten Im und Gegensatz dazu hatte die Sozialdemokraten über ihr energiepolitisches Arbeitsprogramm „Schoon en Zuinig“ den Bau neuer Kernkraftwerke im Rahmen der letzten Regierungsperiode ausgeschlossen und angegeben, dass Kernenergie auch in Zukunft keine optimale Lösung zur Erreichung der energiepolitischen Ziele liefere. [VROM, 2007] Die Konfliktlinie zur Kernenergienutzung zeigte sich in den Niederlanden bereits Ende der 1990er Jahre. 1994 hatte die ins Amt gekommene Mitte-Links-Regierung unter Wim Kok versucht, die unbefristete Betriebsgenehmigung des einzigen kommerziellen Kernkraftwerks Borssele bis 2003 zu befristen. Die seit 2003 amtierende Mitte-Rechts-Regierung unter Peter Balkenende einigte sich mit dem Betreiber EPZ am 16. Juni 2006 auf eine Betriebsdauer bis Ende 2033. [Areva, 2009a] Nach dem Übereinkommen von Borssele („Borssele Covenant“) wurde EPZ zu Zahlungen in einen Fonds für Erneuerbare Energien verpflichtet. [EPZ, o.J.] 221/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition sowie zwischen den Oppositionsparteien finden sich einerseits in Bezug auf die weitere Nutzung von Kernenergie und anderseits in Bezug auf die zukünftige Ausgestaltung der EEFörderung. Hinsichtlich der Kernenergienutzung sprechen sich die Regierungsparteien VVD, CDA und PVV einheitlich für die weitere Nutzung von Kernenergie und für den Bau von Kernkraftwerken in den Niederlanden aus. Die Oppositionsparteien PvdA und SP sehen den Einsatz von Kernenergie zwar als kritisch an, bewerten diese Form der Energieerzeugung vor dem Hintergrund einer genauen Sicherheitsprüfung jedoch als akzeptable Übergangslösung für den weiteren EE-Ausbau. Die kleinen Oppositionsparteien D66, GL, CU, PvdD sprechen sich hingegen gegen eine weitere Kernenergienutzung in den Niederlanden aus. Hinsichtlich der weiteren EE-Förderung sprechen sich viele Oppositionsparteien (PvdA, SP, D66, GL, CU, SGP) für einen festzusetzenden verpflichtenden Anteil von zu produzierendem EE-Strom aus. Insbesondere die kleineren Oppositionsparteien (D66, GL, PvdD) schlagen ein Finanzierungsmodell nach deutschem Vorbild einer festen Einspeisevergütung i.S.d. EEG vor. [CU, 2010], [D66, 2010], [GL, 2010], [PvdA, 2010], [PvdD, 2010], [SGP, 2010], [SP, 2010] Auch die Auswertung parteipolitischer Konfliktlinien innerhalb der Regierungskoalition zeigt Dissens in Bezug auf die zukünftige Förderung Erneuerbarer Energien. VVD und CDA befürworten innerhalb der EE-Förderung insbesondere die Förderung von Innovationen. Die PVV lehnt die Förderung Erneuerbarer Energien generell ab und plädiert dafür, die SDE-Regelung, die 2008 in Kraft getreten war, aufzugeben und für den Ausbau niederländischer Kernkraftwerke zu verwenden. Darüber hinaus ist zwischen den Regierungsparteien auch der Einsatz fossiler Brennstoffe zur Stromerzeugung bis 2050 umstritten. VVD und CDA sprechen sich für die Vermeidung fossiler Brennstoffe bis 2050 aus, während die PVV den Klimawandel als nicht bewiesen ansieht und einen weiteren Einsatz fossiler Brennstoffe befürwortet. [CDA, 2010], [PVV, 2010], [VVD, 2010] Die bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien innerhalb der Regierungskoalition werfen die Frage auf, ob und wie schnell die Koalitionsparteien zu einem umfassenden gemeinsamen energiepolitischen Kurs finden werden, welche (weiteren) Veränderungen in Bezug auf bestehende Förderprogramme oder –ankündigungen der Vorgängerregierungen zu erwarten sind und wie lange diese zeitlich Bestand haben werden. Zwar waren die vergangenen Regierungsperioden vor allem durch die Regierungsbeteiligung der CDA geprägt. Diese wurde bei den Parlamentswahlen 2010 jedoch nur viertstärkste Kraft. [ZEIT ONLINE, dpa, 2010] Zudem kam es während der vorangegangenen Regierungsperioden mehrfach zu vorgezogenen Parlamentswahlen. [Universität Leiden, 2010] In den Niederlanden kommt hinsichtlich der Stabilität energiepolitischer Strategien erschwerend hinzu, dass in der Regel erstens wechselnde 222/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Koalitionsregierungen regieren und zweitens vor den Wahlen keine festen Koalitionszusagen getroffen werden. Generell erscheint die Energiepolitik in der Slowakischen Republik kein politisch kontroverses Thema zu sein. Im Rahmen der Analyse konnten keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition oder innerhalb der Regierungskoalition ermittelt werden. Die slowakische Regierung verfolgt einen von der Energiewirtschaft und weiten Teilen der Bevölkerung unterstützten Kurs zum Ausbau der Kernenergie. Aufgrund der Erfahrungen mit der Unterbrechung der Gasversorgung infolge des Durchleitungsstreits zwischen der Ukraine und Russland im Winter 2008/2009 spielen in der Slowakischen Republik die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit der Energieversorgung eine große Rolle. Bereits der Blick in die Wahlprogramme zur Parlamentswahl 2006 der großen slowakischen Parteien SMER (Sozialdemokraten) und SDKU (Liberal-Konservative) zeigte, dass der Ausbau der Kernenergie auch zwischen der Opposition und der Regierung nicht umstritten ist. Energiepolitische Unterschiede konnten 2006 zwischen der zentralen Regierungs- und Oppositionspartei anhand der jeweiligen Wahlprogramme lediglich im Hinblick auf die Gewichtung des Ausbaus der regenerativen Stromerzeugung festgestellt werden. [Gabriel/Meyer, 2010] Auch anhand der Wahlprogramme 2010 der stärksten slowakischer Regierungs- und Oppositionsparteien konnten keine zentralen energiepolitischen Konfliktlinien für die Slowakische Republik Koalitionsparten ermittelt bestand werden. lediglich zu Diskussionsbedarf einer möglichen zwischen den Anpassung der Kraftstoffbesteuerung. Zudem wurden während der Wahlperiode 2010 kurzzeitig die Endverbraucherpreise für Energie thematisiert. Interessant ist jedoch, dass eine der Koalitionsparteien (Konservativ-christliche KDH) im Rahmen ihres Wahlprogramms ein Update der slowakischen Energiesicherheitsstrategie anstrebt. Sollte diese Zielsetzung umgesetzt werden, könnte die slowakische Energiepolitik ähnlich der Energiestrategie Polens neben dem Aspekt der Versorgungssicherheit stärker auf die Themen Wettbewerbsfähigkeit, Effizienz und Nachhaltigkeit ausgerichtet werden. [KDH, 2010], [Most-Hid, 2010], [SAS, 2010], [SDKU, 2010], [Slovak Government, 2010], [SMER, 2010] Auch in Polen konnten keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition oder innerhalb der Regierungskoalition ermittelt werden. Vergleichbar zur Situation in der Slowakischen Republik wird auch in Polen die energiepolitische Ausrichtung durch den Aspekt Versorgungssicherheit determiniert. Hierzu gibt es im politischen System einen großen Konsens. Im Unterschied zur Regierungskoalition betont die konservativ, christlich-demokratische Oppositionspartei PiS, die an der Vorgängerregierung beteiligt war, lediglich die Energiesicherheit und Abhängigkeit von Lieferungen aus Russland etwas stärker. [PiS, 2007], [PO, 2007], [PSL, 2007] 223/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Entsprechend ist die polnische Energiestrategie 2030, die eine Konkretisierung des „Programms für den Elektrizitätssektor“ der Vorgängerregierung darstellt, im Bereich Elektrizität im Kern darauf ausgerichtet, die inländische Nachfrage zu decken, die Energieabhängigkeit vom Ausland zu reduzieren und die Stromhandelsmöglichkeiten zu erweitern und zu diversifizieren. (vgl. Kapitel 4.2) Aus Sicht der Autoren der Studie ist in Polen auch in Zukunft eine vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. 4.3.1.2. Expertenmeinung zu parteipartei- und gesell gesellschaftspolitischen Konfliktlinien im Bereich der Stromversorgung „Bitte beurteilen Sie partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien im Bereich der Stromversorgung im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland/ Ihrem Land beeinflussen.“ Zum Einfluss partei- und gesellschaftspolitischer Konfliktlinien im Bereich der Stromversorgung auf die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland haben sich neun Experten geäußert. Übergreifend stellen die Experten fest, dass die Energiewirtschaft einen langfristigen gesellschaftlichen Konsens zur Energieerzeugung als Basis ihrer Investitionsentscheidungen benötigt. Diese Stabilität ist nach Meinung mehrerer Experten in Deutschland zurzeit nicht gegeben: Eine zentrale Konfliktlinie im Bereich der Stromerzeugung – sowohl partei- als auch gesellschaftspolitisch – spannt sich zwischen ökologischen und ökonomischen Prioritäten. Obwohl der Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien vor dem Hintergrund des Klimawandels mittlerweile politischer und gesellschaftlicher Konsens ist, herrscht Uneinigkeit vor allem über das Tempo und den Umfang dieses Ausbaus. Aufgrund dieses ungelösten Konflikts kann aus Sicht der Experten jeder Regierungswechsel einen Umschwung in der Energiepolitik bewirken und die Rahmenbedingungen im Energiesektor drastisch verändern. Aus Sicht der energiewirtschaftlichen Experten erhöht dieser Dissens wesentlich das Risiko für längerfristige Investitionen wie den Bau fossiler Kraftwerke, die für eine Nutzungsdauer von 40-50 Jahren geplant werden. Als Folge dieser mangelnden Investitionssicherheit verlagern die großen EVU nach Einschätzung zweier Experten bereits heute ihre Investitionstätigkeit zum Teil ins europäische Ausland. Einen weiteren Grund für diese Entwicklung sehen mehrere Experten übereinstimmend in einer anderen Konfliktlinie: So gebe es in Deutschland die gesamtgesellschaftliche Tendenz, Einzelinteressen gegenüber Gemeinschaftsinteressen stärker in den Vordergrund zu stellen. Bezogen auf den Energiesektor bedeutet dies, dass besonders fossile Kraftwerksprojekte oder Netzausbauvorhaben regelmäßig auf starken lokalen Widerstand stoßen, auch wenn sie mittelfristig für die Sicherung der Energieversorgung notwendig sind. Nach Ansicht eines Experten müsse die Politik die Folgewirkungen von Investitionen, beziehungsweise ihres Ausbleibens, besser kommunizieren – beispielsweise den durch steigende Windenergienutzung nötigen Netzausbau in 224/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Norddeutschland. Stattdessen ließe sich die Politik gegenwärtig von den Protesten Einzelner und ihrer medialen Verstärkung zu sehr beeinflussen und scheue sich, eine ernsthafte Interessenabwägung im Sinne der Allgemeinheit vorzunehmen. Im europäischen Umfeld sind partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien aus Sicht der Experten unterschiedlich stark ausgeprägt: Nach Meinung eines Experten gehört Deutschland zu den Ländern, in denen etwa Genehmigungsprozesse für Energieanlagen überdurchschnittlich langwierig und aufwendig sind. Allerdings gebe es auch Länder wie Polen, in denen sich vergleichbare Verfahren noch schwieriger darstellen. Dagegen herrsche beispielsweise in den skandinavischen Ländern oder den Niederlanden eine eher konsensorientierte und pragmatische Konfliktkultur vor, die sich auch in kürzeren und weniger kontroversen Genehmigungsprozessen niederschlage. Diese Tendenz sei dort noch deutlicher wahrzunehmen, wo der Staat Beteiligungen an großen Slowakischen Republik Stromerzeugern oder auch in hält, den wie etwa Niederlanden. in Frankreich, Nach Ansicht der des niederländischen Experten existieren aber auch in den Niederlanden deutliche politische Unterschiede zwischen den Parteien, so dass die dortige Stromwirtschaft ebenfalls mit dem Risiko wechselnder Rahmenbedingungen konfrontiert ist. Ein Experte der Stromwirtschaft weist darauf hin, dass die Unkenntnis der landesspezifischen Konfliktlinien und -mechanismen aus Sicht der deutschen Energieunternehmen ein deutliches Risiko bei Investitionen im europäischen Ausland darstellt. Kurzfazit: Hinsichtlich der Zukunft der Stromversorgung gibt es in Deutschland einen ungelösten Zielkonflikt in Politik und Gesellschaft der sich einerseits zwischen ökologischen und ökonomischen Prioritäten zeigt und der sich andererseits in der Abwägung von Einzelinteressen gegenüber Gemeinschaftsinteressen ausdrückt. Aus Sicht der Experten führen diese Konflikte zu einer vergleichsweise starken Beeinträchtigung der Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland. 4.3.1.3. Expertenmeinung zur Einflussnahme von Umweltverbänden und –organisationen „Bitte beurteilen Sie die Einflussnahme von Umweltverbänden/-organisationen zur Verhinderung von Stromerzeugungs- und Infrastrukturprojekten im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland/Ihrem Land beeinflusst.“ Zur Einflussnahme von Umweltverbänden im Hinblick auf die Realisierung von Stromerzeugungs- und Übertragungsprojekten in Deutschland haben sich sieben Experten geäußert. Sie kommen zu verschiedenen Einschätzungen: Vier Experten sehen in den Aktivitäten der Umweltverbände eine große Beeinflussung des Stromerzeugungsstandorts, vor allem hinsichtlich des möglichen Neubaus von 225/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Kohlekraftwerken. Zwei von ihnen stellen fest, dass Umweltverbände mit ihren Standpunkten die Debatte um die Zukunft der Energieversorgung dominieren, zum Nachteil der Positionen von Politik und Energiewirtschaft. Gründe dafür seien die gute Vernetzung, hohe Glaubwürdigkeit sowie Mobilisierungsfähigkeit der Umweltverbände, die es zudem verstünden, „Grundinstinkte“ der Bevölkerung anzusprechen. Eine andere Gruppe von Experten relativiert den Einfluss von Umweltverbänden, beziehungsweise sieht die Situation differenzierter. Ein Experte bezeichnet Umweltverbände als mögliches Gegengewicht zur Energiewirtschaft in der Diskussion um die zukünftige Energieversorgung, die in einer demokratischen Gesellschaft zu führen sei. Ein anderer Experte bescheinigt den Umweltorganisationen in den letzten Jahren eine realistischere und kompromissbereitere Haltung, und sieht in ihrer Aktivität keine Gefahr für die Attraktivität des Stromerzeugungsstandorts Deutschland. Ein dritter Experte kommt zur gleichen Einschätzung, weist aber darauf hin, dass im Hinblick auf einen möglichen Konsens starke Unterschiede zwischen bundesweit tätigen Organisationen und lokalen Bürgerinitiativen bestehen. Während erstere professionell und lösungsorientiert agierten, sehen letztere ihr Ziel ausschließlich in der Verhinderung von Einzelprojekten, ohne konstruktive Lösungswege aufzuzeigen. Darin zeige sich wiederum die gesamtgesellschaftliche Konfliktlinie zwischen Gemeinschaftsinteressen und Einzelinteressen. In anderen europäischen Ländern stellt sich die Einflussnahme durch Umweltverbände aus Sicht der Experten unterschiedlich dar: In Skandinavien und Großbritannien spielt vor allem Greenpeace eine starke Rolle bei der Verhinderung von Stromerzeugungsund Infrastrukturprojekten. In den westeuropäischen Staaten ist die Situation mit Deutschland vergleichbar; in den Ländern Mittel- und Osteuropas ist die Stellung der Umweltverbände dagegen deutlich schwächer, entwickelt sich aber langsam. Diese Einschätzung wird auch durch die nationalen Experten aus der Slowakischen Republik und Polen geteilt. Von einer steigenden Einflussnahme von Umweltverbänden und –organisationen in seinem Land berichtet ebenfalls der niederländische Experte. Kurzfazit: Kurzfazit: Die Einflussnahme durch (inter)national organisierte Umweltverbände und –organisationen auf energiewirtschaftliche Investitionsvorhaben in Deutschland wird von den befragten Experten differenziert betrachtet. Trotz ihrer Popularität gefährden diese Verbände und Organisationen die allgemeine Attraktivität des Standorts Deutschland nur nachrangig, da sie lösungsorientiert und realistisch vorgehen. Lokale Bürgerinitiativen zur Verhinderung einzelner Projekte stellen dagegen ein größeres Problem für die Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland dar. 226/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.3.2 Öffentliche Akzeptanz von StromerzeugungsStromerzeugungs- und Infrastrukturinvestitionen Alle energiewirtschaftlichen Investitionsvorhaben müssen einen öffentlichen Planungsund Genehmigungsprozess durchlaufen41. Eine schwache oder sogar fehlende öffentliche Akzeptanz in der betroffenen regionalen Bevölkerung, Politik oder Verwaltung, die sich z.B. in Protesten, Einwänden gegen Planungsentwürfe, Gerichtsverfahren oder der Suche nach politischer Unterstützung gegen die Investitionsvorhaben äußert, kann diese zeitlich verzögern und manchmal sogar zum Scheitern bringen. Beispiele dafür gibt es in Deutschland in großer Zahl im Bereich der fossilen Kraftwerksplanungen, beim Ausbau der Stromnetze oder auch beim Ausbau der Windenergienutzung oder der Biogaserzeugung. Um eine Einschätzung zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber Investitionen in Stromerzeugungsanlagen in Deutschland im Vergleich zu den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zu erhalten, wurde zu diesem Themenkomplex eine länderspezifische Literaturkurzrecherche durchgeführt. Hierzu erfolgte eine Recherche in auflagenstarken Zeitungen, einschlägigen Rundfunk-/Fernsehanstalten sowie Internetinformationsportalen für die Energiewirtschaft um zu prüfen, ob und inwiefern in den Medien zu öffentlichen Widerständen gegenüber dem Ausbau von Stromerzeugungsanlagen berichtet wird und gegen welche Erzeugungstechnologien sich die Widerstände vornehmlich richten. Eine tiefer gehende quantitative oder qualitative Analyse konnte im Rahmen der vorliegenden Studie dazu allerdings nicht geleistet werden. Im Rahmen der Expertenbefragung nahm diese Thematik jedoch eine zentrale Rolle ein. Die Experten wurden gebeten, für vier Investitionskategorien eine Einschätzung abzugeben, wie stark die öffentliche Akzeptanz die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes Deutschland beeinflusst. Außerdem wurde nach den Trends gefragt, wie sich die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von Stromerzeugungs- und Infrastrukturprojekten in Deutschland mittelfristig bis 2020 und langfristig bis 2050 entwickeln wird. In den folgenden Unterkapiteln werden zunächst die Ergebnisse der Literaturkurzrecherche und im Anschluss daran die Antworten der Experten vorgestellt und ausgewertet. Eine Zusammenfassung findet sich abschließend im Zwischenfazit (vgl. Abschnitt 4.3.4). 4.3.2.1. Literaturrecherche zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber Investitionen in Stromerzeugungsa Stromerzeugungsanlagen In Deutschland sind öffentliche Widerstände gegenüber allen Erzeugungstechnologen wahrzunehmen. Bereits vor der Atomkatastrophe in Japan kam Bundesumweltminister 41 Eine Ausnahme stellen Investitionen in kleine Photovoltaik-Anlagen dar. 227/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Röttgen zu der Einschätzung, dass in Deutschland die gesellschaftlichen Widerstände gegen die Nutzung von Kernenergie nach wie vor groß seien und Kernenergie auch nach 40 Jahren keine hinreichende Akzeptanz in der Bevölkerung habe. [tagesschau, 2010] Nach einer im Auftrag von Greenpeace Deutschland durch TNS Emnid durchgeführten repräsentativen Meinungsumfrage zum Thema Atomkraft im September 2009 befürworteten 75 % der Befragten grundsätzlich einen Atomausstieg. Nur 35 % der Befragten sprachen sich für eine Laufzeitverlängerung deutscher Kernkraftwerke aus, während 60 % der Befragten eine Laufzeitverlängerung über das Jahr 2021 hinaus für falsch erklärten. [Greenpeace Deutschland, 2009] Bereits 2007 führten die Störfälle in deutschen Kernkraftwerken des Kraftwerksbetreibers Vattenfall zu öffentlichen Protesten und Lieferantenwechsel durch Vattenfall-Kunden. In Berlin und Hamburg wechselten etwa 100.000 Vattenfall-Kunden innerhalb von vier Monaten zu Wettbewerbern. Nach erneuten Störfällen im Jahr 2009 forderten Politiker von SPD und Bündnis 90/Die Grünen Vattenfall-Kunden auf, den Stromanbieter zu wechseln oder Ökostrom zu beziehen. [Süddeutsche, 2007], [Zeit-Online, 2009] Im September 2010 beschloss die Bundesregierung, begleitet von intensiven Debatten, im Rahmen ihres neuen Energiekonzepts die Restlaufzeiten der deutschen Kernkraftwerke deutlich zu verlängern. In den Monaten davor und danach kam es zu massiven öffentlichen Protesten. Höhepunkte waren eine Großdemonstration in Berlin mit mehreren Zehntausend Teilnehmern sowie die seit Jahren stärkste Mobilisierung gegen einen Castor-Transport in das Zwischenlager Gorleben. [faz.net, 2011], [NDR, 2010]. Die Atomkatastrophe in Japan im Frühjahr 2011 stellte eine weitere Zäsur in der öffentlichen Debatte dar. Unter dem Eindruck der Ereignisse demonstrierten am 26. März deutschlandweit mehrere Hunderttausend Menschen für einen Ausstieg aus der Kernenergienutzung. Auch vermelden Ökostromanbieter einen enormen Kundenzulauf, wobei genaue Zahlen noch nicht vorliegen. [Reuters 2011], [Verivox, dpa 2011] Zusätzlich zu den öffentlichen Massenkundgebungen gegen eine weitere Kernenergienutzung sind in Deutschland auch zahlreiche öffentliche Proteste gegen Investitionsvorhaben in Kohle- und Gaskraftwerke zu verzeichnen. Nach Angaben des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) wird in Deutschland fast jedes Kraftwerksprojekt von einer Bürgerinitiative bekämpft, wodurch bereits der Bau mehrerer Kohlekraftwerke gestoppt wurde. [Dow Jones, 2009] Gemäß [BUND, 2009] wurden bislang elf Kohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung von gut 11 GW verhindert. Als Gründe wurden u.a. öffentliche Proteste, schwindende politische Unterstützung, wirtschaftliche Probleme, sowie Finanzierungs- und Rechtsunsicherheit genannt. Im Herbst 2009 hatte die Klage eines Landwirts gegen den Bau des größten MonoblockSteinkohlekraftwerks in Europa durch das Energieunternehmen E.ON am Standort Datteln, der bereits 2007 gestartet war, vor dem nordrhein-westfälischen 228/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Oberverwaltungsgericht (OVG) Erfolg. [Verivox, 2009b]. Die Entscheidung führte zu einem teilweisen Baustopp, in der Landesregierung ist bislang unklar, ob und wie eine Neugenehmigung des Kraftwerks erfolgen soll [Verivox, dapd, 2010]. Von den öffentlichen Protesten sind neben Kohle- auch Gaskraftwerke betroffen. Per Bürgerentscheid wurde im November 2006 der Neubau eines GuD-Kraftwerks der SüdWestStrom Kraftwerk GmbH in Wertheim gestoppt. [CO2-Handel, 2009] Im Gegensatz zur Kernenergienutzung genießen die Erneuerbaren Energien eine hohe Akzeptanz in der deutschen Bevölkerung. Bereits 2005 belegte eine forsa-Umfrage im Auftrag des Bundesumweltministeriums, dass sich 62 % der befragten Deutschen einen noch stärkeren Ausbau der Erneuerbaren Energien wünschen. [BMU, 2005] Im April 2011 kam eine forsa-Umfrage für die Organisation Germanwatch zu dem Ergebnis, dass 90 % einen schnelleren Ausbau der Erneuerbaren Energien befürworten; 87 % wünschen eine stärkere Verbesserung der Energieeffizienz. In dieser Umfrage erklärten außerdem 73 %, sie würden den Ausbau auch dann befürworten, wenn es dadurch zunächst zu höheren Strompreisen käme. [Germanwatch] Ebenfalls im April 2011 erklärten sich laut einer N24/emnid-Umfrage 78 % der Befragten bereit, zum schnelleren Umbau der Energieversorgung neue Windräder und Stromtrassen auch „vor ihrer Haustür“ zu akzeptieren, 19 % wären gegen einen solchen Neubau. Hinsichtlich der Finanzierung des EE-Ausbaus sprechen sich 47 % für eine stärkere Förderung aus dem regulären Staatshaushalt aus, auch wenn dies Kürzungen in anderen Bereichen bedeutete. Höhere Strompreise zur Finanzierung Erneuerbarer Energien würden laut dieser Umfrage dagegen nur von 22 % akzeptiert. 42 Steuererhöhungen kämen sogar nur für 11 % der Befragten in Betracht. [N24, 2011] Trotz hoher Akzeptanz sind jedoch auch in Deutschland eine Vielzahl Klagen gegen den Ausbau von WEA zu verzeichnen, die sich auch gegen den Ausbau von OffshoreWindparks richten. Konfliktpotenziale zwischen Schifffahrts-/Fischereisektor und Investoren von Offshore-Windparks aufgrund von Flächennutzungskonkurrenzen haben bereits zu gerichtlichen Auseinandersetzungen in Zusammenhang mit der Windparkkonstruktion vor den Inseln Wangerooge (Nordergründe) und Borkum (Riffgat) geführt. Das Verwaltungsgericht Oldenburg wies die Klage gegen den Bau der genannten Windparks im Juni 2009 jedoch ab. [Weser Kurier, 2009] Konfliktpotenziale bestehen im Zusammenhang mit der Konstruktion von Offshore-Windparks auch durch Veränderungen des Landschaftsbildes und in Folge befürchteter Einbußen im Tourismussektor. [WAB, 2008] In Frankreich wurden zum Zeitpunkt der Internetrecherche wenig Konflikte im Bereich der Energiepolitik wahrgenommen; der Streit um die Rentenreform, die damit 42 Die Abweichung zur vorher zitierten forsa-Umfrage erklärt sich möglicherweise aus einer abweichenden Fragestellung, bzw. aus der Vorgabe, aus mehreren Finanzierungsmöglichkeiten auszuwählen. Die Frage- und Antworttexte der N24/emnid-Umfrage liegen leider nicht vor. 229/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten verbundenen Streiks und Proteste sowie die Neubildung der Regierung waren in den Medien stärker präsent. Die starken deutschen Proteste gegen den Castor Transport waren höchstens eine Randnotiz in den französischen Medien. Wenn man von den Internetseiten von Umweltschutzorganisationen (z.B. Greenpeace) absieht, scheint es in Frankreich wenig Kritik an der Kernenergienutzung zu geben. In Zusammenhang mit der Nuklearkatastrophe in Japan hat der französische Energieminister Éric Besson Mitte März 2011 Forderungen von Umweltaktivisten und Politikern nach einem nationalen Referendum über einen möglichen Ausstieg aus der zivilen Nutzung der Kernenergie abgelehnt. [EurActiv, 2011c] Größere Skepsis wurde im Rahmen der Internetrecherche gegenüber dem Ausbau Erneuerbarer Energien wahrgenommen, die sich in erster Linie gegen den Ausbau von Windenergieanlagen richten. Zwar belegt eine Studie der französischen Organisation für Umwelt- und Energiewirtschaft (ADEME), dass fast 97 % der Franzosen für die Entwicklung der Erneuerbaren Energien sind. [idw, 2010d] Dennoch wird jeder zweite Antrag auf Bau einer WEA bekämpft. [France Info, 2010] Auch in Frankreich richten sich die Proteste zumeist auf das Argument der Landschaftszerstörung. Daneben werden Lärm, Avifauna, Stadtplanung, Zivilluftfahrt oder Störung der Radarsysteme als Gründe für die Ablehnung von WEA aufgeführt. Um eine Genehmigung für den Bau einer WEA zu erhalten, müssen oft bis zu 20 Behörden überzeugt werden. Bis zu vier Jahre können vergehen, ehe eine Anlage in Betrieb geht. [Botschaft FR, 2009] Insgesamt gibt es in Frankreich mehr als 500 Zusammenschlüsse gegen die Errichtung von WEA, die sich unter dem Titel „Vent de colère“ („Wind des Zorns“) zusammengeschlossen haben. [Vent de colère, 2011] Die Windkraftgegner streben ein Moratorium gegen den willkürlichen Neubau von WEA in Frankreich an, der aus ihrer Sicht im Widerspruch zur nachhaltigen Entwicklung, dem Naturschutz und der harmonischen Stadtplanung stehe. [Botschaft FR, 2009] In Großbritannien Großbritannien waren fossile Kraftwerksprojekte in der Vergangenheit selten Gegenstand überregionaler Kampagnen. In den letzten Jahren ist allerdings ein Konflikt um den geplanten Neubau von acht Kohlekraftwerken entbrannt. Diese sollen nach Möglichkeit mit CCS-Technologie ausgerüstet werden. Dagegen hat sich ein breites Bündnis von Kritikern aus Wissenschaft, Umweltverbänden und Wirtschaftsvertretern formiert [z.B. The Observer, 2008]. Die Kritiker werfen der Regierung ein übereiltes Vorgehen vor, da die Umsetzbarkeit des CCS-Verfahrens nicht sicher sei und bei einer gescheiterten Implementierung große Mengen CO2-Emmissionen anfielen. Es wird statt dessen die Modernisierung bestehender Kraftwerke sowie je nach Akteursgruppe der verstärkte Ausbau der Erneuerbaren Energien oder der Kernkraft gefordert. Sicherheitsbedenken spielen allerdings keine Rolle. Der deutsche Konzern E.ON, der ein modernes Kohlekraftwerk am Standort Kingsnorth errichten wollte, hat die Planungen im Oktober 2009 nach massiven öffentlichen Protesten gestoppt; in 2010 stieg E.ON auch aus dem Wettbewerb um den Bau weiterer Kohlekraftwerke mit CCS 230/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten aus [BBC, 2010b]. Das erste Kraftwerk mit CCS-Technologie soll nun im schottischen Hunterston entstehen - wiederum begleitet von massiven regionalen Protesten, die Planungen sind noch nicht abgeschlossen. Die Anti-Atom-Bewegung ist in Großbritannien durchaus medial wahrnehmbar, hat aber längst nicht die gesellschaftliche Relevanz und Breite wie etwa in Deutschland. Ein bedeutendes Konfliktfeld ist hier allerdings auch die militärische Nutzung der Kernenergie. Die Erneuerung des nuklearen Kraftwerksparks, der seine maximale Nutzungszungsdauer bis 2020 zum Großteil erreicht haben wird, ist politischer Konsens der beiden großen Parteien. Auch in der breiten Bevölkerung ist eine generelle Akzeptanz gegeben, von lokalen Initiativen abgesehen. Prominenteste Bürgerinitiative ist das Bündnis „People Against Wylfa B“, das gegen den geplanten Ersatz eines alten AKWs auf der walisischen Insel Angelsey mobilisiert [BBC, 2011]. Anti-AKWGroßdemonstrationen sind unbekannt, auch nach dem Unglück in Fukushima agierten lediglich kleinere Aktivistengruppen. Die öffentliche Akzeptanz von Onshore-Windparks ist vergleichsweise gering. Die Medien thematisieren lokale Widerstände in einer Vielzahl von Fällen, die teils auch zur Aufgabe von geplanten Standorten durch Investoren führen. Hauptgründe der Gegner sind Landschafts- ökonomische und Zweifel an Tierschutz, der Beeinträchtigung Windkraftnutzung der an Lebensqualität sich. Diese sowie Widerstände beeinträchtigen nach Medienberichten merklich die Marktentwicklung: Der dänische Anlagenbauer Vestas etwa schloss 2009 seine WEA-Fertigung auf der Isle of Wight [BBC, 2010a]. Dies wurde auch mit der ernüchternden Entwicklung des britischen Marktes aufgrund von Akzeptanzproblemen und mangelnder lokalpolitischer Unterstützung begründet. In den Niederlanden sind öffentliche Widerstände gegen alle Erzeugungstechnologien wahrzunehmen. In der Vergangenheit gab es immer wieder Protestaktionen durch Greenpeace gegen die Nutzung von Kernenergie. Im Bereich fossiler Kraftwerke haben sich jüngst 16 Hochschullehrer zusammengeschlossen und einen offenen Brief gegen den Bau von fünf neuen Kohlekraftwerken an die Energielieferanten gesendet. [Expactica, 2010] Greenpeace protestiert ebenfalls regelmäßig gegen den Bau neuer fossiler Kraftwerke, zuletzt gegen den Versorger Essent am 07.12.10. [Metro, 2010] Auch Gemeinden gehen häufig gegen den Bau neuer Kraftwerke vor. Bei den Erneuerbaren Energien ist insbesondere der weitere Ausbau von Windenergie stark gefährdet. Vor allem Anwohner und Bürgerinitiativen wehren sich gegen den weiteren Ausbau von WEA. Die Proteste beziehen sich meist auf das Argument der Landschaftszerstörung. (Beispiel: Initiative Dalfsen tegen windmolens [Dalfsen, o.J.]). Dieses Argument wurde ebenfalls bereits erfolgreich durch die Regierung hervorgebracht, sodass rund um die Stadt Urk sieben geplante WEA nicht errichtet wurden. Weitere Probleme neuer WEA werden durch Naturschützer befürchtet. Diese 231/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten sehen gerade in neuen Offshore-Anlagen (vor der Küste von Urk) in den Natura-2000Gebieten eine ernsthafte Gefahr für Vögel, betonen jedoch, nicht grundsätzlich gegen den Bau neuer WEA zu sein. [Ecology Consulting, 2011] Die meisten Protestaktionen wurden bisher durch Greenpeace durchgeführt vor allem zur Verhinderung von Kernenergie und gegen den weiteren Bau neuer Kohlekraftwerke. In der Slowakischen Republik findet die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken gemäß Presseberichten eine breite öffentliche Unterstützung. Diese basiert insbesondere auf dem starken Wunsch nach Energiesicherheit und Autarkie der slowakischen Stromversorgung, welcher in Zusammenhang mit dem Klima der Unsicherheit bzgl. Gaslieferungen aus Russland durch die Ukraine steht. [Javys, 2009] Demgegenüber sind in der Slowakischen Republik immer wieder öffentliche Proteste gegen Investitionsvorhaben in Kohle- und Gaskraftwerke wahrzunehmen. In den slowakischen Massenmedien wurde der Neubau des Kohlekraftwerks in Trebisov (885 MW) besonders stark diskutiert. Durch den Verein Trebisov nahlas wurde eine Petition gegen das Projekt initiiert, die unterstützt wurde durch die Stadt Trebisov sowie Wirtschaftsminister Lubomir Jahnatek. [Enviroportal, 2010], [Sme.sk, 2010] Ähnliche öffentliche Proteste finden sich im Zusammenhang mit dem Neubau des Kohlekraftwerks in Strazske (700 MW). Der Verein STOP trojuholniku smrti wurde zur Verhinderung des Kraftwerks gegründet. Im Rahmen von zwei Petitionen gegen das Projekt wurden über 10.000 Unterschriften gesammelt. [Sme.sk, 2009b], [Zivot Presova, 2008] Gegen das Gaskraftwerk in Malzenice, welches sich aktuell im Aufbau befindet, erfolgte im Vorfeld ein siebenjähriger Protest der Bewohner der Region Trnava [Pravda.sk, 2008] Auch gegenüber Investitionen in WEA sind in der Slowakischen Republik öffentliche Widerstände zu verzeichnen. Öffentliche Proteste gegen die Konstruktion von WEA gab es bspw. in der Stadt Vrable [Sme.sk, 2009a], in der Region um Senica [tyzden, 2008], in den Städten Dobsina und Telgart [Slovenska televizia, 2008] sowie in Cerova. [tyzden, 2008] Die Proteste richten mehrheitlich gegen die Standorte der geplanten Windparks. Einwohner äußern häufig Bedenken hinsichtlich landschaftlicher Veränderungen und Emissionen durch den Bau und Betrieb von Windparks, insbesondere wenn diese innerhalb oder in der Nähe von Naturschutzgebieten oder Wohnsiedlungen geplant werden. [Slovenska televizia, 2008] In Polen zeigen die Ergebnisse der Recherche, dass der Ausbau von Stromerzeugungsanlagen weniger stark durch öffentliche Widerstände betroffen ist als in den anderen betrachteten EU-Mitgliedstaaten. Zwar finden öffentliche Proteste insbesondere gegen den Ausbau von Kohlekraftwerken, WEA und kleine Wasserkraftwerke statt. Insgesamt spielen „ökologische Proteste“ jedoch eine weniger große Rolle und haben eine vergleichsweise geringe Unterstützung von Seiten der Gesellschaft und der öffentlichen Medien. Im Vergleich der Erzeugungstechnologien sind in der Presse die Widerstände gegen den Bau von WEA am stärksten sichtbar. Diese sind zumeist lokal organisiert. 232/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Einige Investitionen in geplante WEA wurden aufgrund der öffentlichen Widerstände nicht durchgeführt. Im Gegensatz zu den anderen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten, in denen keine lokalen, regionalen oder nationalen Volksentscheide zu energiepolitischen Themen ermittelt wurden, fand in Polen 1990 ein lokaler Volksentscheid (in Gdansk) statt zum Bau eines Kernkraftwerks in Zarnowiec. 86 % der Stimmabgeber votierten gegen den Bau des Kraftwerks. Dadurch, dass nur 44 % der Bevölkerung an dem Volksentscheid teilnahmen, war dessen Ergebnis jedoch nicht bindend. [Gazeta Wyborcza, 2010a] In Bezug auf den aktuell geplanten Bau von Kernkraftwerken in Zarnowiec gab es bislang nur kleinere Proteste (bis zu 100 Menschen) in Gdansk und in der Hauptstadt Warschau. [Gazeta Wyborcza, 2011], [Warszawa Gazeta, 2011] In Zarnowiec selbst wird der Bau von Kernkraftwerken durch die lokale Bevölkerung befürwortet, da mit dem Bau und Betrieb der Anlagen der Aufbau von Arbeitsplätzen und ein möglicher Wirtschaftsaufschwung in der Stadt erwartet wird. [Gazeta Wyborcza, 2010b] Nach dem Kernenergie-GAU in Japan hat sich der polnische Premierminister Donald Tusk dahin gehend geäußert, dass die Akzeptanz der polnischen Bevölkerung für den Einstieg in die Kernenergienutzung nötig sei und ein Referendum nicht auszuschließen sei. 4.3.2.2. Expertenmeinung zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber dem Neubau fossiler Kraftwerke „Bitte beurteilen Sie die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von fossilen Kraftwerken im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland beeinflusst.“ Zur Situation in Deutschland liegen elf Expertenaussagen vor. Sie alle schätzen das Thema der öffentlichen Akzeptanz von fossilen Kraftwerksneubauten als bedeutsam für den Stromerzeugungsstandort ein. Hinsichtlich der Tragweite und der aktuellen Situation gibt es jedoch unterschiedliche Ansichten: Für die Mehrheit der Experten hat der Erzeugungsstandort Deutschland durch eine stark gesunkene öffentliche Akzeptanz fossiler Kraftwerke bereits deutlich an Attraktivität verloren – es gebe eine „Dagegen-Welle“, ein Experte hält den Neubau von Kohlekraftwerken in Deutschland sogar für faktisch nicht mehr möglich. Drei Experten differenzieren, dass zwar ein enormer und wachsender Widerstand der Lokalbevölkerung und Kommunalpolitik an geplanten Standorten zu verzeichnen ist, die Haltung der Gesamtgesellschaft zur fossilen Stromerzeugung aber weniger ablehnend, beziehungsweise gar nicht klar bekannt ist. Das Handeln lokaler Akteure nach dem „Sankt-Florians-Prinzip“ macht nach Ansicht eines Experten allerdings jede Kommunalwahl zum Risiko für örtliche Investitionsvorhaben. Zwei Experten relativieren dagegen die Bedeutung mangelnder öffentlicher Akzeptanz für den deutschen Erzeugungsstandort: Diese erschwere zwar die Umsetzung von Kraftwerksprojekten, 233/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten letztlich gäben für die Realisierung aber immer ökonomische Erwägungen den Ausschlag – auch wenn dies von den Investoren nicht immer so kommuniziert werde. Einig sind sich mehrere Experten, dass zur Erhöhung der Akzeptanz fossiler Kraftwerksneubauten in Deutschland aktive Bemühungen der Politik und der Energiewirtschaft notwendig sind. Die Debatte würde gegenwärtig von den Kritikern beherrscht, dem sollte durch verbesserte Kommunikation und Werbung begegnet werden. So sollten die Effizienzvorteile neuer Kraftwerke gegenüber den zu ersetzenden Altanlagen und die damit verbundenen Emissionssenkungen stärker betont werden. Ein Experte teilt die Kritiker fossiler Kraftwerksprojekte in betroffene Anwohner und „Fundamental-Oppositionelle“ ein. Während erstere auch durch verstärkte Kommunikationsmaßnahmen kaum umzustimmen seien, könne nach seiner Ansicht bei den „Fundamental-Oppositionellen“ durchaus erfolgreiche Überzeugungsarbeit geleistet werden. Im Vergleich zu anderen europäischen Staaten ist die Akzeptanz für fossile Kraftwerke in Deutschland nach einhelliger Meinung der Experten deutlich geringer, laut einem Experten sogar niedriger als „irgendwo sonst“ in Europa. Außerhalb Deutschlands gebe es lediglich vereinzelte, weniger massive Widerstände gegen Einzelprojekte. Zwei Experten identifizieren innerhalb Europas ein „Nord-Süd-“ beziehungsweise „WestOst-Gefälle“: Während in Nord- und Westeuropa fossile Kraftwerksneubauten zumeist auf sehr geringe Akzeptanz stoßen, sei die öffentliche Wahrnehmung in Süd- sowie Mittel- und Osteuropa deutlich positiver. Der polnische Experte erkennt in seinem Land „keinen Widerstand“ gegen fossile Projekte. Für die Niederlande stellt der nationale Experte dagegen eine abnehmende Akzeptanz und eine stärkere öffentliche Debatte fest, jedoch bislang keine massiven Protestaktionen wie in Deutschland. In Großbritannien sei das Thema vor allem von den größeren Umweltorganisationen besetzt, diese hätten bereits mehrere Kraftwerksprojekte verhindert. Für die anderen betrachteten Staaten liegen keine Einschätzungen vor. Kurzfazit: Zusammenfassend zeigt die Auswertung der Expertenbefragung, dass aus der Sicht der befragten Experten die schwache öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau fossiler Kraftwerke die Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland negativ beeinflusst. Dem entspricht die Tatsache, dass in den letzten Jahren in Deutschland aufgrund regionaler/lokaler Widerstände etliche Investitionsvorhaben aufgegeben wurden. Nach Expertenmeinung gibt es gleichzeitig in Europa durchaus andere, unter dem Aspekt der öffentlichen Akzeptanz attraktivere Standorte für fossile Kraftwerksinvestitionen, an denen auch deutsche Unternehmen Kraftwerke planen und bauen. 234/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.3.2.3. Expertenmeinung zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber dem Neu Neubau von EEEE-Anlagen „Bitte beurteilen Sie die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von EE-Anlagen im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland beeinflusst.“ Zur Situation in Deutschland liegen zehn Einschätzungen vor. Die Mehrheit der Experten bestätigt dem Neubau von EE-Anlagen nach wie vor eine gute Akzeptanz in der Gesamtbevölkerung und schätzt dies als eher wichtig für den deutschen Stromerzeugungsstandort ein. Allerdings machen fast alle Experten auch Einschränkungen. Sechs Experten weisen auf Akzeptanzprobleme neuer EE-Anlagen auf lokaler Ebene hin, hauptsächlich im Umfeld von WEA, teils auch von Biogasanlagen. Zwar werden die Auswirkungen dieser Probleme für den Erzeugungsstandort und den Ausbau der Erneuerbaren insgesamt eher gering eingeschätzt. Allerdings sehen zwei Experten tendenziell eine Zunahme der Konflikte und ein ansteigendes Risiko für Investoren. In eine andere Richtung geht die Prognose zweier weiterer Experten: In den nächsten Jahren werden die Belastungen für Haushalte und Industrie durch die EEGUmlage stark steigen, was die Akzeptanz eines weiteren Ausbaus der Erneuerbaren Energien merklich beeinträchtigen könnte. Im europäischen Vergleich wird die Akzeptanz in Deutschland als überdurchschnittlich gut eingeschätzt, bedingt auch durch eine starke „grüne Bewegung“ und das Bewusstsein, eine europaweite Führungsrolle beim EE-Ausbau zu tragen. In den anderen großen (westlichen) EU-Mitgliedsstaaten ist die Akzeptanz nach Ansicht eines Experten ebenfalls gegeben, aber geringer als in Deutschland. Einzig in Skandinavien und Dänemark wird den Erneuerbaren Energien, besonders der Wasserkraft, eine noch größere Akzeptanz entgegengebracht. Entscheidend sei bei diesem Thema die energiepolitische Ausrichtung der jeweiligen Regierung, die auch stark bewusstseinsbildend wirke. In Mittel- und Osteuropa etwa habe in der Energiepolitik derzeit noch die Versorgungssicherung Vorrang vor einem Umbau der Stromversorgung. Ein anderer Experte weist auf sehr große Unterschiede innerhalb Europas hin, was die Akzeptanz neuer EE-Anlagen anbelangt; die Widerstände seien aber stets lokaler Natur. Dies deckt sich mit der Einschätzung des nationalen Experten aus den Niederlanden, wo bedingt durch die hohe Bevölkerungsdichte Widerstände gegen neue Onshore-WEA zunehmen. Eine Offshore-Nutzung sei dagegen akzeptiert, wenn die Anlagen vom Land aus nicht sichtbar sind. Kurzfazit: Kurzfazit: Die bisher gute Akzeptanz von EE-Anlagen in Deutschland könnte sich abschwächen, wenn im Zuge des EE-Ausbaus vermehrt lokale Konflikte auftreten und die finanziellen Belastungen für Haushalte und Industrie durch die EEG-Umlage steigen. 235/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten In Europa variiert die Akzeptanz und hängt von den nationalen energiepolitischen Leitlinien, aber auch von lokalen Konflikten ab. Aus der Perspektive „Investitionsbedingungen“ liefert die öffentliche Akzeptanz aktuell keine Argumente, die die Attraktivität des Standorts Deutschland für EE-Anlagen gegenüber anderen europäischen Ländern abwerten. Allerdings müssen Investoren heutzutage im Vergleich zu früher bei der Standortwahl mehr Gewicht auf eine Minimierung der negativen Auswirkungen auf die benachbarte Bevölkerung legen. Dieser Trend wird in der Zukunft weiter zunehmen. 4.3.2.4. Expertenmeinung zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber dem Neu Neubau von CCSCCS-Infrastrukturen Infrastrukturen Welchen Einfluss die kontroverse Diskussion im Hinblick auf die Nutzung von CCSAnlagen auf das Investitionsklima für Stromerzeugungsanlagen in Deutschland hat, wurde im Rahmen der Experteninterviews mit folgender Frage ermittelt: „Bitte beurteilen Sie die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von CCSInfrastrukturen (CO2-Speicher und Pipelines) im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland beeinflusst.“ Zur Akzeptanz einer zukünftigen Infrastruktur zur CO2-Abspaltung und -speicherung in Deutschland haben sich insgesamt zehn Experten geäußert. Allgemein wird darauf hingewiesen, dass das Thema gegenwärtig noch nicht besonders akut sei, da politische Weichenstellungen und gesetzliche Regelungen zum Thema CCS noch ausstünden. Nach weit überwiegender Meinung der Experten ist die Akzeptanz von CCS in Deutschland allerdings bereits heute sehr gering. Auch für die Zukunft werden von sechs Experten große Akzeptanzprobleme vorausgesagt, die den Aufbau einer CCSInfrastruktur deutlich behindern oder sogar ganz blockieren könnten. Aufgrund der vorherrschenden oder zu erwartenden Unsicherheiten, Ängste und Widerstände in der Bevölkerung werden teils Parallelen zur „Atommüll-Problematik“ gezogen. Lediglich drei Experten sehen eine Chance, die zukünftige Akzeptanz zu erhöhen. Dazu müsste – nach erfolgter politischer Weichenstellung - anhand von Untersuchungen und Pilotprojekten eine sachliche Debatte begonnen werden. Uneins sind sich die Experten darin, welche Auswirkungen die mangelnde Akzeptanz von CCS in Zukunft auf den Erzeugungsstandort Deutschland haben könnte. Zwei Experten sind sich sicher, dass CCS zukünftig stark an Bedeutung gewinnt, und sehen in einer geringen öffentlichen Akzeptanz eine deutliche Gefahr für den (fossilen) Erzeugungsstandort Deutschland. Sechs Stimmen ziehen dagegen die grundsätzliche Zukunft von CCS in Zweifel. Zwei Experten sehen die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in CCS nicht gegeben. Zwei andere weisen darauf hin, dass die angepeilte CO2-Reduzierung auch durch Einsparungen in anderen Sektoren, bzw. durch den forcierten Neubau hocheffizienter Kohlekraftwerke zu erreichen sei. Ein fünfter 236/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten argumentiert, dass der Einsatz von CCS angesichts CO2-freier Erzeugungsalternativen schwer zu vermitteln und zumindest in Norddeutschland politisch auch nicht gewollt sei. Im europäischen Umfeld sieht ein Experte durchweg eine ähnlich niedrige Akzeptanz für CCS-Infrastrukturen wie in Deutschland. Auch der niederländische Experte erwartet für sein Land bestenfalls eine schwache Akzeptanz durch einige Bevölkerungsteile, bei deutlichem Widerstand anderer Gruppen.In Polen und Großbritannien stellen die Experten ein geringes öffentliches Interesse für das Thema fest. Kurzfazit: Die CCS-Technologie hat derzeit mit großen Akzeptanzproblemen zu kämpfen. Gleichzeitig herrscht auch unter den Experten eine große Unsicherheit über die wirtschaftlichen Chancen von CCS und ihre Bedeutung für die Zukunft der fossilen Stromerzeugung in Deutschland. Der Einfluss auf die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes Deutschland wird eher negativ eingeschätzt. Die CCS-Technologie wurde auch im Wissenschaftlichen Beirat der Studie diskutiert. Dabei wurde betont, dass die Option von CCS nicht nur für Kraftwerke, sondern auch für andere CO2-intensive Industrieprozesse von hoher Bedeutung ist. Gleichzeitig soll aber über die Abscheidung und Speicherung hinaus Forschung und Entwicklung auch bezüglich der stofflichen Nutzung von CO2 betrieben werden. Während der Beirat für Deutschland CCS nur als Brückentechnologie sieht, wird die Rolle dieser Technologie für Länder wie China und Indien von großer Bedeutung sein, weil dort der Zubau von Kohlekraftwerken groß ist. Wie sinnvoll und akzeptanzfähig der Einsatz von CCS, insbesondere der Stufe „Speicherung“ in Deutschland ist, wäre zu prüfen. 4.3.2.5. Expertenmeinung zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Hochspannungsne Hochspannungsnet netzen Welchen Einfluss der Mangel an öffentlicher Akzeptanz des Netzausbaus auf das Investitionsklima für Stromerzeugungsanlagen in Deutschland hat, wurde mit der folgenden Frage im Rahmen von Experteninterviews untersucht: „Bitte beurteilen Sie die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Hochspannungsnetzen im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland beeinflusst.“ Zur Akzeptanz des Hochspannungs-Netzausbaus in Deutschland liegen acht Aussagen vor. Insgesamt wird die Bedeutung dieses Themas für den Erzeugungsstandort Deutschland hoch bis sehr hoch eingeschätzt. Hier liegt laut einem Experten das „entscheidende Nadelöhr“ für den Ausbau der Offshore-Windenergie; ein anderer Experte verweist auf den von der dena ermittelten Netzausbaubedarf von insgesamt 3.000 km in den nächsten Jahren. Ein dritter Experte gibt zu bedenken, dass auch 237/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten regionale EVU auf überregionale Stromlieferungen und damit auf leistungsfähige Übertragungsnetze angewiesen sind. Nach übereinstimmender Meinung der Experten ist die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Netzausbau in Deutschland gering bis sehr gering und Investitionsprojekte stoßen auf starke Widerstände. Dies behindere den Netzausbau heute und in Zukunft drastisch. Die Sicherung der Akzeptanz verteure den Ausbau erheblich, zusätzlich zu den erwarteten Mehrkosten im Verteilnetz durch die Umsetzung von „Smart Grids“. So seien im letzten Jahr nur 30 km Hochspannungsnetze neu errichtet worden; die Ausbauziele von mehreren tausend Kilometern seien unter den derzeitigen Bedingungen kaum zu realisieren. Ein weiterer Experte vergleicht die Situation mit der Durchsetzung von CCS, und befürchtet beim Netzausbau die Wahl technisch unzureichender Lösungen. Die mangelnde Akzeptanz führt ein Experte einerseits auf gesetzgeberische Unklarheiten und unzureichende Transparenz bei Netzausbauprojekten zurück, etwa was die Mindestabstände zu Wohnbebauung und zulässige Ausnahmen betrifft. Das Energieleitungsausbaugesetz des Bundes sei hier ein Schritt in die richtige Richtung, allerdings blieben andere Probleme ungelöst – etwa die Zuständigkeiten der Genehmigungs- und Regulierungsbehörden oder die Finanzierung von Erdkabeln. Auf der anderen Seite blende die politische Diskussion gesellschaftliche Argumente aus und unterschätze nach Meinung eines anderen Experten die Akzeptanzfrage; dabei sei der Netzausbau im kommenden Jahrzehnt eher ein Akzeptanz- denn ein Investitionsthema. Ein anderer Experte erklärt, es sei eine Frage des politischen Willens, den Netzausbau gegebenenfalls über Enteignungen zu beschleunigen. Im europäischen Umfeld erkennen zwei Experten generell eine ähnlich schlechte Akzeptanz für den Ausbau der Hochspannungsnetze. Die Länder Mittel- und Osteuropas (MOE) bilden aus Expertensicht hier eine Ausnahme, der Netzausbau wird in MOE mit höherer Versorgungssicherheit begründet und stößt auf größere Akzeptanz. Auch zwischen anderen EU-Mitgliedsstaaten unterscheide sich der politische Umgang mit dem Thema. In Dänemark, den Niederlande, Österreich und Großbritannien gebe es aktuell Diskussionen um den Ausbau von Freileitungen. In Dänemark wurde darüber hinaus beschlossen, alle neu zu bauenden 110-kV-Leitungen als Erdkabel auszuführen – allerdings ist der Netzausbaubedarf dort weniger aktuell. In den Niederlanden ist der Bau von 20 km Hochspannungs-Erdkabel zu Pilotzwecken geplant. Der niederländische Experte betont, dass aufgrund der Siedlungsdichte besonders im westlichen Landesteil die Akzeptanz von Netzausbauten gering sei, im Osten und Norden dagegen höher. In Polen ist mangelnde Akzeptanz ein sehr großes Problem, weshalb sich frühere Ausbauvorhaben im Hochspannungsnetz extrem lange hingezogen haben. Aus Großbritannien berichtet der nationale Experte von einzelnen lokalen Problemen, die aber den Netzausbau insgesamt nicht wesentlich behindern. 238/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Kurzfazit: Aus der Sicht der befragten Experten ist die mangelnde Akzeptanz des Hochspannungs-Netzausbaus Stromversorgung in ein Schlüsselproblem Deutschland, wird von der für Politik die aber Zukunft noch nicht der so wahrgenommen. In den meisten Ländern Europas ist die Akzeptanz nicht höher, das Thema aber weniger brisant. 4.3.3 Expertenmeinung: Trends/ Trends/Tendenzen der öffentöffentlichen Ak Akzeptanz in Deutschland Der Ausbaubedarf an Stromerzeugungsanlagen und Hochspannungsnetzen wird sich in Deutschland nicht innerhalb weniger Jahre befriedigen lassen. Vielmehr ist davon auszugehen, dass der aus Klimaschutzgründen notwendige Umbau der Energieversorgung über mehrere Jahrzehnte immer wieder neue Investitionen erfordern wird. Gleichzeitig führen Verzögerungen bei diesem Umbau, die heute durch mangelnde öffentliche Akzeptanz verursacht werden, zu einem höheren Ausbaubedarf in den Folgejahren/-jahrzehnten. Es ist daher interessant zu erfahren, wie die Experten die Entwicklung der öffentlichen Akzeptanz einschätzen. Besondere Aktualität hat diese Fragestellung im Herbst 2010 durch die massiven öffentlichen Proteste gegen das Verkehrs- und Städtebauprojekt „Stuttgart 21“ und das ungeplante Schlichtungsverfahren bekommen. Werden die mit „Stuttgart 21“ gewonnenen Erfahrungen Auswirkungen auf die Planungs- und Beteiligungsverfahren für Stromerzeugungs- und Infrastrukturanlagen haben? Wird es zu Veränderungen kommen, die die öffentliche Akzeptanz für den Neubau von Kraftwerken und Hochspannungsnetzen verbessern? Im Folgenden werden die Ergebnisse der Expertenbefragung dokumentiert. Die konkrete Frage lautete: „Welche Trends/Tendenzen erwarten Sie im Hinblick auf die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von Stromerzeugungs- und Infrastrukturprojekten in Deutschland/in ihrem Heimatland?“ Mittelfristig, also bis etwa 2020, sehen sechs Experten die Akzeptanz von Erzeugungsund Infrastrukturprojekten auf niedrigem Niveau verharren oder sogar weiter zurückgehen. Die Gründe hierfür werden zum einen in der fortschreitenden Fixierung der Bevölkerung auf Eigeninteressen und Ablehnung persönlicher Nachteile gesehen. Zum anderen komme es, nach Ansicht eines Experten, bis dahin noch nicht zu stärkeren Preiseffekten oder merklichen Versorgungsschwierigkeiten, sodass die Notwendigkeit eines Ausbaus noch nicht offenbar wird. Ein anderer Experte führt auch die stärkere informelle Vernetzung und Organisation der Widerstände an. Auffallend ist, dass drei Experten die Ereignisse um „Stuttgart 21“ als Indikator für wachsende Widerstände gegen Großprojekte und Information und Partizipation nennen. 239/390 für die Notwendigkeit von öffentlicher Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Längerfristig, also bis etwa 2050, erwarten fünf der Experten dagegen eine Trendwende: Diese Experten erwarten eine sinkende Versorgungssicherheit die vermehrt zu Stromausfällen führen werde und zusätzlich einen Anstieg der Strompreise, in deren Folge eine höhere öffentliche Akzeptanz für neue fossile Grundlast- und Regelkraftwerke sowie den Netzausbau zu erwarten sei. Leicht abweichend erwartet ein Experte eine stärkere Diskussion um den Netzausbau bereits ab ca. 2015, rechnet aber weder mittel- noch langfristig mit Preiseffekten durch versäumten Ausbau von Netzen und Erzeugungsanlagen – langfristig würden die jetzigen Preisbildungsmechanismen durch neue Regulierungsformen abgelöst. Lediglich einer der Experten, die einen Ausblick bis 2050 wagen, sieht keine Chance für eine Trendwende: Durch technischen Fortschritt etwa bei Erdkabeln würden zwar einige Probleme gelöst, die Widerstände würden aber durch einen Kulturwandel hin zu stärkeren Protestbewegungen, eine größere Anzahl protesterfahrener (älterer) Bürger und die Internationalisierung der Proteste weiter zunehmen. Auffallend ist, dass die Mehrheit der befragten Experten eine Verbesserung der öffentlichen Akzeptanz hauptsächlich durch eine wachsende „Einsicht“ auf Seiten der Bevölkerung, aber nicht durch Aktivitäten auf Seiten der Industrie oder der Verwaltung/Politik erwartet. Einige Experten mahnen jedoch an, dass Investoren und Genehmigungsbehörden Planungsvorhaben transparent kommunizieren und die Öffentlichkeit frühzeitig und ernsthaft am Planungsprozess beteiligen müssten. Die Erfolgsaussichten einer besseren Einbindung der direkt betroffenen Bevölkerung werden aber skeptisch beurteilt, auch warnen mehrere Experten vor Verzögerungen und Unsicherheiten durch eine zu umfassende Partizipation. Zwei Stimmen fordern außerdem, dass Politik und Investoren notwendige Projekte im Zweifel auch gegen den Widerstand der Bevölkerung durchsetzen müssten. Kurzfazit: Nach Einschätzung der Experten wird die Akzeptanz von Kraftwerksneuund Netzausbauten mittelfristig eher noch sinken und die Proteste werden zunehmen. Erst langfristig, d.h. nach 2020, ist ein Umdenken der Bevölkerung zu erwarten, bedingt durch sinkende Versorgungssicherheit und höhere Strompreise. Aktivitäten der Industrie oder der Verwaltung/Politik, etwa zur stärkeren Bürgerbeteiligung werden nur von wenigen Experten als Lösungsweg gesehen. Somit wird der negative Einfluss, der von der fehlenden öffentlichen Akzeptanz auf das Investitionsklima wirkt, zumindest mittelfristig erhalten bleiben. 240/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.3.4 Zwischenfazit zum Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energie Energiewirtschaft Der Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft ist sehr groß. Das gilt sowohl für den Einfluss des politischen Systems (Parteien, Regierung, Verwaltung, Interessenverbände) als auch für den Einfluss der Bevölkerung an den Investitionsstandorten. Die Analyse gesellschaftspolitischer Konfliktlinien im Bereich der Energiepolitik verdeutlicht, dass es in Deutschland einen ungelösten Zielkonflikt in Politik und Gesellschaft gibt der sich einerseits zwischen ökologischen und ökonomischen Prioritäten zeigt und der sich andererseits in der Abwägung von Einzelinteressen gegenüber dem Energieinfrastruktur gesellschaftlichen ausdrückt. Interesse Obwohl der am Ausbau Ausbau der und Umbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien vor dem Hintergrund des Klimawandels politischer und gesellschaftlicher Konsens ist, herrscht aus Sicht der Experten Uneinigkeit vor allem über das Tempo und den Umfang dieses Ausbaus. Diese Einschätzung wird durch die Ergebnisse der Analyse politischer Konfliktlinien im Bereich der Energiepolitik gedeckt. Gleichzeitig verdeutlicht die Analyse aber auch, dass diese Konfliktlinie nicht nur in Deutschland, sondern auch in den Niederlanden, Großbritannien und Frankreich besteht. Eine ähnliche Situation zeigt sich im Hinblick auf die zukünftige Kernenergienutzung in diesen Ländern. Diese Konfliktlinie ist jedoch wesentlich stärker ausgeprägt und reicht inhaltlich von einer Diskussion über einen beschleunigten Ausstieg aus der Kernenergienutzung in Deutschland bis hin zu Frage der finanziellen Förderung eines Kernenergieausbaus in Großbritannien. Tabelle 4–14 gibt eine Übersicht über zentrale energiepolitische Konfliktlinien und ihre Ausgestaltung in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Mit Blick auf die gesellschaftspolitischen Konfliktlinien weisen die befragten Experten darauf hin, dass in Deutschland auf lokaler Ebene immer öfter Einzelne ihre Interessen gegenüber dem gesellschaftlichen Interesse an einer sicheren, wirtschaftlichen und umweltfreundlichen Energieversorgung lautstark verteidigen und durchsetzen, worauf die Politik bisher keine adäquate Antwort gefunden habe. Unter diesen Konflikten leidet die Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland aus Sicht der Experten besonders stark. 241/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle 4–14: 14: Zentrale energiepolitische Konfliktlinien und ihre Ausgestaltung in den aus ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten Kernenergie DE Fossile Energieträger Erneuerbare Ener Energien Starke Konfliktlinie inner- Konflikte zwischen Konfliktlinie zwischen halb der Regierungskoa- Regierung und Opposition Regierung und Opposition lition und zwischen Regie- bzgl. des Neubaus fossiler (vor allem Bündnis 90/Die rung und Opposition (Kohle)Kraftwerke Grünen) sowie innerhalb der Diskutiert wird im Kern die Konflikte zwischen Bund Regierungskoalition in Dauer/Rücknahme der und Ländern sowie Bezug auf das Ausbau- KKW-Laufzeitverlängerung zwischen den Ländern bzgl. tempo EE sowie die Verwendung der der Einführung eines all- Einnahmen aus der gemeinen CCS-Gesetzes Brennelementesteuer FR Kaum erkennbar Kaum erkennbar Konfliktlinie zwischen Regierung und Opposition in Bezug auf das Ausbautempo EE und die Wirksamkeit der EE-Förderung GB Konfliktlinie innerhalb der Kaum erkennbar Konfliktlinie zwischen Regierungskoalition und Regierung und Opposition zwischen Regierung und sowie innerhalb der einer Oppositionspartei Regierungskoalition in Kompromiss der Koalition: Bezug auf das Ausbau- „Neubau ohne Förderung“ tempo EE Eine Oppositionspartei befürwortet den Ausstieg aus der Kernenergienutzung, die andere die Fortführung NL Starke Konfliktlinie Konfliktlinie innerhalb der Konfliktlinie zwischen zwischen Regierung und Regierungskoalition sowie Regierung und Opposition Opposition zwischen Regierung und sowie innerhalb der Oppositionsparteien be- Opposition in Bezug auf Regierungskoalition in fürworten einen Ausstieg den weiteren Einsatz Bezug auf das Ausbau- aus der Kernenergienut- fossiler Brennstoffe tempo EE und die zung, während die Koali- Ausgestaltung der EE- tionsregierung den KKW- Förderung Neubau genehmigen will PL SK Nicht erkennbar Nicht erkennbar Nicht erkennbar Nicht erkennbar Nicht erkennbar Nicht erkennbar 242/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Die Einflussnahme durch (inter)national organisierte Umweltverbände und –organisationen auf energiewirtschaftliche Investitionsvorhaben in Deutschland wird von den befragten Experten dagegen differenziert betrachtet. Trotz ihrer Popularität gefährden diese Verbände und Organisationen die allgemeine Attraktivität des Standorts Deutschland gemäß Einschätzung der Experten nur nachrangig, da sie lösungsorientiert und realistisch vorgehen. Lokale Bürgerinitiativen zur Verhinderung einzelner Projekte stellen demgegenüber ein größeres Problem für die Attraktivität des Erzeugungsstandort Deutschland dar. Die Bedingungen in anderen Ländern Europas sind zwar teilweise ähnlich zu Deutschland, werden aber meist positiver wahrgenommen. Ausschlaggebend hierfür sind teils eine pragmatischere Konfliktkultur, teils eine stärkere Einflussnahme des Staates als aktiver Spieler in der Energiewirtschaft. Für die Energiewirtschaft bedeutet das Fehlen von klaren, verlässlichen energiepolitischen Vorgaben und Weichenstellungen aus Sicht der Experten hohe Risiken für ihre Investitionen. Aufgrund der bestehenden partei- und gesellschaftspolitischen Konfliktlinien kann aus Sicht der Experten jeder Regierungswechsel in Deutschland einen Umschwung in der Energiepolitik bewirken und die Rahmenbedingungen im Energiesektor drastisch verändern. Die Autoren dieser Studie teilen diese Einschätzung. Die Analyse parteipolitischer Konflikte verdeutlichte, energiepolitischen dass Konfliktlinien in Deutschland zu erwarten aufgrund steht, dass der ermittelten auch zukünftige Regierungswechsel zu einem Umschwenken energiepolitischer Strategien führen können. Dem aktuellen Energiekonzept kann somit aus Sicht der Autoren nur eine kurzfristige Gültigkeit innerhalb der aktuellen Legislaturperiode zugeschrieben werden. In den Niederlanden werfen die bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien innerhalb der Regierungskoalition aus Sicht der Autoren sogar die Frage auf, ob und wie schnell die Koalitionsparteien zu einem umfassenden gemeinsamen energiepolitischen Kurs finden werden, welche (weiteren) Veränderungen in Bezug auf bestehende Förderprogramme oder –ankündigungen der Vorgängerregierungen zu erwarten sind und wie lange diese zeitlich Bestand haben werden. Hinsichtlich der Stabilität der energiepolitischen Strategie kommt erschwerend hinzu, dass in den Niederlanden in Koalitionszusagen Regierungsperioden der Regel regieren mehrfach wechselnde und zu dass es Koalitionsregierungen während vorgezogenen der ohne feste vorangegangenen Parlamentswahlen kam. In Großbritannien und Frankreich wird die energiepolitische Ausrichtung aus Sicht der Autoren dagegen vergleichsweise stabil eingeschätzt. Obwohl die seit 1997 regierenden Labour Party in Großbritannien 2010 durch eine Koalitionsregierung aus Conservatives und Liberal Democrats abgelöst wurde, hat die amtierende Regierung keine energiepolitische Kehrtwende vollzogen. Dennoch werden Änderungen der energiewirtschaftlichen Investitionsbedingungen angestrebt, die in mittelfristiger Perspektive negativen Einfluss auf die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes 243/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Großbritannien haben könnten. In Frankreich wird die Stabilität der energiepolitischen Rahmenbedingungen für inländische wie ausländische Investoren insbesondere durch die Langfristplanung im Elektrizitätssektor und die Ausschreibungspolitik der französischen Regierung, bspw. im Offshore-Windenergiesegment, gestützt. In Polen und der Slowakischen Republik konnten keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition oder innerhalb der Regierungskoalition ermittelt werden. Insgesamt wird die energiepolitische Ausrichtung in diesen Ländern, wie bereits in Kapitel 4.2 thematisiert, durch den Aspekt Versorgungssicherheit determiniert. Aus Sicht der Autoren der Studie ist daher in Polen wie in der Slowakischen Republik eine vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. Tendenziell erwarten die Autoren jedoch, dass die Energiepolitik von Seiten der nationalen Regierungen zukünftig neben dem Aspekt der Versorgungssicherheit stärker auf die Themen Wettbewerbsfähigkeit, Effizienz und Nachhaltigkeit ausgerichtet wird. Im Hinblick auf die öffentliche Akzeptanz ergab die Literaturkurzrecherche, dass öffentliche Proteste gegen den Ausbau von Stromerzeugungsanlagen nicht nur in Deutschland anzutreffen sind, sondern auch in den anderen ausgewählten EUMitgliedstaaten. In allen Ländern gibt es trotz hoher öffentlicher Akzeptanz gegenüber dem Ausbau Erneuerbarer Energien Proteste auf lokaler Ebene gegenüber dem Ausbzw. Neubau von Onshore-WEA und in Teilen auch gegenüber dem (geplanten) Ausbau von Offshore-WEA. Die Proteste richten sich zumeist auf das Argument der Landschaftszerstörung. Daneben werden Lärm, Avifauna, Stadtplanung, Zivilluftfahrt oder Störung der Radarsysteme als Gründe für die Ablehnung von WEA aufgeführt. Auch gegen den Neubau fossiler Kraftwerke, zumeist Kohlekraftwerke, wurden öffentliche Proteste in allen untersuchten Ländern außer in Frankreich ermittelt. Im Bereich der Kernenergienutzung erscheint die öffentliche Akzeptanz in Deutschland im Vergleich der untersuchten Länder am geringsten ausgeprägt. In den Niederlanden gab es in der Vergangenheit immer wieder Protestaktionen durch Greenpeace gegen die Nutzung der Kernenergie. In Großbritannien ist die Anti-Atom-Bewegung durchaus medial wahrnehmbar, hat aber längst nicht die gesellschaftliche Relevanz und Breite wie etwa in Deutschland. In Frankreich scheint es vergleichsweise wenig Kritik an der Kernenergienutzung zu geben. In Polen gab es in der Vergangenheit Widerstände gegen den Einstieg in die Kernenergienutzung. Für den aktuell geplanten Bau von Kernkraftwerken ist ein Referendum im Gespräch. In der Slowakischen Republik findet die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken gemäß Presseberichten eine breite öffentliche Unterstützung. Die Auswertung der Experteninterviews erbrachte große Unterschiede in der öffentlichen Akzeptanz der verschiedenen energiewirtschaftlichen Investitionsbereiche: 244/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten - Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau fossiler Kraftwerke ist nur schwach. - Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von EE-Anlagen war bisher gut, könnte sich aber mittelfristig abschwächen. - Die CCS-Technologie hat derzeit mit großen Akzeptanzproblemen zu kämpfen und es erscheint eher unwahrscheinlich, dass sich dieses in Zukunft ändert. - Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neu- bzw. Ausbau des Hochspannungsnetzes ist ebenfalls mangelhaft. Das hat direkte Auswirkungen auf das Investitionsklima in der deutschen Energiewirtschaft. Im Bereich der fossilen Kraftwerke wurden in den letzten Jahren etliche Neubauvorhaben gestoppt und das Investitionsniveau liegt eindeutig unter dem, was bei allgemeiner öffentlicher Akzeptanz in diesem Sektor möglich wäre. Im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugung gibt es zwar einzelne öffentliche Konflikte, insgesamt liegt das Investitionsniveau aber weit über dem in den meisten anderen europäischen Ländern. Bei der CCS-Technologie liegt das Problem in der Verknüpfung mit dem Neubau fossiler Kraftwerke. Ohne CCS ist die geplante Klimaneutralität dieser Kraftwerke nicht zu erreichen und es stellt sich die Frage, ob fossile Kraftwerke, insbesondere Braunkohlekraftwerke, in Deutschland überhaupt noch gebaut werden können. Letztendlich wird hier ein wesentlicher Pfeiler der europäischen und der deutschen Klimaschutzpolitik in Frage gestellt. Da ist es ein schwacher Trost, dass CCS auch in anderen EU-Staaten eher auf Ablehnung trifft. Von zentraler Bedeutung für die Investitionen in die Offshore-Windenergienutzung ist die mangelnde Akzeptanz des Hochspannungsnetzausbaus. Auch hier könnten Milliarden-Investitionen blockiert werden, wenn es innerhalb der nächsten Jahre zu keiner Lösung kommt, wobei auch der Neubau fossiler Kraftwerke in Norddeutschland mit betroffen wäre. Der Mangel an öffentlicher Akzeptanz ist mit verantwortlich für ein insgesamt reduziertes Investitionsniveau in Deutschland. Da gleichzeitig deutsche Unternehmen, insbesondere die großen vier Energiekonzerne, auch in anderen EU-Mitgliedstaaten investieren, stellt sich die Frage, ob es zu Verlagerungen von Investitionen gekommen ist und in Zukunft kommen wird. Diese Frage kann allerdings auf der Basis unserer Erhebungen nicht beantwortet werden. In der globalen Wirtschaft ist das Kapital sehr flexibel und nicht standorttreu. Investitionschancen werden genutzt, wo sie sich bieten. Wären die Investitionschancen in Deutschland besser gewesen, hätten die großen Konzerne vielleicht in Deutschland und genauso viel im Ausland investiert. Auf die Frage nach den Trends bezüglich der öffentlichen Akzeptanz von Kraftwerksund Netzinvestitionen sehen die Experten für die Zeit bis 2020 keine spürbare Veränderung. Erst langfristig, d.h. nach 2020, wird ein Umdenken der Bevölkerung erwartet, bedingt durch sinkende Versorgungssicherheit und höhere Strompreise. Es 245/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten wird sich zeigen, ob es sich die Politik in Deutschland erlauben kann, auf diesen Effekt zu warten. Angesichts des nach Fukushima dringlicheren Ausbaus der Erneuerbaren Energien – und vielleicht auch der fossilen Stromerzeugung – sowie unter Berücksichtigung der Lehren aus „Stuttgart 21“ könnte es aber auch zu einem Umdenken kommen. Am Ende könnte ein ganz neues Planungs- und Genehmigungsverfahren für große Energie- und Infrastrukturprojekte stehen, in dem die betroffenen Bürger von Anfang an intensiver einbezogen werden. Das könnte zu einer dauerhaften Verbesserung des Investitionsklimas und zu einem Abbau des Investitionsstaus im Bereich der Energiewirtschaft führen. 4.4 Investitionsstrategien von Stromerzeugern Stromerzeugern zwischen deutscher und europäischer Energie Energiepolitik Im letzen Abschnitt der empirischen Länderanalyse werden die Investitionsstrategien von Stromerzeugern Energiepolitik zwischen betrachtet. Investitionsstrategien deutscher Dabei deutscher liegt (bzw. der Unternehmen. nationaler) Fokus Es auf wird und der europäischer Analyse betrachtet, in von welche Stromerzeugungstechnologien Verbundunternehmen und größere Stadtwerke bzw. Regionalversorger investieren und auf welche Marktausdehnung die Investitionstätigkeit gerichtet ist (national, europäisch, international). Im Kern wird den Fragen nachgegangen, Strategien inwiefern zwischen Regionalversorgern Energiewirtschaft in eine Auseinanderentwicklung Verbundunternehmen Deutschland andererseits und einerseits wahrgenommen energiewirtschaftlicher größeren sowie werden Stadtwerken zwischen kann. Regierung Um bzw. und Divergenzen zwischen Zielen von Regierung und Energiewirtschaft aufzuzeigen, erfolgt auf nationaler Ebene eine Einschätzung der Auswirkungen des Energiekonzeptes auf Investitionsbedingungen und –strategien in Deutschland. Auf europäischer Ebene erfolgt eine Darstellung zentraler Interessen europäischer Elektrizitätserzeuger in Bezug auf den gegenwärtigen Integrationsprozess des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes, bestehende Investitionsdefizite und Forderungen an die europäische Energiepolitik. Wie in den vorigen Abschnitten erfolgt die Analyse der Investitionsstrategien deutscher Energieunternehmen sowohl auf Basis von Homepages, aktueller Geschäftsberichte und Positionspapiere als auch durch die Untersuchung der Meinung der befragten Experten zu diesem Themenkomplex. Eine Auswertung der Investitionsstrategien ausländischer Stromerzeuger war im Rahmen der Studie aus Kapazitätsgründen nicht möglich. 246/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.4.1 Auswirkungen des Energiekonzeptes Energiekonzeptes auf Investition Investitions titionsbedingungen und –strategien in Deutschland Während die nationalen Regierungen energiepolitische Ziele setzen, ist die Umsetzung dieser Ziele nur durch positive Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft zu erreichen. Divergenzen zwischen politischen Zielen der Regierung und Handeln der Energiewirtschaft können dazu führen, dass EVU nicht in die regierungsseitig gewünschten Erzeugungsanlagen investieren oder ihre Investitionen ins Ausland verlagern. Angesichts des großen Einflusses, den die nationale Energiepolitik auf die Investitionsbedingungen der Energiewirtschaft hat, bietet die Erarbeitung eines langfristigen Energiekonzeptes, wie im Herbst 2010 von der amtierenden Regierung in Deutschland vorgelegt, die große Chance, einen positiven Rahmen für Zukunftsinvestitionen aufzubauen, aber gleichzeitig auch das Risiko, Erwartungen der Energiewirtschaft zu verfehlen und das Investitionsklima zu verschlechtern. Da die Energiewirtschaft durch den Liberalisierungsprozess an Homogenität verloren hat und von starken Interessengegensätzen zwischen großen Energiekonzernen und mittelständischen regionalen und kommunalen EVU geprägt ist, erscheint es nahezu unmöglich, für die gesamte Energiewirtschaft positive Investitionsbedingungen zu schaffen. Es geht daher im folgenden Abschnitt zunächst um die Darstellung der offiziellen Reaktionen einiger Unternehmen und Verbände der Energiewirtschaft auf das Energiekonzept. Im Anschluss daran wird dargestellt, welche Auswirkungen das Energiekonzept 2010 auf Investitionsbedingungen für Stromerzeuger in Deutschland nach Meinung der befragten Experten hat. 4.4.1.1. Reaktionen von Verbundunternehmen und Stadtwer Stadtwerken auf das Energiekonzept Mit der zentralen Maßnahme der Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke hat das Energiekonzept 2010 die deutsche Energiewirtschaft in zwei Lager gespalten. Während die vier Verbundunternehmen und Kernkraftwerksbetreiber das Energiekonzept mehr oder weniger stark begrüßten, wurde es von den deutschen Stadtwerken „mit großer Enttäuschung zur Kenntnis genommen“. Betrachtet man die Reaktionen der Energiewirtschaft aus der Perspektive „Investitionsbedingungen“, so ist das Ergebnis jedoch selbst im Kreis der vier großen Konzerne gemischt. Weil die Verlängerung der Kernkraftwerkslaufzeiten mit der Einführung einer Kernbrennstoffsteuer und der Erhebung einer Abgabe an einen Energie- und Klimafonds verbunden ist, sieht sich ein Teil der Unternehmen gezwungen, ihre Investitionspläne zu prüfen und ggf. zu kürzen bzw. vorerst einzufrieren oder inländische Arbeitsplätze abzubauen. [E.ON, 2010d], [EnBW, 2010b], [IWR, 2010b], [Vattenfall, 2010c] Die kleineren kommunalen und regionalen EVU fühlen sich demgegenüber benachteiligt, weil „sich die Energiepolitik der Bundesregierung einseitig auf die Seite der großen Konzerne schlägt.“ Nach Meinung des Verbands kommunaler Unternehmen 247/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten (VKU) wird durch das Energiekonzept „die Marktmacht der großen Konzerne bei der Energieerzeugung durch die Vorfestlegungen der Bundesregierung zementiert. Die Bundesregierung riskiert mit den [...] Beschlüssen, dass viele der kommunalen Investitionen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien und neuer hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen nicht mehr getätigt werden.“ [VKU, 2010] Im Vertrauen auf den gesetzlichen Kernenergieausstieg haben die Stadtwerke schon im großen Umfang Erzeugungsinvestitionen getätigt und weitere geplant, um die Erzeugungsmengen stillgelegter KKW auszugleichen. Die Wirtschaftlichkeit dieser Investitionen ist nun gefährdet. [VKU-Sachsen, 2010] Eine weitere grundlegende Kritik der kommunalen EVU lautet, dass die wichtige Rolle der hocheffizienten KWK und der zu ihrer Umsetzung notwendige Förderbedarf im Energiekonzept nicht ausführlich genug dargestellt werden. Ähnliches gilt auch für den Umbau der Verteilnetze zu Smart Grids, der für die Integration der erneuerbaren Stromerzeugung unerlässlich sei. Außerdem wird der von der Bundesregierung angekündigte Umbau der EE-Förderung kritisiert, da er zu einer Verunsicherung bei potenziellen Investoren im Kreis der kommunalen/regionalen EVU führt. [VKU, 2010] Tabelle 4–15 zeigt eine Gegenüberstellung der wichtigsten Reaktionen der Stromkonzerne und der Stadtwerke auf das Energiekonzept der Bundesregierung. Tabelle 4–15: 15: Reaktionen von Verbundunternehmen und Stadtwerken auf das Ener Energiekonzept Stromkonzerne Stadtwerke befü befürworten Energiekonzept befü befürchten Nachteile • Kernenergie als „Brü BrückenckenGrundaussage technologie“ technologie“ für den EEEE-Ausbau sinnvoll • Ausbau der Machtmacht groß großer EVUs zu Lasten des Wettbewerbs • Gefä Gefährdung der Wirtschaftlichkeit bestehender und geplanter Investitionen • Keine klaren Umsetzungsvorgaben • Primä Primäre Investitionsvorhaben: Spezifische Ansichten – Modernisierung konvenkonventioneller Energieanlagen – Steigerung der Energie Energieeffizienz • EE: Investitionshemmnisse aufaufFolgerung Quelle: grund der Kernbrennstoffsteuer und Fondsabgabe zur Erreichung der Zielmarken (EE) • Keinerlei Vorgaben zu KWK, „Smart Grids“ Grids“ und zum Ausbau der Verteilernetze • Entwertung der Wirtschaftlichkeit der eigenen Kraftwerke durch KKWKKW-Laufzeitverlä Laufzeitverlängerung •EE und KWK: Investitionsstau/ -hemmnisse aufgrund von Rechtsunsicherheiten Eigene Darstellung BEI 248/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.4.1.2. Expertenmeinungen zu den Auswi Auswir swirkungen des EnergiekonEnergiekonzepts auf Investi Investitionsbedingungen „Inwiefern wird die konsequente Umsetzung der im Energiekonzept festgeschriebenen Ziele in den nächsten 10 Jahren die Investitionsbedingungen für Stromerzeuger in Deutschland verändern?“ Zu dieser Frage liegen 16 Experteneinschätzungen vor. Alle Befragten erwarten von einer Umsetzung des Energiekonzepts deutliche Änderungen der Investitionsbedingungen, was die Bedeutung politischer Rahmenbedingungen im Stromsektor unterstreicht. Allgemeine Auswirkungen Auswirkungen Ein allgemeiner Kritikpunkt am Energiekonzept, der von drei Experten prägnant formuliert wird, ist die fehlende langfristige und schlüssige Perspektive zur zukünftigen Erzeugungsstruktur in Deutschland. Zusammen mit der ungewissen Umsetzung und dem Risiko zukünftiger politischer Richtungswechsel stellt dies einen erheblichen Unsicherheitsfaktor für Investitionen im Stromsektor dar. Zwei Experten relativieren allerdings, dass weitere Faktoren die Investitionsbedingungen und -entscheidungen im deutschen Energiesektor beeinflussen – etwa die künftige Entwicklung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes oder des CO2-Emissionshandels. So wird aus den Reihen der Regionalversorger angemerkt, dass diese in Folge des Energiekonzepts ihre Erzeugungsstruktur nicht komplett neu ausrichten. Allerdings würden sie aufgrund unklarer Perspektiven im fossilen Sektor ihre Investitionen diversifizieren und gegebenenfalls eher in kostengünstige EE-Erzeugung und/oder im Ausland investieren. Die Verbundunternehmen, so ein Vertreter, planten generell europaweit; deshalb sei die Energiepolitik anderer Staaten ebenso entscheidend wie die deutsche. Insgesamt, so der Experte weiter, seien die im Energiekonzept formulierten Ausbauziele für Netze, Erneuerbare Energien und CO2-arme Kraftwerke unrealistisch und überstiegen die - auch durch andere Faktoren begrenzte - Investitionsfähigkeit der Energieunternehmen. Im Hinblick auf seine Umsetzbarkeit geben sich zwei Experten skeptisch, ob das Energiekonzept in seiner derzeitigen Form wirklich konsequent umgesetzt wird. Ein Experte hält das Konzept langfristig für inhaltlich nicht tragbar, ein anderer weist auf die Landtagswahlen in 2011 hin, deren Resultate die Durchsetzungsfähigkeit der Bundesregierung beeinflussen könnten. Ein dritter Experte gibt zu bedenken, dass eine Umsetzung in Form von Gesetzen frühestens 2012 zu erwarten sei; auch wird auf die Klagen hingewiesen, die gegen die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke anhängig sind und diese noch kippen könnten. 249/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Auswirkungen auf auf bestimmte Erzeugungsarten Im Falle einer konsequenten Umsetzung des Energiekonzepts werden die Investitionsbedingungen für verschiedene Erzeugungsarten nach Meinung der befragten Experten unterschiedlich beeinflusst: Kernkraftwerke: Kernkraftwerke: In der vorgesehenen Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke wird übereinstimmend der stärkste Einflussfaktor des Energiekonzepts gesehen. Sollte die Verlängerung Bestand haben, ist dadurch mit Erhaltungsinvestitionen in die weiter zu betreibenden Kraftwerke zu rechnen. Neuinvestitionen sind durch das grundsätzliche Bekenntnis zum langfristigen Atomausstieg aus Sicht der Experten allerdings nicht zu erwarten. Fossile Kraftwerke: 13 Experten sehen die Bedingungen für Investitionen in fossile Kraftwerke deutlich verschlechtert, die übrigen äußern sich hierzu nicht. Als Grund hierfür wird vor allem die vorgesehene Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke genannt, die zu einem sinkenden Preisniveau und langfristiger Konkurrenz im Grundlastbereich führt. Gleichzeitig, so drei Experten, sorgt auch die zunehmende, vorrangige EE-Einspeisung für weniger Volllaststunden und damit geringere Rentabilität fossiler Kraftwerke. Da sich auch die Bedingungen für den Betrieb bestehender Kraftwerke änderten, spricht ein Experte hier von einer „Vernichtung bestehender Assets“. Für die Kohleverstromung rechnen mehrere Experten mit einem endgültigen Investitionsstopp, andere erwarten zumindest den längerfristigen Aufschub geplanter Neubauten. Realisiert würden Demonstrationskraftwerke. nach Bereits Ansicht im Bau eines Experten befindliche lediglich Kraftwerke mit CCSeiner Gesamtleistung von etwa 12 GW würden aber fertig gestellt. Ein Experte erwartet auch negative Wirkungen auf effizienzfördernde Innovationen im fossilen Bereich, wie etwa zur Braunkohletrocknung. Für Investitionen in Gaskraftwerke wird die Situation ähnlich negativ eingeschätzt. Hauptkritikpunkt ist hier neben den erwarteten sinkenden Renditen durch weniger Volllaststunden die generelle Nichtbeachtung von Gaskraftwerken im Energiekonzept. Ein Experte erkennt hier einen Zielkonflikt: Es würden weder konkrete Ausbauziele noch Anreizsysteme für moderne Gaskraftwerke aufgestellt, obwohl der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien in Zukunft deutlich höhere Regel- und Reservekapazitäten erforderlich mache. Auch von der im Energiekonzept angekündigten zeitlich befristeten Förderung des Neubaus hocheffizienter und CCS-fähiger fossiler Kraftwerke für Unternehmen mit einem Marktanteil unter 5 % erwarten die Experten keine größeren Auswirkungen auf das Investitionsverhalten „kleinerer Unternehmen“. Zwei Experten betonen, dass der Förderzeitraum von 2013 – 2016 zu früh angesetzt sei, weil derzeit die Rahmen250/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten bedingungen für die CCS-Anwendung in Deutschland noch nicht gesetzlich festgelegt sind, Kraftwerke mit Inbetriebnahme bis spätestens 2016 aber schon jetzt geplant werden müssen. Grundsätzlich bestehe aber aus Sicht von Regionalversorgern großes Interesse an einer derartigen Förderung durch die Bundesregierung. Ein anderer Experte hält dagegen die geplante Förderung in Höhe von 10 % der Investitionskosten im Vergleich zu den Kosten der CCS-Technologie für zu gering, um damit Investitionsreize zu setzen: „Investitionen in CCS-fähige Kraftwerke werden erst dann interessant, wenn parallel die CO2-Zertifikatskosten ansteigen, was allerdings erst nach 2020 zu erwarten ist.“ Fernwärme / KWK: Der Bereich Kraft-Wärme-Kopplung wird nach Meinung mehrerer Experten im Energiekonzept unzureichend behandelt; es sei unklar, wie sich die Rahmenbedingungen in diesem Bereich künftig entwickeln würden. Entsprechend spärlich und uneindeutig fallen die konkreten Prognosen speziell für Investitionen in Klein-KWK aus: Ein Experte sieht keine Beeinflussung, ein anderer rechnet mit sinkenden Renditen durch stagnierende Strompreise, ein weiterer dagegen mit einer Stärkung im Rahmen einer dezentraleren Erzeugungsstruktur. Zur Fernwärmeauskopplung in Großkraftwerken überwiegen die negativen Erwartungen. Ein Experte weist darauf hin, dass das 2007 vorgelegte integrierte Energie- und Klimaprogramm der damaligen Regierung eine stärkere Förderung und konkrete Ausbauziele für effiziente KWK vorsah, davon sei im aktuellen Energiekonzept nichts übernommen worden. Zudem stehe 2011 eine Evaluation und Überprüfung der bisherigen KWK-Förderung an, was zur Unsicherheit in dem Sektor beitrage. Der Experte fordert daher ein Fernwärmepaket, das neben einer längeren Förderung für Neuanlagen und verbesserten Anreizen für die Modernisierung bestehender Anlagen auch eine Förderung der Wärmenetzverdichtung und strengere Vorgaben zur ökologischen Wärmeversorgung im Gebäudebestand beinhaltet. Erneuerbare Energien: Energien: Der Einfluss des Energiekonzepts auf Investitionsbedingungen im Bereich Erneuerbarer Energien wird vergleichsweise positiv betrachtet. Drei Experten erwarten durch den geplanten weiteren EE-Ausbau verbesserte Investitionsbedingungen. Einer von ihnen prognostiziert sogar eine weitgehende Verschiebung der Investitionstätigkeit in diesen Sektor, vor allem hin zur Windenergie, dahinter Biomasse und Photovoltaik. Nur ein Experte rechnet aufgrund der verlängerten Laufzeiten für Kernkraftwerke mit zurückgehenden Investitionen im EEBereich. Investitionsunsicherheiten birgt allerdings die im Energiekonzept offen gelassene Neuregelung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, wie in zwei Kommentaren angemerkt wurde. Kurzfazit: Die Ergebnisse der Befragung zeigen, dass nach Meinung der Experten das Energiekonzept der Bundesregierung deutliche Auswirkungen auf die Investitionsbedingungen im deutschen Stromsektor haben wird, wenn es wie geplant 251/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten umgesetzt wird. Die Experten bemängeln dabei allgemein ein fehlendes Leitbild zur zukünftigen Erzeugungsstruktur und die daraus entstehende Investitionsunsicherheit. Am schlechtesten beurteilen sie die Perspektive für Investitionen in fossile Kraftwerke. Die Planungen für Kohle-, aber auch Gaskraftwerke werden auf Eis gelegt, ihre erwartete Rendite leidet massiv unter der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke. Die Zukunft der Kraft-Wärme-Kopplung ist unklar, Investitionen könnten auch hier zurückgehen. Am relativ sichersten werden die Bedingungen für Erneuerbare Energien wahrgenommen, Investitionen könnten sich aus Sicht der Experten stärker in diesen Bereich verschieben. 4.4.1.3. Expertenmeinungen zu den Auswir Auswirkungen des Energiekon Energiekonkonzepts auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern in DE DE „Welche Auswirkungen hat das Energiekonzept Ihrer Meinung nach auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern in Deutschland aktuell und zukünftig bis 2020 in Bezug auf die folgenden (in Tabelle 4–16 aufgeführten) Strategien?“ Zu der Frage, ob das Energiekonzept in Deutschland die Umsetzung geplanter Investitionen in die Stromerzeugung beeinträchtigt, zeichnet sich anhand der Expertenbefragung ein klares Bild ab, wie Tabelle 4–16 verdeutlicht. Tabelle 4–16: 16: Überblick über die Experteneinschätzung zur Auswirkungen des Energiekonzeptes auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern Stromerzeugern a. Nichtdurchführung geplanter Investitionen in Stromerzeugungsanlagen in DE Kein Neubau Keine Erweiterung Keine Gesamt Auswirkun Auswirkungen Aktuell Bis 2020 6 (Kohle-KW) 1 (Gas-KW) 1 8 14 (Kohle-KW) 0 0 16 1 (Gas-KW) 1 (PV-Anlagen) b. Verlagerung Verlagerung von Investitionen zwischen konventionellen und erneuerbaren Erzeu Erzeugungsanlagen in Deutschland Verlagerung Verlagerung aus Keine wegen anderen Gründen Verlage Verlagerung Gesamt Energie Energiekonzept Aktuell 9 4 3 16 Bis 2020 9 4 3 16 252/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten c. Verlagerung von Erzeugungsstandorten Erzeugungsstandorten innerhalb von Deutschland Süd nach Nord Andere Gesamt Keine Verlage Verlagerung Aktuell 3 (Windkraft) 2 2 (Kohle-KW) (Dezentralisierung) 4 12 2 12 1 (Gas-KW/ Speicher) Bis 2020 4 (Windkraft) 3 2 (Kohle-KW) (Dezentralisierung) 1 (Gas-KW/ Speicher) d. Verlagerung von in Deutschland geplanten Investitionen ins europäische Ausland Gesamt Fossile und Nur Erneuerbare Keine Erneuerbare Ener Energien Verlage Verlagerung Ener Energien Aktuell 6 0 9 15 Bis 2020 8 3 4 15 (Regionalversorger) e. Verlagerung von in Deutschland Deutschland geplanten Investitionen ins außereuropäische Aus Ausland Verbundun Verbundunternehmen Regional Regionalversorger Ja Nein Unklar Gesamt Ja Nein Unklar Gesamt Aktuell 6 5 1 12 0 9 0 9 Bis 2020 6 3 3 12 0 8 1 9 Nichtdurchführung geplanter Investitionen in Stromerzeugungsanlagen Stromerzeugungsanlagen in DE: Aus Sicht der befragten Experten wurden etliche Investitionen in neue Kohlekraftwerke bereits auf Eis gelegt oder gänzlich verworfen, mittelfristig wird sich diese Entwicklung noch verstärken. Für Gaskraftwerke ist die Situation weniger eindeutig: Einige Experten sehen die Bedingungen auch hier verschlechtert, andere erwarten dagegen eher eine Verlagerung der Investitionen von Kohle- hin zu Gaskraftwerken. Auffällig ist, dass die Erweiterung bestehender fossiler Kraftwerke weniger beeinträchtigt scheint. Laut 253/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten einiger Experten wird diese Option nun sogar verstärkt als Alternative zum Kraftwerksneubau verfolgt. Verlagerung von Erzeu Erzeugungsanlagen Investitionen in zwischen Deutschland: konventionellen Gemäß und erneuerbaren Experteneinschätzung löst das Energiekonzept eine klare Verlagerung von Investitionen in Richtung Erneuerbarer Energien-Projekte aus, allerdings verstärkt von weiteren Faktoren. Diese Tendenz ist bereits jetzt klar erkennbar und wird sich im nächsten Jahrzehnt fortsetzen. Verlagerung Verlagerung von Erzeugungsstandorten innerhalb von Deutschland: Innerhalb Deutschlands erwarten die befragten Experten aktuell und mittelfristig eine gewisse regionale Verlagerung der Stromproduktion Richtung Norden: Einerseits bedingt durch den Ausbau der Offshore-Windenergie, andererseits durch die Neuerrichtung fossiler Kraftwerke an verkehrsgünstigeren, küstennahen Standorten. Ob Regelkraftwerke und Speicher erzeugungsnah im Norden oder auch in anderen Regionen gebaut werden, hängt laut einem Experten vom zukünftigen Ausbau der Übertragungsnetze ab. Verlagerung von in Deutschland geplanten Investitionen ins europäische Ausland: Eine weitere wahrscheinliche Reaktion auf das Energiekonzept ist die Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland. Aus Sicht der befragten Experten sind gegenwärtig hauptsächlich die großen Verbundunternehmen im europäischen Markt aktiv, sowohl im fossilen als auch im erneuerbaren Bereich; in letzterem spielt Offshore-Windenergie eine große Rolle. Mittelfristig könnte sich dieser Trend verstärken, wobei vor allem im EE-Bereich ein stärkeres Engagement der Regionalversorger im europäischen Ausland zu erwarten ist. Bei der Verlagerung von Investitionen ins Ausland müssen zwei Fälle unterschieden werden: Die Investition in ausländische Produktiosnkapazitäten aus Gründen der Kapitalanlage und die Investitiion mit dem Ziel, den im Ausland produzierten Strom wieder nach Deutschland zu importieren. Die zweite Alternative hätte stärkere Rückwirkungen auf die Erzeugungslandschaft in Deutschland, findet aber derzeit nur in seltenen Fällen statt. Verlagerung von in Deutschland geplanten Investitionen ins außereuropäische Ausland: Eine umfangreiche Verlagerung der Investitionstätigkeit ins außereuropäische Ausland ist dagegen gemäß Experteneinschätzung weniger wahrscheinlich. Die finanzstarken Verbundunternehmen sind zwar bereits in außereuropäischen Märkten aktiv. Ob sie dieses Engagement aber aufgrund des deutschen Energiekonzepts kurz- oder mittelfristig intensivieren, ist unklar. Für die Regionalversorger spielt diese Option offensichtlich keine Rolle. 254/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.4.2 Investitionsstrategien im Kontext des europäischen Binnenmarktes Gemäß EnBW Geschäftsbericht lassen sich Energieunternehmen in Europa gemäß ihrer Größe und Marktausdehnung grob in drei Gruppen unterteilen [EnBW, 2011b]: Der ersten Gruppe werden Unternehmen zugerechnet, deren Geschäftsaktivitäten europaoder weltweit in einer Vielzahl von Märkten stark diversifiziert sind. Dieser Gruppe gehören in Deutschland mit E.ON und RWE zwei der vier Verbundunternehmen an. Beiden Unternehmen wird auch unter den vier deutschen Verbundunternehmen im Rahmen von Kartellrechtsverfahren eine marktbeherrschende Stellung attestiert (vgl. Kapitel 4.1). Einer zweiten Gruppe lassen sich Unternehmen zurechnen, die ausgehend von einer starken Position in ihren Heimatmärkten ein Wachstum in ausgewählten europäischen Auslandsmärkten anstreben. In Deutschland zählen hierzu die zwei kleineren Verbundunternehmen EnBW und Vattenfall Europe, als 100 % Tochterunternehmen des schwedischen Energieunternehmens Vattenfall. Darüber hinaus besteht in den einzelnen europäischen Ländern eine Vielzahl regional und lokal tätiger Unternehmen, die in ihren begrenzten Märkten eine starke Stellung aufweisen. Nachfolgend werden zunächst Investitionsstrategien der vier Verbundunternehmen und größerer Stadtwerke bzw. Regionalversorger im Kontext des europäischen Binnenmarktes dargestellt. 43 Im Anschluss daran wird die Meinung der befragten Experten zum Einfluss des europäischen Binnenmarktes auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern dargelegt. Dabei wird differenziert auf die europäische Ausrichtung zukünftiger Investitionsstrategien der vier großen Verbundunternehmen einerseits und der Stadtwerke und Regionalversorger andererseits eingegangen. Abschließend werden aktuelle Investitionshemmnisse und Forderungen großer europäischer Energieunternehmen an die europäische Energiepolitik im Überblick dargelegt. 4.4.2.1. Investitionsstrategien von Verbundunterne Verbundunternehmen und größeren Stadtwerken im europäischen Kontext Tabelle 4–17 gibt eine Übersicht über aktuelle Investitionsstrategien der vier deutschen Verbundunternehmen im Hinblick auf Marktausdehnung und Erzeugungsmix. Anhand der Tabelle ist ersichtlich, dass die zwei europäischen Unternehmen E.ON und RWE in kurz- bis mittelfristiger Perspektive ein vergleichsweise starkes Marktwachstum außerhalb Deutschlands anstreben. Während RWE stärker auf Europa fokussiert, strebt E.ON auch ein größeres außereuropäisches Marktwachstum an. Beide Unternehmen setzen ihre Investitionsschwerpunkte in Deutschland im Bereich fossiler Kraftwerke und Erneuerbarer Energien, insbesondere Offshore-Windenergie, während außerhalb von Deutschland auch ein Ausbau der Kernenergienutzung angestrebt wird. 43 Die Ebene der „kleinen“ Stadtwerke wird aufgrund ihrer begrenzten Marktmacht im Rahmen der Studie nicht näher betrachtet. 255/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Tabelle 4–17: 17: Investitionsstrategien der vier deutschen Verbundunternehmen E.ON ElektrizitätsElektrizitäts- EnBW RWE Vatten Vattenfall 614 TWh 147 TWh 317 TWh 189 TWh Wichtigste Benelux, Italien, Tschechien GB, Niederlande, GB, Benelux, Märkte ne neben Spanien, Portugal, Belgien, Nordeu- Italien, Spanien, DE GB, MOE, Nord- ropa, Polen Nordeuropa, absatz 2008 und Südamerika Russland, MOE Erzeugungs Erzeugungs- Investitionsschwer Investitionen bis Investitionen bis Investitionsplan mix der Investitionen punkt 2010-2012: 2012 2013: bis 2014: • Ausbau EE: • Ausbau EE: • Ausbau EE: • Ausbau EE: Insbesondere insbesondere insbesondere insbesondere Windkraft (vor Wasser, On-/ Windkraft (vor Windkraft (vor allem Offshore) Offshore- allem Offshore) allem Offshore) und Wasserkraft Windparks und • Stärkung des konventionellen Biomasse • Bau neuer Kraftwerksparks thermischer (Gas, Kohle) Kraftwerke • Entwicklung der • Stärkung des • Stärkung des konventionellen konventionellen Kraftwerksparks Kraftwerksparks (Gas, Kohle) (Gas, Kohle) • Neubau von • Entwicklung von Investitionen bis KKW außerhalb CCS Techno- CCS – Techno- 2020: von DE logie logie • Steigerung des Investitionsplan EE-Anteils am bis 2030, Ausbau: • Neubau von KKW außerhalb Erzeugungs- von DE portfolio auf ca. • Kernenergie • Windenergie, 20 % Hydroenergie, Wellenenergie • CCS-Technologie Investitio Investitionen Wachstum Kernmarkt bleibt Ergebnisanteil DE (CCS und Neu- in fol folgenden außerhalb der Deutschland, außerhalb DE soll bau von Kohle- Märkten geplant angestammten selektives erhöht werden kraftwerken) Kernländer Wachstum im (2013: 50 %) Deutschland, Ausland in den Großbritannien Bereichen EE, und Schweden Energiemanagement und –effizienz Wachstumsmärkte Schweiz, Türkei, Polen GB (vor allem Märkte insbeson- Offshore-Wind- dere für EE: parks) Südeuropa, Frankreich, Irland Wachstumsmärkte Türkei, Südosteuropa Schweden (Kernenergie) Niederlande und Belgien (vor allem Gaskraftwerke) Quellen: [E.ON, 2010a], [E.ON, 2010b], [EnBW, 2011b], [EnBW, 2010a], [RWE, 2010b], [Vattenfall, 2010d] 256/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Die vollständige Versteigerung der Emissionsberechtigungen in der dritten Handelsperiode des europäischen Emissionshandels, erhöht aus Sicht von RWE jedoch die Notwendigkeit, in den betroffenen Ländern in EE zu investieren. Gleichzeitig betont RWE, dass der Umbau zu einem klimaschonenden Energieerzeugungsmix neben investitionsfreundlichen politischen Rahmenbedingungen insbesondere der gesellschaftlichen Akzeptanz aller ökonomisch und ökologisch sinnvollen Technologien bedürfe. [RWE, 2010b] Auch E.ON fordert, dass Politik und Industrie verstärkt um Akzeptanz in der Bevölkerung insbesondere für den Netzausbau werben sollten, der für die Nutzung der EE dringend notwendig sei. [E.ON, 2010c] Im Gegensatz zu RWE und E.ON sind EnBW und Vattenfall stärker auf ihre Heimatmärkte Deutschland und Schweden, sowie ausgewählte europäische Märkte fokussiert. Dabei ist die bestehende und geplante europäische Marktabdeckung von Vattenfall deutlich höher als von EnBW. In Bezug auf die geplanten Investitionen in den Erzeugungsmix zielt EnBW zukünftig stark auf die Segmente EE, Energiemanagement und –effizienz ab. In ihrem Geschäftsbericht 2010 konstatiert EnBW jedoch, dass aufgrund der mit insbesondere durch dem Investitionsprogramms Energiekonzept die verbundenen Kernbrennstoffsteuer, vorgenommen wurde. eine finanziellen Kürzung Vattenfall Belastungen, des geplanten plant dagegen marktspezifische Investitionen in allen Erzeugungsbereichen. In Deutschland wird insbesondere ein Ausbau fossiler Kraftwerke in Verbindung mit CCS-Technologien angestrebt. Um verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen zu schaffen, fehlt nach Ansicht von Vattenfall in Deutschland jedoch immer noch ein CCS– Gesetz. Darüber hinaus fordert Vattenfall auch deshalb ein klares Votum der Politik für CCS, um die Akzeptanz in der Bevölkerung für diese Technologie zu erhöhen. [Vattenfall, 2010d] [Vattenfall, 2010b] Die vier Verbundunternehmen weisen umfangreiche Beteiligungsverpflechtungen mit Regionalversorgern und kommunalen Energieunternehmen auf. Seit Beginn der Liberaliserung sind diese Beziehungen systematisch ausgebaut worden, u.a. um sich darüber den Stromabsatz für das Erzeugungsportfolio zu sichern. Eine intensivere Thematisierung dieses Beziehungsgeflechts ist im Rahmen dieser Studie nicht möglich. Ein wichtiger Aspekt scheint jedoch zu sein, dass die Verbundunternehmen über diese Beziehungen auch einen gewissen Einfluss auf die Erzeugungsinvestitionen der regionalen und kommunalen Ebene haben und diese strategisch gegen die eigenen Investitionen abgrenzen oder auch bewusst ergänzende strategische Ansätze suchen können. (GA 30.06.) Den vier Verbundunternehmen und deren Beteiligungen an anderen EVU stehen in Deutschland eine Reihe von Regionalversorgern und größeren Stadtwerken im Markt gegenüber, die sich im Gefolge der Liberalisierung und Europäisierung der Energiemärkte vielfach zu größeren Verbünden zusammengeschlossen haben, deren 257/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Kooperationsbeziehungen unterschiedlich stark ausgeprägt sind. [Bontrup/Marquardt, 2010]44 Trianel wurde bereits 1999 als Gemeinschaftsunternehmen von Stadtwerken, kommunalen gemeinsame und regionalen Beschaffung auf Versorgungsunternehmen den liberalisierten gegründet, deutschen und um eine europäischen Energiemärkten zu organisieren, Synergien zu erschließen und schließlich auch die Stromeigenerzeugung von Stadtwerken zu ermöglichen. Mit der 8KU Renewables und Green Gecco bestehen zwei neuere Verbünde kommunaler Unternehmen im Markt, die auf eine gemeinschaftliche Investitionstätigkeit in erneuerbare Erzeugungsanlangen nicht nur in Deutschland, sondern auch im europäischen Umfeld abzielen. Dabei belegt Green Gecco, dass kommunale Strategien teilweise auch gemeinschaftlich mit Verbundunternehmen als strategischem Partner verfolgt werden. Insbesondere durch den Verkauf der Thüga durch E.ON und den Verkauf von 51 % der Anteile der Energietochter Evonik Steag GmbH der Evonik Industries AG an Stadtwerkekonsortien haben sich die Machtverhältnisse in der Energieversorgungslandschaft in Deutschland in Richtung auf Regionalversorger und größere Stadtwerke verschoben. Dies gilt insbesondere für die Übernahme des fossilen Kraftwerksparks der Steag, mit dessen Erwerb die beteiligten Stadtwerke bis 2020 den größten kommunalen Versorger Deutschlands aufbauen wollen. Um abzubilden, in welche Richtung die Strategien von Regionalversorgern und größeren Stadtwerken tendieren, werden nachfolgend die genannten Verbünde im Bereich der konventionellen und regenerativen Stromerzeugung im Überblick dargestellt. Trianel GmbH Die Trianel GmbH ist ein Netzwerk aus 47 kommunalen Versorgungsunternehmen aus Deutschland, Österreich und der Schweiz. Ziel der Kooperation ist es, die Eigenständigkeit der Stadtwerke am Stromerzeugungsmarkt zu stärken. Neben den beiden Kerngeschäftsfeldern Erzeugung und Handel/Beschaffung will Trianel zukünftig stärker auf eine nachhaltige Energieversorgung setzen, die auf erneuerbaren Energieträgern und intelligenten Technologien basiert. Dazu soll der Anteil regenerativer Energien im eigenen Erzeugungsmix ausgebaut werden und die Möglichkeiten einer dezentrale(re)n Energieversorgung ausgelotet werden, wobei gleichzeitig auf fossile Kraftwerke als Brückentechnologie gesetzt wird. Aktuelle Investitionsentscheidungen in weitere Kraftwerkskapazitäten werden aus Sicht der Trianel jedoch durch die Verlängerung der Laufzeiten für Atomkraftwerke behindert. [Trianel, 2010] 44 Darüber hinaus fusionieren viele kleinere Stadtwerke oder bauen ihre Zusammenarbeit in Teilbereichen aus, um ihre Marktmacht zu erhöhen. Diese werden aufgrund ihrer begrenzten Marktmacht nachfolgend nicht näher betrachtet. 258/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Thüga Holding GmbH & Co. KGaA Die Thüga Holding GmbH & Co. KGaA ist das Mutterunternehmen des Thüga HoldingKonzerns. Bis 2009 hielt der E.ON-Konzern über die Thüga AG Beteiligungen an der Hälfte der größeren kommunalen Stadtwerke (8KU). Ende 2009 sind sich E.ON, drei Stadtwerke aus der Gruppe der 8KU sowie eine Gruppe von knapp 50 kleinen Stadtwerken um den Freiburger Regionalversorger Badenova namens Kom9 über den Verkauf der Thüga handelseinig geworden. [Verivox, 2009a] An der Thüga AG sind aktuell die Stadtwerke in Frankfurt am Main (Mainova AG), Nürnberg (N-ERGIE AG) und Hannover (Enercity) mit jeweils 20,53 % beteiligt sowie weitere 47 kommunale Versorgungsunternehmen mit insgesamt 38,41 %. Der Thüga Holding-Konzern ist in den Geschäftsfeldern Netz, Vertrieb, Holding und Beratung tätig. Das Geschäftsmodell der Thüga basiert auf der Beteiligung an kommunalen Unternehmen der Energie- und Wasserversorgung, in der Regel als Minderheitsgesellschafter. Die Thüga Holding GmbH & Co. KGaA hielt zum Bilanzstichtag 2009 Anteile an 14 verbundenen Unternehmen, an 78 assoziierten Unternehmen sowie an 14 übrigen Beteiligungen. [Thüga, 2010], [Enercity, 2010] Die geplanten Investitionen des Thüga HoldingKonzerns im Geschäftsjahr 2010 betragen 100 Mio € und resultieren im Wesentlichen aus den Finanzanlageinvestitionen der Thüga (Segment Holding/Beratung). Investitionen in die Energieerzeugung stehen nicht im Fokus, insbesondere aufgrund der aktuell hohen Liquidität im Strommarkt und Unsicherheit über die zukünftige Meritorder. [Enercity, 2010], [Thüga, 2010] Evonik Steag GmbH Die Steag war bislang das fünftgrößte deutsche Energieunternehmen. Anfang 2011 hat ein Stadtwerke-Konsortium aus SW Duisburg, Dortmund, Essen, Oberhausen und Dinslaken 51 % der Anteile der Energietochter Evonik Steag GmbH der Evonik Industries AG übernommen. Mit dem Kauf der Unternehmensanteile wollen die Stadtwerke bis 2020 den größten kommunalen Versorger Deutschlands aufbauen. [rponline.de, 2010], [Süddeutsche, 2010h] Die Steag soll den Stadtwerken helfen, den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung und der Fernwärme sowie den Bau neuer Gas- und Dampf-Kraftwerke voranzutreiben. [rp-online.de, 2010] Einen strategischen Vorteil für diese Geschäftsstrategie bietet das Steag-Fernwärmenetz. Zudem ergänzen sich die Verteilernetze der Stadtwerke mit der Stromerzeugung der Steag. Steag hat als größter deutscher Kohleverstromer bisher seinen Strom über das Netz der RWE vertrieben. [Süddeutsche, 2010h] In Deutschland betreibt Evonik Steag neun Steinkohlekraftwerke, dazu kommen drei Steinkohlekraftwerke auf den Philippinen, in Kolumbien und in der Türkei. [Evonik Steag, 2011b] Das Stadtwerke-Konsortium kündigte ökologischen Aus- und Umbau des Kraftwerksparks an. [Evonik Steag, 2011a] 259/390 einen Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 8KU Renewables GmbH Die 8KU sind Mitte Energieunternehmenn 2009 als Kooperation gegründet worden. Mit von acht jeweils großen 12,5 % kommunalen Anteil an dem Gesellschaftskapital von 200.000 Euro sind beteiligt: HEAG Südhessische Energie AG, Mainova AG, MVV Energie AG, N-ERGIE AG, RheinEnergieAG, Stadtwerke Hannover AG, Stadtwerke München GmbH, Stadtwerke Leipzig GmbH. Mit Hilfe der 8KU Renewables GmbH wollen die Gesellschafter verbesserten Zugang zu Erzeugungskapazitäten aus Erneuerbaren Energien erhalten. Mit der Ressourcenbündelung sollen vor allem Projekte und Beteiligungsoptionen in der Windenergie, Photovoltaik und Biomasse akquiriert werden. [enercity, 2010], [N-ERGIE, 2010], [RheinEnergie, 2009] Green GECCO GmbH Die Green GECCO GmbH & Co. KG ist ein Gemeinschaftsunternehmen von 26 Stadtwerken und RWE Innogy. Ziel des Gemeinschaftsunternehmens ist es, den Ausstoß von Treibhausgasen zu verringern und gemeinsam im Markt für regenerative Energien europaweit neue Projekte zu identifizieren, zu entwickeln und zu realisieren. Hierzu plant Green GECCO, ein Portfolio von Projekten in den Bereichen Wind, Biomasse, Biogas und Wasserkraft zu entwickeln. Zudem stehen die neuen Technologien „solarthermisches Kraftwerk“ und „Geothermie“ im Fokus. Im November 2010 hat die Green GECCO GmbH & Co. KG den Vertrag für ihr erstes Projekt, die Übernahme des schottischen Onshore-Windparks „An Suidhe“ unterzeichnet. Neben dem europäischen Ausland wollen die am Projekt beteiligten Energieunternehmen auch in Projekte in Deutschland investieren. [Green GECCO, 2011] 4.4.2.2. Expertenmeinung zum Einfluss des europäi europäischen BinnenBinnenmarktes auf Investitionsstrategien Investitionsstrategien deutscher Stromerzeuger „Hat die Perspektive eines „europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes“ aus Ihrer Sicht bereits heute Auswirkungen auf Investitionsstrategien im Segment der Stromerzeugung in Deutschland? Wenn ja, welche?“ Zu der oben genannten Frage liegen 16 Antworten vor. Mehr als zwei Drittel der Befragten sehen schon heute einen starken Einfluss der Perspektive eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes auf die Investitionsstrategien deutscher wie europäischer Stromerzeuger. Auch die Experten, die aktuell noch keinen solchen Einfluss sehen, gehen davon aus, dass die Integration des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes mittel- bis langfristig unternehmerische einen Handeln Managementvertreter kontinuierlichen von erklären, Bedeutungszuwachs Stromerzeugern dass schon haben gegenwärtig wird. die für das Inländische Rentabilität der Investitionen im europäischen Vergleich beurteilt werde. Mehrfach wird dabei auf die Bedeutung der Berechnungspraxis künftiger Stromhandelspreise mittels Marktmodelle hingewiesen, denen bereits heute die Annahme eines europäischen Verbundnetzes zu 260/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Grunde liege. Der weitere Ausbau der Kuppelstellen und das Absinken von Markteintrittsbarrieren werden dabei explizit modelliert. Die so errechneten Stromhandelspreise bestimmen die Bewertung aktueller Investitionen. Die Folge eines gemeinsamen Elektrizitätsbinnenmarktes sei damit bereits aktuell ein zunehmender Standortwettbewerb und daraus resultierend ein größerer Kostendruck für die Produktionsfaktoren Primärenergie und Arbeit sowie die staatlichen Umweltauflagen und Steuerregime. Die europäische Ausrichtung zukünftiger Investitionsstrategien der vier großen Verbundunternehmen einerseits und der Stadtwerke und Regionalversorger andererseits unterscheidet sich aus Sicht der Experten in einigen Punkten deutlich: Investitionsstrategien der Verbundunternehmen Die Verbundunternehmen verfolgen laut mehrerer Vertreter aus der Energiewirtschaft und unabhängiger Experten bereits heute eine europäisch bis international orientierte Investitionsstrategie. Investitionen erfolgen generell dort, wo die Renditeaussichten attraktiv sind. Auch die Planungssicherheit durch möglichst stabile politische Rahmenbedingungen und überschaubare Genehmigungsverfahren ist für Investitionsentscheidungen von Bedeutung. Innerhalb dieser Leitplanken konkurrieren verschiedene Standorte und miteinander. Erzeugungstechnologien Diese Expertenmeinung Entwicklung noch wird verstärken. Die im sich Investitionsportfolio in Zukunft gegenwärtig nach negativ der Konzerne überwiegender wahrgenommenen Rahmenbedingungen in Deutschland, teils begründet durch die Vorgaben des Energiekonzepts, könnten demnach auch eine stärkere Verlagerung der Investitionstätigkeiten ins europäische Ausland auf Seiten der Verbundunternehmen mit sich bringen. Dabei stehen nach Aussage mehrerer Experten vor allem die Kern- und Wachstumsmärkte Europas im Vordergrund, wobei sich je nach Erzeugungsform regionale Schwerpunkte zeigen. Mit Blick auf die konventionelle Erzeugung investieren deutsche Konzerne im Bereich der fossilen Stromerzeugung beispielsweise bereits in den Benelux-Ländern. Zukünftig werden nach Ansicht dreier Experten vor allem die Länder Mittel- und Osteuropas inklusive der Türkei an Bedeutung gewinnen, da dort ein absehbar steigender Stromverbrauch, ein überalterter Kraftwerksbestand, bessere Kostenstrukturen, tendenziell geringere Umwelt- und Genehmigungsauflagen und eine vergleichsweise hohe öffentliche Akzeptanz gegenüber fossilen Erzeugungstechnologien insgesamt eine hohe Elektrizitätsnachfrage und attraktive Renditen versprechen. Großbritannien wird von einem Experten ebenfalls als interessanter Markt genannt, vor allem aufgrund der Offenheit gegenüber innovativen Technologien wie CCS. Auch die britischen Pläne zum Bau neuer Kernkraftwerke werden von diesem Experten positiv beurteilt. Ein mögliches Engagement deutscher Konzerne in Großbritannien macht er jedoch davon abhängig, ob die Politik die notwendige Planungssicherheit gewährleisten kann. Ein 261/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten anderer Experte gibt zu bedenken, dass im Kernenergiesektor die weltweit verbreitete Dominanz (teil)staatlicher Konzerne ein generelles Hindernis für private Investoren darstelle. Im Bereich der Erneuerbaren Energien wird sich die Investitionstätigkeit der Verbundunternehmen sowohl in Deutschland als auch im europäischen Ausland verstärken, so die deutliche Einschätzung der Experten. Dies geschehe hauptsächlich in Form von selbstständig umgesetzten Großprojekten. Drei Konzerne sind hier bereits mit eigenen Tochtergesellschaften im Markt aktiv. Im Offshore-Windbereich wird Großbritannien als zukünftig wichtigster Standort genannt, da hier ein attraktives Windpotenzial und positive Investitionsbedingungen zusammenkommen. Auch Spanien wird von einem Experten als vielversprechender Offshore-Standort genannt. Investitionen im Solarsektor – auch in solarthermische Großkraftwerke - werden sich nach Meinung zweier Experten vor allem in Südeuropa konzentrieren. Ein Arbeitnehmervertreter analysiert, dass die großen deutschen EVU vor allem im Ausland in EE investieren würden, um der eigenen, heimischen Energieerzeugung aus fossilen Energieträgern keine Konkurrenz zu machen. Hinsichtlich des Engagements von Verbundunternehmen in außereuropäischen Märkten äußern sich die befragten Experten jedoch zurückhaltender. Ein Experte weist auf die nationalen Besonderheiten außereuropäischer Strommärkte und die damit verbundenen überseeischer schwer kalkulierbaren Wachstumsmärkte Risiken etwa in hin, Asien bspw. oder bei der Erschließung Südamerika. Der US- amerikanische Markt wird von einem anderen Experten als zu fragmentiert und damit unattraktiv beurteilt. Auch die Umsetzbarkeit ambitionierter Solar-Großprojekte in Nordafrika wird von den Experten überwiegend skeptisch beurteilt. Ein weiterer Experte betont, Personalbedarf dass die erfordere. außereuropäische Das strategische Marktbearbeitung Interesse an einen hohen Investitionen in außereuropäische Märkte ist daher unter den Verbundunternehmen trotz teilweise guter Renditeaussichten geteilt. Investitionsstrategien von Regionalversorgern Regionalversorgern und größeren Stadtwerken Stadtwerken Die regionalen Versorger messen der Perspektive eines einheitlichen europäischen Marktes aus Sicht der befragten Experten insgesamt weniger Bedeutung für ihre aktuellen Investitionen zu. Im Gegensatz zu den Verbundunternehmen sehen sich die regionalen Versorger gemäß Expertenbefragung nicht bzw. kaum in der Lage, alleine Investitionen im europäischen Ausland zu tätigen. Daher sind die Investitionsstrategien von Regionalversorgern und größeren Stadtwerken nach Einschätzung der befragten Experten momentan und auch in absehbarer Zukunft überwiegend auf die angestammten Betätigungsregionen ausgerichtet. 262/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten Allerdings seien die lokalen und regionalen Versorger vor dem Hintergrund unsicherer Rahmenbedingungen und sinkender Renditeaussichten für fossile Kraftwerke durchaus bestrebt, ihr Erzeugungsportfolio breiter aufzustellen, so ein Experte. Ausschlaggebend hierfür sind zum einen die Beschlüsse zur Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke, zum anderen die unklare Zukunft der KWK-Förderung. Mit einer grundsätzlichen Neuausrichtung der Investitionstätigkeit sei jedoch nicht zu rechnen, betont ein Experte. Verantwortlich hierfür seien die vielen Investitionen in den vergangen Jahren in Kombination mit „versunkenen Kosten“ in langen Investitionszyklen von 30 bis 40 Jahren, die zu derzeit geringen Investitionsmitteln bei vielen Regionalversorgern und größeren Stadtwerken führten. Im Bereich der Entwicklungspfad regenerativen für Stromerzeugung Stadtwerke und ergibt Regionalversorger sich ein wichtiger durch die maximale Ausschöpfung lokaler EE-Projekte und Effizienzpotenziale. Zwei Experten sehen hier im Zuge der EU-geförderten Umsetzung regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien einerseits und dem Streben der Kommunen nach mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeit andererseits eine steigende Relevanz. Auch neuartige Investitionsformen wie etwa Bürger-Windparks könnten so an Bedeutung gewinnen. Gleichzeitig erwarten die meisten der befragten Vertreter von Stadtwerken und Regionalversorgern am ehesten im Bereich der regenerativen Stromerzeugung ein (stärkeres) europäisches Engagement. Dies wird mit geringeren Investitionsvolumina und verlässlicheren Rahmenbedingungen im Vergleich zu fossilen Projekten begründet. Schwerpunkte werden hier in der Bioenergie und der Onshore-Windenergie gesehen – Offshore-Projekte seien dagegen momentan noch zu kapitalintensiv, so ein Experte. Obwohl finanzstärkere Regionalversorger EE-Projekte in Deutschland bislang oft allein umsetzten, gebe es in Bezug auf das Auslandsengagement eine Tendenz hin zu Kooperationen zwischen mehreren lokalen oder regionalen Versorgern, so ein Experte. Hier werden vermehrt Partnerschaften aufgebaut, um mit gebündelter Expertise die Förderregime im Ausland bewerten zu können und Investitionskosten und –risiken gemeinsam zu tragen. Kurzfazit: Auch wenn das Ausmaß des heutigen Einflusses der europäischen Vision eines einheitlichen Elektrizitätsbinnenmarktes von regional und international tätigen Versorgern unterschiedlich bewertet wird, herrscht große Einigkeit darüber, dass diese Perspektive zunehmend an Bedeutung gewinnt. Die deutschen Verbundunternehmen verfolgen bereits aktuell eine europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im fossilen wie im EE-Bereich, und treffen Ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich der Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Dieser Trend wird sich in Zukunft weiter verstärken. Regionalversorger und größere Stadtwerke werden ihre Investitionen in konventionelle und regenerative Erzeugungsanlagen auch zukünftig überwiegend regional ausrichten. Allerdings suchen auch sie nach Investitionschancen im europäischen Umfeld. Zukünftig ist daher 263/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten im EE-Bereich tendenziell ein stärkeres Engagement von Regionalversorgern und größeren Stadtwerken im europäischen Ausland zu erwarten. 4.4.2.3. Investitionshemmnisse und –anforderungen aus Sicht euroeuropäischer Stromerzeuger Anlässlich der thematischen Sitzung des Europäischen Rates zur Energiepolitik Anfang Februar 2011 hat Eureletric, Elektrizitätserzeuger, den Elektrizitätsbinnenmarktes die europäische gegenwärtigen analysiert, Interessenvertretung Integrationsprozess Investitionshemmnisse des der europäischen aufgezeigt und Forderungen an die europäische Energiepolitik in einem Positionspapier formuliert. [Eurelectric, 2011] Gemäß Analyse der gegenwärtigen Situation kommt Eurelectric zu dem Ergebnis, dass der „Traum eines integrierten Elektrizitätsbinnenmarktes“ aufgrund vorherrschender nationaler Interessen zu scheitern drohe. Das Ziel eine nachhaltige, Low CarbonWirtschaft mit wettbewerbsfähigen Preisen zu erreichen, kann aus Sicht der europäischen Elektrizitätserzeuger langfristig auch zum Nutzen von Wirtschaft und Industrie sein, wenn die Politik die richtigen Rahmenbedingungen setzt. Daher betont Eurelectric, dass die Nicht-Implementation eines gemeinsamen europäischen Energiemarktes zu signifikanten Wohlfahrtsverlusten führen würde. Im Hinblick auf die Investitionsbedingungen führt Eurelectric sechs zentrale Defizite in der gemeinsamen europäischen Energiepolitik auf: 1. Die nationale Fiskalpolitik (Steuern) verringert das Kapital, dass für die notwendigen Investitionen im Stromsektor zur Verfügung steht. 2. Nationale Subventionen für Erneuerbare Energien verzerren den Wettbewerb. Sie führen dazu, dass der Unternehmensstandort nach den höchsten nationalen Subventionen gewählt wird, sowie zu Investitionsunsicherheit, Umverteilung und Ineffizienz. 3. Der Ausbau und die Modernisierung der Netze sind für den Ausbau der EE entscheidend, finden aber auf europäischer Ebene nicht ausreichend koordiniert, sondern lediglich auf nationalstaatlicher Ebene statt. 4. Es überwiegt eine nationale anstelle einer gemeinsamen europäischen Energieaußenpolitik. Bei dem Aufbau von notwendigen Speicherkapazitäten suchen die EU-Mitgliedstaaten ebenfalls nach besten nationalen Lösungen. 5. Das ETS sollte als harmonisiertes marktbasiertes Instrument der entscheidende Eckpfeiler der EU Klimapolitik sein. Seine Wirksamkeit wird jedoch durch die Unsicherheit über die Klimapolitik auf internationaler Ebene, die Sonderbehandlung von EE und zu schwache Preissignale gefährdet. Zudem 264/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten beachtet die EU nicht ausreichend, dass nur wenige Nicht-EU-Staaten dem Ziel einer Low Carbon-Gesellschaft folgen. Dadurch droht die energieintensive Produktion aus der EU abzuwandern (Carbon Leakage). Die Schweiz sollte daher vollständig in den EU-Emissionshandel integriert werden. 6. Die Politik sollte die Investitionshindernisse bei nachfrageseitigen Maßnahmen zur Erhöhung der Energieeffizienz abbauen. Um den Integrationsprozess des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes voranzutreiben und die Investitionsbedingungen für europäische Elektrizitätserzeuger – auch im Stromsektor – zu verbessern, fordert Eurelectric die EU–Kommission insbesondere in vier Bereichen zu direktem Handeln auf: 1. Die Kommission soll sicherstellen, dass die bereits bestehenden Gesetze zur Herstellung eines gemeinsamen europäischen Energiemarktes von allen EUMitgliedstaaten vollständig implementiert und dabei keine nationalen Elemente eingeführt werden. 2. Die nationalen Subventionen für EE sollen europaweit bis 2020 harmonisiert werden. Bis 2030 sollen die Subventionen progressiv auslaufen und durch ein starkes CO2-Preissignal ersetzt werden. Die Subventionen für fossile Brennstoffe sollten schon bis 2018 auslaufen. Gleichzeitig sollte es keine Besteuerung von fossilen Brennstoffen für die Stromerzeugung geben. 3. Das EU ETS sollte der zentrale Mechanismus zur Erreichung einer Low CarbonIndustrie sein. Allerdings ist eine Weiterentwicklung des Systems in Bezug auf Effektivität, Effizienz und Transparenz notwendig, damit es die richtigen Preissignale für langfristige Investitionen aussenden kann. 4. Die europäischen und nationalen Ausgaben für Forschungs- und Entwicklung für Technologien zur Erreichung einer „intelligenten Energiewirtschaft“ sollten substanziell erhöht werden. Die Unterstützung sollte ausschließlich Technologien gelten, für die Marktreife unter einem CO2-Reduktionsregime wahrscheinlich ist. Priorität sollten daher die Technologien haben, die zu den höchsten Reduktionsmengen führen können, wie bspw. Kernenergie, CCS, EE, Smart Grids und elektrischer Transport. 265/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten 4.4.3 Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen UnternehUnternehmensstrategien Auf der Basis der vorangehenden Abschnitte ziehen die Autoren der Studie das folgende Zwischenfazit: Die Analyse von Investitionsstrategien und die Auswertung der Expertenbefragung verdeutlicht, dass für den Umbau zu einem klimaschonenden Energieerzeugungsmix aus Sicht der Energiewirtschaft insbesondere investitionsfreundliche, langfristig stabile politische und rechtliche Rahmenbedingungen und die gesellschaftliche Akzeptanz aller „ökonomisch und ökologisch sinnvollen Technologien“ notwendig sind. Daher wird von der deutschen Politik der Einsatz für eine höhere Investitionssicherheit gefordert. [E.ON, 2010a], [RWE, 2010b], [Vattenfall, 2010d] Das Energiekonzept der Bundesregierung vom September 2010 hat demgegenüber aus Sicht der Energiewirtschaft einen starken negativen Einfluss auf das Investitionsklima in der Energiewirtschaft, weil es aufgrund einer fehlenden langfristigen und schlüssigen Perspektive zur zukünftigen Erzeugungsstruktur die Investoren erheblich verunsichert. Insbesondere für die konventionelle Stromerzeugung aus Kohle und Gas verschlechtern sich die Investitionsbedingungen, weil das Energiekonzept diesem Bereich eine abnehmende Bedeutung zumisst. „Eingeklemmt“ zwischen stark wachsender EE-Stromerzeugung, einem Rückgang der Stromnachfrage aufgrund von Effizienzgewinnen und den länger produzierenden Kernkraftwerken wird es keinen Ersatz aller derzeit existierenden fossilen Kraftwerke geben. Außerdem wird es aufgrund sinkender Volllaststunden zunehmend schwieriger werden, die Wirtschaftlichkeit neu zu bauender fossiler Kraftwerke über 20-40 Jahre sicherzustellen. Ob die von der Regierung verkündete Laufzeitverlängerung eine sichere Basis darstellt, auf der die KKW-Betreiber millionenschwere Investitionen in zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen und in die technische Absicherung längerer Nutzungszeiten vornehmen wollen, war auch schon vor der KKW-Katastrophe in Japan45 im März 2011 unsicher. Die Verfassungsgerichtsklage der Oppositionsparteien und der fehlende grundsätzliche Konsens in der Kernenergiepolitik verdeutlichen das Risiko der Ungültigkeit/Rücknahme der Laufzeitverlängerung, mit dem die KKW-Betreiber leben 45 Während dieses Kapitel geschrieben wird, herrscht in Japan und weltweit Unsicherheit über den Ausgang der KKW-Katastrophe von Fukushima. Die Bundesregierung hat ein dreimonatiges Moratorium für die Laufzeitverlängerung ausgerufen, über dessen rechtliche Wirksamkeit gestritten wird. Entscheidende Landtagswahlen, z.B. in Baden-Württemberg, stehen bevor. Es könnte in Deutschland und darüber hinaus in ganz Europa zu einer grundlegenden Umorientierung der Energiepolitik und damit zu einer massiven Veränderung der Investitionsbedingungen der Stromerzeugung kommen. Angesichts des nahen Abgabetermins für die Studie können diese aktuellen Entwicklungen leider nicht mehr berücksichtigt werden. 266/390 Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten müssen. Jede Bundestagswahl, vielleicht sogar eine Reihe von Landtagswahlen oder eine Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts können die energiepolitischen Verhältnisse in Deutschland und die erwartete Restlaufzeit der Kernkraftwerke ändern. Ein Ausdruck der fehlenden langfristig sicheren Perspektive der Energiewirtschaft findet sich in den – teilweise schon vollzogenen – Plänen zur Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland. Diese Option wird mittlerweile nicht nur von den internationalen Energiekonzernen gezogen, sondern auch von Regionalversorgern und wird in Zukunft an Bedeutung gewinnen. Gleichzeitig wird einem von der Regierung geplanten Förderprogramm für den Neubau hocheffizienter und CCSfähiger fossiler Kraftwerke für kleine Unternehmen mit einem Marktanteil unter 5 % von den befragten Experten keine Realisierungschance eingeräumt. Zusätzlich fühlen sich etliche spezielle Investorengruppen ganz konkret benachteiligt: - Stadtwerke und Regionalversorger fühlen sich durch die Verlängerung der KKW-Laufzeiten im Wettbewerb schlechter gestellt, - potenzielle Investoren für fossile Kraftwerke sehen deren Gewicht im Energiemix schwinden, - potenzielle Investoren für EE-Anlagen sind verunsichert: Bringt die nächste EEG-Novelle weitere Verschlechterungen ihrer Investitionsbedingungen? „Gewinner“ des Energiekonzepts sind die Erzeuger von Effizienztechnologien, die Netzbetreiber sowie die Forscher, Produzenten und Betreiber im Bereich Energiespeicher. Ihre Investitionsbedingungen haben sich durch das Energiekonzept massiv verbessert. Ob sich die KKW-Betreiber auch zu den Gewinnern zählen können, war selbst vor der KKW-Katastrophe in Japan noch nicht entschieden, weil aufgrund der anhängigen Verfassungsklage und einer instabilen politischen Lage mit fehlendem, parteiübergreifenden Kernenergie-Konsens die dauerhafte Gültigkeit der Laufzeitverlängerung nicht als gesichert angesehen werden konnte. Nach der Katastrophe von Fukushima gilt die Verunsicherung erst recht. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass energiewirtschaftlicher das Energiekonzept Strategien zwischen zu einer Regierung Auseinanderentwicklung und Energiewirtschaft in Deutschland geführt hat. Auf europäischer Ebene zeigt sich aus Sicht der Bearbeiter der Studie eine geringere Divergenz der Strategien von Politik und Energiewirtschaft. Das Ziel, eine nachhaltige, Low Carbon-Wirtschaft mit wettbewerbsfähigen Preisen zu erreichen, wird im Grundsatz von europäischer Politik und Energiewirtschaft geteilt. Auch besteht eine hohe Übereinstimmung zwischen EU-Kommission und Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ziele, die Energiepolitik innerhalb der EU stärker zu koordinieren, Rahmenbedingungen für die Stromerzeugung stärker zu harmonisieren auch über die EU-Grenzen 267/390 hinweg und die bestehende europäische Gesetzgebung auf Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten nationalstaatlicher Ebene vollständig zu implementieren. Starke Divergenzen zeigen sich demgegenüber im Hinblick auf die Ausgestaltung der nationalen Fiskalpolitik. Die Analyse der Investitionsstrategien von Verbundunternehmen und größeren Stadtwerken bzw. Regionalversorgern zeigt, dass in den kommenden Jahren bis Jahrzehnten einerseits mit einer Verlagerung von Investitionen in Richtung Erneuerbarer Energien-Projekte zu rechnen ist und andererseits eine stärkere Ausrichtung der Investitionsstrategien auf den europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt zu erwarten ist. In Bezug auf die Marktausdehnung gehen die Bearbeiter der Studie jedoch davon aus, dass Regionalversorger und größere Stadtwerke ihre Investitionen in konventionelle und regenerative Erzeugungsanlagen auch zukünftig überwiegend regional ausrichten werden, während bei den Verbundunternehmen eine (weitere) Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland sowohl im fossilen als auch im erneuerbaren Bereich erwartet wird. Die deutschen Verbundunternehmen verfolgen bereits aktuell eine europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im fossilen wie im EE-Bereich, und treffen Ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich der Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Dieser Trend wird sich in Zukunft weiter verstärken. Im fossilen Erzeugungssegment wird eine verstärkte Investitionstätigkeit in den sogenannten „Wachstumsmärkten“ in MOE und der Türkei erwartet. Im Bereich der regenerativen Erzeugung wird aus Sicht der Autoren der Studie in den kommenden Jahren ein Investitionsschub in OffshoreWindenergieanlagen und Solarkraftwerke in Mittel- und Südeuropa sowie in Bioenergien in Mittel- und Osteuropa vermutet. Für Stadtwerke und Regionalversorger liegt demgegenüber ein wichtiger Investitionspfad in der Ausschöpfung lokaler EEProjekte und Effizienzpotenziale im Inland. Eine hohe Relevanz wird hier durch die Umsetzung regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien und dem Streben der Kommunen nach mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeit gesehen. Gleichzeitig suchen Regionalversorger und Stadtwerke aber auch vermehrt nach Investitionschancen im europäischen Umfeld. Hier werden Partnerschaften aufgebaut, um mit gebündelter Expertise die Förderregime im Ausland bewerten zu können und Investitionskosten und –risiken gemeinsam zu tragen. Schwerpunkte werden aktuell vor allem in der Bioenergie Auseinanderentwicklung und der Onshore-Windenergie energiewirtschaftlicher Strategien gesehen. zwischen Eine Verbund- unternehmen und größeren Stadtwerken bzw. Regionalversorgern zeigt sich somit insbesondere im Hinblick auf die Marktausdehnung der Investitionstätigkeit und das Investitionsinteresse an verschiedenen Stromerzeugungstechnologien im Bereich EE. 268/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5 Analyse der Divergenzen und normati normative Bewertung In diesem Kapitel werden zunächst die Divergenzen, die in den ausgewählten Ländern zwischen den politischen Zielen und dem Handeln der Energiewirtschaft festgestellt wurden, noch einmal zusammenfassend und übersichtlich nebeneinander gestellt. Anschließend erfolgt länderweise die normative Bewertung der energiepolitischen und energiewirtschaftlichen Situation im Vergleich zu Deutschland. Dieser Schritt soll die umfangreichen Erkenntnisse zur Situation in den ausgewählten Ländern, die sich aus der Recherche und der Expertenbefragung ergeben haben, mit dem Fokus „Attraktivität bezüglich Investitionen in die Energieerzeugung“ darstellen und den Vergleich der sechs ausgewählten Länder erleichtern. 5.1 Analyse der Divergenzen aus den vorigen Kapiteln Für die Analyse der Unterschiede in den Investitionsbedingungen und –entscheidungen zwischen den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten werden folgende Fragen gestellt: - Welche Divergenzen zeigen sich in den untersuchten Ländern zwischen politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft? - Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft? - Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der Energie- und Umweltpolitik in den einzelnen Ländern erreicht? - Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und Investitionen in Grundlastkraftwerken in den einzelnen Ländern zu erkennen? - Wie verhalten sich die nationalstaatlichen Regierungen, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? 269/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.1.1 Deutschland Welche Divergenzen zeigen sich zwischen politischen Zielen und Handeln der Energie Energiewirtschaft? In Deutschland zeigen sich insbesondere im Hinblick auf die konventionelle Stromerzeugung Divergenzen zwischen den politischen Zielen der Regierung und dem Handeln der Energiewirtschaft. Während die Energiewirtschaft eine weitere Kernenergienutzung oder zumindest eine Verlängerung der Restlaufzeiten bestehender Kernkraftwerke anstrebt, strebt die deutsche Politik seit dem Kernenergie-GAU in Japan mehrheitlich einen Ausstieg aus der Kernenergienutzung an. Die Ausbauziele der Regierung im Bereich der fossilen Stromerzeugung wurden vor der Verabschiedung des Energiekonzepts durch vielfältige Ausbauankündigungen aus der Energiewirtschaft unterstützt. Im Gegensatz dazu hat das Energiekonzepts vom Herbst 2010, das als langfristiger und zuverlässiger Rahmen für neue Investitionen in allen energiewirtschaftlichen Bereichen gedacht war, eine investitionshemmende Wirkung insbesondere in Bezug auf die geplanten Kohle- und Gaskraftwerke ausgeübt. Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung verfolgen Regierung und Energiewirtschaft gleichermaßen einen Ausbaukurs. Rückblickend zeigt sich jedoch ein starker Widerspruch zwischen den gewaltigen Offshore-Ausbauplänen der Bundesregierungen der letzten 10 Jahre und dem zögerlichen Ausbau der Offshore-Windnutzung in der deutschen Nordsee – im Gegensatz zu der Entwicklung in GB. Auch im Netzbereich zeigen sich in Deutschland Gegensätze zwischen der Forderung der Regierung nach einem offensiven Aus- bzw. Umbau der Stromnetze und dem faktischen Stillstand auf der Ebene der Übertragungsnetzbetreiber. Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft? In DE ist der Liberalisierungsprozess weit fortgeschritten. Dennoch herrscht im deutschen Strommarkt eine vergleichsweise hohe Marktkonzentration. Es gibt vier starke Stromerzeuger, von denen zwei mit Übertragungsnetzbetreibern verflochten sind. Während die beiden größten Stromerzeuger überwiegend privatwirtschaftliche Unternehmen darstellen, sind die beiden kleineren Verbundunternehmen mehrheitlich in inländischem bzw. ausländischem staatlichem Besitz. Es gibt keine Markteintrittsbarrieren für ausländische Unternehmen. Im Übertragungsnetz herrscht strenges Legal Unbundling, wobei im letzten Jahr zwei von vier ÜNB an ausländische Unternehmen verkauft wurden. Die Kommunen sind an mehreren einhundert, darunter auch großen, EVU beteiligt. Traditionell besteht in DE ein enges Verhältnisses zwischen Regierung und Energiewirtschaft. Aktuell scheint das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft jedoch ein Übergewicht auf der Seite der Energiekonzerne zu haben, die mit mangelndem Wettbewerbsverhalten, mit einer Zurückhaltung bei den Investitionen in Erzeugungsanlagen und in Stromnetze der Politik ihre Grenzen 270/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung aufzeigen. Von den Vertretern mittelständischer Energieproduzenten wird dementsprechend moniert, dass die gegenwärtige Energiepolitik in DE zu wenig auf ihre Interessen ausgerichtet sei. Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli Umweltpolitik erreicht? Versorgungssicherheit: Im Hinblick auf die Anbindung an den europäischen Strommarkt steht Deutschland innerhalb Europas als Musterschüler dar. Es gibt zahlreiche Interkonnektoren und die internationalen Leitungsverbindungen werden weiter ausgebaut. Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EE-Stromerzeugung und des anstehenden Umbaus des deutschen Erzeugungsparks besteht jedoch dringender Handlungsbedarf hinsichtlich des Ausbaus der inländischen Netzinfrastrukturen. Derzeit bleibt die Realisierung von Neu- bzw. Ausbauvorhaben der Übertragungsnetze deutlich hinter den Planungen zurück. Wettbewerbsfähigkeit: Bezüglich der Einbindung in den europäischen Stromhandel ist DE auf einem guten Weg, die europäischen und nationalstaatlichen Ziele zu erfüllen. Aufgrund seiner zentralen Lage innerhalb Europas stellt Deutschland eine Drehscheibe im zentral-europäischen Verbundsystem dar, folgerichtig ist der deutsche Elektrizitätsmarkt über Market Coupling bereits mit den meisten Nachbarländern verbunden. Hinsichtlich der Förderung eines wirksamen Wettbewerbs auf den Strommärkten hat DE seit der Liberalisierung des Strommarktes jedoch keine Vorbildfunktion innerhalb Europas eingenommen. Erst in den letzten zwei Jahren wurde der deutsche Strommarkt durch die Auflagen nach kartellrechtlichen Missbrauchsverfahren auf europäischer Ebene gegenüber E.ON und RWE für mehr Wettbewerb geöffnet. Hier besteht nach wie vor Nachholbedarf wie bezüglich der Einrichtung einer effektiven Regulierung. Nachhaltigkeit: Bezüglich des Ausbaus Erneuerbarer Energien steht Deutschland im europäischen Kontext als europäischer Musterschüler dar. Bei den nationalen energiepolitischen Zielen gibt es allerdings noch große Defizite im Bereich des Ausbaus der Offshore-Windenergie. Zudem muss der Netzausbau onshore und offshore beschleunigt werden, um den EE-Ausbau in DE nicht zu verzögern. Mit Blick auf die Reduzierung der CO2-Emissionen verfolgt DE keine ausgeprägte Dekarbonisierungspolitik wie in anderen Ländern. Auch der Ausbau von Energieeffizienztechnologien und die Erprobung von CCS-Technologien wurden im Rahmen des Energiekonzeptes nicht forciert bzw. vergleichsweise „vage“ thematisiert. Zudem mangelt es in DE trotz vielfältiger Bemühungen im Bereich der Energieeffizienz bislang an einer konsequenten Energieverbrauchsenkungspolitik. Insgesamt zeigen sich im Handlungsfeld Nachhaltigkeit daher noch Defizite im Hinblick auf die europäische und nationale Zielerreichung. 271/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und Investitionen in Grundlastkraftwerken zu erkennen? Dieser Systemkonflikt tritt in DE insbesondere bei dem Risiko einer fehlenden Wirtschaftlichkeit neuer fossiler Kraftwerke (Kohle und Gas) zu Tage, die aufgrund des EE-Ausbaus mit langfristig sinkenden Volllaststunden rechnen müssen und gleichzeitig im Grundlastbetrieb in Konkurrenz zum Betrieb von Kernkraftwerken stehen. Aufgrund des steigenden Ausbaus regenerativer Erzeugungsanlagen schwindet der Bedarf an Grundlastkraftwerken. Wird am Einspeisevorrang für erneuerbar erzeugten Strom gemäß EEG unverändert festgehalten, verringert der zukünftige EE-Zubau die Spielräume für den Betrieb fossiler Kraftwerke. Gleichzeitig vergrößert der Beschluss zur Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke den Druck auf den konventionellen Kraftwerkspark. Der sinkende Bedarf an Grundlastkraftwerken führt dazu, dass im bestehenden System entweder nur Kernkraft- oder nur Braunkohlekraftwerke weiter (rentabel) als Grundlastkraftwerke betrieben werden können. Zudem gibt es Vorwürfe aus der EE-Branche, dass die großen Stromkonzerne den EE-Ausbau verzögern, weil sie die Auslastung ihrer eigenen konventionellen Kraftwerke schützen wollen. Wie verhält sich die Regierung, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? In Deutschland ist Energie- und Umweltpolitik ein zentrales politisches Thema, das aufgrund der bestehenden gesellschafts- und parteipolitischen Konfliktlinien sogar Wahlen entscheiden kann. Das bedeutet, dass die Parteien sich einerseits möglichst auch in der Energiepolitik voneinander abgrenzen müssen, andererseits aber die „Stimmung“ in der Gesellschaft nicht aus den Augen verlieren dürfen. Wenn die eigenen Ziele verfehlt werden, erfolgt (oder besser: sollte erfolgen) deshalb zuerst die Ursachenforschung: Liegt es an den Zielen oder an der Umsetzung? An einer mangelhaften Gesetzgebung oder an einer Schwäche bei der Überzeugung/ Einbeziehung der Industrie? Wie schnell es dann einerseits zu einer Ausarbeitung energiepolitischer Konzepte und andererseits zu einer Änderung der ausgearbeiteten Ziele und der Strategie kommen kann, ist derzeitig einerseits mit dem Regierungswechsel in 2009 und andererseits mit dem Moratorium für den Ausstieg aus dem Kernenergieausstieg als Folge der Kernenergiekatastrophe in Japan ersichtlich. 272/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.1.2 Frankreich Welche Divergenzen zeigen sich zwischen zwischen politischen Zielen und Handeln der Energie Energiewirtschaft? Die Recherche hat keine gravierenden Divergenzen zwischen politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ausgestaltung der zukünftigen Stromerzeugung festgestellt. Die im Rahmen der staatlichen Investitionsplanung festgesetzten Ausbauziele werden von der Energiewirtschaft derzeit weitgehend erfüllt bis übererfüllt. Die Umsetzung der geplanten Kernkraftprojekte erfolgt durch das staatliche Energieunternehmen EDF, das in Frankreich sämtliche Kernkraftwerke besitzt und betreibt. Im Bereich der fossilen Stromerzeugung wird der bestehende Investitionsbedarf durch die Außerbetriebnahme alter thermischer Kraftwerke durch Investitionsplanungen gedeckt. Auch mit Blick auf die regenerative Stromerzeugung werden die nationalen Ausbauziele durch eine angemessene Investitionsbereitschaft der Energiewirtschaft gestützt. Die Kapazitätsziele aus der staatlichen Investitionsplanung werden zudem über staatliche Ausschreibungen mit besonderen Vergütungssätzen gestützt, insbesondere zum Ausbau von Offshore-WEA und solaren Großkraftwerken. Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft? In Frankreich ist der Liberalisierungsprozess noch nicht abgeschlossen und insgesamt ist der staatliche Einfluss auf die Energiewirtschaft noch sehr hoch. Die staatliche Langfristplanung für den Elektrizitätssektor bildet in Frankreich die Grundlage für die Festlegung der zukünftigen Investitionsziele. Die Kompetenz für die Investitionsplanung wurde 2000 von EDF auf die französische Regierung übertragen. Der größte Stromerzeuger EDF hat einen Marktanteil von über 90 % und befindet sich im Staatsbesitz. Abgesehen von dieser monopolähnlichen Marktmacht gibt es offiziell keine Markteintrittsbarrieren für ausländische Unternehmen. Nach Angaben des französischen Regulierers CRE besteht die größte Herausforderung für alternative Stromanbieter im französischen Strommarkt aber nach wie vor darin, Zugang zu Ressourcen unter Wettbewerbsbedingungen zu erhalten. [CRE, 2009] Der französische ÜNB RTE wurde zwar als eigene Gesellschaft aus der EDF ausgegliedert, ist aber weiterhin im 100%igen Besitz des Mutterunternehmens und damit teilstaatlich. Insgesamt ist das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft sehr „staatslastig“ und die französische Regierung besitzt einen starken Einfluss als „aktiver Spieler“ in der Energiewirtschaft. 273/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli Umweltpolitik erreicht? Versorgungssicherheit: In Bezug auf die Anbindung an den europäischen Strommarkt zeigt sich Frankreich auf einem guten Weg. Es gibt etliche Interkonnektoren und die internationalen Leitungsverbindungen werden weiter ausgebaut. Da der Stromexport für Frankreich eine große wirtschaftliche Rolle spielt, kann man davon ausgehen, dass Frankreich auch in Zukunft großen Wert auf die Weiterentwicklung und Einbindung in ein europäisches Verbundnetz legen wird. Insgesamt zeigt sich mit Blick auf das europäische Verbundnetz damit ein hoher Zielerreichungsgrad. Defizite bestehen jedoch im Hinblick auf das inländische Bestandsnetz. Diese betreffen aktuell vor allem die Anbindung bereits gebauter oder in Planung befindlicher EE-Erzeugungsanlagen sowie die Versorgungssicherheit in den Regionen PACA und der Bretagne. Zudem kommt es bereits aktuell immer wieder zu witterungsbedingten Ausfällen auf Hochspannungs- und Verteilebene. Wettbewerbsfähigkeit: Auf europäischer Ebene gehört Frankreich zu den Wegbereitern eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes; der französische Elektrizitätsmarkt ist bereits über Market Coupling mit den meisten Nachbarländern verbunden. Bezüglich des freien inländischen Wettbewerbs sind die europäischen Ziele jedoch noch nicht erfüllt. Der französische Strommarkt ist trotz Liberalisierung immer noch durch eine hohe Marktkonzentration gekennzeichnet. Die EU-Kommission äußerte Bedenken, dass EDF „durch seine Lieferverträge mit industriellen Großkunden den Markteintritt und die Expansion seiner Konkurrenten auf dem französischen Strommarkt erschweren“ könne. [Europa, 2010b] Aufgrund der hohen Marktkonzentration am französischen Erzeugungsmarkt wurde nach Intervention der EU in Frankreich das Instrument der Virtual Power Plants eingeführt. Nachhaltigkeit: Die französische Regierung strebt über ihre aktuelle Langfristplanung für den Elektrizitätssektor für die Periode 2009 bis 2020 vor allem eine Senkung der CO2-Emissionen in der Stromerzeugung und die Forcierung des EE-Ausbaus an. Durch die enge Verbindung von Regierung und Energiewirtschaft und die staatliche Ausschreibungspolitik ist davon auszugehen, dass die französische Regierung ihre Nachhaltigkeitsziele bis 2020 in diesen Segmenten erreichen wird. Insbesondere da die französische Regierung mit der aktuellen Investitionsplanung das Ziel ausgegeben hat, Frankreich in den kommenden Jahren zum Weltmarktführer im EE-Segment zu machen. Jedoch ist insbesondere das Ausschreibungsprogramm zum Ausbau von Offshore-WEA mittel- bis langfristig angelegt; der Bau der WEA ist nicht vor 2015 geplant. Zudem wird die Vorrangstellung von Kernenergie im französischen Erzeugungsmix tendenziell zu einer Drosselung des Ausbautempos EE führen. Aus Sicht der französischen Opposition bestehen daher Zweifel, dass das Ziel der französischen Regierung, bis 2020 den Anteil Erneuerbarer Energien von derzeit etwa 274/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 10 % auf 23 % zu erhöhen, erreicht werden kann. Gleichzeitig fordert die französische Opposition mehr Anstrengungen zum Umwelt- und Klimaschutz. Auch im Politiksegment Energieeffizienz besteht in FR aus Sicht der Autoren der Studie noch starker Handlungsbedarf. Erforderlich für die Verringerung des Verbrauchs wären eine intelligente Kombination dezentraleren aus internationalen, Anreizprogrammen. Notwendig verbindlichen wäre auch Vorschriften eine und Strategie zur Abschaffung der weit verbreiteten Stromheizungen. Eine Festlegung verbindlicher Standards würde vor allem in Frankreich erhebliche Auswirkungen haben, weil sich Unternehmen hier außerordentlich an der Gesetzeslage und gültigen Bestimmungen orientieren. Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und Investitionen in Grundlastkraftwerken zu erkennen? Frankreich verfolgt das Ziel, im Jahr 2020 einen Anteil von 28 % EE an der Stromerzeugung zu haben. Im Bereich der Grundlastversorgung stellt der Ausbau von Kernkraftwerken auch zukünftig die wesentliche Technologie dar. Weil die Hälfte der EE-Erzeugung aus gut regelbaren Wasserkraftwerken kommen soll, ist ein (größerer) Systemkonflikt zwischen EE-Stromerzeugung und Grundlaststromerzeugung nicht zu erwarten. Ein Konflikt besteht jedoch im Hinblick auf die dezentrale Erzeugung. Die strategische Ausrichtung von EDF zeigt sich wenig kompatibel mit einem Erzeugungskonzept auf Basis von Selbsterzeugern, Kraft-Wärme-Kopplung und dezentraler Erzeugung im Allgemeinen. Vor dem Hintergrund des geplanten EEAusbaus und der Vorrangstellung der Kernenergie im französischen Energiemix, wird dieser Konflikt sich tendenziell weiter zuspitzen. Wie verhält sich die Regierung, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? Über die Kompetenz für die langfristige Investitionsplanung im Elektrizitätssektor sowie den direkten Einfluss auf den Energieerzeugungskonzern EDF und den Übertragungsnetzbetreiber, die sich beide überwiegend in Staatseigentum befinden, hat die französische Regierung sehr gute Möglichkeiten zur Umsetzung ihrer Energiepolitik. Insbesondere im Segment EE werden diese Möglichkeiten durch die staatliche Ausschreibungspolitik flankiert. Gleichzeitig findet auch eine Anpassung des Anreiz- und Förderrahmens statt, wenn die nationalstaatlichen Ziele nicht erreicht werden bzw. wie im Falle der solar PV übererfüllt werden. Sollten nationalstaatliche Ziele verfehlt werden, liegt dies in Frankreich eher an „externen“ Faktoren wie z.B. an der internationalen Wirtschaftsentwicklung oder an anderen internationalen Krisen oder Konflikten. Dann kann die französische Regierung aber schneller und wirksamer gegensteuern als andere europäische Regierungen ohne Staatseigentum an den dominierenden Energieversorgungsunternehmen. 275/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.1.3 Großbritannien Welche Divergenzen zeigen sich zwischen politischen Zielen und Handeln der Energie Energiewirtschaft? Die Recherche hat keine gravierenden Divergenzen zwischen politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ausgestaltung der zukünftigen Stromerzeugung festgestellt. Die Pläne der britischen Regierung zum Bau neuer Kernkraftwerke sind auf großes Interesse aus der nationalen und europäischen Energiewirtschaft gestoßen. Im Segment der fossilen Stromerzeugung wird der anstehende Investitionsbedarf, bedingt durch die Außerbetriebnahme Erzeugungsanlagen, durch weitreichende Investitionspläne der fossiler Energiewirtschaft gedeckt. Dabei ist in mittelfristiger Perspektive mit einem Anstieg von Gaskraftwerken zu Lasten von kohle- und ölbasierten Erzeugungskapazitäten zu rechnen. Auch die Pläne zum Ausbau der regenerativen Stromerzeugung werden durch eine hohe Investitionsbereitschaft der Energiewirtschaft gestützt. Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft? In GB ist der Liberalisierungsprozess weit fortgeschritten und es gibt nur geringe staatliche Beteiligungen in der Energiewirtschaft. Der britische Strommarkt weist eine vergleichsweise geringe Marktkonzentration auf; es gibt keinen Stromerzeuger mit einem Marktanteil über 25 %. Der Wettbewerb der Stromerzeuger ist relativ intensiv und es gibt keine Markteintrittsbarrieren für ausländische Unternehmen. Im Übertragungsnetz herrscht strenges Ownership Unbundling – der ÜNB ist privatwirtschaftlich organisiert. Die Regierung zeigt sich gegenüber der Energiewirtschaft vergleichsweise kooperativ. Insgesamt lässt sich das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft als „ausgewogen“ bezeichnen. Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli Umweltpolitik erreicht? Versorgungssicherheit: geografischen Insellage Der britische Elektrizitätsmarkt vergleichsweise räumlich ist isoliert. aufgrund Die seiner bestehenden Interkonnektorverbindungen sind limitiert, sollen jedoch ausgebaut werden. Zudem setzt die britische Regierung auf den Ausbau des Offshore-Grid in der Nordsee, mit dem Verbindungen zu allen Nordseeanrainerstaaten entstehen würden. Auch in Bezug auf das inländische Stromnetz besteht hoher Investitionsbedarf, aufgrund der neu entstehenden konventionellen und regenerativen Erzeugungsanlagen, einer veränderten Stromnachfrage und einem zukünftig geografisch stärker dezentralisierten Erzeugungspark. Insgesamt besteht in diesem Politikbereich daher Handlungsbedarf. Wettbewerb: GB zählt innerhalb Europas zu den Vorreitern im Hinblick auf die Umsetzung der Liberalisierung seiner Energiemärkte, die mit einer Privatisierung von 276/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Erzeugungsanlagen einherging. Dementsprechend weisen die dominanten Stromerzeuger in Großbritannien überwiegend private Eigentümerstrukturen auf. Im Sinne des liberalisierten Energiemarktes gibt es in der GB-Energiewirtschaft viele ausländische Unternehmen oder Beteiligungen, sowohl im Bereich der fossilen als auch in der nuklearen und in der regenerativen Stromerzeugung. Es gibt ein strenges Ownership Unbundling, eine konsequente Wettbewerbspolitik und eine starke Regulierungsbehörde. Somit sind die europäischen und nationalen Ziele auf diesem Gebiet weitestgehend erfüllt. Handlungsbedarf besteht jedoch im Hinblick auf die Einbindung GB in den europäischen Stromhandel; derzeit gibt es noch kein Market Coupling mit dem europäischen Festland. Nachhaltigkeit: Die Dekarbonisierungspolitik hat ehrgeizige Ziele bezüglich CCS und Kernenergie, wobei sich die Regierung nur bei CCS finanziell engagieren will. Es bleibt abzuwarten, ob das Verhältnis von Chancen und Risiken bei der Kernenergie von der Industrie als so attraktiv eingeschätzt wird, dass es auch vom Umfang her zu den von der Regierung geplanten Investitionen und in Folge zur Erreichung der CO2Minderungsziele kommt. Die Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung auf eine Reduzierung nationaler CO2-Emissionen könnte zudem dazu führen, dass inländische EE-Potenziale nicht konsequent erschlossen werden, weil die gesetzten CO2Minderungsziele über einen Ausbau der Kernenergienutzung erreicht werden können. Eine Verzögerung des EE-Ausbautempos könnte sich zudem durch Verspätungen im Netzanschluss bzw. im inländischen Netzausausbau ergeben. Im Bereich Energieeffizienz fehlt insbesondere eine Koordination der Strategien für den Strom- und Wärmemarkt. Dennoch ist die britische Regierung mit dem Carbon Plan auf einem guten Weg, um die europäischen und nationalen Ziele im Bereich Energieeffizienz, CO2-Reduktion und EE-Ausbau über eine Dekarbonisierungspolitik zu erreichen. Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und Investitionen in Grundlastkraftwerken zu zu erkennen? Dieser Systemkonflikt tritt in GB nicht so deutlich zutage wie in DE. Der größere Anteil von Gaskraftwerken und von gasgetriebener KWK sorgt für eine höhere Flexibilität der Grundlaststromerzeugung. Gleichzeitig liegt der angestrebte EE-Stromerzeugungsanteil heute und in Zukunft in GB unter dem in DE. Konflikte zeigen sich jedoch in Großbritannien zwischen dem Bau neuer Kernkraftwerke und dem Ausbau Erneuerbarer Energien um den Vorrang im Netz. 2009 warnten Energieunternehmen vor einem Stopp ihrer Neubaupläne für Kernkraftwerke, sollte die britische Regierung das EE-Ausbauziel nicht verringern. Wie verhält sich die Regierung, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? Insgesamt zeigt sich die energiepolitische Ausrichtung in Großbritannien vergleichs277/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung weise stabil. Auch wenn Energiepolitik in Großbritannien ein wichtiges Politikfeld darstellt und einige gesellschaftliche und parteipolitische Konfliktlinien aufweist, führt das Nicht-Erreichen energiepolitischer Ziele in GB weniger zu einem Regierungswechsel als vielmehr zu einer Überarbeitung der energiepolitischen Strategie. Gleichzeitig findet auch eine Anpassung des Anreiz- und Förderrahmens statt, wenn die nationalstaatlichen Ziele nicht erreicht werden bzw. wie im Falle der Förderung dezentraler EE-Anlagen übererfüllt werden. Begleitet werden diese Möglichkeiten durch staatliche Ausschreibungspolitiken („Standort-Versteigerungen“), bspw. im Bereich der Kernenergie und der OffshoreWindenergie. 5.1.4 Niederlande Welche Divergenzen zeigen sich zwischen politischen Zielen und Handeln der Energie Energiewirtschaft? Die Recherche hat keine gravierenden Divergenzen zwischen politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ausgestaltung der zukünftigen Stromerzeugung festgestellt. Die Ankündigung der neuen niederländischen Regierung, den Bau neuer Kernkraftwerke zu genehmigen, ist auf großes Interesse aus der nationalen und europäischen Energiewirtschaft gestoßen. Im Segment der fossilen Stromerzeugung ist durch den geplanten Neubau von Gas- und Kohlekraftwerken bis 2017 mit einem starken Kapazitätszuwachs zu rechen. Auch mit Blick auf die regenerative Stromerzeugung werden die nationalen Ausbauziele durch eine angemessene Investitionsbereitschaft der Energiewirtschaft gestützt. Abzuwarten bleibt jedoch, inwiefern die amtierende Regierung den EE-Ausbaukurs stringent fortsetzen wird bzw. inwiefern die Neuausrichtung des energiepolitischen Kurses zu einer Verschlechterung der Investitionsbedingungen für EE führen wird. Welche Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft? In den NL ist der Liberalisierungsprozess weit fortgeschritten. Der Wettbewerb der Stromerzeuger ausländische ist relativ Unternehmen. intensiv. Im Es gibt keine Übertragungsnetz Markteintrittsbarrieren herrscht strenges für Ownership Unbundling – der ÜNB ist staatlich. Provinzen und Kommunen sind an etlichen, auch großen, EVU beteiligt. Das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft kann man als „ausgewogen“ bezeichnen. Hinzu kommt, dass traditionell alle Parteien in der Energiepolitik mit der Energiewirtschaft kooperieren. Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli Umweltpolitik erreicht? Versorgungssicherheit: Bei den nationalen energiepolitischen Zielen gibt es noch ein großes Defizit bezüglich der Importunabhängigkeit bei Strom – wobei dieses Ziel 278/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung eigentlich dem europäischen Ziel des EU-weiten Wettbewerbs widerspricht. Jedoch gibt es etliche Interkonnektoren, einen sogar nach Norwegen, und die internationalen Leitungsverbindungen werden weiter ausgebaut. Mit Blick auf das inländische Stromnetz verdeutlicht die aktuelle Entwicklung in Bezug auf den Ausbau neuer inländischer Erzeugungskapazitäten, dass in den NL mittelfristig mit einem höheren Engpassrisiko im niederländischen Verteil- und Übertragungsnetz zu rechnen ist. Im Bereich Versorgungsicherheit besteht demnach Handlungsbedarf zur Erreichung europäischer und nationaler Ziele. Wettbewerb: Der niederländische Elektrizitätsmarkt ist über Market Coupling mit den meisten Nachbarländern verbunden. Der niederländische ÜNB TenneT stellt sich hierbei als treibende Kraft für den Ausbau des internationalen Stromhandels und die Ausweitung der internationalen Bezugsmöglichkeiten für Strom dar. Auch die Liberalisierung ist in den Niederlanden weit fortgeschritten. Seit 2011 gelten nicht nur im Übertragungsnetz sondern auch im Verteilnetz Regelungen zum Ownership Unbundling. Somit sind die europäischen Ziele weitgehend erfüllt. Nachhaltigkeit: Mit dem Arbeitsprogramm „Nieuwe Energie voor het Klimaat, Werkprogramma Schoon en Zuinig“ aus dem Jahr 2007 hat die niederländische Vorgängerregierung eine klare Ausrichtung der niederländischen Energiepolitik auf die europäischen Nachhaltigkeitsziele zum EE-Ausbau, zur CO2-Reduzierung und zur Erhöhung der Energieffizienz getroffen. Unter der amtierenden Regierung findet derzeit eine stärkere Schwerpunktsetzung der Energiepolitik zu Gunsten der geplanten Reduzierung von CO2-Emissionen und einer Verringerung der Energieimportabhängigkeit statt. Darüber hinaus sollen massive Energieeinsparpotenziale insbesondere im Gebäudesektor etwa durch Niedrigenergie- oder Passivhäuser genutzt werden. Hinsichtlich des Einsatzes und der Förderung von KWK-Anlagen im Bereich der Stromerzeugung nehmen die NL eine Spitzenstellung in Europa ein. Insbesondere Mikro-KWK-Anlagen sollen zukünftig in Privathaushalten integriert werden. Insgesamt befinden sich die Niederlande auf einem guten Weg, ihre Nachhaltigkeitsziele bis 2020 zu erfüllen. Nachholbedarf zeigt sich am ehesten im Hinblick auf die Energieeffizienzziele. In der niederländischen Regierung hat derzeit wirtschaftliches Wachstum Vorrang vor Umweltschutz. Eine Beschränkung der wirtschaftlichen Chancen durch Energieeffizienzziele wird nicht akzeptiert Langfristig besteht aber auch in den NL die Chance, dass sich das Bewusstsein der Bevölkerung hin zu mehr Umwelt- und Klimaschutz entwickelt. Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und Investitionen Investitionen in Grundlastkraftwerken zu erkennen? Dieser Systemkonflikt tritt in den NL derzeit nicht so deutlich zutage wie in DE. Der größere Anteil von Gaskraftwerken und von gasgetriebener KWK sorgt generell für eine 279/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung höhere Flexibilität der Grundlaststromerzeugung. Mit dem geplanten Bau fossiler und insbesondere nuklearer Grundlastkraftwerke könnte jedoch eine Kürzung der EESubventionen einhergehen, um die regenerativ erzeugte Strommenge zu begrenzen und die Renditen der neuen konventionellen Kraftwerke sicherzustellen. Dadurch könnte sich der Systemkonflikt in den NL in mittelfristiger Perpspektive verstärken. Wie verhält sich die Regierung, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? Die bestehenden gesellschaftspolitischen Konfliktlinien und das breite Parteienspektrum sorgen in den Niederlanden dafür, dass nicht die Energiepolitik, sondern andere politische Probleme im Mittelpunkt der politischen Diskussion stehen. Jedenfalls führt das Nicht-Erreichen energiepolitischer Ziele nicht zu einer Regierungskrise oder zu Neuwahlen, sondern lediglich zu einer Überarbeitung der energiepolitischen Strategie oder zu einer Anpassung des Anreiz- und Förderrahmens für energiewirtschaftliche Investitionen. 5.1.5 Polen Welche Divergenzen zeigen sich zwischen politischen Zielen und Handeln der Energie Energiewirtschaft? Die Recherche hat keine gravierenden Divergenzen zwischen politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ausgestaltung der zukünftigen Stromerzeugung festgestellt. Im Hinblick auf den zukünftigen Strommix plant die polnische Regierung, die Nutzung von Kohle als wichtigstem Brennstoff der Stromerzeugung auch zukünftig beizubehalten. Der Ausbaubedarf im Bereich der fossilen Stromerzeugung ist bis 2015 durch Planungen der Energiewirtschaft gedeckt. Die Ziele der polnischen Regierung zum Einstieg in die Kernenergienutzung stellen eine neue energiepolitische Ausrichtung und eine Diversifizierung der polnischen Stromerzeugungsstruktur dar und sind auf großes Interesse aus der nationalen Energiewirtschaft gestoßen. Bereits 2009 hatte sich die polnische Regierung dazu entschieden, die Planung, den Bau und den Betrieb der geplanten Kernkraftwerke an den polnischen Stromerzeuger Polska Grupa Energetyczna (PGE) zu vergeben. PGE plant den Bau von zwei Kernkraftwerken mit einer Leistung von jeweils 3.000 MW. Auch der polnische Stromerzeuger Tauron Polska Energia hat Interesse an der Teilhabe von Kernkraftwerken in Polen bekundet. Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung verfolgt die polnische Regierung das Ziel, die Nutzung Erneuerbarer Energiequellen gemäß EU-Vorgaben auszubauen. Der Anteil von EE-Strom an der gesamten polnischen Stromerzeugung ist in den letzten Jahren stetig gewachsen. 280/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung Regierung und Energiewirtschaft? In Polen ist der Liberalisierungsprozess fortgeschritten, aber insgesamt ist der staatliche Einfluss noch sehr hoch. Der polnische Strommarkt wird von der EUKommission lediglich als mäßig konzentriert eingestuft, der größte Stromerzeuger hat einen Marktanteil unter 25 %. Es gibt keine Markteintrittsbarrieren für ausländische Unternehmen. Über Eigentumsanteile gibt es jedoch einen hohen staatlichen Einfluss auf die dominierenden Strom- und Gasversorger. Im Übertragungsnetz herrscht strenges Ownership Unbundling, auch der polnische ÜNB ist staatlich. Die Wettbewerbsbehörden sind eher schwach. Aus Sicht der nationalen Regulierungsbehörde URE werden die eigenen Zuständigkeiten als zu begrenzt angesehen. Insgesamt ist das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft nicht ausgewogen, sondern eher staatslastig. Die polnische Regierung hat einen starken Einfluss als aktiver Spieler auf die Energiewirtschaft. 2010 wurde die Eigentümerüberwachung des polnischen ÜNB dem Wirtschaftsministerium übertragen. Das Finanzministerium besitzt 100 % der Unternehmensanteile, die nicht zur Privatisierung vorgesehen sind. Daneben hält das Finanzministerium Eigentumsrechte an weiteren Unternehmen des Stromsektors, verfolgt hier jedoch einen Privatisierungsprozess. Teilweise erscheint die staatliche Bürokratie als hemmender Faktor für Investitionen. Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli Umweltpolitik erreicht? Versorgungssicherheit: Bezüglich des Ausbaus von Interkonnektoren besteht in Polen ebenso deutlicher Handlungsbedarf wie in Bezug auf das inländische Netz. Um das Bestandsnetz adäquat an die Entwicklung der Kapazitäts- und Elektrizitätsnachfrage, den Anschlussbedarf neuer EE-Erzeugungsanlagen, die Konstruktion neuer nuklearer Erzeugungskapazitäten, den Anstieg der grenzüberschreitenden Interkonnektorkapazitäten sowie ein ausreichendes Level der Versorgungssicherheit anzupassen, sind vielfältige Investitionen notwendig. Wettbewerb: Die polnische Regierung hat in den vergangenen Jahren große Antrengungen unternommen, um solide energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen in PL aufzubauen. Dennoch besteht in PL auch im Hinblick auf die Wettbewerbsfähigkeit im Strom- und Gasmarkt Nachholbedarf. Die europäische Einbindung des polnischen Elektrizitätsmarktes ist bislang „subregional“ und damit noch stark verbesserungsfähig, insbesondere im Hinblick auf ein regionales Market Coupling und eine verbesserte Zuteilung der bislang begrenzten Übertragungskapazitäten. Die Regulierung der Netzbetreiber hat den europäischen Standard noch nicht erreicht. Um den Stromhandel im Inland sowie mit europäischen Nachbarstaaten voranzutreiben, muss in PL zunächst einmal das Volumen der frei gehandelten Strommengen erhöht werden. 281/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Nachhaltigkeit: Auch bezüglich der Diversifizierung des Energiemix und einer Dekarbonisierung der Stromerzeugung besteht für die polnische Energiepolitik noch großer Handlungsbedarf. Eine spürbare Reduktion der CO2-Emissionen aus der kohlelastigen Stromerzeugung soll durch den Bau neuer Kernkraftwerke, den Einsatz von CCS-Technologien und eine Erhöhung der Energieeffizienz erreicht werden. Aufgrund der Vorrangstellung der Kohleverstromung in PL, die auch zukünfitg beibehalten werden soll, sind zur Realisierung der CO2-Emissions- und Energieeffizienzziele jedoch enorme Investitionen notwendig. Zur weiteren Dekarbonisierung des Energiemix könnte in mittelfristiger Perspektive die schrittweise Erschließung der unkonventionellen Gasvorkommen in PL beitragen. Um die EE-Zielkapazitäten insbesondere im Windenergiesegment bis 2020 zu erreichen, muss das Ausbautempo in PL aber noch deutlich erhöht werden. Zudem fehlt in PL bislang ein integrierter Ansatz zur Energie- und Klimapolitik. Ist ein Systemkonflikt zwischen dem dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und Investitionen in Grundlastkraftwerken zu erkennen? Polen verfolgt das Ziel, im Jahr 2020 einen Anteil von 19,4 % EE an der Stromerzeugung zu haben. Die Grundlast wird weiter bei Steinkohlekraftwerken liegen, nach 2020 vielleicht zum Teil von Kernkraftwerken übernommen werden. Ein Systemkonflikt zwischen EE-Stromerzeugung und konventioneller Grundlaststromerzeugung ist aktuell nicht wahrzunehmen. Mittelfristig könnte sich jedoch ein Wettbewerb um den Zugang zum Netz und um Investitionen entwickeln. Wie verhält sich die Regierung, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? In Polen stehen mit der politischen Eigenständigkeit, der wirtschaftlichen Entwicklung und der Verbesserung des Lebensstandards andere Probleme im Mittelpunkt der politischen Diskussion. Darüber hinaus wird die polnische Energiepolitik nach wie vor stark durch das Thema Versorgungssicherheit bzw. Importunabhängigkeit der zukünftigen Stromerzeugung geprägt. Das Nicht-Erreichen energiepolitischer Ziele wird nach Einschätzung der Autoren in PL daher weder aktuell noch in mittelfristiger Perspektive zu einer Regierungskrise führen, sondern lediglich zu einer Überarbeitung der energiepolitischen Strategie bzw. zu einer Anpassung des Anreiz- und Förderahmens für energiewirtschaftliche Investitionen. 282/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.1.6 Slowakische Republik Welche Divergenzen zeigen sich zwischen politischen Zielen und Handeln der Energie Energiewirtschaft? Die Recherche hat keine gravierenden Divergenzen zwischen politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ausgestaltung der zukünftigen Stromerzeugung festgestellt. Die seit August 2010 amtierende Regierungskoalition unterstützt den Aufbau neuer Kernkraftwerkskapazitäten. Gemäß Angaben des slowakischen Wirtschaftsministeriums befanden sich die geplanten Kapazitätserhöhungen der bestehenden Kernkraftwerke im Jahr 2010 alle in der Konstruktionsphase oder waren bereits realisiert. Der dominierende nationale Stromerzeuger Slovenské Elektrárne war in der Vergangenheit der bislang einzige Betreiber von Kernkraftwerken in der Slowakischen Republik und plant derzeit den Aufbau neuer Kapazitäten am Standort Mochovce. Der Kraftwerksneubau in Jaslovske Bohunice durch das Unternehmen JESS a.s. darf nur aus privaten Investitionen ohne staatliche Unterstützung erfolgen. Im Bereich der fossilen Stromerzeugung wird der staatlich ermittelte Kapazitätsbedarf in mittelfristiger Perspektive durch die Ausbauplanungen der Energiewirtschaft gedeckt. Kurzfristig könnte sich jedoch durch die Stilllegung thermischer Kraftwerke bzw. Reaktorblöcke ein möglicher Elektrizitätsengpass ergeben. In Abhängigkeit von der Entwicklung der Elektrizitätsnachfrage müsste dieser durch Stromimporte gedeckt werden. Lediglich bei den Erneuerbaren Energien gibt es in der Slowakischen Republik eine nur mäßige Übereinstimmung zwischen den politischen Ausbauzielen und den Ausbauplanungen der Energiewirtschaft, die in erster Linie auf einem vglw. instabilen und intransparenten EE-Rechtsrahmen beruht. Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft? In der Slowakischen Republik ist der staatliche Einfluss auf die Energiewirtschaft noch sehr hoch. Über Eigentumsanteile gibt es einen hohen staatlichen Einfluss auf die Strom- und Gasversorger. Gleichzeitig ist der Strommarkt in der Slowakischen Republik hoch konzentriert. Der Strommarkt wird durch das Unternehmen Slovenské Elektrárne dominiert, welches als größter Stromerzeuger einen Marktanteil von über 70 % aufweist. Im Übertragungsnetz herrscht strenges Ownership Unbundling – der ÜNB ist staatlich. Die Wettbewerbsbehörden sind eher schwach. Das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft ist insgesamt nicht ausgewogen, sondern staatslastig. 283/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Werden die europäischen europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli Umweltpolitik erreicht? Versorgungssicherheit: Die Slowakische Republik verfolgt im Bereich der Energiepolitik vorrangig die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit. Auch wenn die slowakische Stromerzeugung weitgehend unabhängig ist, besteht bezüglich des Ausbaus von Interkonnektoren noch deutlicher Handlungsbedarf. Auch der Ausbau und die Verstärkung des inländischen Bestandsnetzes weisen großen Handlungsbedarf auf. Aktuell besteht aus Sicht der slowakischen Regierung ein Risiko für „gefährliche“ Effekte im Übertragungs- und Verteilnetz in Bezug auf eine ausreichende Versorgungssicherheit, dadurch dass einerseits das Netzausbautempo nicht mit dem EE-Anlagenausbau Schritt halten kann und andererseits ein beschleunigter Netzausbau finanziell nicht abzudecken ist. Um die Stromnetzstabilität und die Versorgungssicherheit zu gewähren, wurden durch den slowakischen Transportnetzbetreiber in der Vergangenheit bereits Beschränkungen festgelegt, die eine Erhöhung der Produktionskapazitäten von Photovoltaikanlagen limitieren. Wettbewerb: Bezüglich der Teilnahme am europäischen Stromhandel ist die Einbindung des slowakischen Elektrizitätsmarktes in den europäischen Binnenmarkt bzw. Regionalmarkt noch stark verbesserungsfähig, insbesondere im Hinblick auf ein regionales Market Coupling und eine effizientere Zuteilung der begrenzten Übertragungskapazitäten. Auch bezüglich der Stärkung des inländischen Wettbewerbs gibt es für die slowakische Energiepolitik noch großen Handlungsbedarf. Die slowakische Antimonopolbehörde ist sich der dominierenden Position von Slovenske Elektrarne im Stromerzeugungsmarkt bewusst. Zudem konstatiert die Behörde, dass neue Marktakteure Schwierigkeiten haben, Strom zu beschaffen (im Grunde besteht nur die Möglichkeit zum Import), weil der slowakische Großhandelsmarkt durch drei Unternehmen dominiert wird und z.B. Slovenské Elektrárne Strom über bilaterale Verträge nur an sechs Kunden verkauft. Nachhaltigkeit: Die Absicherung der energiepolitischen Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit wird in der Slowakischen Republik zu Lasten der Umsetzung von Nachhaltigkeitszielen verfolgt. Eine spürbare Reduktion der CO2Emissionen aus der kohlelastigen Stromerzeugung soll in der SK durch den Bau weiterer Kernkraftwerke erreicht werden. Zudem soll der Einsatz kohlenstoffarmer CCS-Technologien forciert werden. Um die Energieeffizienz in der Slowakischen Republik zu erhöhen, hat die slowakische Regierung bereits den zweiten nationalen Energieffizienzplan verabschiedet. Obwohl die Energieintensität zwischen 1997 und 2008 um ca. 40 % reduziert werden konnte, weist die SK innerhalb der EU nach wie vor eine der energieintensivsten Wirtschaften auf. 284/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Der Ausbau EE konventionellen stellt für die Stromerzeugung slowakische dar, daher Regierung wurde ihr keine Alternative Ausbautempo in zur den zurückliegenden Jahren nicht forciert. Aktuell wie zukünftig bildet die Wasserkraft in der Slowakischen Republik die Basis der regenerativen Stromerzeugung. Ohne Wasserkraft liegt der Anteil Erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung bei unter 1 %. Die Stagnation im Ausbau der regenerativen Stromerzeugung ist weniger auf das Ressourcenpotenzial oder die Technologieverfügbarkeit, sondern vielmehr auf vglw. intransparente gesetzliche Rahmenbedingungen zurückzuführen. Trotz der anvisierten EE-Ausbauziele bis 2020 kann ein konstanter EE-Ausbau in der Slowakischen Republik aus Sicht der Bearbeiter daher nicht als gesichert angesehen werden. Die derzeitigen Anstrengungen in der slowakischen Energiepolitik müssen deutlich verstärkt werden, wenn die aufgestellten eigenen und europäischen Nachhaltigkeitsziele bis 2020 erreicht werden sollen. Stromerzeugung ung und Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeug Investitionen in Grundlastkraftwerken zu erkennen? Die Slowakische Republik verfolgt das Ziel, im Jahr 2020 einen Anteil von 24 % EE an der Stromerzeugung zu haben. Die Grundlast wird weiter bei Steinkohlekraftwerken und Kernenergie liegen. Ein Systemkonflikt zwischen EE-Stromerzeugung und konventioneller Grundlaststromerzeugung ist bei diesem relativ geringen Anteil EE nicht zu erwarten. Andererseits fehlen finanzielle Mittel für den Ausbau der Netze zwecks Einbindung von EE-Anlagen. Die Schaffung von Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit haben Vorrang. Wie verhält sich die Regierung, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden? In der Slowakischen Republik stehen mit der wirtschaftlichen Entwicklung und der Verbesserung des Lebensstandards andere Probleme im Mittelpunkt der politischen Diskussion. In der Energiepolitik hat die Versorgungssicherheit in Kombination mit einer Verbesserung der Importunabhängigkeit nach wie vor oberste Priorität. Das Nicht-Erreichen energiepolitischer Ziele wird nach Einschätzung der Autoren nicht zu einer Regierungskrise führen, sondern zu einer Überarbeitung der energiepolitischen Strategie sowie zu einer Anpassung des Anreizrahmens für energiewirtschaftliche Investitionen. 285/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.1.7 Zwischenfazit zu den Divergenzen in den ausgewähl ausgewählten Ländern In Deutschland gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft mehrere bedeutenden Divergenzen. Das ist Ausdruck eines fehlenden gesellschaftspolitischen Konsenses hinsichtlich der zukünftigen Ausrichtung der Energiepolitik und folglich auch eines fehlenden energiepolitischen Konsenses zwischen den staatstragenden Parteien. Die bestehenden Konfliktlinien und die vielfach fehlende öffentliche Akzeptanz für geplante energiewirtschaftliche Investitionen sind mitverantwortlich für die mangelnde Attraktivität von Deutschland als Standort für Erzeugungsinvestitionen. Zudem gibt es bei den nationalen energiepolitischen Zielen noch große Defizite im Bereich der Erneuerung des Kraftwerksparks, des Ausbaus der Offshore-Windenergie und des Aus- und Umbaus der Stromübertragungs- und Verteilungsnetze. Gleichzeitig bestehen in DE aber stabile wettbewerbspolitische und regulatorische Rahmenbedingungen und eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Es erscheint deshalb möglich, durch einen überparteilichen energiepolitischen Konsens die Rahmenbedingungen grundlegend und dauerhaft zu verbessern. In Frankreich gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen Rahmen, allerdings liegt dieser Ausbau nicht im Interesse des dominierenden (staatlichen) Energieunternehmens und damit auch der Regierung. Die Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt ist sehr gut, weil Frankreich stark vom Stromexport profitiert. Wegen der starken Dominanz der Kernenergie, die nur von der EDF betrieben wird, sind die Chancen ausländischer Unternehmen für Investitionen in die französische Stromerzeugung gering. Da es auch zwischen Regierung und Opposition im Hinblick auf die Energiepolitik keine nennenswerten Konfliktlinien gibt, ist in Frankreich eine stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. In Großbritannien gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen, auch wenn der Kompromiss der neuen Regierung, einen KKW-Neubau ohne staatliche Förderung zu realisieren, für Investoren eine markante Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen darstellt und sich Konflikte zwischen dem Ausbau der Kernenergie und Erneuerbarer Energien zeigen. Es gibt einen stabilen wettbewerbspolitischen und regulatorischen Rahmen. Der geplante Ausbau der Kernenergie findet in den drei großen Parteien Unterstützung. Damit bietet GB Chancen für Investitionen in Kernenergie, verbunden mit ökonomischen Risiken aufgrund der langen Nutzungsdauer und der Unsicherheit über die zukünftige ökonomische und energie-/umweltpolitische Entwicklung. Weil die britische Regierung einen breiten Energiemix anstrebt und sehr technologieoffen ist, kann man GB insgesamt als besonders attraktives Land für Investitionen in die Energieerzeugung 286/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung bezeichnen. Mit zunehmender Netzintegration in den europäischen Strommarkt wird diese Attraktivität noch gestärkt werden. In den Niederlanden Niederlanden gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen stabilen wettbewerbspolitischen Rahmen und eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Jedoch ist der geplante Ausbau der Kernenergie kein gesamtgesellschaftlicher Konsens und könnte angesichts der häufigen Regierungs- und Politikwechsel auch in Zukunft zu Divergenzen zwischen Regierung und Energiewirtschaft führen und in Folge zu einer Überarbeitung der bestehenden energiepolitischen Strategie. Für Investoren besteht daher hohe Unsicherheit darüber, wie lange bestehende Anreiz- und Fördersysteme zeitlich Bestand haben. In Polen gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen und regulatorischen Rahmen und eine ebenfalls ausbaufähige Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. In Verbindung mit einer langsamen Privatisierungstendenz wird sich der Wettbewerb im polnischen Strommarkt voraussichtlich in kleinen Schritten erhöhen. Derzeit erweist sich die staatliche Bürokratie im Energiesektor jedoch vielfach als hemmender Faktor für Investitionen, wie bspw. im Hinblick auf Genehmigungsprozesse für Stromerzeugungsanlagen, die in PL überdurchschnittlich langwierig und aufwendig sind. Der geplante Ausbau der Kernenergie wird, sollte er von der Bevölkerung im angedachten Referendum akzeptiert werden, angesichts der engen Verknüpfung zwischen Staat und Energiewirtschaft voraussichtlich nicht zur Entstehung von Divergenzen führen. Da es auch zwischen Regierung und Opposition keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien gibt, ist in Polen eine vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. In der Slowakischen Slowakischen Republik gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen Rahmen und eine ebenfalls ausbaufähige Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Der geplante Ausbau der vorhandenen Kernenergie wird angesichts der engen Verknüpfung zwischen Staat und Energiewirtschaft nicht zur Entstehung von Divergenzen führen. Da es auch zwischen Regierung und Opposition keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien gibt, ist in der Slowakischen Republik eine vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. 287/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.2 Normative Bewertung der Situation in den aus ausgewählten Ländern Aufbauend auf der Analyse der Divergenzen zwischen den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten erfolgt eine normative Bewertung der Situation in Deutschland und den ausgewählten Nachbarländern in Bezug auf die nachfolgenden Aspekte: Inwiefern - wurden/werden in den untersuchten EU-Mitgliedstaaten gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen? Inwiefern haben sich hieraus positive regionale Beschäftigungseffekte ent- - wickelt? Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich der untersuchten Länder zu - bewerten im Hinblick darauf, dass a) energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich nicht erreicht werden, b) die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt und c) die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik? 5.2.1 Deutschland Inwiefern wurden/werden in Deutschland gute Rahmenbedingungen für die Energie Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen? - Positiv: Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau regenerativer Stromerzeugungskapazitäten, flexibler fossiler Kraftwerke, Stromspeicherkapazitäten und Netzinfrastrukturen. - Positiv: Die zentrale Lage innerhalb Europas, die bestehende Einbindung in den europäischen Strommarkt und der geplante Ausbau zusätzlicher Interkonnektoren bieten in DE gute Chancen zur Teilnahme am europäischen Stromhandel. - Negativ: Der deutsche Strommarkt weist eine vergleichsweise hohe Marktkonzentration und eine Dominanz der vier Verbundunternehmen auf. Der Stand der Liberalisierung (Wettbewerb und Regulierung) bietet in NL oder GB attraktivere Rahmenbedingungen sowohl für deutsche Stromerzeuger als auch für kleinere Unternehmen, Newcomer und ausländische Unternehmen. - Negativ: Das im Herbst 2010 verabschiedete Energiekonzept, das als langfristiger und zuverlässiger Rahmen für neue Investitionen in allen energiewirtschaftlichen Verunsicherung Bereichen potenzieller gedacht Investoren war, geführt hat und zu einer hohen kurzfristig eine 288/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung investitionshemmende Wirkung insbesondere in Bezug auf in DE geplanten Kohle- und Gaskraftwerke ausgeübt. - Positiv: Deutschland zählt zu den europäischen Vorreiterländern im Hinblick auf den EE-Ausbau. Die deutsche Regierung strebt auch zukünftig einen konsequenten EE-Ausbau und einen stark diversifizierten regenerativen Strommix an. Geplant ist insbesondere ein Ausbau der installierten Solar PVAnlagen und der Windenergieanlagen. - Positiv: Das EEG bietet in DE einen stabilen Förderrahmen für Investitionen in regenerative Erzeugungsanlagen. Mit dem Einfluss des Energiekonzeptes wurden die Investitionsbedingungen für EE weiter verbessert. - Negativ: Die für 2012 geplante Reform des EEG führt zu Verunsicherung potenzieller Investoren im Hinblick auf die zukünftige Stabilität des EEFörderrahmens. - Positiv: Die Bundesregierung plant, den Neubau hocheffizienter und CCSfähiger fossiler Kraftwerke zu fördern, vorrangig Kraftwerke mit KWK. - Negativ: Für Investitionen in neue fossile Kraftwerke (Kohle und Gas) besteht - insbesondere gemäß der Weichenstellungen des Energiekonzeptes – das Risiko einer fehlenden Wirtschaftlichkeit, da fossile KW aufgrund des EEAusbaus mit langfristig sinkenden Volllaststunden rechnen müssen und gleichzeitig im Grundlastbetrieb in Konkurrenz zum Betrieb von Kernkraftwerken stehen. - Negativ: Im Bereich der CCS-Technologie zählt DE nicht zu den Spitzenreitern im europäischen Umfeld. Das für den Bau von CCS-Demovorhaben und für die dauerhafte Speicherung von CO2 in Deutschland notwendige CCS-Gesetz befindet sich derzeit noch im Beratungsprozess. Der Einsatz der CCSTechnologie ist in der Öffentlichkeit und auch innerhalb der Regierungsparteien sehr umstritten. - Negativ: Aufgrund der energiepolitischen Lage zum Zeitpunkt der Bearbeitung der Studie (Anfang April 2011) ist unklar, ob und mit welcher Ausrichtung die amtierende Regierung die Stromerzeugung aus Kernenergie in Deutschland nach Beendigung des Kernenergie-Moratoriums fortführen wird. - Positiv: Die deutsche Regierung plant die Einführung einer Ausschreibung für Offshore-WEA und die Auflage eines KfW-Sonderfinanzierungsprogramms. - Negativ: Im europäischen Vergleich sind die finanziellen Bedingungen für Investoren in Offshore-WEA derzeit in GB besser als in DE. 289/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Negativ: Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EE-Stromerzeugung und des anstehenden Umbaus des deutschen Erzeugungsparks ist der Ausbau der inländischen Netzinfrastrukturen dringend erforderlich - Negativ: Bislang fehlt ein konkreter Fahrplan für den Ausbau der Übertragungsnetze in DE. Die Realisierung von Neu- bzw. Ausbauvorhaben der Übertragungsnetze bleibt deutlich hinter den Planungen zurück. Das Genehmigungs- und Planfeststellungsverfahren verhindert einen zügigen Netzausbau. - Positiv: Die Bundesregierung plant verschiedene Maßnahmen zum Ausbau der Netzinfrastrukturen, die in einem Konzept für ein „Zielnetz 2050“ integriert werden sollen. Ende März 2011 definierte die Bundesregierung die Eckpunkte eines Netzausbaubeschleunigungsgesetzes („NABEG“) - Negativ: Investitionen in den Netzausbau sind für die Betreiber im Rahmen des bestehenden Regulierungssystems vielfach unattraktiv. - Positiv: Die Bundesregierung will die regulatorischen Rahmenbedingungen verbessern, um die Anreize für Netzinvestitionen zu vergrößern. - Negativ: Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Netzausbau ist in DE gering bis sehr gering. Investitionsprojekte stoßen auf starke Widerstände. - Positiv: Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten weist DE ein vglw. ambitioniertes und diversifiziertes Programm zum Ausbau von Stromspeichern auf. - Negativ: Bislang liegt noch keine detaillierte Handlungsstrategie bzw. ein integriertes Gesamtkonzept zum Ausbau der Stromspeicherkapazitäten vor. - Negativ: In DE ist bislang kein dauerhafter und parteiübergreifender Konsens zur Restlaufzeit bestehender Kernkraftwerke vorhanden; der Ausbau der fossilen Erzeugung und der EE sind in Umfang und Tempo ebenfalls umstritten. - Negativ: In Deutschland sind starke öffentliche Widerstände bzw. NIMBYProteste gegenüber energiewirtschaftlichen Investitionsvorhaben wahr- zunehmen. Besonders fossile Kraftwerksprojekte, der Bau von WEA oder Netzausbauvorhaben stoßen regelmäßig auf starken lokalen Widerstand. - Positiv: Die deutsche Regierung plant, den KWK-Anteil an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 zu verdoppeln, auf insgesamt 25 %. 290/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Negativ: Im Bereich der dezentralen Erzeugung herrscht besonders im Bereich - der Klein-KWK große Unsicherheit, da die Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen für diesen Bereich im Energiekonzept kaum thematisiert wurde. Inwiefern haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt? Im europäischen Vergleich weist Deutschland einen stark diversifizierten Erzeugungsmix auf. Daher bildet der Einsatz verschiedener konventioneller und regenerativer Erzeugungstechnologien die Grundlage für positive regionale Beschäftigungseffekte in DE. Im Bereich der Kernenergienutzung führt der gesetzlich verankerte Beschluss zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung dazu, dass DE als Investitionsstandort für Kernenergieprojekte für die Energiewirtschaft nicht von Interesse ist. Hier sind positive regionale Beschäftigungseffekte zukünftig nur noch durch die Dekomissionierung der Anlagen zu erwarten. Im Bereich der fossilen Erzeugung stellen die fehlende langfristige und schlüssige Perspektive zur zukünftigen Erzeugungsstruktur zusammen mit der ungewissen Umsetzung und dem Risiko zukünftiger politischer Richtungswechsel einen erheblichen Unsicherheitsfaktor für Investitionen dar und wirken insgesamt investionshemmend. Im Hinblick auf den Ausbau von CCS-Technologien läuft die Bundesregierung Gefahr, aufgrund der unsicheren Rechtslage und einem im europäischen Vergleich „weniger interessanten“ Förderrahmen, Entwicklungschancen zu verspielen und positive regionale Beschäftigungseffekte zu verzögern oder sogar zu verlieren. Sollte es zur weiteren Erprobung und offensiven Nutzung der CCS-Technologie bspw. in GB oder den NL kommen, könnte dies im Maschinen- und Anlagenbau zu Beschäftigungseffekten zu Lasten der deutschen Industrie führen. In den letzten Jahren haben sich positive regionale Beschäftigungseffekte in Deutschland insbesondere im Zusammenhang mit dem EE-Ausbau entwickelt. Zukünftig werden in DE positive regionale Beschäftigungseffekte insbesondere im Offshore-Windenergiesegment erwartet. Auch hier ist aber zu konstatieren, dass Länder wie GB oder die NL z.B. bei der Nutzung von Offshore-Windenergie pragmatischer und schneller vorgehen als die deutsche Bundesregierung und bessere Investitionsbedingungen bieten als in DE. In FR findet die Offshore-Windentwicklung zwar langsamer, aber mit einem stabileren Förderrahmen als in DE statt. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen treten daher insbesondere GB, die NL und FR bei Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als Konkurrenten für den Standort Deutschland an. Um Investitionsanreize zu schaffen und Investitionsrisiken abzufedern fordert der Offshore-Wind-Branchenverband daher die Verabschiedung eines Offshore-Ausbauvertrages, der Investoren stabile Rahmenbedingungen, eine verbesserte Finanzierung sowie einen beschleunigten Netzausbau garantieren soll. Zudem sollten die finanziellen Bedingungen für Investoren verbessert werden. [WAB, 2011] 291/390 Im Hinblick auf die Realisierung von Beschäftigungseffekten im Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Windenergiesegment stellt in DE zudem die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Windenergieanlagen und Netzinfrastrukturen einen großen Unsicherheitsfaktor dar. Zukünftige Beschäftigungschancen bestehen für DE daneben durch den Export innovativer Technologien bspw. in den Bereichen EE, Energieeffizienz, CCS oder Smart Grids. Diesbezüglich steht Deutschland aber im Wettbewerb mit anderen europäischen Technologieexporteuren und in mittelfristiger Perspektive auch mit internationalen Wettbewerben bspw. aus China. Wie ist die Situation in Deutschland im Hinblick darauf zu bewerten: - dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich nicht erreicht wer werden? - die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt? - die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik? In Deutschland spiegelt das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft derzeit ein Übergewicht auf der Seite der Energiekonzerne wider. Die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger wird insgesamt scheinbar stärker durch die europäischen Regulierungsvorgaben und die europäische Wettbewerbskontrolle begrenzt als durch nationalstaatliche Ordnungspolitik oder Privatisierungsbestrebungen des Elektrizitätssektors. In Folge sieht sich die Bundesregierung mit mangelndem Wettbewerbsverhalten, einer Zurückhaltung bei Investitionen in Erzeugungsanlagen und in Stromnetze konfrontiert. Obwohl sich in den letzten Jahren die Marktmacht der dominierenden deutschen Stromerzeuger aufgrund der Erfüllung von Auflagen der europäischen Wettbewerbsaufsicht sowie nationaler Kartellverfahren spürbar verringert hat, sind die direkten Einflussmöglichkeiten der deutschen Regierung durch staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen im Bereich der Stromerzeugung, der Übertragungsnetze sowie im Gasmarkt nach wie vor begrenzt. Aus der Perspektive der Investitionsbedingungen bewirken die hohe Marktkonzentration sowie die Marktmacht der einheimischen Stromerzeuger einen Standortvorteil für die inländischen, jeweils dominierenden Unternehmen, zu Lasten von kleineren deutschen Stromerzeugern, Newcomern auf dem Markt und Investoren aus dem Ausland. Der Versuch der Bundesregierung, über die Verabschiedung ihres Energiekonzeptes einen langfristigen und zuverlässigen Rahmen für neue Investitionen in allen energiewirtschaftlichen Bereichen zu etablieren, kann als fehlgeschlagen betrachtet werden. Das Energiekonzept hat zu einer hohen Verunsicherung potenzieller Investoren geführt und kurzfristig eine investitionshemmende Wirkung insbesondere 292/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung in Bezug auf in DE geplanten Kohle- und Gaskraftwerke ausgeübt. Der Grund hierfür liegt im Kern darin, dass das Energiekonzept kein integriertes Gesamtkonzept darstellt, dass es in weiten Teilen zu unkonkret ist, vielfach fehlt ein Zeit- und Maßnahmenplan, und dass einige Bereiche, wie bspw. die KWK/dezentrale Erzeugung, nur unzureichend oder gar nicht thematisiert werden. Neben den inländischen Aspekten der zukünftigen Stromerzeugung muss sich DE auch im europäischen/internationalen Kontext als energiewirtschaftlicher Investitionsstandort etablieren. Die Betrachtung der Standortbedingungen in den ausgewählten Mitgliedstaaten verdeutlicht, dass sich insbesondere in GB und den NL zwei Ländern ohne stark dominierende Stromerzeuger und mit vielfach interessanteren energiewirtschaftlichen Investitionsbedingungen finden. In der Praxis haben RWE, E.ON und Vattenfall diese Chancen zur internationalen Diversifikation ihrer Erzeugungsinvestitionen bereits wahrgenommen und in GB und/oder in den NL investiert. Zukünftig könnten die größeren Stadtwerke bzw. Regionalversorger folgen. Um sich im europäischen Kontext zu etablieren, ist die deutsche Bundesregierung aus Sicht der Bearbeiter daher dringend gefordert, ein Investitionsprofil zu entwickeln, welches einerseits im europäischen Kontext wettbewerbsfähig ist und welches sich andererseits ausreichend von den Profilen der Mitwettbewerber abhebt. Ein konsequenter Ausbau der Erneuerbaren Energien in Verbindung mit einer starken dezentralen Ausrichtung der Erzeugungs- und Netzstrukturen wäre aus Sicht der Bearbeiter geeignet. 5.2.2 Frankreich Inwiefern wurden/werden wurden/werden in Frankreich gute Rahmenbedingungen für die Energie Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen? - Positiv: Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten für alle Arten: fossile Kraftwerke, Kernkraftwerke und Erneuerbare Energien. - Negativ: Der französische Strommarkt ist trotz Liberalisierung immer noch durch eine hohe Marktkonzentration, die Protektion einheimischer Marktakteure sowie eine zurückhaltende Wettbewerbspolitik gekennzeichnet. - Negativ: Im Bereich der konventionellen Stromerzeugung erhalten alternative Stromanbieter und ausländische Marktakteure nur schwer Zugang zu Erzeugungsressourcen. Insbesondere im Segment der Stromerzeugung aus Kernenergie, die im französischen Energiemix eine prioritäre Rolle einnimmt, sind die Investitionschancen ausländischer Unternehmen wegen der starken Dominanz von EDF gering. 293/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Positiv: Die Liberalisierungsbemühungen auf EU-Ebene stellen das Monopol von EDF in Frage. Vor diesem Hintergrund wird zurzeit der Verkauf von Strom zu einem regulierten Festpreis an Wettbewerber verhandelt. Von diesem regulierten Tarif werden die Investitionsentscheidungen der übrigen Unternehmen im Elektrizitätssektor abhängen. - Negativ: In Frankreich mangelt es deutlich an flexibler Mittellast und entsprechenden Förderpolitiken. - Positiv: Stromexporte, insbesondere nach DE, GB und IT, werden durch das starke französische Übertragungsnetz, gut ausgebaute grenzüberschreitende Leitungen und vorhandene Erzeugungs-Überkapazitäten gestützt. - Positiv: Der zukünftige Stromexport stellt für die weitere Kernenergienutzung in FR ein wichtiges Motiv dar. In FR gibt es daher schon länger die Absicht, das Verbundnetz bspw. Richtung Spanien auszubauen, um den Absatzmarkt für Kernenergiestrom zu erweitern. - Positiv: Die französische Regierung strebt den weltweiten Export nuklearer Erzeugungstechnologie an und will durch den Bau von Kernreaktoren neuester Technologie im Inland entsprechendes Know-How für den Technologieexport erwerben. - Negativ: Der Ausbau eigener Erzeugungskapazitäten kommt in Frankreich tendenziell nicht schnell genug voran. Gleichzeitig sind die Spitzenlasten in FR im Winter im europäischen Vergleich überdurchschnittlich hoch und vglw. witterungsabhängig, insbesondere bedingt durch den hohen Anteil von Stromheizungen. Im Winterhalbjahr 2009/2010 wurden daher größere Mengen Elektrizität von GB nach FR importiert, auch bedingt dadurch, dass mehrere französische Kernkraftwerke nicht verfügbar waren. - Negativ: Beim Export von Grundlaststrom aus Kernenergieanlagen konkurriert Frankreich mit anderen umliegenden Ländern mit struktureller Überkapazität. Langfristige Absatzverträge aus den 80er Jahren wurden nicht erneuert, sodass inzwischen nur noch ein Drittel des Exports über „bequeme“, langfristige Verträge abgewickelt wird. - Positiv: Die französische Regierung strebt einen Ausbau von CCS- Technologien an. Anfang 2010 startete in FR das erste europäische CCSProjekt, bei der die CCS–Technologie entlang der gesamten Prozesskette zum Einsatz kommt. Auch EDF plant ein CCS-Demonstrationsprojekt. 294/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Positiv: Die französische Regierung will FR zum Weltmarktführer für EE machen. Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau der regenerativen Stromerzeugung, die durch Ausschreibungen gestützt werden. Ausgebaut werden sollen insbesondere WEA sowie solare Erzeugungsanlagen. - Positiv: In Form von Biomasse ist in FR grundsätzlich ein beträchtliches erneuerbares Potenzial vorhanden. Das Flächenmanagement funktioniert gut und entsprechend steht viel Biomasse zur Verfügung, die möglichst effizient, etwa in Kraft-Wärme-(Kälte-)Kopplung, genutzt werden könnte. - Positiv: Um ein ausreichendes Maß an Versorgungssicherheit zu gewährleisten, sieht der französische Netzbetreiber eine Kombination aus DemandSide-Management, die Entwicklung lokaler Erzeugungseinheiten und den Ausbau der Netzinfrastruktur vor. - Negativ: Das Bestandsnetz in Frankreich bietet derzeit keine ausreichenden Kapazitäten zur Integration bereits gebauter oder in Planung befindlicher EEErzeugungsanlagen. In einigen Regionen besteht bereits die Situation, dass installierte EE-Erzeugungsanlagen nicht ans Stromnetz angeschlossen werden oder eine limitierte Einspeisung erfolgt. - Negativ: Eine große Anzahl an Projekten zum Ausbau von EE- Erzeugungsanlagen wartet auf eine Verstärkung des französischen Übertragungsnetzes, um beauftragt zu werden oder ihre Erzeugungskapazitäten zu erhöhen. Die Verstärkung des Übertragungsnetzes wird voraussichtlich einige Jahre in Anspruch nehmen. - Negativ: Der führende Stromkonzern EDF hat kaum dezentrale Kompetenzen und unternimmt auch kaum Anstrengungen, selbst Erneuerbare Energien, die mit einer zentralen Strategie vereinbar wären (Wind, CSP), voranzutreiben. - Negativ: Trotz der hohen Potenziale, erfolgt bislang kaum eine BiomasseNutzung im Stromsektor. - Positiv: In FR gibt es im Bereich der Energiepolitik wenig partei- und gesellschaftspolitische Konflikte bzw. nur Konflikte von geringem Ausmaß. - Negativ: Proteste gegen den (Aus-)Bau von Windkraftanlagen sind in FR sehr verbreitet und erschweren den Bau von WEA deutlich. - Positiv: Speicherausbau und intelligente Netze werden von der französischen Regierung als Voraussetzung für die Integration einer steigenden EEProduktion 295/390 gesehen. Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Negativ: In Bezug auf den Ausbau von Smart Grids hinkt Frankreich im europäischen Vergleich hinterher. Neben dem Ausbau der gegenwärtigen Pumpspeicherkapazität ist die einzige Speichermöglichkeit, die Frankreich aktiv entwickelt, die Elektromobilität. - Positiv: Die Nutzung der Potenziale von dezentraler Erzeugung und Lastmanagement könnten den Ausbaubedarf des französischen Stromnetzes mindern und sogar Kapazitäten frei werden lassen. Auf regionaler Ebene gibt es eine starke Dynamik, in Städten und Regionen die dezentrale Versorgungsstruktur zu stärken. - Negativ: Es besteht zurzeit noch große Unklarheit über das Potenzial integrierter, dezentraler Ansätze, die den Ausbau der Hochspannungsnetze zumindest teilweise überflüssig machen würde. Die starke Marktpräsenz der Kernenergie stellte ein starkes Hemmnis für den Aufbau dezentraler Erzeugungsstrukturen dar. Aufgrund der bestehenden energiewirtschaftlichen Strukturen ist zu erwarten, dass es in FR auch mittel- und langfristig eher eine zentrale Energieversorgung geben wird. Inwiefern haben haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt? Positive regionale Beschäftigungseffekte stehen in Frankreich einerseits im Zusammenhang mit der bereits bestehenden Nutzung und dem geplanten Bau und Technologietransfer von Kernenergie-Anlagen. In diesem Bereich werden sich nach Einschätzung der Bearbeiter zwar regionale Beschäftigungseffekte ergeben, in der Summe wird dies aber keine spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland haben. Andererseits ist mit dem EE-Ausbau, der in Frankreich in den kommenden Jahren voraussichtlich stark ansteigen wird, eine starke Zunahme positiver regionaler Beschäftigungseffekte zu erwarten. Insbesondere im Bereich der Offshore-Windenergie strebt die französische Regierung über ihre Ausschreibungspolitik an, nicht nur die Möglichkeiten der Stromerzeugung auszubauen, sondern auch einen Offshore-Industriezweig zu entwickeln. Über eine stringente Ausschreibungspolitik, die stabile Rahmenbedingungen an zuvor festgelegten Standorten schafft, könnte sich dieser Industriezweig in Frankreich zwar langsamer als in Deutschland entwickeln, aber gleichzeitig mit einem höheren Ausmaß an regionaler Beschäftigung einhergehen. 296/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung zu u bewerten im Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu Frankreich z Hin Hinblick darauf: - dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich nicht erreicht wer werden? - die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt? - die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik? Politik? Frankreich nimmt bereits aktuell aufgrund seiner Stromexportpolitik und vergleichsweise geringen variablen Kosten seines Exportstroms aus Kernkraft und Wasserkraft spürbaren Einfluss auf das Stromangebot und die Investitionsbedingungen der Energiewirtschaft in Deutschland. Diese Tendenz wird sich auch in mittelfristiger Perspektive fortsetzen. Durch den Import von „billigem Kernenergiestrom“ aus Frankreich kann Deutschland ein ausreichendes Ausmaß an Versorgungssicherheit und eine preislich günstige Energieversorgung in Deutschland sicherstellen. Diese Situation zeigt sich aktuell nach dem bis Juni 2011 andauernden Kernenergie-Moratorium der Bundesregierung. Gleichzeitig hängt die Rentabilität von Investitionen in Erzeugungsanlagen in Deutschland entscheidend von der Entwicklung des (Großhandels-) Strompreises im europäischen Regionalmarkt ab, auf den das französische „Billigstromangebot“ entscheidenden Einfluss hat. In Reaktion darauf müssen in DE Investitionsanreize durch angemessen hohe Förderpolitiken wie bspw. das EEG oder garantierte Abnahmemengen oder -preise bspw. über die Einrichtung eines Kapazitätsmarktes geschaffen werden. Die Möglichkeiten zur Veränderung energiepolitischer Rahmenbedingungen in Deutschland stehen somit in direktem Zusammenhang mit der französischen Kapazitätsplanung. Aufgrund der staatlich dominierten Energiepolitik und der hohen Konzentration im französischen Strommarkt ist umgekehrt jedoch nicht mit einer Verlagerung geplanter Investitionen von Deutschland nach Frankreich zu rechnen. Dennoch können interessante Rahmenbedingungen für Investitionen in EE-Großanlagen in FR dazu führen, dass Investitionen in EE in Frankreich einen großen Teil des in DE benötigten Investitionskapitals binden werden. 297/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.2.3 Großbritannien Inwiefern wurden/werden wurden/werden in Großbritannien gute Rahmenbedingungen für die Ener Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen? - Positiv: Der Stand der Liberalisierung (Wettbewerb und Regulierung) bietet in Großbritannien attraktivere Rahmenbedingungen als in Deutschland. - Positiv: Im Rahmen der britischen Dekarbonisierungspolitik gibt es umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten für alle Arten: fossile Kraftwerke, Kernkraftwerke und Erneuerbare Energien. - Positiv: Weil die britische Regierung einen breiten Energiemix anstrebt und sehr technologieoffen ist, stellt GB im europäischen Vergleich ein besonders attraktives Land für Investitionen in die Energieerzeugung dar. - Positiv: Die positive Kernenergiepolitik der britischen Regierung, die flankiert wird von der Versteigerung von Standorten für den Aufbau neuer nuklearer Kraftwerkskapazitäten und einer Straffung von Planungs- und Genehmigungsverfahren, bietet der Energiewirtschaft interessante Rahmenbedingungen für Investitionen in diesem Erzeugungssektor. - Negativ: Investitionshemmend wirkt jedoch, dass sich die Regierung nicht an der Finanzierung neuer Kernkraftwerke beteiligen wird, dass es Konkurrenzen im Hinblick auf den EE-Ausbau gibt und dass die energiepolitischen Rahmenbedingungen durch die Energiewirtschaft auch in GB als „unsicher“ empfunden werden. Zudem herrscht ein starker Wettbewerb europäischer Stromerzeuger um die Baustandorte. - Positiv: Im Bereich fossiler Kraftwerke will die britische Regierung gezielt Zahlungen leisten für Bau und Bereitstellung von flexiblen Reservekraftwerken als „Back-up-System“ für die steigende intermittierende und unflexible regenerative Stromerzeugung. - Positiv: Der CCS-Ausbau wird von Seiten der britischen Regierung stärker vorangetrieben als in DE. Aufgrund der großen ökonomischen Potenziale strebt die britische Regierung an, die Entwicklung der CCS-Technologie zu kommerzialisieren und will hierfür eine entsprechende Finanzierung bereitstellen. - Positiv: Im Bereich EE bieten sich in GB Investitionschancen insbesondere in den Bereichen Offshore-Windenergie, marine Energieerzeugung sowie anärobe Gärung, die als neue EE-Technologien gefördert und entwickelt werden 298/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung sollen. Daneben stellen auch Onshore-WEA, Biogas und Biomasse wichtige Erzeugungstechnologien in GB dar. - Positiv: Zur Förderung der EE-Stromerzeugung hat die britische Regierung mit den Renewable Obligation Zertifikaten für die Förderung großer regenerativer Erzeugungsanlagen und den Feed-in Tarifen für kleine Erzeugungskapazitäten zwei zentrale finanzielle Förderinstrumente etabliert. - Positiv: Um stabilere Investitionsanreize in den Aufbau von EE-Kapazitäten zu schaffen, erwägt die britische Regierung die Einführung eines vollständigen Einspeisetarifsystems neben dem System der Renewables Obligation Zertifikate. - Negativ: Die bestehenden Interkonnektorverbindungen und die potenziellen Möglichkeiten zur Einbindung in den europäischen Stromhandel sind in GB aufgrund der Insellage begrenzt. - Positiv: Die britische Regierung setzt auf den Ausbau des Offshore-Grid in der Nordsee, mit dem Verbindungen zu allen Nordseeanrainerstaaten entstehen würden. - Positiv: Die britische Regulierungsbehörde hat bereits ein Offshore Transmission Regime ausgearbeitet, welches seit Juni 2009 zur Wirkung kommt, um eine effiziente und frühzeitige Umsetzung der benötigten Investitionen im Offshore-Übertragungsnetz zu fördern. - Negativ: In GB waren in den zurückliegenden Jahren signifikante Verspätungen bei der Verbindung neuer EE-Anlagen mit dem Übertragungs- und Verteilungsnetzwerk zu verzeichnen. - Negativ: Im britischen Bestandsnetz besteht hoher Investitionsbedarf, um die Herausforderungen zu meistern, die insbesondere mit dem EE-Ausbau, einer veränderten Stromnachfrage und einem geografisch stärker dezentralisierten Erzeugungspark einhergehen. - Positiv: Das Planungsregime für die wichtigsten inländischen Infrastrukturen soll so reformiert werden, dass sowohl die Entwicklung des Stromnetzes gefördert wird, als auch Barrieren im Hinblick auf den Netzanschluss neuer Erzeugungsanlagen abgebaut werden. - Positiv: Die britische Regulierungsbehörde arbeitet bereits an einem allgemeinen Review des Netzregulierungsrahmens, um aufgrund der notwendigen Netzinvestitionen beim EE-Ausbau und transeuropäischer Netzverbindungen mehr Anreize insbesondere für Erweiterungsinvestitionen zu schaffen. 299/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Positiv: Um die Netzanschlusszeiten zu beschleunigen, soll zudem ein neues “connect and manage“-Regime eingesetzt werden, das im Juli 2010 angekündigt wurde. Darüber hinaus soll die Entwicklung eines smarteren Stromnetzes in Großbritannien gefördert werden. - Negativ: In GB besteht derzeit noch keine detaillierte Handlungsstrategie zum Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. Geologisch geeignete Standorte für großvolumige Pumpspeicher und Druckluftspeicher sind in GB vglw. rar; ein Ausbau ist daher nicht zu erwarten. - Negativ: Die öffentliche Akzeptanz gegenüber der CCS-Technologie scheint in GB zwar stärker ausgeprägt als in DE. Dennoch zeigen sich in GB in den letzten Jahren zunehmend lokale und regionale öffentliche Proteste gegenüber der Erprobung von CCS-Technologien, die in Einzelfällen bereits zu einem Stopp geplanter Anlagen führten. - Negativ: Die öffentliche Akzeptanz von Onshore-Windparks ist in GB vglw. gering. Die Medien thematisieren lokale Widerstände in einer Vielzahl von Fällen, die teils auch zur Aufgabe von geplanten Standorten durch Investoren führten. - Positiv: Um den Ausbau der lokalen/dezentralen Elektrizitätserzeugung zu fördern, hat die britische Regierung mit großem Erfolg einen Einspeisetarif für Kleinanlagen eingeführt. - Negativ: Weder im UK Low Carbon Transition Plan der Vorgängerregierung noch im Entwurfskonzept des Carbon Plan der amtierenden Regierung finden sich konkrete Ausbauziele für die Stromerzeugung aus (dezentralen) KWKAnlagen. Zudem bestehen von Seiten der Industrie starke Widerstände gegenüber einer Dezentralisierung der Elektrizitäts- und Wärmeversorgung. Inwiefern haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt? Der Strommarkt in GB wird von inländischen und ausländischen Stromerzeugern insgesamt sehr interessant für Investitionen im Bereich der Stromerzeugung beurteilt, weil die britische Regierung einen breiten Energiemix anstrebt und sehr technologieoffen ist. In GB wird der europäische Binnenmarkt daher insbesondere durch die Investitionen Erzeugungssegmenten ausländischer bereits Beschäftigungseffekten in geführt der haben. EVU sichtbar, Vergangenheit zu Auch die positiven zukünftig dürften in allen regionalen sich nach Einschätzung der Bearbeiter in allen Erzeugungssegmenten positive regionale Beschäftigungseffekte ergeben. Diesbezüglich besteht für die britische Regierung die Herausforderung darin, private Investoren davon zu überzeugen in einen 300/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung liberalisierten Markt zu investieren. Da die Baurisiken von Kernenergieanlagen erheblich sind, fordert die Energiewirtschaft von der Regierung, eine „sichere“ Rendite für Investitionen zu fördern. Als notwendige Voraussetzung für Investitionen in Kernkraftwerke wird zudem die Stabilität der energiepolitischen Rahmenbedingungen/Regulierung über mindestens sechs Legislaturperioden hinweg gefordert. Der Kompromiss der neuen Regierung, einen KKW-Neubau ohne staatliche Förderung zu realisieren, stellt für Investoren eine markante Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen dar. Im Segment der fossilen Stromerzeugung sieht das britische Energie- und Klimaministerium große ökonomische Potenziale insbesondere in der Erprobung und kommerziellen Nutzung von CCS-Technologien. Durch die Entwicklung von CCS könnten nach Einschätzung des Ministeriums bis zu 60.000 Arbeitsplätze generiert werden. [IZ Klima, 2010f] Die britische Regierung hat bereits angekündigt, bis zu einer Milliarde Pfund an Finanzierung bereit zu stellen für die erste wirtschaftlich betriebene großtechnische CCS-Anlage. Zudem will die Regierung bis Mai 2012 den Auswahlprozess für die Festlegung weiterer regierungsseitig geförderter CCSProjekte abschließen. [DECC, 2011] Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung sind positive regionale Beschäftigungseffekte in GB in mittelfristiger Perspektive insbesondere im Windenergiesegment zu erwarten. GB ist bei der Nutzung von Offshore-Windenergie offensiver und schneller als Deutschland und bietet interessante(re) Investitionsbedingungen für inländische wie ausländische Investoren. Insbesondere aufgrund der Lizenzvergaberunde „Round 3" der Liegenschaftsverwaltung Crown Estate erwartet die Germany Trade & Invest in Großbritannien in den kommenden Jahren einen Boom im Bereich der Onshore- wie Offshore-Windenergie. Die Ausschreibungsgewinner können in neun Hochseezonen in den kommenden zwei Jahrzehnten bis zu 32 GW an Offshore-Windkraftkapazitäten entwickeln. Die Investitionssumme wird auf bis zu 80 Milliarden Pfund geschätzt. [IWR, 2011b] Begleitend dazu planen derzeit etliche große ausländische Unternehmen Investitionen in den Aufbau von Produktionstandorten für Windenergieanlagen. Im Hinblick auf die Realisierung von Beschäftigungseffekten im Windenergiesegment stellt jedoch auch in Großbritannien die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Windenergieanlagen und Netzinfrastrukturen einen großen Unsicherheitsfaktor dar. In der Vergangenheit haben die Widerstände gegenüber Onshore-Windparks bereits merklich deren Marktentwicklung beeinträchtigt: Der dänische Anlagenbauer Vestas schloss 2009 seine Windkraftanlagen-Fertigung auf der Isle of Wight. Dies wurde auch mit der ernüchternden Entwicklung des britischen Marktes aufgrund von Akzeptanzproblemen und mangelnder lokalpolitischer Unterstützung begründet. [BBC, 2010a] Die von Seiten der Regierung angekündigte Überprüfung der neuen Einspeisetarife zur Förderung kleiner EE-Anlagen verdeutlicht zudem, dass sich die 301/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Regierungskoalition auf eine wirtschaftlich begrenzte Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien verständigt hat, und eine Überförderung zugunsten eines schnelleren EE-Ausbautempos vermeiden will. Um Investitionssicherheit zu erhalten, werden die aktuellen Tarife jedoch unabhängig vom Prüfungsergebnis bis April 2012 gültig bleiben und jegliche Tarifänderungen werden ausschließlich zukünftige Investitionsvorhaben betreffen. Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu Großbritannien zu bewerten im Hinblick darauf: - dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich voraussichtlich nicht erreicht wer werden? - die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt? - die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik? GB bietet für inländische und ausländische Stromerzeuger interessante Investitionsbedingungen und wird daher auch zukünftig spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in Deutschland ausüben. Die zwei großen deutschen Verbundunternehmen zählen auch in GB zu den Global Playern des Erzeugungsmarktes. Für den Neubau britischer Kernkraftwerke haben E.ON und RWE ein Kernkraft-Joint-Venture geschlossen und wollen gemeinsam Kernkraft- kapazitäten von mindestens 6 GW bauen. Um die CCS-Technologie in Großbritannien weiterzuentwickeln wollte E.ON am Standort Kingsnorth mit Fördermaßnahmen der britischen Regierung zwei Kraftwerksblöcke komplett austauschen, musste seine Planungen aufgrund massiver öffentlicher Proteste jedoch stoppen; in 2010 stieg E.ON zunächst auch aus dem Wettbewerb um den Bau weiterer Kohlekraftwerke mit CCS aus. Sollte es zur weiteren Erprobung und offensiven Nutzung der CCSTechnologie in GB kommen, könnte dies im Maschinen- und Anlagenbau zu Beschäftigungseffekten jedoch zu Lasten der deutschen Industrie führen. Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung gehören zu den Bietern um die Lizenzvergaben im Windenergiesegment ebenfalls auch deutsche Unternehmen wie E.ON UK, RWE Npower Renewables, Siemens Project Ventures sowie Hochtief. [IWR, 2011b] Aus Sicht der Windenergie-Agentur Bremerhaven/Bremen e.V. sind die finanziellen Bedingungen für Offshore-Windenergie in GB derzeit besser als in Deutschland. Der Verband befürchtet daher, dass GB einen großen Teil des nötigen Investitionskapitals binden wird. [WAB, 2011] Die Investitionen der MVV AG im Biomassesegment in GB verdeutlichen darüber hinaus, dass der britische Markt auch für größere Stadtwerke bzw. Regionalversorger von Interesse ist. [ASK, 2011] 302/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Die Gefahr einer potenziellen Verbundunternehmen Deutschland nach und Verlagerung großen Großbritannien von Stadtwerke wird zudem Investitionen bzw. der deutschen Regionalversorger durch eine aktive von britische Werbepolitik um Investoren vergrößert. Diesbezüglich hat UK Trade & Investment (UKTI) Rahmenbedingungen für Investitionen in Low Carbon-Erzeugungstechnologien entwickelt, um ausländischen Investoren die interessantesten Investitionsmöglichkeiten in Großbritannien in kurz- bis mittelfristiger Perspektive anzubieten. Für Schlüsselsektoren Biomasse und wie Offshore-Wind, Photovoltaik sowie Kernenergieanlagen, CCS-Technologien Mikrogeneration wurden in Werbeprospekte aufgelegt. Zudem werden über das UKTI Netzwerk gezielt ausländische Unternehmen angesprochen, die in diesen Sektoren tätig sind, mit der Zielsetzung, ihre Investitionstätigkeit nach Großbritannien zu verlagern. [DECC, 2011] Hinsichtlich der Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik zeigen sich im Vergleich zu GB insbesondere zwei Tendenzen: Im Hinblick auf energiepolitische bzw. regulatorische Rahmenbedingungen stellt Großbritannien zum einen vielfach eine Vorbildfunktion für Deutschland dar. Dies zeigt sich bspw. an der gemäß Energiekonzept 2010 geplanten Einführung einer Ausschreibung für Wind-Offshore-Anlagen, um den geplanten Offshore-Ausbau in DE zu realisieren. Auch das Review der britischen Netzregulierung („RPI-X@20 Review“) könnte als Vorbild für eine Anpassung des deutschen Regulierungsrahmens genutzt werden. Im Vordergrund der Überarbeitung des britischen Regulierungsrahmens steht eine Verbesserung der Anreize für „antizipative“ Investitionen und die Beschleunigung des Netzausbaus. Zielsetzung ist, dass ein bedarfsgerechter Netzausbau zukünftig zeitnah erfolgt, was angesichts der schnellen Entwicklungen in der Erzeugungsstruktur eine zeitliche Vorwegnahme („Antizipation“) des späteren Kapazitätsbedarfs erfordert. [Ofgem, 2010] Zum anderen steht Deutschland aufgrund der britischen Vorreiterrolle im europäischen Elektrizitätsmarkt aber vielfach unter Zugzwang, um entsprechende Investitionsanreize zu bieten. Die deutsche Regierung muss auf Marktentwicklungen und Veränderungen regulatorischer Rahmenbedingungen in GB reagieren, um Deutschlands Position als interessanter Investitionsstandort auf der europäischen Bühne zu behaupten. Aktuell zeigt sich das insbesondere in Bezug auf die geplanten Maßnahmen im Bereich der fossilen Stromerzeugung, welche die Einführung eines Mindestpreises für CO2-Emissionen für Stromerzeuger, Zahlungen für Bau und Bereitstellung von flexiblen Reservekraftwerken, Einführung eines leistungsstandards sowie den Ausbau von CCS-Technologien betreffen. 303/390 Emissions- Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.2.4 Niederlande Inwiefern wurden/werden in den Niederlanden gute Rahmenbedingungen für die Energiewirt Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen? - Positiv: Der Stand der Liberalisierung (Wettbewerb und Regulierung) stellt in den Niederlanden attraktivere Rahmenbedingungen als in Deutschland. - Positiv: Alle niederländischen Kraftwerksneubauten sind nur wirtschaftlich, wenn sie einen Teil ihrer Produktion exportieren können. Die direkte Nachbarschaft, vorhandene Netzkapazitäten und der geplante Ausbau zusätzlicher Interkonnektoren zwischen NL und DE bieten gute Chancen für einen Stromexport aus NL nach DE. - Negativ: Die niederländische Energiepolitik verfolgt derzeit insbesondere die Ziele CO2-Reduzierung und Verringerung der Importabhängigkeit. Ein Ausbau des Stromexports ist kein explizites politisches Ziel der amtierenden Regierung. - Positiv: Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten für alle Arten: fossile Kraftwerke, Kernkraftwerke und Erneuerbare Energien. - Negativ: In den Niederlanden ist eine Erhöhung der inländischen Transportkapazitäten dringend erforderlich, um drohende Netzengpässe zu vermeiden, die hohe Anzahl geplanter konventioneller und regenerativer Erzeugungskapazitäten fristgerecht an das niederländische Stromnetz anzuschließen und den erzeugten Strom in die Verbrauchszentren zu transportieren. - Positiv: Über eine Reform des Netzregulierungsrahmens sollen in den NL angesichts des bevorstehenden Investitionsbedarfs stärkere Investitionsanreize insbesondere für Erweiterungsinvestitionen gesetzt werden. - Positiv: In den Niederlanden stehen mittelfristig der weitere Ausbau der Windkraft sowie die stärkere Nutzung von Biogas in KWK-Anlagen im Vordergrund. Langfristig dürfte in den NL auch der Ausbau von PV und Kleinwindanlagen wirtschaftlich interessant sein. - Negativ: In den Niederlanden besteht derzeit noch keine detaillierte Handlungsstrategie zum Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. Mit dem Bau des NorNed-Kabels wurde die Option erschlossen, zukünftig norwegische Pumpspeicher nutzen zu können. Derzeit wird die Verbindung aber hauptsächlich zum Import von regenerativem Strom genutzt. 304/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Negativ: In den NL ist kein dauerhafter und parteiübergreifender Konsens zur Nutzung der Kernenergie vorhanden; der Ausbau der fossilen Erzeugung und der EE sind in Umfang und Tempo ebenfalls umstritten. Häufige Regierungswechsel in den NL bieten keine stabile Investitionsgrundlage für den Aufbau von Erzeugungskapazitäten sowie für den Export von Strom nach DE. - Negativ: In den NL sind ebenso wie in DE NIMBY-Proteste verbreitet, besonders im Westen der NL und auch gegenüber EE-Anlagen. Zudem sind wachsende überregionale Widerstände gegen Kernkraft und den Neubau fossiler Erzeugungsanlagen zu verzeichnen, aber geringer als in DE. Insgesamt ist eine Erstarkung der Umweltverbände wahrzunehmen. - Positiv: Im Bereich der CCS-Technologie zählen die NL aus Sicht der Regierung zu den Spitzenreitern im europäischen Umfeld. Politik und Wirtschaft sind sehr offen für die Erprobung von CCS. Durch die weitere Förderung Entwicklung von der Demonstrationsprojekten CCS-Technologien soll und ein eine Beschleunigung der Erfahrungsvorsprung für niederländische Technologieunternehmen erreicht werden. Wenn Demo-KW mit CCS in DE keine Zustimmung finden, könnten sie in den Niederlanden gebaut werden. - Negativ: Die öffentliche Akzeptanz gegenüber der CCS-Technologie scheint in den NL zwar stärker ausgeprägt als in DE. Dennoch zeigt sich auch in den NL insgesamt nur eine schwache Akzeptanz durch einige Bevölkerungsteile, bei deutlichem Widerstand anderer Gruppen. Die niederländische Regierung plant jedoch, die Errichtung von CCS-Demonanlagen auch gegen den Willen der Bevölkerung voranzustreiben. - Positiv: In den NL besteht ein hoher gesellschaftlicher und politischer Konsens, dass in den NL langfristig insbesondere aufgrund der geringen Raumreserven dezentrale Erzeugungs- und Verteilsysteme vorzuziehen sind. In einigen Kommunen und Parteien gibt es eine Bewegung hin zu einer „sustainable energy“ – Klimaschutzbewegung. - Positiv: Ein Konzept sowie ein Umsetzungsplan für die Entwicklung eines intelligenten niederländischen Netzes werden derzeit erarbeitet. Auch wenn die breite Umsetzung von Smart Grids mit leistungsfähigen, dezentralen Speicher- und Regelungslösungen erst ab 2020 zu erwarten ist, bieten sich auch für ausländische Energiekonzerne interessante Investitionsoptionen im Hinblick auf eine „grüne Profilierung“ und eine Dezentralisierung der Erzeugung. 305/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Inwiefern haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt? In den NL wird der europäische Binnenmarkt insbesondere durch die Investitionen ausländischer EVU in den Niederlanden, darunter RWE, Vattenfall, sowie den europäischen Stromhandel sichtbar. Die NL sind an den internationalen Handel mit Strom gewöhnt. Derzeit importieren sie rund 10 % ihres Strombedarfs. Es gibt gute Erfahrungen mit dem NorNed-Kabel und dem Import preiswerten Stroms aus Norwegen. Die Industrie möchte diesen Import weiter ausbauen und befürwortet dafür u.a. ein zweites NordNed-Kabel, um mehr preiswerten Strom importieren zu können. Das hat aber keine negativen Auswirkungen auf Investitionsstrategien oder regionale Beschäftigungseffekte in den NL. Es werden neue Kraftwerke geplant, die die Chancen zum Export nutzen sollen. Verbindliche Energieeffizienzziele für den Stromverbrauch in Europa könnten in kurz- bis mittelfristiger Perspektive die geplanten Kraftwerksneubauten gefährden, weil diese auf einen Stromexport angewiesen sind, um wirtschaftlich zu sein. Bis 2050 könnten verbindliche Energieeffizienzziele jedoch dafür sorgen, dass der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung schneller wächst. In NL gibt es gute Potenziale bei Wind, PV und insbesondere Biogas (aus landwirtschaftlichen Abfällen). Biogas und seine Verstromung in dezentralen KWK-Anlagen mit Wärmenutzung in den großen Gewächshäusern ist schon heute in NL verbreitet. Aktuell haben sich positive regionale Beschäftigungseffekte in den Niederlanden bereits im Zusammenhang mit dem EE-Ausbau entwickelt. Die Niederlande sind z.B. bei der Nutzung von Offshore-Windenergie pragmatischer und schneller als Deutschland. Auch bei der Offshore-Installation von WEA werden bereits Beschäftigungschancen in den Niederlanden genutzt. Im Bereich der fossilen (und möglicherweise der nuklearen Stromerzeugung) werden sich nach Einschätzung der Bearbeiter zwar regionale Beschäftigungseffekte ergeben, in der Summe wird dies aber keine spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland haben. Sollte es zur Erprobung und offensiven Nutzung der CCS-Technologie kommen, könnte dies im Maschinen- und Anlagenbau zu Beschäftigungseffekten zu Lasten der deutschen Industrie führen. 306/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu den Niederlanden zu bewerten im Hinblick darauf: - dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich nicht erreicht wer werden? - die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig wenig handelt? - die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik? Die Niederlande haben große Herausforderungen bei der Lösung der eigenen energiepolitischen Ziele und werden auch aufgrund ihrer mangelnden geografischen Größe keinen spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in Deutschland ausüben. Politisch ist die Situation in den Niederlanden aufgrund der Parteienvielfalt und der aktuellen Sonderrolle der rechtsextremen Partei als instabiler zu beurteilen. Energiepolitik hat in den Niederlanden nicht die zentrale Rolle wie in der deutschen Politik. Die Industrie muss jedoch mit dem politischen Wechsel und dem „regulatorischen Risiko“ in der Energiepolitik leben. Die deutsche Regierung muss zunächst in Deutschland einen dauerhaften Energiekonsens schaffen und kann danach auf der europäischen Bühne, also auch bei den Niederlanden, nach Verbündeten für eine aus deutscher Sicht vernünftige europäische Energiepolitik suchen. Das Engagement von Tennet in Norddeutschland kann jedoch dazu beitragen, dass dort die Netzverbindungen zwischen NL und DE schneller ausgebaut werden. 5.2.5 Polen Inwiefern wurden/werden in Polen gute Rahmenbedingungen für die EnergieEnergiewirt wirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen? geschaffen? - Positiv: Der Liberalisierungsprozess in Polen ist fortgeschritten, die mäßige Marktkonzentration bietet neuen Wettbewerbern und ausländischen Unternehmen interessante Möglichkeiten zum Eintritt in den polnischen Strommarkt. - Negativ: Es besteht ein hoher staatlicher Einfluss auf die polnischen Energiemärkte, der indirekt zu einer Protektion einheimischer/bestehender Akteure im Strommarkt führt, bspw. durch langwierige bürokratische Planungsprozesse. Die inländischen Wettbewerbsbehörden sind durchsetzungsschwach und können diesen Strukturen nicht/nur langsam entgegen steuern. 307/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Positiv: Die polnische Energiepolitik ist trotz der prioritären Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit auf einen Ausbau des polnischen Verbundnetzes und eine stärkere Einbindung in den europäischen Strom(handels)markt ausgerichtet. - Negativ: Derzeit hat der polnische Strommarkt einen subnationalen Charakter. Der Ausbau von Interkonnektoren ist dringend erforderlich. Der benötigte Ausbau wird jedoch Jahre dauern. - Negativ: Der Bau von Stromnetzen ist in PL juristisch sehr kompliziert und wird durch langwierige Genehmigungsprozesse behindert. Für Investoren ist es schwer, notwendige sogenannte „Wegerechte" Investitionen durch lokale zu bekommen. Interessen und Zudem werden NIMBY-Proteste gehemmt. - Positiv: Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten für alle Arten: fossile Kraftwerke, Kernkraftwerke und Erneuerbare Energien. - Positiv: Um die internationalen und europäischen klimapolitischen Verpflichtungen zur Reduzierung der CO2-Emissionen ohne wesentliche Änderungen im Energiemix zu erfüllen, zielt die polnische Regierung darauf ab, die Entwicklung von CCS-Technologien zu fördern und eine zukunftsorientierte Führungsrolle bei sauberen Kohletechnologien zu übernehmen. - Positiv: Die von der polnischen Regierung angestrebte Dekarbonisierung der Stromerzeugung macht insbesondere im Bereich der fossilen Stromerzeugung Effizienzinvestitionen und Investitionen in CCS-Technologien notwendig. Trotz Unsicherheit bzgl. der Wirtschaftlichkeit von CCS-Projekten, sollen Forschungs-, Pilot- und Demonstrationsprojekte in diesem Bereich umgesetzt werden. - Negativ: Für die Förderung von F&E-Maßnahmen sowie zur Schaffung von Investitionsanreizen fehlen vielfach ausreichende finanzielle Mittel. - Positiv: Die möglichst kostengünstige Umsetzung des polnischen Klimapakets bietet ausländischen Unternehmen die Chance zum Technologieexport, da in PL keine eigene Entwicklung innovativer Technologien stattfindet. - Positiv: Im Vergleich der untersuchten EU-Mitgliedstaaten ist in PL der Ausbau von Stromerzeugungsanlagen weniger stark durch öffentliche Widerstände betroffen. 308/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung - Negativ: In Polen sind ein erheblicher Ausbau und eine Modernisierung des Übertragungsnetzes notwendig, zur Integration von EE- und Kernkraftanlagen, zum Ausbau von Transportstrecken sowie zur Absicherung der Netzstabilität. - Positiv: Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung stehen in Polen mittelfristig der weitere Ausbau der Onshore-Windkraft sowie die stärkere Nutzung von Biogas und Biomasse im Vordergrund. - Negativ: Die Verpflichtung zum Netzanschluss von EE-Erzeugungsanlagen wird in der Praxis vielfach „vernachlässigt“. Ihre Umsetzung muss forciert und kontrolliert werden, damit sie zu einer „realen Verpflichtung“ wird. - Negativ: In Polen fehlt bislang die Einführung eines organisierten Marktes für Biomasse. Die kleinteilige Agrarstruktur in PL führt dazu, dass sich Betreiber von Biomasse-Anlagen einer unzureichenden Versorgungsstruktur gegenüber sehen bzw. eine Vielzahl bilateraler Verträge mit unterschiedlichen Bauern abschließen müssen, um ihren Biomassebedarf zu decken. - Negativ: In PL sind derzeit zunehmende Widerstände lokaler Interessengruppen sowie lokaler Umweltverbände und –organisationen insbesondere gegen den Neubau von Windparks zu verzeichnen. In mittelfristiger Perspektive wird mit einer weiteren Abnahme der öffentlichen Akzeptanz und einer Zunahme von NIMBY-Protesten ggü. dem Neubau von Stromerzeugungs- und Infrastrukturprojekten gerechnet. - Negativ: In Polen besteht derzeit noch keine detaillierte Handlungsstrategie zum Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. - Negativ: Dezentrale Erzeugungs- und Infrastrukturansätze verbreiten sich in PL nur langsam. Inwiefern haben haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt? In Polen stehen positive regionale Beschäftigungseffekte traditionell in engem Zusammenhang mit der fossilen Stromerzeugung, die auch zukünftig eine prioritäre Rolle im polnischen Strommix einnehmen wird. Durch den Einstieg in die nukleare Stromerzeugung werden sich nach Einschätzung der Bearbeiter zwar regionale Beschäftigungseffekte in Polen ergeben. In Zarnowiec wird daher der Bau von Kernkraftwerken durch die lokale Bevölkerung befürwortet, da mit dem Bau und Betrieb der Anlagen der Aufbau von Arbeitsplätzen und ein möglicher Wirtschaftsaufschwung in der Stadt erwartet werden. In der Summe wird dies aber keine spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland haben. 309/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Im Segment der regenerativen Stromerzeugung ist Polen insbesondere bei der Biomassenutzung und dem Aufbau von Onshore-WEA, welche neben der Wasserkraft die Säulen der inländischen EE-Nutzung darstellen, langsamer und bürokratischer als Deutschland; in Folge werden mögliche Beschäftigungschancen in diesem Segment bislang nicht bzw. nur zu einem geringen Ausmaß erschlossen. Bis 2010 wurden lediglich 910 MW der anvisierten 2 GW Windkraftkapazität realisiert. Um die Zielkapazitäten im Windenergiesegment bis 2020 in Höhe von 6 GW zu erreichen, muss das Ausbautempo deutlich erhöht werden. Die polnische Regierung forciert aus Sicht der Bearbeiter jedoch in kurzfristiger Perspektive keine größeren Veränderungen investitionshemmender Strukturen im Energie- wie im Agrarsektor. Darüber hinaus strebt die polnische Regierung zwar den Einsatz innovativer Erzeugungs- und Speichertechnologien an. Weil keine ausreichenden Haushaltsmittel für die Technologieentwicklung bereit stehen, werden sich in diesem Segment jedoch keine positiven regionalen Beschäftigungseffekte in PL entwickeln. Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu Polen zu be bewerten im Hinblick darauf: - dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich nicht erreicht wer werden? - die Energiewirtschaft Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt? - die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik? Polen hat große Herausforderungen bei der Lösung der eigenen energiepolitischen Ziele und wird aufgrund seiner mangelnden Einbindung in den europäischen Binnenmarkt bzw. Regionalmarkt in kurz- bis mittelfristiger Perspektive voraussichtlich keinen spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in Deutschland ausüben. Das Ziel der polnischen Regierung ist es, das Klimapaket möglichst kostengünstig umzusetzen. In PL findet daher keine Entwicklung innovativer Technologien statt. Für Deutschland bietet das die Chance zum Technologieexport bspw. in den Bereichen EE, Energieeffizienz, CCS oder Smart Grids. Diesbezüglich steht Deutschland aber im Wettbewerb mit anderen europäischen Technologieexporteuren und in mittelfristiger Perspektive auch mit internationalen Wettbewerben bspw. aus China. Im Hinblick auf die Veränderung energiepolitischer Rahmenbedingungen zeigen die Ergebnisse der Studie, dass eine Verschlechterung der inländischen Investitionsbedingungen dazu führt, dass Verbundunternehmen und Regionalversorger/größere Stadtwerke verstärkt nach interessanten Investitionsalternativen im europäischen 310/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Ausland suchen. Die deutschen Verbundunternehmen verfolgen bereits aktuell eine europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im fossilen wie im EE-Bereich und treffen ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich der Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Bei Regionalversorgern und größeren Stadtwerke ist tendenziell ein stärkeres europäisches Engagement im EEBereich zu erwarten. Aufgrund des Investitionsvolumens werden hier Schwerpunkte in der Bioenergie und der Onshore-Windenergie gesehen. Im Hinblick auf diese Erzeugungstechnologien und aufgrund der geografischen Nähe zu DE könnte PL daher für diese Erzeugergruppe perspektivisch einen interessanten Investitionsmarkt darstellen. Hohe bürokratische Hürden, staatlicher Protektionismus bestehender Strukturen im Energie- und Agrarsektor sowie lokale Widerstände gegenüber WEA stellen bislang jedoch starke Investitionshemmnisse dar, so dass der polnische Strommarkt aktuell weder von den deutschen Verbundunternehmen noch von Regionalversorgern oder größeren Stadtwerken als (besonders) interessanter Investitionsmarkt wahrgenommen wird. 5.2.6 Slowakische Republik Inwiefern wurden/werden in der Slowakischen Republik gute Rahmen Rahmenbedingungen für die Ener Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen Investitionsentscheidungen geschaffen? - Positiv: Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten für alle Arten: fossile Kraftwerke, Kernkraftwerke und Erneuerbare Energien. - Negativ: Der slowakische Strommarkt weist einen hohen staatlichen Einfluss und eine hohe Marktkonzentration auf. Der Strommarkt wird durch Slovenské Elektrárne dominiert. Neue Marktakteure haben Schwierigkeiten, Strom zu beschaffen. - Negativ: Die slowakische Energiepolitik ist neben den Zielen Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit auf eine Protektion der heimischen energieintensiven Wirtschaft ausgerichtet. - Negativ: Die Slowakische Republik versucht als vglw. neuer EU-Mitgliedstaat, die eigene Wettbewerbsfähigkeit innerhalb der EU durch günstigere Produktexporte als die Konkurrenzländer zu sichern. Die Kopplung von Strommärkten innerhalb der EU wird durch die Slowakische Republik tendenziell als Risiko für die heimische Wirtschaft wahrgenommen. Es wird befürchtet, dass die Verbindungen zu anderen Strommärkten zu einer Erhöhung der slowakischen Strompreise, damit zu einer Kostenerhöhungen der nationalen Wirtschaft und in Folge zu einer Verschlechterung der 311/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Wettbewerbsfähigkeit der slowakischen Wirtschaft führen könnte, die stark abhängig ist von Produktexporten. - Positiv: Die SK verfolgt dennoch das Ziel, die Interkonnektorkapazitäten zu den Nachbarländern zu verstärken. Mit mehreren Nachbarländern ist ein Ausbau der Kuppelkapazitäten geplant, deren Inbetriebnahme jedoch nicht vor 2015-2020 erfolgen wird. - Positiv: Die slowakische Regierung strebt neben dem Bau neuer Kernkraftwerke, der durch inländische Unternehmen dominiert wird, einen Ausbau großthermischer Kraftwerke zur Erhöhung der Versorgungssicherheit an. Der Einsatz kohlenstoffarmer CCS-Technologien soll forciert werden. Gleichzeitig sollen die bestehenden Anlagen modernisiert werden. - Positiv: Verschiedene inländische und europäische Investoren, darunter auch deutsche Stromerzeuger, haben Interesse zum Aufbau neuer konventionell thermischer Kraftwerkskapazitäten bekundet, welche die regierungsseitig anvisierten Kapazitäten in Höhe von 1.630 MW bis 2030 bei weitem übersteigen. - Negativ: Der Stromimportbedarf sowie die Entwicklung der slowakischen Erzeugungskapazitäten zeigen sich stark abhängig von der Entwicklung der nationalen Stromnachfrage, insbesondere der slowakischen energieintensiven Wirtschaft: - Falls die Stromnachfrage fallen wird, sind die bestehenden Kernkraftwerkkapazitäten ausreichend, um die inländische Nachfrage zu decken. In diesem Fall könnte die Stromgewinnung aus fossilen Erzeugungskapazitäten dank des Abbaus alter fossiler Kraftwerke auf ein Minimum reduziert werden. Gleichzeitig würde der Ausbau EE voraussichtlich nicht forciert werden. - Falls die Stromnachfrage steigen wird, ist davon auszugehen, dass die geplanten EE-Erzeugungskapazitäten auch realisiert werden bzw. dass der EE-Ausbau regierungsseitig stärker forciert wird. - Positiv: Die slowakische Regierung verfolgt das Ziel, bis 2020 gut 20 % Strom aus erneuerbaren Quellen zu erzeugen Dabei bildet die Wasserkraft in der Slowakischen Republik aktuell wie zukünftig die Basis der regenerativen Stromerzeugung. Daneben soll insbesondere die Stromerzeugung aus Biomasse ausgebaut werden. - Negativ: Aufgrund ihrer hohen Energieimportabhängigkeit ist es für die Slowakische Republik wichtig, dass die inländischen Wasserkraftpotenziale im 312/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Hinblick auf die EE-Ausbauziele genutzt werden können. Anderenfalls wird der Strom teuerer und dadurch auch die slowakischen Exporte, wodurch diese ihre Konkurrenzfähigkeit verlieren würden. Diese EE-Ausbaustrategie geht jedoch zu Lasten anderer EE-Technologien, insbesondere zu Lasten der slowakischen Biomasse-Potenziale. - Negativ: Trotz vorhandenem Ressourcenpotenzial und Technologieverfügbarkeit stellt der EE-Ausbau für die slowakische Regierung keine Alternative zur konventionellen Stromerzeugung dar; sein Ausbautempo wurde in den zurückliegenden Jahren nicht forciert. Investitionen werden durch vglw. intransparente gesetzliche Rahmenbedingungen erschwert. - Negativ: In der SK besteht dringender Investitionsbedarf im Hinblick auf den Ausbau und die Sanierung des Übertragungsnetzes zur Integration von EE und neuen fossilen KW. Es wird befürchtet, dass das Netzausbautempo nicht mit dem EE-Anlagenausbau Schritt halten kann und ein beschleunigter Netzausbau finanziell nicht abzudecken ist. In der Folge drohen Stabilitätsprobleme im Netz. - Negativ: Die slowakische Regierung plant den Bau neuer Pumpspeicherkraftwerke. Aufgrund von finanziellen und örtlichen Beschränkungen kann die Umsetzung jedoch nicht als sicher angesehen werden bzw. wird sich zeitlich verzögern. - Negativ: In der Slowakischen Republik gibt es spürbare Widerstände gegen den Ausbau von Kohle- und Gas-KW sowie gegen den Ausbau von WEA. Zudem ist eine geringe, aber wachsende Bedeutung von Umweltverbänden wahrnehmbar. Inwiefern haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt? In der Slowakischen Republik stehen positive regionale Beschäftigungseffekte traditionell in engem Zusammenhang mit der konventionellen Stromerzeugung. Die Stromerzeugung auf Basis von Kohle und Gas, insbesondere aber die Kernenergienutzung werden auch zukünftig prioritäre Rollen im slowakischen Strommix einnehmen. Da der Bau von Kernkraftanlagen durch nationale Unternehmen dominiert wird, wird dies aber keine spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland haben. Die regenerative Stromerzeugung schreitet in der SK bislang nur langsam voran; forciert wird lediglich der Ausbau der Wasserkraft. In Folge werden mögliche Beschäftigungschancen in diesem Segment, insbesondere im Bereich der BiomasseNutzung, bislang nicht bzw. nur zu einem geringen Ausmaß erschlossen. 313/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Wenn die „richtigen“ politischen Schritte im Hinblick auf Regulierung und Förderung gemacht werden, könnten sich für die Slowakische Republik in mittelfristiger Perspektive Chancen insbesondere in den Bereichen Biomasse, Müllrecycling oder Geothermie ergeben. Die SK hat ein bedeutsames EE-Potenzial im Bereich der Biomasse, insbesondere in den Bereichen Abfallverwertung und Forstwirtschaft, das zur Verstromung genutzt werden könnte. Die Abfallverstromung wäre aus Beschäftigungsgesichtspunkten für die SK vorteilhaft, da sie Arbeit für eine größere Anzahl von unqualifizierten Arbeitskräften bietet, die oft von Arbeitslosigkeit betroffen sind. Das System der Abfallverstromung konnte in der SK bislang aber nicht in Gang gesetzt werden, da es der Zuständigkeit unterschiedlicher Ministerien obliegt, die sich bislang nicht einigen konnten. Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zur Slowakischen Republik zu bewerten im Hinblick darauf: - dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich nicht erreicht wer werden? - die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt? - die Möglichkeiten Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen durch die Politik? Die Slowakische Republik hat große Herausforderungen bei der Lösung der eigenen energiepolitischen Ziele und wird aufgrund ihrer mangelnden Einbindung in den europäischen Binnenmarkt bzw. Regionalmarkt in kurz- bis mittelfristiger Perspektive voraussichtlich keinen spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in Deutschland sowie auf die Möglichkeiten zur Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen ausüben. Während Bau und Betrieb von Kernenergieanlagen vornehmlich durch nationale Unternehmen erfolgt, ist der Bereich der fossilen Erzeugung interessant für europäische Erzeuger. Der E.ON-Konzern ist nach eigenen Angaben seit über fünf Jahren einer der größten ausländischen Investoren auf dem slowakischen Energiemarkt. Seit März 2006 ist E.ON Kraftwerke über die 100 % Tochtergesellschaft Elektrárne s.r.o. in der Slowakischen Republik auch im Bereich der Erzeugung aktiv. Auch RWE und Enel sind bereits seit Jahren in der Slowakischen Republik aktiv. In diesem Segment könnte eine Investitionsverlagerung nach MOE, das aus Sicht der befragten Unternehmen einen interessanten Wachstumsmarkt darstellt, durchaus einen spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in DE ausüben. Dieser ist jedoch in starkem Maße davon abhängig, wie sich der Energiebedarf in der Slowakischen Republik entwickelt. Diesbezüglich bleibt abzuwarten, mit welcher Stringenz die slowakische Regierung die Umsetzung ihrer Energieeffizienzziele verfolgen wird. 314/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung 5.2.7 Zwischenfazit zur normativen Bewertung der Situation in den ausgewählten ausgewählten Ländern In Deutschland fehlt bislang ein langfristiger gesellschaftlicher und parteipolitischer Konsens zur Energieerzeugung als Basis für energiewirtschaftliche Investitionsentscheidungen. In Konsequenz ist die öffentliche Akzeptanz in DE gegenüber Erzeugungs- und Infrastrukturprojekten gering, im europäischen Kontext wahrscheinlich sogar niedriger als „irgendwo sonst“ in Europa. Insbesondere lokale Bürgerinitiativen und ein starkes Eigenwohlinteresse, die sich in NIMBY-Proteste insbesondere gegenüber fossilen Kraftwerksprojekten, dem Bau von WEA oder Netzausbauvorhaben ausdrücken, stellen ein größeres Problem für die Attraktivität des Erzeugungsstandort Deutschland dar. Aufgrund der bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien werden in DE zukünftige Regierungswechsel mit hoher Wahrscheinlichkeit immer wieder zu einem Umschwenken oder zumindest zu einer Anpassung energiepolitischer Strategien führen. Dem aktuellen Energiekonzept kann somit nur eine kurzfristige Gültigkeit innerhalb der aktuellen Legislaturperiode zugeschrieben werden. Die deutsche Regierung muss daher zunächst in Deutschland einen dauerhaften Energiekonsens schaffen, bevor sie auf europäischer Bühne nach Verbündeten für eine aus deutscher Sicht vernünftige europäische Energiepolitik suchen kann. Hierbei ist erstens die Entwicklung eines integrierten Gesamtkonzeptes erforderlich, welches mit konkreten Zeit- und Maßnahmenplänen hinterlegt wird, zweitens die Verbesserung energiewirtschaftlicher Investitionsbedingungen, um den Anschluss an die europäische Spitze nicht zu verlieren bzw. sich im Wettbewerb gegenüber den Wachstumsmärkten in MOE behaupten zu können, und drittens die Ausarbeitung eines energiewirtschaftlichen Alleinstellungsprofils im europäischen Kontext. Für Investoren aus Deutschland ist Frankreich kein attraktiver Standort für energiewirtschaftliche Investitionen in konventionelle Stromerzeugungsanlagen. Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung können interessante Rahmenbedingungen für Investitionen in FR jedoch dazu führen, dass Investitionskapital in FR gebunden wird und nicht für Investitionen in den Erzeugungsstandort Deutschland zur Verfügung steht. Aufgrund Stromexportpolitik der regionalen Frankreichs Marktkopplung werden in die CWE und der expansiven Rahmenbedingungen für Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU und die damit verbundenen quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, tendenziell stark durch die französische Kapazitätspolitik beeinflusst. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen tritt Frankreich demgegenüber nicht als ernst zu nehmender Konkurrent für den Standort Deutschland an. 315/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung Großbritannien stellt für Investoren aus Deutschland einen attraktiven Standort für energiewirtschaftliche Investitionen in nahezu allen Erzeugungssegmenten dar. Die britische Regierung strebt ebenso wie Deutschland einen breiten Energiemix an, zeigt sich dabei aber vielfach technologieoffener und investitionsfreundlicher. Zwischen dem deutschen und dem britischen Markt besteht daher eine große Konkurrenz um Investitionen der deutschen Verbundunternehmen und großen Stadtwerke bzw. Regionalversorger. GB wird aus Sicht der Bearbeiter auch zukünftig spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der deutschen Energieunternehmen ausüben. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen tritt Großbritannien insbesondere bei CCS und bei Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als großer Konkurrent für den Standort Deutschland an. Im Hinblick auf energiepolitische bzw. regulatorische Rahmenbedingungen stellt Großbritannien vielfach eine Vorbildfunktion für Deutschland bzw. Europa dar. Zum anderen steht Deutschland aufgrund der britischen Vorreiterrolle im europäischen Elektrizitätsmarkt aber vielfach unter Zugzwang, um entsprechende Investitionsanreize zu bieten. Die deutsche Regierung muss auf Marktentwicklungen und Veränderungen regulatorischer Rahmenbedingungen in GB reagieren, um Deutschlands Position als interessanter Investitionsstandort auf der europäischen Bühne zu behaupten. Die Niederlande sind für Investoren aus Deutschland ebenfalls ein attraktiver Standort für die Stromerzeugung, allerdings nur für einzelne Projekte. Aufgrund der geringen Größe des Landes, der dichten Besiedlung und einer nicht auf Stromexporte ausgerichteten Politik, die die öffentliche Akzeptanz des Um- und Ausbaus der Strom¬erzeugung im Auge behalten muss, werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von eventuellen Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in den Niederlanden ausgehen, nur gering ausfallen. Bezüglich industrieller Beschäftigungs¬chancen treten die Niederlande bei CCS und bei Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als ernst zu nehmende Konkurrenten für den Standort Deutschland an. Für Investoren aus Deutschland stellt Polen derzeit trotz der geografischen Nähe keinen attraktiven Standort für energiewirtschaftliche Investitionen dar. Aufgrund der hohen „Staatslastigkeit“ des polnischen Energiesektors, hoher bürokratischer Hürden für die Genehmigung von Stromnetzen und Erzeugungsanlagen, investitions- hemmender Strukturen im Energie- und Agrarsektor, fehlendem Wettbewerb im Stromsektor, inkonsequenter Umsetzung der bestehenden europäischen und nationalen Rechtslage sowie lokaler Widerstände gegenüber EE-Erzeugungsanlagen werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von eventuellen Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in Polen ausgehen, nur gering ausfallen. Der Einfluss auf den deutschen Strommarkt hängt stark davon ab, ob und inwieweit die polnische Regierung gewillt und in der Lage sein wird die Rahmenbedingungen für 316/390 Analyse der Divergenzen und normative Bewertung inländische und ausländische Marktakteure für energiewirtschaftliche Investitionen zu verbessern. Die Slowakische Republik bietet für Investoren aus Deutschland mit Ausnahme der fossilen Stromerzeugung keinen interessanten Standort für energiewirtschaftliche Investitionen. Aus Sicht der Bearbeiter werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in der Slowakischen Republik ausgehen, jedoch nur gering ausfallen. Investitionen größeren Ausmaß werden nur dann erwartet, wenn die slowakische Regierung einen konsequenten Kurs zur Modernisierung des fossilen Kraftwerksparks, zum Einsatz von CCS-Technologien sowie zum Ausbau von Energieeffizienztechnologien (KWK) einschlagen wird. 317/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung 6 Beschäftigungstrends der StromStromerzeugung Wie in Kapitel zwei dargelegt, haben die energiewirtschaftlichen, energiepolitischen und technologischen Entwicklungen starke Auswirkungen auf die Entwicklung der Beschäftigungssituation in den Bereichen der konventionellen wie auch der regenerativen Stromerzeugung. In einem zunehmend liberalisierten und integrierten europäischen Strommarkt besteht zudem die Möglichkeit, dass ein Teil der Wertschöpfung und damit der Beschäftigungseffekte im Elektrizitätssektor in andere Länder verlagert wird. In der Expertenbefragung wurde deshalb erörtert, wie zukünftig ein möglichst hoher Anteil nationaler Wertschöpfung sichergestellt werden kann. Aus dem Umbau der Stromversorgung hin zu erneuerbaren und/oder kohlenstoffarmen Erzeugungsstrukturen können sich außerdem Verschiebungen in der Beschäftigungsstruktur des Elektrizitätssektors und der vor- und nachgelagerten Bereiche ergeben. Diese wurden in einer zweiten Frage erörtert. Aufbauend auf den bisherigen Untersuchungsergebnissen und den spezifischen Expertenmeinungen werden in diesem Kapitel Auswirkungen energiewirtschaftlicher Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeugung abgeleitet. 6.1 Grundlegende Beschäftigungstrends in der deutschen Stromerzeugung bei Umsetzung des Energiekonzepts Wie in Kapitel 2.2 dargelegt, haben die energiewirtschaftlichen, energiepolitischen und technologischen Entwicklungen Beschäftigungssituation in starke den Auswirkungen Bereichen der auf die Entwicklung konventionellen wie auch der der regenerativen Stromerzeugung. Im konventionellen Bereich wird die Umsetzung des Energiekonzepts [Energiekonzept, 2010] mittel- und langfristig zu einer starken Reduktion des Produktionsanteils der fossilen Kraftwerke führen. Deshalb müssen in den nächsten Jahren nicht alle fossile Kraftwerke, die aus Altersgründen stillgelegt werden, wieder durch neue fossile Kraftwerke ersetzt werden. Das bedeutet, dass im Bereich der fossilen Stromerzeugung ein Beschäftigungsabbau sowohl aufgrund sinkender Produktionskapazität als auch aufgrund steigender Arbeitsproduktivität und technischen Fortschritts zu erwarten ist. Gleichzeitig ist – abgesehen von den an die Lagerstätten gebundenen Braunkohlekraftwerken – eine teilweise Verlagerung der Stromerzeugungsstandorte an die Küste zu erwarten, weil die Unternehmen Kohletransportkosten sparen wollen. Einen Trend zu mehr Beschäftigung könnte es im Bereich der fossilen Stromerzeugung allerdings auch geben, wenn die CCSTechnologie in Deutschland eingeführt würde. Eine solche Beschäftigungszunahme ist 318/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung jedoch derzeit vom Umfang her nicht einschätzbar und außerdem sehr unsicher, weil die Einführung der CCS-Technologie derzeit sowohl in der Politik als auch in der bürgerlichen Gesellschaft sehr umstritten ist. Den Arbeitsplatzverlusten im Bereich der konventionellen Stromerzeugung werden überproportionale Arbeitsplatzgewinne im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien gegenüberstehen, die zudem den Vorteil haben, wegen der größeren Dezentralität der EE breiter über Deutschland verstreut zu sein. Der Beschäftigungszuwachs durch EE-Anlagen wird sich in vielen kleinen und mittelgroßen Unternehmen überall im Land niederschlagen, auch in strukturschwachen Regionen, in denen es heute keine Erzeugungsanlagen gibt. Bezogen auf die breite Streuung bildet die Entwicklung der Offshore-Windenergie allerdings eine Ausnahme, weil sich hier der Beschäftigungszuwachs an der Nordseeküste und mit Abstrichen an der Ostseeküste in Mecklenburg-Vorpommern konzentrieren wird. Hier könnten sich sogar einige Großbetriebe mit mehreren hundert Beschäftigten entwickeln, die sich auf Betrieb und Wartung der Offshore- Windenergieanlagen spezialisieren. Bezüglich der Beschäftigungseffekte von OffshoreWindparks gibt es zwar bislang noch wenig Erfahrungen, aber die Bearbeiter der Studie gehen davon aus, dass diese mindestens so groß sein werden wie bei der OnshoreWindenergie. Bei rund 5.000 Windenergieanlagen mit zusammen 25 GW Leistung, die in den nächsten Jahrzehnten in der deutschen Nordsee installiert werden sollen, rechnen die Bearbeiter deshalb mit mehr als 10.000 direkt in Betrieb und Wartung beschäftigten Personen. Allerdings werden diese vielen Arbeitsplätze aus heutiger Sicht nicht automatisch in Deutschland liegen, sondern es wird eine harte internationale Standortkonkurrenz um diese Arbeitsplätze zwischen den Nordsee-Anrainerstaaten geben. Dabei werden diejenigen Regionen einen Vorteil haben, die über ein breites und qualifiziertes Arbeitskräfteangebot verfügen. Dass sich dieses nicht von selbst einstellt, kann man derzeit an der Nordseeküste beobachten, wo trotz hoher regionaler Arbeitslosigkeit nicht alle Arbeitsplätze in der boomenden Offshore-Industrie besetzt werden können. Langfristig wird auch im Bereich der EE-Stromerzeugung der technische Fortschritt mit einer Erhöhung der Arbeitsproduktivität und sinkenden spezifischen Beschäftigungseffekten verbunden sein. Die kleinteilige und stark dezentrale Verteilung der Anlagen dürfte aber dauerhaft dafür sorgen, dass der Beschäftigungseffekt der EE-Stromerzeugung größer sein wird als derjenige der verdrängten fossilen Stromerzeugung. Der massive Ausbau der EE-Stromerzeugung verlangt einen großräumigen Ausbau der Übertragungsnetze und zur Integration der Photovoltaik ebenfalls der Verteilnetze. Außerdem wird ein Umbau der Verteilnetze hin zu Smart Grids sowie ein massiver Ausbau von Stromspeicherkapazitäten notwendig werden, um die fluktuierende Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie in eine Balance mit der zeitlichen 319/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung Struktur der Stromnachfrage zu bringen, zusätzlich zu einer Grundausstattung mit fossilen oder auch mit Biomasse befeuerten Regelkraftwerken. Auch in diesen Bereichen der Energieversorgung ist deshalb mit steigenden Beschäftigtenzahlen zu rechnen, ohne dass dies in dieser Studie quantifiziert werden kann. 6.2 Expertenmeinungen zu zu den Voraussetzungen für einen hohen nationalen WertschöpfungsWertschöpfungsanteil im deutschen Elektrizitätssektor „Wie müssen die Rahmenbedingungen in Deutschland Ihrer Meinung nach gestaltet werden, damit auch zukünftig ein möglichst hoher Grad an nationaler Wertschöpfung im Elektrizitätssektor in Deutschland sichergestellt wird?“ Zu dieser Frage liegen 14 Antworten vor. Insgesamt wurde eine Vielzahl von Themenbereichen angesprochen, dennoch lassen sich einige Hauptaussagen zusammenfassen: 1. Die politischen Rahmenbedingungen im Stromsektor müssen in erster Linie langfristig stabil und verlässlich sein, wie sieben Experten übereinstimmend fordern. Ansonsten seien Investitionen in Stromerzeugungsanlagen mit Laufzeiten von bis zu 40 Jahren mit zu hohen Risiken verbunden. Drei Experten mahnen hier dringend einen parteiübergreifenden politischen Kompromiss an, da ansonsten jeder Regierungswechsel die Gefahr einer energiepolitischen Neuausrichtung mit sich bringe. Zum Thema Investitionssicherheit merkt ein Experte außerdem an, dass bereits erteilte Genehmigungen Gültigkeit behalten müssten, was derzeit etwa durch den Streit um „Stuttgart21“ oder das Kraftwerksprojekt Datteln in Frage gestellt sei. Zwei Experten geben außerdem zu bedenken, dass auf dem Strommarkt durch komplexe Regulierungseingriffe eine immer weitere Abkehr vom Marktgedanken erfolgt, was Effizienz und Investitionssicherheit beeinträchtigt. Ein Experte wirft die Frage auf, ob unter diesen Umständen für die Sicherstellung der notwendigen Investitionen eine komplette Re-Regulierung des Strommarktes nicht eventuell zielführender sei. 2. Es müssen entsprechende Renditeaussichten für den Neubau fossiler Kraftwerke bestehen, wie sechs Experten betonen. Angesichts sinkender Volllaststunden werden alternative Vergütungssysteme, wie etwa die Einführung eines Kapazitätsmarktes für Regel- und Reserveenergie gefordert. Auch im Grundlastbereich verlangen vier Experten eine klare Weichenstellung für den Erhalt der fossilen Erzeugung in Deutschland. Dies sei sowohl für den Erhalt der nationalen Wertschöpfung wie auch für die Versorgungssicherheit entscheidend. Zwei Experten betonen, dass mit einer größtenteils regenerativen Erzeugungsstruktur eine 320/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung Importabhängigkeit im Grundlastbereich entstehen und die nationale Wertschöpfung entsprechend sinken würde. Einer von ihnen weist hier auf die zentrale Bedeutung der Braunkohleverstromung hin, da diese den größten inländischen Wertschöpfungsanteil aufweise. Für ihre Weiterführung sei die Entwicklung und Erprobung von CCSTechnologien notwendig, wofür die technischen und rechtlichen Voraussetzungen zu schaffen seien. In der Entwicklung und Vermarktung technischer Lösungen wie CCS oder Rauchgasentschwefelung sieht der Experte zudem große Beschäftigungspotenziale für den deutschen Anlagenbau. Der Einschätzung, dass vor allem die fossile Erzeugung nationale Wertschöpfung und Beschäftigung garantiert, widerspricht ein anderer Experte: Damit der Stromsektor zur „Jobmaschine“ werde, sei die tatsächliche Erzeugungsstruktur nicht relevant – es müssten nur positive und langfristig verlässliche Rahmenbedingungen gegeben sein. 3. Für die Wertschöpfung durch Regionalversorger und Stadtwerke ist laut drei Experten die Weiterführung und gegebenenfalls Ausweitung der KWK-Förderung entscheidend. Generell, so zwei Experten, müssten die Belange dieser Akteursgruppe in der energiepolitischen Ausrichtung stärker berücksichtigt werden, da sie in erheblichem Maße zu Wertschöpfung, Beschäftigung und Innovationsleistung im Stromsektor beitragen. Von einer eventuellen Rekommunalisierung von Versorgungsbetrieben erwartet ein Experte keine Auswirkungen auf Wertschöpfung oder Beschäftigung; für letztere sei hauptsächlich die Arbeitsintensität der eingesetzten Erzeugungstechnologie entscheidend. Weitere, von einzelnen Experten genannte Bedingungen für eine hohe nationale Wertschöpfung sind eine bessere öffentliche Akzeptanz von Investitionen, die Ablösung des Emissionshandels als Instrument zur CO2-Reduzierung und eine stärkere energiepolitische Harmonisierung auf europäischer Ebene. Angesichts der Perspektive eines europäischen Strombinnenmarktes wagen nur zwei Experten eine Prognose über die Abwanderung oder den Verbleib der Wertschöpfung in Deutschland, dabei kommen sie zu gegensätzlichen Ergebnissen: Während ein Experte weder im EE- noch im fossilen Bereich mit einem Rückgang der Wertschöpfung in Deutschland rechnet, erwartet der zweite eine deutliche Abwanderung ins europäische Ausland durch höheren Wettbewerb, bessere Netzintegration und eine harmonisierte EE-Förderung. Kurzfazit: Stabile politische und regulatorische Rahmenbedingungen sind aus Sicht der befragten Experten das entscheidende Kriterium für den Erhalt der Wertschöpfung in Deutschland. Hier ist ein breiter politischer Konsens über die zukünftige Struktur der Energieversorgung notwendig. Auch die Fortführung der fossilen Stromerzeugung wird als sehr wichtig eingeschätzt. Sowohl im Grundlast- als auch im Regelenergiebereich müssen deshalb nach Meinung der Experten die Voraussetzungen für Neuinvestitionen 321/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung geschaffen werden. Chancen zur Steigerung der nationalen Wertschöpfung durch Regionalversorger und Stadtwerke werden zudem durch die Ausweitung der KWK-Förderung gesehen 6.3 Expertenmeinungen zu strukturellen VerändeVeränderungen in den Beschäftigungseffekten „Inwiefern und in welchem Ausmaß erwarten sie zukünftig eine Verschiebung von Beschäftigungseffekten zwischen verschiedenen Wirtschaftszweigen ( klassische Energiewirtschaft, Anlagenbau, Installations- und Servicehandwerk,…) durch Investitionen in konventionelle und erneuerbare Stromerzeugungsanlagen in Deutschland?“ Die breite Mehrzahl der Experten stellt fest, dass solche Verschiebungen zwischen den verschiedenen mit der Energiewirtschaft verbundenen Wirtschaftszweigen in den letzten Jahren schon zu beobachten waren, und sie erwarten, dass diese Trends bis 2020 anhalten und sich langfristig sogar verstärken. Beispielhaft werden Verschiebungen von Arbeitsplätzen von der klassischen Energiewirtschaft (Kraftwerke und Versorgungsnetze) hin zum Anlagenbau (Produktion und Wartung von EE-Anlagen) genannt, oder die Verlagerung von (kommunalen) EVU hin zum regionalen Handwerk mit einem Schwerpunkt im Installations- und Servicehandwerk (Beispiele: Energieanlagen-Contracting oder Aufbau und Wartung von PV-Anlagen). Dabei wird das Anlagen-Contracting aber auch als ein Beispiel dafür angeführt, dass sich herkömmliche EVU in ihrer Geschäftspolitik und in ihrem Beschäftigungsprofil wandeln. Einzelne Experten erwarten dagegen keine Verschiebungen, weil z.B. beim Bau von Windenergieanlagen mit den Branchen Maschinenbau und Elektrotechnik dieselben Wirtschaftszweige im Mittelpunkt stehen wie beim Bau von konventionellen Kraftwerken. Langfristig könnte es aus Sicht eines Experten auch wieder zu einem Aufbau von Arbeitsplätzen in der konventionellen Stromerzeugung kommen, wenn die bedeutende Rolle dieser Kraftwerke in der Grundlasterzeugung sowie in der Regelund Reservestromlieferung (Besicherung) erkannt werden wird. In einem Interview wurde die Einschätzung geäußert, dass die langfristige Beschäftigungsentwicklung im Betrieb der EE-Erzeugungsanlagen in der Summe konstant bleiben, jedoch mit starken Fluktuationen verbunden sein wird, weil ein Teil der EE-Investitionen aufgrund besserer natürlicher Potenziale in europäische Standorte außerhalb von Deutschland verlagert werden wird. Drei mit der Verschiebung von Beschäftigungseffekten verbundene Trends erscheinen den Autoren der Studie besonders erwähnenswert: - Es findet ein Wandel des Qualifikationsspektrums der Beschäftigten statt. Dabei wird es nicht zu einem Wegfall „klassischer Berufe“ kommen, sondern zu einer 322/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung Anpassung von Beschäftigungsprofilen im Sinne eines Upgrading/Ausbaus von Know-how von klassischen Berufsprofilen. - Während in der konventionellen Stromerzeugung die Zahl der Arbeitsplätze zurückgehen wird, wird der Netzbereich bestehen bleiben und an Bedeutung gewinnen, z.B. durch die Integration neuer Speicher. Es kommt zu einem Umbau zu intelligenten Netzen, zu einer Verbindung der Funktionen Stromtransport und (Tele-)Kommunikation mit höheren Ansprüchen an die Kernqualifikation der Beschäftigten. Aus der Perspektive der volkswirtschaftlichen Systematik gehören die Stromnetze dann nicht mehr zum produzierenden Gewerbe (als Teil der Energiewirtschaft), sondern zu den Dienstleistungen im Bereich Verkehr und Nachrichtenübermittlung. - Es kommt zu einer branchenmäßigen Dekonzentration der mit der Stromerzeugung verbundenen Arbeitsplätze, zu einer breiteren Verteilung auf viele verschiedene Branchen mit einem hohen Anteil kleiner und mittelgroßer Betriebe. Das wird auch mit einer Abnahme des Organisationsgrads der Beschäftigten im Bereich der Stromerzeugung verbunden sein. 6.4 Auswirkungen energiewirtschaftlicher Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeu Stromerzeugung Oben im Kapitel 6.1 wurden die grundlegenden Beschäftigungstrends in der deutschen Stromerzeugung aufgezeigt. In diesem Kapitel erfolgt eine kurze Analyse der Beschäftigungswirkungen, die von wichtigen energiewirtschaftlichen Trends ausgehen, die im Rahmen dieser Studie festgestellt wurden. Dabei erfolgt eine Beschränkung auf die Analyse des mittelfristigen Zeitraums bis 2020, weil für den Zeitraum 2020 bis 2050 die Unsicherheit zu groß ist. Entwicklung des Stromaußenhandels Bis zum Jahr 2020 erwarten wir für Deutschland keine gravierende Änderung im Stromaußenhandel. Es gibt weder Anzeichen für eine massive Ausweitung der inländischen Stromproduktion, die mit einer spürbaren Zunahme der Stromexporte verbunden wäre, noch für eine gegenteilige Entwicklung. Mit zunehmendem Anteil der (volatilen) EE-Stromerzeugung wird es wahrscheinlich zu vermehrten temporären Stromexporten und zeitversetzt zu vermehrten Stromimporten kommen, weil ausländische Pumpspeicher für die Ausregelung von Stromangebot und –bedarf eingesetzt 323/390 werden. Dementsprechend sind von der Entwicklung des Strom- Beschäftigungstrends der Stromerzeugung außenhandels keine besonderen Impulse, weder positive noch negative, für die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft zu erwarten.46 Attraktivität ausländischer Stromerzeugungsstandorte Im Kapitel 5.1 wurden für sechs Länder die Divergenzen zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft zusammenfassend dargestellt. Dabei ergaben sich für Deutschland besonders starke Divergenzen, für die anderen fünf Länder dagegen keine bedeutenden Divergenzen. Unter Berücksichtigung weiterer Aspekte wurde für Großbritannien eine besonders hohe und für die Niederlande eine hohe Attraktivität für energiewirtschaftliche Investitionen festgestellt. Welche Auswirkungen hat dies auf die Beschäftigungsentwicklung in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft? Nach Einschätzung der Autoren dieser Studie sind die Auswirkungen nur schwach und wahrscheinlich in der Realität nicht spürbar. Das liegt daran, dass Investitionsprojekte in der deutschen Stromerzeugung und solche in der Stromerzeugung in GB oder NL keine konkurrierenden Alternativen sind, die eine entweder-oder Entscheidung verlangen. Die großen Stromkonzerne, die über Kraftwerksinvestitionen in GB oder NL nachdenken, können diese – wenn die Renditeerwartungen stimmen – parallel ausführen. Es gibt keine knappen Ressourcen, die den Verzicht auf ein Projekt in Deutschland erzwingen, wenn ein attraktiveres Projekt in GB oder NL zur Ausführung kommt. Bezüglich NL muss hier eine gewisse Einschränkung der Aussage vorgenommen werden, weil der niederländische und der deutsche Strommarkt über market coupling sehr eng verbunden sind und der niederländische Markt relativ klein ist. Es könnte sein, dass sich hier zwei Kraftwerksprojekte Konkurrenz um die Kunden machen und deshalb ein Unternehmer nur ein Projekt verwirklichen würde. Allerdings kann dieser Unternehmer nicht sicher sein, dass kein Konkurrent die Situation anders einschätzt und ein vergleichbares Projekt in Deutschland realisiert. Die Länderanalyse hat gezeigt, dass die untersuchten EU-Mitgliedstaaten bei der Stromversorgung in erster Linie daran arbeiten, Versorgungssicherheit herzustellen und eventuelle Importabhängigkeiten abzubauen. Eine internationale Konkurrenzsituation, in der der Erfolg des einen Landes Arbeitsplätze im anderen Land gefährdet, wie wir das z.B. von der Automobilproduktion kennen, gibt es auf dem Stromsektor noch nicht. Ein weiterer wichtiger Aspekt bei der Bestimmung der Beschäftigungseffekte liegt in der Konkurrenz auf dem deutschen Erzeugungsmarkt. Die öffentliche Diskussion der Folgen des Energiekonzeptes hat deutlich gemacht, dass die regionalen und kommunalen Stromversorger bzw. –erzeuger ihre Investitionsstrategie nach dem 46 Aktuell erlebt Deutschland aufgrund des Moratoriums der Kernenergie-Laufzeitverlängerung einen Anstieg der Stromimporte. Wie dauerhaft dieser Effekt sein wird, ist heute nicht absehbar. Insgesamt konnten die möglichen Folgen der Fukushima-Katastrophe in dieser Studie nicht mehr berücksichtigt werden. 324/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung vorhandenen Großkraftwerkspark und den Planungen der großen Stromkonzerne ausrichten. Wenn die Verbundunternehmen also weniger Erzeugungskapazitäten planen oder bauen, weil sie z.B. im Ausland bessere Renditechancen sehen, wird der deutsche Kraftwerksbedarf von den regionalen/kommunalen Stromversorgern gedeckt werden. Dabei sind eher noch größere Beschäftigungseffekte zu erwarten, weil diese Unternehmen eher in kleinere Anlagen, häufig mit KWK-Technologie und dezentral investieren und diese Anlagen bezogen auf die produzierte Strommenge mit mehr Personal arbeiten. Beschäftigungseffekte im Anlagenbau Der Ausbau/Umbau der Stromerzeugung wird nicht nur direkt in der Energiewirtschaft positive Beschäftigungseffekte haben, sondern auch in den Unternehmen, die die Erzeugungsanlagen herstellen. Der geplante breite Einsatz verschiedener EE-Technologien in Deutschland gibt dabei dem deutschen Anlagenbau die Chance, sein Produktions-Know-how zu stärken und seine Stellung auf den internationalen Märkten zu halten oder sogar auszubauen. Dasselbe gilt auch für die Investitionsfelder Netze und Speicher. Wenn in Deutschland Übertragungs- und Verteilungsnetze ausgebaut und neue Technologien der Verkabelung von Hochspannungsleitungen ausprobiert werden, wenn neue Speichertechnologien entwickelt und eingesetzt werden, wenn es zum Aufbau von Smart Grids kommt, dann gibt es sowohl auf der Einsatzseite als auch auf der Produktionsseite dieser Technologien positive Beschäftigungseffekte und einen Know-how-Zuwachs, die letztendlich auch für die Akquise weiterer Aufträge außerhalb Deutschlands eingesetzt werden können. Aus dieser Perspektive betrachtet gibt es in der deutschen Energiewirtschaft einen Schwachpunkt, nämlich die CCS-Technologie. Es sieht derzeit so aus, als könnte diese Technologie in anderen EU-Mitgliedstaaten wie z.B. NL, GB oder FR schneller und umfassender entwickelt und getestet werden als in Deutschland. Ein schleppendes Gesetzgebungsverfahren der Bundesregierung, breite Proteste in der Bevölkerung und eine ablehnende Haltung mehrerer Landesregierungen der aufgrund ihrer Geologie für CCS besonders geeignet erscheinenden Bundesländer bilden keinen attraktiven Rahmen für die CCS-Investitionen der Industrie. Ohne Vorzeigeprojekte in Deutschland dürften es die damit beschäftigten Anlagenbauer aber wahrscheinlich schwerer haben, sich für Exportprojekte zu qualifizieren. Es könnte sein, dass der deutsche Anlagenbau hier bei einem international attraktivem Geschäftsfeld seine gute Ausgangssituation verspielt und gegenüber der ausländischen Konkurrenz ins Hintertreffen gerät. 6.4.1 Auswirkungen der EUEU-Energiepolitik auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung In Kap. 3.4 wurden die Chancen und Risiken, die die EU-Energiepolitik für den Stromerzeugungsstandort Deutschland mit sich bringt, zusammengefasst. Betrachtet man 325/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung diese Chancen und Risiken aus der Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine Einschätzung über die Auswirkungen der EU-Energiepolitik auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung. Weil die Umsetzung der EU-politischen Vorgaben recht viel Zeit braucht, kann man – wie die befragten Experten – für den Zeitraum bis 2020 („mittelfristig“) davon ausgehen, dass sich an den konkreten Standortbedingungen in Deutschland nicht viel ändert wird. Der Stromerzeugungsstandort Deutschland wird seine aktuell gute Position in Europa damit auch bezüglich der Beschäftigungswirkungen halten können. Diese Einschätzung wird durch die Erfahrung der letzten zehn Jahre untermauert, dass in Deutschland wie in den anderen Mitgliedstaaten die nationale Politik vorrangig die heimischen EVU und die heimischen Arbeitsplätze schützt und nachrangig die EUVorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik umsetzt. Deswegen wird das Risiko, dass sich in Deutschland aufgrund EU-politischer Vorgaben das Investitionsklima und die Zahl der Arbeitsplätze im Bereich der Stromerzeugung spürbar verschlechtern, mittelfristig als gering eingeschätzt. Langfristig, d.h. im Zeitraum 2020 bis 2050, wird dieses Risiko vermutlich höher sein, aber es ist derzeit nicht einschätzbar, weil es eine weit verbreitete Unsicherheit gibt bezüglich der technischen Entwicklung, der politischen Entwicklung, der wirtschaftlichen Entwicklung und der Entwicklung der öffentlichen Akzeptanz insbesondere beim Leitungsbau und bezüglich der CCSTechnologie. 6.4.2 Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Strategien ausgewählter Länder auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeu Stromerzeugung In Kap. 4.2.6 wurde ein Zwischenfazit zu den energiewirtschaftlichen Strategien der ausgewählten Länder und deren Auswirkungen auf den Stromerzeugungsstandort Deutschland gezogen. Betrachtet man die dort aufgezeigten Chancen und Risiken aus der Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine Einschätzung über die Auswirkungen der Länderstrategien auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung. Im Zentrum der energiewirtschaftlichen Länderstrategien steht die langfristige Sicherstellung der Deckung des Strombedarfs durch eine Erneuerung des zu großen Teilen überalterten Kraftwerksparks, wobei eine mehr oder weniger große Änderung des Energiemix angestrebt wird. GB, NL und FR verfolgen dabei eine Strategie der „Dekarbonisierung“ mit einem Ausbau der Kernenergie, der EE-Erzeugung und der CCS-Nutzung. In Polen und der Slowakischen Republik drängen die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit das Ziel der CO2-Reduktion in den Hintergrund. Die nationalen Pläne vermitteln den Eindruck, dass die Sicherstellung der Deckung des eigenen Strombedarfs für alle Länder eine große Herausforderung darstellt und es in keinem Land darum geht, zusätzliche Erzeugungskapazitäten für den Stromexport z.B. 326/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung nach Deutschland aufzubauen. Somit stellen diese Strategien keine Gefahr für die Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeugung dar. Sie bieten im Gegenteil sogar Beschäftigungschancen für den deutschen Anlagenbau, weil in allen untersuchten Ländern viele Investitionen in Kraftwerke, EE-Erzeugungsanlagen, Netze, Speicher und Energieeffizienz zu tätigen sind. In allen betrachteten Ländern gibt es einen großen Bedarf für den Ausbau und die Modernisierung der Stromnetze (Verteilnetze, Übertragungsnetz und internationales Verbundnetz). Fehlende Masterpläne, ineffiziente Umsetzungsinstrumente und unattraktive Investitionsbedingungen in Zusammenhang mit Finanzierungsproblemen und Akzeptanzproblemen sorgen dafür, dass sich der Ausbaubedarf von Jahr zu Jahr erhöht. Diese Entwicklung wird sich in den nächsten zehn Jahren wahrscheinlich nicht gravierend ändern, so dass die technischen Voraussetzungen für einen spürbaren Anstieg der Stromimporte nach Deutschland mittelfristig nicht geschaffen werden. Somit sind auch aus dieser Perspektive keine negativen Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft zu erwarten. 6.4.3 Auswirkungen des Einflusses der Öffentlichkeit auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeu Stromerzeugung In Kapitel 4.3.4 wurde ein Zwischenfazit zum Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft gezogen. Betrachtet man die dort aufgezeigten Effekte aus der Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine Einschätzung über die entsprechenden Auswirkungen auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung. Die öffentliche Akzeptanz von energiewirtschaftlichen Investitionen ist in den untersuchten Ländern allgemein stärker vorhanden als in Deutschland. Das gilt insbesondere bezüglich des Baus von Kernkraftwerken und bei der Erprobung und Nutzung der CCS-Technologie. Dies führt zu einer im Vergleich zu Deutschland höheren Attraktivität für solche Investitionen, hat aber, wie oben aufgezeigt, keine spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft. In Deutschland liegt das Investitionsniveau insbesondere im Bereich der fossilen Kraftwerke aufgrund öffentlicher Proteste seit Jahren unter dem, was ohne diese Proteste möglich wäre. Das hat in erster Linie negative Beschäftigungseffekte im Anlagen- und Maschinenbau und im Baugewerbe. Im Stromerzeugungssektor könnten dagegen vielleicht auch Rationalisierungseffekte verhindert und Arbeitsplätze erhalten worden sein. Mittelfristig sind aber besonders in Folge der Verzögerungen beim Netzausbau negative Beschäftigungseffekte zu erwarten, wenn z.B. der Ausbau der Offshore-Windenergie gestoppt wird, weil die Banken wegen der ungesicherten Stromtransporte die Finanzierung verteuern oder sogar verweigern. 327/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung Eine Verstärkung der Anstrengung zur Gewinnung der öffentlichen Akzeptanz für die wichtigen energiewirtschaftlichen Investitionsprojekte steht derzeit auf der Agenda der Regierung und der Energiewirtschaft. Ein Erfolg dieser Bemühungen ist wichtig, um die Blockade millionenschwerer Investitionen aufzuheben, und wird sich positiv sowohl auf die Versorgungssicherheit als auch auf die Beschäftigungssituation in der Energiewirtschaft, in der Investitionsindustrie und in der Bauwirtschaft auswirken. 6.4.4 Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Unternehmensstrategien auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung In Kap. 4.4.3 wurde ein Zwischenfazit zu den Investitionsstrategien von Stromerzeugern und deren Auswirkungen auf den Stromerzeugungsstandort Deutschland gezogen. Betrachtet man die dort aufgezeigten Chancen und Risiken aus der Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine Einschätzung über die Auswirkungen der Unternehmensstrategien auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung. Vor dem Hintergrund des Energiekonzepts der Bundesregierung vom Herbst 2010 wird es in Deutschland keinen vollständigen Ersatz aller derzeit existierenden fossilen Kraftwerke durch neue fossile (Groß-)Kraftwerke geben, weil diese Kraftwerke mit der Erwartung sinkender Volllaststunden die Renditeziele der international tätigen Energiekonzerne voraussichtlich nicht erfüllen können. Daraus lassen sich negative Beschäftigungseffekte an den heutigen Standorten fossiler Kraftwerke ableiten. Eine Quantifizierung dieser Effekte ist im Rahmen dieser Studie nicht möglich. Über die Dauer des Betriebs der deutschen Kernkraftwerke und die damit verbundenen Beschäftigungseffekte soll an dieser Stelle nicht spekuliert werden. Es sei allerdings der Hinweis erlaubt, dass auch die Stilllegung und der Rückbau von Kernkraftwerken sehr arbeitsintensive und über etliche Jahre andauernde Prozesse sind, so dass es nach der Abschaltung eines Kernkraftwerks nicht zu einem abrupten Einbruch in der regionalen Beschäftigungssituation kommt. Die Energiewirtschaft hat wiederholt darauf hingewiesen, dass in Deutschland investitionsfreundliche, langfristig stabile politische und rechtliche Rahmenbedingungen und in weiten Teilen auch die gesellschaftliche Akzeptanz der energiewirtschaftliche Investitionen fehlen. Dieses Manko ist aus Sicht der kommunalen Energieunternehmen durch das Energiekonzept nicht aufgehoben, sondern sogar noch verstärkt worden. Wie oben dargestellt, fühlen sich die kommunalen/regionalen Stromversorger durch das Energiekonzept benachteiligt und viele von ihnen haben ihre Investitionspläne nach unten revidiert, mit den entsprechenden negativen Beschäftigungseffekten in der Investitionsgüter- und der Bauindustrie und mittel- bis langfristig in der Stromerzeugungsbranche. 328/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung Wie oben festgestellt wurde, findet in der Energiewirtschaft eine strategische Verlagerung der Investitionstätigkeit in Richtung Erneuerbarer Energien statt. Dabei richten Regionalversorger und größere Stadtwerke ihre Investitionen auch zukünftig vorrangig regional aus, während bei den Verbundunternehmen eine (weitere) Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland zu erwarten ist. Dementsprechend ist mit erheblichen positiven Beschäftigungseffekten im Bereich der EE-Anlagen- produktion zu rechnen- auch aus den im Ausland realisierten Projekten - und positiven betrieblichen Beschäftigungseffekten aus den EE-Investitionen in Deutschland, die regional breit streuen. Bezüglich der regionalen Effekte spielt naturgemäß - die Offshore-Windenergie eine Sonderrolle, weil sich diese Effekte an der Nord- und Ostseeküste konzentrieren. Insgesamt ist hier mit der Schaffung von mehr als 10.000 dauerhaften Arbeitsplätzen zu rechnen. Weitere positive regionale Beschäftigungseffekte sind infolge der Umsetzung der regionalen Energie- und Klimaschutzstrategien zu erwarten, die in vielen Kommunen und Landkreisen zu beobachten sind. Das Ausschöpfen lokaler bzw. regionaler EEund Effizienzpotenziale sowie das Streben der Stadtwerke und Regionalversorger nach mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeiten können sowohl in der Energiewirtschaft als auch in etlichen anderen Branchen (Baugewerbe, produzierendes Gewerbe, Dienstleistungen) vielfältige Beschäftigungseffekte auslösen, die viele verschiedene Berufe und alle Qualifikationsniveaus betreffen. 6.5 Zwischenfazit zu den Beschäftigungstrends in der Stromerzeugung Die breite Untersuchung verschiedener Einflussfaktoren, die auf die Investitionen in der deutschen Stromerzeugung wirken, führt zu dem Ergebnis, dass es bis über das Jahr 2020 hinaus keine Gefahr der Abwanderung der Stromerzeugung aus Deutschland gibt und somit auch die starke Bedeutung dieser Branche für den deutschen Arbeitsmarkt erhalten bleibt. Allerdings wird es hier in Zukunft, wie schon aus der Vergangenheit bekannt, zu strukturellen Verschiebungen zwischen den Branchen, zwischen Qualifikationsniveaus und auch zwischen den Regionen kommen. Arbeitsplatzverlusten im Bereich der konventionellen Stromerzeugung werden überproportionale Arbeitsplatzgewinne im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien gegenüberstehen, die zudem den Vorteil haben, wegen der größeren Dezentralität der EE breiter über die Republik verstreut zu sein. Der Beschäftigungszuwachs durch EE-Anlagen wird sich in vielen kleinen und mittelgroßen Unternehmen überall im Land niederschlagen, auch in strukturschwachen Regionen, in denen es heute keine Kraftwerke gibt. 329/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung Der Stromerzeugungsstandort Deutschland wird seine aktuell gute Position in Europa auch bezüglich der Beschäftigungswirkungen halten können. Diese Einschätzung wird durch die Erfahrung der letzten zehn Jahre untermauert, dass in Deutschland wie in den anderen Mitgliedstaaten die nationale Politik vorrangig die heimischen EVU und die heimischen Arbeitsplätze beschützt und nachrangig die EU-Vorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik umsetzt. Betrachtet man die Attraktivität verschiedener europäischer Länder für energiewirtschaftliche Investitionen, so belegt Deutschland hier nicht den ersten Platz. Das führt dazu, dass auch deutsche Energieunternehmen häufig in anderen Ländern investieren. Allerdings wird deshalb von der Energiewirtschaft insgesamt in Deutschland nicht weniger investiert, es kommt höchstens zu Verschiebungen zugunsten des Investitionsanteils regionaler und kommunaler Unternehmen. Deutschland hat eine besonders gute Ausgangsposition im Bereich der Erneuerbaren Energien, das gilt für die ganze Wertschöpfungskette von der Anlagenproduktion über die Projektentwicklung bis zum Betrieb. Mit dem starken Ausbau der EE-Stromerzeugung in ganz Europa bieten sich hier große Beschäftigungschancen, die in Norddeutschland sogar zur Entstehung einer neuen Industrie im Bereich OffshoreWindenergie führen können. Hier könnte es auch zum Aufbau größerer Betriebe mit einer hohen Mitarbeiterzahl kommen, während in den anderen Bereichen der EEStromerzeugung eine sehr kleinteilige Unternehmensstruktur vorherrscht. Die Realisierung dieser Beschäftigungschancen hängt zentral an der Fortführung der staatlichen Förderung durch das EEG. Eine ähnlich wichtige Rolle spielt auch die KWKFörderung, wenn es um die Absicherung und den Ausbau von Beschäftigungseffekten im Bereich der Regionalversorger und Stadtwerke geht. Deren regionale Energie- und Klimaschutzstrategien, die sowohl EE- als auch Effizienzpotenziale ausschöpfen wollen, können sowohl in der Energiewirtschaft als auch in etlichen anderen Branchen (Baugewerbe, produzierendes Gewerbe, Dienstleistungen) vielfältige Beschäftigungseffekte auslösen. Das hier vorhandene energiepolitische und beschäftigungswirksame Potenzial scheint von der nationalen Politik bislang nicht erkannt worden zu sein. Wie eingangs erwähnt, wird der erwartete Umbau der deutschen Stromerzeugung auch zu strukturellen Verschiebungen innerhalb der Beschäftigten führen. Die befragten Experten erwarten u.a. einen Wandel des Qualifikationsspektrums der Beschäftigten im Sinne eines Upgrading/Ausbaus von Know-how von klassischen Berufsprofilen. Während in der konventionellen Stromerzeugung die Zahl der Arbeitsplätze zurückgehen wird, wird der Netzbereich bestehen bleiben und an Bedeutung gewinnen, z.B. durch die Integration neuer Speicher. Es kommt zu einem Umbau zu intelligenten Netzen, zu einer Verbindung der Funktionen Stromtransport und (Tele-)Kommunikation mit höheren Ansprüchen an die Kernqualifikation der Beschäftigten. Insgesamt wird eine branchenmäßige Dekonzentration der mit der Stromerzeugung 330/390 Beschäftigungstrends der Stromerzeugung verbundenen Arbeitsplätze erwartet, eine breitere Verteilung auf viele verschiedene Branchen mit einem hohen Anteil kleiner und mittelgroßer Betriebe. Das wird vermutlich auch mit einer Abnahme des Organisationsgrads der Beschäftigten im Bereich der Stromerzeugung verbunden sein. Die langfristige Entwicklung der fossilen Energieerzeugung erscheint derzeit unsicher, insbesondere diejenige der Braunkohleverstromung. Die Zukunft dieser beschäftigungs- und wertschöpfungsintensiven Stromerzeugung ist aufgrund der hohen spezifischen CO2-Emissionen direkt mit der Zukunft der CCS-Technologie in Deutschland verknüpft, die trotz der Fertigstellung eines Gesetzentwurfes derzeit nicht wirklich gesichert scheint. Breite Proteste in der Bevölkerung und eine ablehnende Haltung mehrerer Landesregierungen der aufgrund ihrer Geologie für CCS besonders geeignet erscheinenden Bundesländer könnten langfristig das Aus für die Braunkohleverstromung in Deutschland bedeuten. Außerdem dürften es die mit CCS beschäftigten deutschen Anlagenbauer wahrscheinlich schwer haben, sich ohne heimische Vorzeigeprojekte für Exportprojekte zu qualifizieren. Stabile politische und regulatorische Rahmenbedingungen sind aus Sicht der Autoren dieser Studie und der befragten Experten das entscheidende Kriterium für den Erhalt der Wertschöpfung und der Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeugungsbranche. Hier ist ein breiter politischer Konsens über die zukünftige Struktur der Energieversorgung, über die Förderung von EE- und Effizienztechnologien und über den Ausund Umbau der Netz-Infrastruktur notwendig. Neben dem politischen Konsens muss zusätzlich die Akzeptanz der durch die Infrastrukturmaßnahmen direkt betroffenen Öffentlichkeit eingeholt werden. Ohne diese Akzeptanz wird der auch aus Klimaschutzgründen notwendige Umbau der deutschen Stromversorgung nicht rechtzeitig erfolgen, wird die Versorgungssicherheit nicht zu gewährleisten sein und werden die oben genannten Chancen für mehr und höher qualifizierte Beschäftigung nicht realisiert werden können. Eine Verstärkung der Anstrengung zur Gewinnung der öffentlichen Akzeptanz für die wichtigen energiewirtschaftlichen Investitionsprojekte steht derzeit auf der Agenda der Regierung und der Energiewirtschaft. Ein Erfolg dieser Bemühungen ist wichtig, um die Blockade millionenschwerer Investitionen aufzuheben. Er würde sich positiv sowohl auf die Versorgungssicherheit als auch auf die Beschäftigungssituation in der Energiewirtschaft, in der Investitionsindustrie und in der Bauwirtschaft auswirken. 331/390 Handlungsempfehlungen 7 Die Handlungsempfehlungen zentrale Forschungsfrage dieser Untersuchung lautet: Wie können gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten in Deutschland geschaffen werden? Mithilfe einer umfangreichen Recherche der Situation in Deutschland, der Analyse der energiewirtschaftlichen Lage in fünf weiteren ausgesuchten EU-Mitgliedstaaten und der Befragung von 22 Experten wurden Stärken und Schwächen der deutschen Rahmenbedingungen für Investitionen in die Stromerzeugung ermittelt. Am Ende steht nun die konkrete Frage: Wie können diese Rahmenbedingungen verbessert werden? Welche Handlungsempfehlungen Energiewirtschaft, vielleicht Handlungsempfehlungen gibt für basiert die dabei es für die Gesellschaft? nicht nur auf Energiepolitik, für die Die Erarbeitung der den Überlegungen der Wissenschaftler vom Bremer Energie Institut, sondern ist das Ergebnis eines offenen Diskussionsprozesses im Rahmen der letzten Sitzung des begleitenden Beirats für das Forschungsprojekt, die am 24. Mai 2011 stattfand. Die Handlungsempfehlungen sind überwiegend direkt aus den Aussagen der Experten abgeleitet, die in den Interviews auf Defizite und Schwächen im Handlungsrahmen für Investitionsentscheidungen hingewiesen und teilweise auch konkrete Forderungen aufgestellt haben. Diese Aussagen sind in den verschiedenen Kapiteln der Studie als „Expertenmeinung“ ausführlich dargestellt und sollen hier nicht noch einmal komplett wiederholt werden. Die Autoren haben die vielen verschiedenen Handlungsvorschläge bzw. Forderungen nach Themenfeldern sortiert und gewichtet, mit dem Ziel, eine überschaubare Anzahl besonders wichtiger Handlungsempfehlungen in verschiedenen Handlungsfeldern herauszuarbeiten. Dabei wurde versucht, das Spektrum der Einflussfaktoren für energiewirtschaftliche Investitionen in seiner ganzen Breite abzudecken. Abbildung 7–1 gibt eine Übersicht über zentrale Handlungsempfehlungen nach Handlungsfeldern. Nachfolgend werden die Handlungsempfehlungen abschnittsweise nach Handlungsfeldern dargestellt. 332/390 Handlungsempfehlungen Abbildung 7–1: Übersicht über zentrale Handlungsempfehlungen nach HandlungsHandlungsfeldern 333/390 Handlungsempfehlungen 7.1 Energiepolitische Grundausrichtung Wichtige Themen/Handlungsfelder • Überparteilicher, langfristiger Konsens zur Energiepolitik • Energiemix, langfristige Rolle der verschiedenen Energieträger • Konsens bezüglich der hohen Bedeutung eines raschen Netzausbaus Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Übergreifend stellen die Experten fest, dass die Energiewirtschaft einen langfristigen gesellschaftlichen Konsens zur Energieerzeugung als Basis ihrer Investitionsentscheidungen benötigt • Die politischen Rahmenbedingungen im Stromsektor müssen in erster Linie langfristig stabil und verlässlich sein. • Ein parteiübergreifender politischer Kompromiss ist notwendig, da ansonsten jeder Regierungswechsel die Gefahr einer energiepolitischen Neuausrichtung mit sich bringt. Aus Sicht der energiewirtschaftlichen Experten erhöht jeder politische Dissens zwischen den Parteien wesentlich das Risiko für längerfristige Investitionen, beispielsweise den Bau fossiler Kraftwerke, die für eine Nutzungsdauer von 40-50 Jahren geplant werden. • Die Experten bemängeln allgemein ein fehlendes Leitbild zur zukünftigen Erzeugungsstruktur und die daraus entstehende Investitionsunsicherheit Handlungsempfehlung 1.1 Die Politik, in Form der im Bundestag vertretenen Parteien, soll unter Einbeziehung aller gesellschaftlich relevanten Gruppen einen stabilen, gesellschaftlichen gesellschaftlichen Konsens zur zukünfti zukünftigen Struktur der Energieversorgung erarbeiten, um langfristig verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionen zu schaffen. Der Konsens sollte (mindestens) umfassen: - Umfang und Dauer der Nutzung der Kernenergie - Aussagen zur langfristigen Entwicklung des Energiemix in der Stromerzeugung - Die Rolle der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung und im Stromaußenhandel - Ziele und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland Es wäre wünschenswert, dass alle Parteien langfristig zu diesem Konsens stehen, da nur so die Chancen einer effizienten Investitionsstrategie der Energiewirtschaft genutzt werden können. Handlungsempfehlung 1.2 Im Zentrum der künftigen Energiestrategie sollte ein langfristiges, schlüssiges schlüssiges und konkretes Leitbild zur angestrebten Erzeugungsstruktur stehen, welches in enger Zusammenarbeit zwischen Politik, Energiewirtschaft und Energienutzergruppen entwickelt und verlässlich umgesetzt wird. 334/390 Handlungsempfehlungen 7.2 Europäische Marktintegration Wichtige Themen/Handlungsfelder Themen/Handlungsfelder • Grenzüberschreitender Netzausbau • Harmonisierung der Netzregulierung • Harmonisierung in der Effizienzpolitik und in der Förderung der EE Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Der Netzausbau muss in Deutschland und in ganz Europa mit dem EE-Ausbau abgestimmt und dazu ein realistischer zeitlicher Fahrplan erarbeitet werden. Gleichzeitig wird eine gesamteuropäische Systemoptimierung angemahnt. • Vorrangig müssen die heute bekannten Netzengpässe beseitigt werden. Parallel dazu sollte auch die grundsätzliche Frage geklärt werden, welche Netzebene vorrangig gefördert werden soll bzw. wo die Fördermittel am effizientesten eingesetzt werden können. • In allen drei behandelten Handlungsfeldern (Wettbewerb, Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit) wäre eine EU-weite Harmonisierung des regulatorischen Rahmens aus Expertensicht sinnvoll. • Mit Blick auf die Regulierung des Stromsektors gehen sämtliche Meinungen der Experten in die Richtung, dass für eine Weiterentwicklung des europäischen Binnenmarktes u.a. neue und harmonisierte Regulierungssysteme erforderlich sind. Insbesondere der Netzausbau müsse auf europäischer/internationaler Ebene konzeptioniert und reguliert werden. • Für den mittelfristigen Zeitraum bis 2020 werden die Erfolgschancen (zur Festlegung von verbindlichen Energieeffizienzzielen auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten) allgemein als gering oder sehr gering eingeschätzt. Gleichzeitig betonen etliche der Experten, dass die Festlegung verbindlicher Effizienzziele sinnvoll sei. Zwei Experten halten diesen Weg für zwingend erforderlich. Handlungsempfehlung 2.1 Zur Erreichung der europäischen Klimaschutzziele sollte die Bundesregierung auf die EU-weite Harmonisierung im Stromsektor hinarbeiten. Verbindliche Zielvorgaben der EU zu Energieeffizienz und zum Infrastrukturausbau könnten zur Schaffung einer sicheren und kohlenstoffarmen Stromversorgung beitragen, genau wie eine langfristige Harmonisierung der Fördersysteme für Erneuerbare Energien sowie der Regulierungssysteme im Bereich der Stromnetze. Handlungsempfehlung 2.2 In Deutschland und Europa muss der Netzausbau auf allen Ebenen mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien abgestimmt werden. Dazu sollte ein realistischer Fahrplan entwickelt werden. Bei der Planung des Netzausbaus sollte auch die Dezentralisierung der Versorgungsstrukturen berücksichtigt werden. 335/390 Option einer stärkeren Handlungsempfehlungen 7.3 Fossile Erzeugung Wichtige Themen/Handlungsfelder • Abdeckung der Grundlast und Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit • CCS-Technologie • KWK, Fernwärme und Effizienz Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Es müssen entsprechende Renditeaussichten für den Neubau fossiler Kraftwerke bestehen. Angesichts sinkender Volllaststunden werden neue Vergütungssysteme gefordert, wie etwa die Einführung eines Kapazitätsmarktes für Regel- und Reserveenergie. Auch im Grundlastbereich wird eine klare Weichenstellung für den Erhalt der fossilen Erzeugung in DE verlangt. • Die Politik muss die Konkurrenz zwischen EE-Ausbau und Erneuerung der Grundlastkraftwerke entschärfen, um langfristig ein Gleichgewicht in der Erzeugungsstruktur zu ermöglichen. • Für die Weiterführung der Braunkohleverstromung ist die Entwicklung und Erprobung von CCS-Technologien notwendig. Dafür sind die technischen und rechtlichen Voraussetzungen zu schaffen und die Akzeptanzfähigkeit von CCS in Deutschland zu prüfen. • Neben den Möglichkeiten zur Speicherung von CO2 in Deutschland sollten auch Technologien zur stofflichen Nutzung von CO2 (weiter-)entwickelt werden. Dies wäre nicht nur für die fossile Energieerzeugung, sondern auch für andere Industriezweige mit CO2-Ausstoß und als Technologieförderung von Bedeutung. • Der Bereich Kraft-Wärme-Kopplung wird nach Meinung mehrerer Experten im Energiekonzept unzureichend behandelt. Es sei unklar, wie sich die Rahmenbedingungen in diesem Bereich künftig entwickeln würden. • CCS kann nur eine Brückentechnologie sein, mit dem Einsatzschwerpunkt in Ländern wie China und Indien, wo der Zubau an Kohlekraftwerken groß ist. Handlungsempfehlung 3.1 In Deutschland ist der Ersatz alter fossiler Kraftwerke durch neue effizientere fossile Kraftwerke zum Erhalt der Versorgungssicherheit, der nationalen Wertschöpfung und der Erreichung der Klimaschutzziele unumgänglich. Damit in den nächsten 20-30 Jahren genügend fossile Kraftwerke als „Brückentechnologie“ zur Verfügung stehen, müssen sie attraktive und langfristig stabile Renditen erwirtschaften können. Die dafür notwendigen Rahmenbedingungen sind von der Regierung zu schaffen. Handlungsempfehlung 3.2 Die Speicherung und die stoffliche Nutzung von CO2 stellen interessante Optionen der CO2-Vermeidung für Industrie und fossile Stromerzeugung dar. Die weitere Erforschung und Erprobung dieser Technologien sollte gefördert werden Zu Förderung und Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung vgl. auch die Handlungsempfehlung 7.2. 336/390 Handlungsempfehlungen 7.4 Zukunftsfähiges Marktdesign für die StromerStromerzeugung Wichtige Themen/Handlungsfelder • Vergütungssystem für EE-Strom nach Abschluss der Markteinführungsphase • Preisbildung für Strom bei Dominanz der EE-Erzeugung: Können Strombörse und MeritOrder dann noch funktionieren? • Kapazitätsmärkte für (fossile) Regel- und Reservekraftwerke Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Das EEG ist zur Unterstützung der Markteinführung der EE-Stromerzeugung geschaffen worden. Einspeisevorrang und festgeschriebene Vergütungen widersprechen dem Leitbild der liberalisierten Energiemärkte. Deshalb ist frühzeitig zu klären, wie der Erzeugungsmarkt funktionieren kann (und soll), wenn die EE-Stromerzeugung einen dominanten Anteil stellt und somit die Markteinführungsphase abgeschlossen ist. • Es müssen entsprechende Renditeaussichten für den Neubau fossiler Kraftwerke bestehen, wie sechs Experten betonen. Angesichts sinkender Volllaststunden werden alternative Vergütungssysteme gefordert, wie etwa die Einführung eines Kapazitätsmarktes für Regelund Reserveenergie. • Wie viel „Markt“ bleibt eigentlich bei einem EE-Anteil von 80% (mit Einspeisevorrang) und bei Vorrang für Strom aus KWK übrig? Die Regulierungsvorschriften werden immer komplexer – wäre eine komplette „Re-Regulierung“ des Strommarktes eventuell sogar zielführender? Handlungsempfehlung 4.1 Die Vergütung der Stromerzeugung aus EE erfolgt nach anderen Regeln (EEG) als die der konventionellen Stromerzeugung (Markt und Börse). Mittelfristig muss es eine Annäherung der beiden Systeme bzw. ein neues „Marktdesign“ geben, das bei einer Dominanz der überwiegend volatilen Stromerzeugung aus EE die Stromnachfrage und -erzeugung zum mengenmäßigen Ausgleich bringt. Energiespeicherung und Nachfragesteuerung sind dabei ebenfalls zu berücksichtigen. Die Bedeutung von Wettbewerb und Einspeisevorrang zur Erreichung der Ziele Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit sind zu definieren, ggf. in Abhängigkeit vom Anteil der EE-Stromerzeugung. Handlungsempfehlung 4.2 Ein Sonderfall sind die Märkte für Regel- und Reserveleistung, die mit zunehmendem Anteil volatiler EE-Stromerzeugung an Bedeutung gewinnen. Die Einführung eines Kapazitätsmarktes oder anderer Anreizsysteme für die Bereitstellung von Regel- und Reserveenergie, entsprechender Speicher(-kraftwerke) oder gesteuerter Nachfrageveränderungen (Demand Side Management DSM) wäre hier ein wichtiger Schritt, der gründlich zu prüfen ist. 337/390 Handlungsempfehlungen 7.5 Ausbau / Weiterförderung EE Wichtige Themen/Handlungsfelder Themen/Handlungsfelder • Fortsetzung des aktuellen Fördersystems für EE-Strom bis zur Erreichung der Ausbauziele? • Ausbau der EE-Stromerzeugung nur an optimalen Standorten oder „flächendeckend“ und dezentral? • Ersatz des EEG-Fördersystems nach Abschluss der Markteinführungsphase Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Zum EEG gibt es unterschiedliche Meinungen. Sechs Experten halten eine fortgesetzte Subventionierung durch Einspeisevergütungen im Sinne des EEG für notwendig und sinnvoll, um die EE-Ausbauziele zu erreichen. Die Mehrzahl der Befürworter hält die jetzige Förderhöhe und -form für ausreichend, lediglich ein Experte plädiert für einen Ausbau der EE-Förderung. • Im Bereich der regenerativen Erzeugung sehen die meisten Experten den Ausbau der Windenergie als mittelfristige Priorität (sieben Nennungen), hiervon betonen zwei besonders den Offshore-Ausbau: Die attraktiven Standorte für Onshore-Windenergie seien erschöpft, andere mit der gegenwärtigen Subventionshöhe nicht rentabel. Ein anderer Experte sieht dagegen das Repowering bestehender Standorte als wichtigen Beitrag. Drei Experten erwähnen den Ausbau der Biomassenutzung, einer weist hier auch auf die Nutzungsmöglichkeiten ausländischer Potenziale hin (etwa in Polen). • Ein Vertreter der Stadtwerke weist auf die hohe Bedeutung integrierter lokaler und regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien hin, die den Ausbau der Erneuerbaren Energien deutlich schneller und effizienter gestalten können. Handlungsempfehlung 5.1 Die konsequente Fortführung der Förderung der Erneuerbaren Energien ist notwendig, um die gesetzten Ausbauziele zu erreichen. Dabei muss sich das Förderinstrumentarium so fortentwickeln, dass der Anstieg der Strompreise begrenzt und so die gesellschaftliche Akzeptanz des EE-Ausbaus gewährleistet wird. Handlungsempfehlung 5.2 Beim Ausbau der EE-Stromerzeugung ist das gesamte Potenzial der EE in allen Regionen Deutschlands zu nutzen. Damit könnte langfristig die öffentliche Akzeptanz des EE-Ausbaus erhöht werden, da sich unvermeidbare Beeinträchtigungen der Bevölkerung gleichmäßiger verteilen würden. Zur Weiterentwicklung des Vergütungs- und Fördersystems für EE-Strom vgl. die Handlungsempfehlung 4.1. 338/390 Handlungsempfehlungen 7.6 Integration EE Wichtige Themen/Handlungsfelder • Netzausbau • Regelenergie und Reservekraftwerke • Energiespeicher Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Die Geschwindigkeit des Netzausbaus in Deutschland wird als nicht ausreichend eingeschätzt. Angesichts des geplanten Ausbaus der EE wird prognostiziert, dass sowohl Übertragungs- als auch Verteilnetze zunehmend an ihre Grenzen stoßen und innerhalb der nächsten Jahre erhebliche Investitionen notwendig sind. • Die stärkere Dezentralisierung der Erzeugung und die Förderung intelligenter, dezentraler Netze sollten als mögliche Teilalternativen zur europäischen Netzintegration durch einen Ausbau der Übertragungsnetze genauer untersucht werden. • Im Bereich des Speicherausbaus wird eine Anschubfinanzierungen für notwendig gehalten. Auf technischer Ebene wird mehr Forschung und Entwicklung gefordert, z.B. auch zu Hybrid-Windkraftwerken mit Wasserstoffspeicherung bzw. zu chemischen Speichern im Allgemeinen. Daneben sind auch Preis- und Fördersysteme für Energiespeicher zu entwickeln. • Der Ausbau fossiler Regelenergie-Kapazitäten gilt als eine zentrale Voraussetzung für das Erreichen der EE-Ausbauziele. Hier werden vor allem Investitionen in gut regelbare Gasturbinen-Kraftwerke genannt und auch für dezentrale KWK-Anlagen werden Chancen gesehen. Handlungsempfehlung 6.1 Von zentraler Bedeutung für die Integration der EE ist die Bereitstellung von Speichermöglichkeiten für das Lastmanagement. Dazu sollten in Deutschland alle vorhandenen Möglichkeiten genutzt sowie die technischen und rechtlichen Möglichkeiten zur Nutzung ausländischer (Pump-)Speicherkraftwerke geschaffen werden. Der Förderschwerpunkt für Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der Speichertechnologien sollte ausgebaut werden. Handlungsempfehlung 6.2 Für die Integration der EE in die deutsche Stromversorgung ist eine Beschleunigung des Ausbaus der Stromnetze (Übertragung und Verteilung) notwendig. Dazu erscheint es sinnvoll, Planungsund Genehmigungsverfahren zu straffen und gleichzeitig die Berücksichtigung lokaler Interessen sicherzustellen, sowie stärkere Investitionsanreize für Netzbetreiber zu schaffen. Zum Ausbau von Regel- und Reserveenergiekapazitäten vgl. die Handlungsempfehlung 4.2. 339/390 Handlungsempfehlungen 7.7 Einbeziehung der regionalen/kommunalen Energiewirtschaft Wichtige Themen/Handlungsfelder • Einbeziehung regionaler/kommunaler Energieunternehmen in die Energiepolitik • Stärkung der Energieeffizienz durch KWK-Ausbau Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Die Belange der regionalen und kommunalen Energieunternehmen müssen in der staatlichen Energiepolitik stärker berücksichtigt werden, da sie in erheblichem Maße zu Wertschöpfung, Beschäftigung und Innovationsleistung im Stromsektor beitragen. • Von mehreren Experten wird die Bedeutung kommunaler und regionaler Initiativen für die Entwicklung dezentraler Strukturen unterstrichen. So zeige beispielsweise der große Erfolg des EU-Programms „Covenant of Mayors“ in Deutschland, dass Städte und Kommunen mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeiten bei der Energieversorgung anstreben. Ein Vertreter der Stadtwerke weist auf die hohe Bedeutung integrierter lokaler und regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien hin, die den Ausbau der Erneuerbaren Energien deutlich schneller und effizienter gestalten können. • Das 2007 vorgelegte integrierte Energie- und Klimaprogramm der damaligen Regierung sah eine stärkere Förderung und konkrete Ausbauziele für effiziente KWK vor, davon sei im aktuellen Energiekonzept nichts übernommen worden. Zudem stehe 2011 eine Evaluation und Überprüfung der bisherigen KWK-Förderung an, was zur Unsicherheit in dem Sektor beitrage. Der Experte fordert daher ein Fernwärmepaket, das neben einer längeren Förderung für Neuanlagen und verbesserten Anreizen für die Modernisierung bestehender Anlagen auch eine Förderung der Wärmenetzverdichtung und strengere Vorgaben zur ökologischen Wärmeversorgung im Gebäudebestand beinhalte. • Die Fortsetzung und ggf. Verbesserung der KWK-Förderung kann auch den Aufbau besonders effizienter Regelenergiekapazitäten unterstützen, weil Nah- und Fernwärmenetze die Möglichkeit zur Speicherung von Wärmeenergie bieten. Handlungsempfehlung 7.1 Regionalversorger und Stadtwerke sollten stärker als bisher in die energiepolitische Abstimmung einbezogen werden, da sie in großem Maße zu Wertschöpfung, Beschäftigung und Innovationsleistungen im Stromsektor beitragen. Handlungsempfehlung Handlungsempfehlung 7.2 Die Förderung von KWK und KWKK sollte einen Schwerpunkt im regionalen/kommunalen Bereich haben und dabei auch die industrielle KWK berücksichtigen. In den Kommunen können große Potenziale zur Verbesserung der Energieeffizienz im Wärmesektor durch den Ausbau von Nahund Fernwärmenetzen erschlossen werden. Dies würde auch die Integration der EE im Wärmesektor erleichtern. 340/390 Handlungsempfehlungen 7.8 Öffentliche Akzeptanz Wichtige Themen/Handlungsfelder • Höherer Stellenwert des „Allgemeinwohls“ in der Gesellschaft • Gegengewicht schaffen zu den lokalen Kritikern • Planungsprozesse mit besserer Bürgerbeteiligung Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Die Politik muss die Folgewirkungen von Investitionen, beziehungsweise ihres Ausbleibens, besser kommunizieren. Stattdessen ließe sich die Politik gegenwärtig von den Protesten Einzelner und ihrer medialen Verstärkung zu sehr beeinflussen und scheue sich, eine ernsthafte Interessenabwägung im Sinne der Allgemeinheit vorzunehmen. • Zur Erhöhung der Akzeptanz fossiler Kraftwerksneubauten in Deutschland sind aktive Bemühungen der Politik und der Energiewirtschaft notwendig. Die Debatte würde gegenwärtig von den Kritikern beherrscht, dem sollte durch verbesserte Kommunikation und Werbung begegnet werden. Die Effizienzvorteile neuer Kraftwerke sollten stärker betont werden. • Anknüpfend an Informations- und Kommunikationsaktivitäten müssen Investoren und Genehmigungsbehörden die Öffentlichkeit frühzeitig und ernsthaft am Planungsprozess beteiligen. Allerdings, so halten drei Experten fest, muss dieser Prozess klar strukturiert und systematisch ablaufen. Regeln, Handlungsspielraum und Zeithorizont müssten von vorn herein klar sein, um auf der Sachebene handlungsfähig zu bleiben Handlungsempfehlung 8.1 Die Politik sollte zur Zukunft der Energieversorgung ein adäquates Partizipationsverfahren erarbeiten und anwenden, das zur Integration der Bevölkerung in den Entscheidungsprozess beiträgt. In einer sachlichen Debatte könnte mit Verweis auf die Mehrheitsmeinung ein legitimes Gegengewicht zu den bisher dominierenden Stimmen der Kritiker aufgebaut werden. Handlungsempfehlung 8.2 Die Politik muss auf allen Ebenen die zentrale Rolle von Infrastrukturprojekten für die zukünftige Energieversorgung verdeutlichen, auch wenn sie teilweise mit negativen Effekten verbunden sind. Größere Nachteile/Schäden sind durch die Gemeinschaft auszugleichen. Eine einseitige Belastung einzelner Bevölkerungsgruppen oder Regionen ist zu vermeiden. Es ist Aufgabe der Politik, nach einem gesamtgesellschaftlichen Konsens und Ausgleich zu suchen. Handlungsempfehlung 8.3 Zur Erhöhung der öffentlichen Akzeptanz beim Aufbau von Kraftwerken, EE-Anlagen und Stromnetzen sind neue Planungsprozesse mit festem Zeithorizont einzuführen, die mehr Transparenz, eine verbesserte Kommunikation und eine ernsthafte Beteiligung der betroffenen Bürger, aber letztendlich auch die zeitnahe Durchsetzung von Verwaltungsentscheidungen sicher stellen. 341/390 Handlungsempfehlungen 7.9 Beschäftigungsstruktur Verbesserte Rahmenbedingungen für Investitionen in die Stromerzeugung werden automatisch zur Schaffung von zukunftsfähigen Arbeitsplätzen führen. Dabei werden sich die verschiedenen Erzeugungs- und Versorgungstechnologien im Wettbewerb und im Rahmen der staatlichen Förderung ihren Platz in der Energiewirtschaft erkämpfen müssen. Es erscheint den Autoren dieser Studie deshalb nicht angemessen, hier Forderungen einzelner Experten nach der Sicherung von Arbeitsplätzen in einzelnen Technologiebereichen als Handlungsempfehlung zu präsentieren. Stattdessen werden Handlungsempfehlungen formuliert, die den zu erwartenden Strukturwandel in der Belegschaft der Energiewirtschaft unterstützen und seine im Einzelfall negativen Folgen abmildern. Wichtige Themen/Handlungsfelder • Ausbildung für die zukünftig benötigten Berufsfelder • Fortbildung für Beschäftigte, die ihren Arbeitsplatz verlieren • Mobilitätshilfen für Personen, die in Folge einer geänderten Energiepolitik ihren Arbeitsplatz verlieren Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews • Klassische Berufsprofile aus dem Energiesektor werden eine Anpassung und Erweiterung benötigen, um den veränderten Anforderungen Rechnung zu tragen. Im Netzbereich etwa müssen die Fachkräfte, bedingt durch den Umbau zu intelligenten Systemen, künftig Qualifikationen in den Bereiche Energietechnik und Telekommunikation vereinen. • Bei einem zügigen Umbau der Stromversorgung werden zahlreiche Beschäftigte aus dem traditionellen Erzeugungssektor mittelfristig ihren Arbeitsplatz verlieren. Für sie könnte der Übergang in aufstrebende Branchen, wie etwa Windenergie, eine Perspektive bieten. • In den Regionen mit wachsender Bedeutung für die Stromerzeugung, etwa in den küstennahen Gebieten, muss ein ausreichendes Angebot an qualifizierten Arbeitskräften vorhanden sein. Jedoch sind schon heute Defizite wahrnehmbar. Handlungsempfehlung 9.1 Politik und Verwaltung sollten auf allen Ebenen den Strukturwandel in der Energiewirtschaft durch eine qualifizierte Aus- und Fortbildung insbesondere derjenigen, die in diesem Prozess ihren Arbeitsplatz verlieren, unterstützen. Dabei müssen auch die Unternehmen eine ihrer besonderen Verantwortung gerecht werdende Rolle übernehmen. Wo erforderlich, sollten auch Hilfen zur Verbesserung der regionalen Mobilität angeboten werden. Handlungsempfehlung 9.2 In den Bereichen Erneuerbare Energien, effiziente fossile Stromerzeugung, Energiespeicher und moderne Netze sollten sowohl die beruflichen als auch die wissenschaftlichen Ausbildungskapazitäten ausgebaut werden. Hierzu müssen auch die Länderregierungen und die Unternehmen der Energiewirtschaft ihren Beitrag leisten. Außerdem sollte die Forschung und Entwicklung in diesen Technologiebereichen verstärkt gefördert werden. 342/390 Literatur Literatur [AEUV, 2010] Konsolidierte Fassung des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäische Union (AEUV), in: Amtsblatt der Europäischen Union, C 83/47, 30.03.2010. Zugriff: http://eurlex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2010:083:0047:0 200:DE:PDF (01.03.2011). 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