Neustart des polnischen EEG in Arbeit

EEG in Polen – bisheriger Gesetzgebungsprozess

Am 23. Dezember 2011 stellte der Wirtschaftsminister den ersten Entwurf des ersten polnischen EEGs vor, der heftig kritisiert wurde. Im Juni 2012 folgte der zweite Entwurf, den die EE-Branche wesentlich besser annahm. Der Entwurf sah vor, kleinere Anlagen per FiT zu fördern und größere wie bisher im Quotensystem zu belassen. Die entscheidende Neuerung sollten dabei aber die sogenannten Korrekturfaktoren sein, durch die einige (kostenintensivere) Technologien stärker als andere gefördert würden. Der darauffolgende Gesetzentwurf vom Oktober 2012 beinhaltete gegenüber dem Entwurf vom Sommer nur minimale Änderungen und so war die EE-Branche überzeugt, dass dieser Entwurf mit eventuellen unwesentlichen Änderungen in Kraft treten würde. Die Vertreter des Wirtschaftsministeriums und auch die Abgeordneten der regierenden Partei hatten zudem mehrfach versichert, dass der Entwurf von der Regierung bald angenommen und zu parlamentarischen Arbeiten übergeben werde. Der Entwurf erreichte jedoch nie Gesetzeskraft, nachdem der Termin für das Inkrafttreten immer wieder aufgeschoben wurde.
 

Schließlich präsentierte das Wirtschaftsministerium im September 2013 neue Grundannahmen der EE-Förderung und mit ihnen eine plötzliche Abkehr von der lange lancierten Idee von FiT und Korrekturfaktoren. Anstatt technologieabhängiger Förderung sollten nun einzelne Technologien in direkter Konkurrenz zueinander stehen und nur die kosteneffizientesten sollten in Auktionsverfahren die geringstmögliche Förderung bekommen. Diese fundamentale Umorientierung ist natürlich nicht zufällig. Erstens hat der polnische Regierungschef mehrfach deutlich zum Ausdruck gebracht, dass er sich in Polen einen möglichst günstigen Strompreis wünscht und die deutsche Variante mit immer weiter steigender EEG-Umlage auf jeden Fall vermeiden möchte. Zweitens konnte sich das Wirtschaftsministerium am Ende nicht gegen die starke Lobby der Kohleindustrie durchsetzen. Nach dem Gesetzentwurf von Oktober 2012 sollte die Kohleindustrie, die in Polen paradoxerweise am meisten „grünen Strom” herstellt (im so genannten Co-firing-Verfahren wird Kohle zusammen mit einem Anteil von fester Biomasse verbrannt), von der Förderung gänzlich ausgeschlossen werden. Am 12. November 2013 wurde gemäß den vorher veröffentlichten Annahmen/Zielen der kohleindustriefreundliche EEG-Entwurf vorgestellt, auf den sich die EE-Branche einstellen muss.
 

Für die Mikroanlagen – das sind nach dem EEG-Entwurf EE-Anlagen mit einer maximalen Nennleistung bis 40 kW – hat der sogenannte kleine Dreierpack für Erleichterungen auf verwaltungsrechtlicher Ebene gesorgt: Eine nicht geringe Anzahl von Vorschriften ist geändert worden, damit der Anschluss und die Inbetriebnahme einer Mikroanlage möglichst unkompliziert, kostengünstig und ohne Verpflichtung zur gewerblichen Tätigkeit erfolgen kann. Die große Überraschung erwartet die potenziellen Mikroanlagenbetreiber indes bei der Förderung des hergestellten „grünen Stroms”: Statt eine üppige Einspeisevergütung zu erhalten (z. B. nach dem Entwurf des EEG vom 9. Oktober 2012: 1300 PLN/MWh bei PV-Dachanlagen), sollen die Betreiber indirekt zum Eigenverbrauch der produzierten Energie gezwungen werden, indem sie den Strom für lediglich 80 Prozent des Stromdurchschnittspreises, das sind etwa 160 PLN/MWh, verkaufen können. Die Idee, die sich dahinter verbirgt, ist keineswegs absurd, denn die Mikroanlagenbetreiber sollen nicht durch Einspeisetarife, sondern durch Beihilfen zu den Investitionskosten gefördert werden. Fonds für den Schutz der Umwelt und der Wasserwirtschaft sowie europäische operative Fonds fördern Investitionsaufwendungen zum Beispiel in Form von Zuschüssen für den Kauf einer Erneuerbare-Energien-Anlage oder eines unverzinslichen Kredits. Nachdem sich diese Form der Förderung – Capital expenditure, Capex-Förderung – in Polen bereits bei der Solarthermie erfolgreich bewährt hat, hofft man, den Erfolg auch bei Mikroanlagen zu wiederholen.
 

Spannender als in jedem Thriller ist der Umschwung beim Förderungskonzept für EE-Anlagen, die den Strom hauptsächlich für den Verkauf herstellen. Der vorletzte Gesetzentwurf sah die Förderung kleinerer Anlagen – bei Windanlagen bis 200 kW_p, bei PV-Anlagen bis 100 kW_p – über FiT mit 15-jähriger Förderungsdauer vor. Um eine Überförderung auszuschließen, waren separate Einspeisetarife für jede Technologie geplant. Bei größeren Anlagen sollte wie bisher das Quotensystem Anwendung finden, wobei entsprechende Korrekturfaktoren für eine gerechte Verteilung der Förderung sorgen sollten. So war beispielsweise vorgesehen, dass der Betreiber einer 1 MW-PV-Dachanlage für jede MWh ein Herkunftszertifikat multipliziert mit dem Faktor 2,85 erhält, während für den Betreiber einer Windkraftanlage mit identischer Leistung ein Korrekturfaktor von 0,9 gelten sollte. Auf diese Weise sollte jede Technologie im benötigten Umfang gefördert werden.
 

Der neueste EEG-Entwurf verwirft definitiv die Förderung in Form von FiT und Quotensystem. Damit für den Staat und letztendlich für den Verbraucher die Förderung möglichst niedrig ausfällt, sollen die jeweiligen Betreiber bei Auktionen für eine Förderung bieten. Nach dem Prinzip einer „holländischen Auktion” gewinnen diejenigen Bieter, die eine bestimmte Strommenge zum niedrigsten Preis offerieren. Es liegt auf der Hand, dass die günstigen Technologien, vor allem die überaus billige Mitverbrennung von Kohle, als Gewinner der Auktionen hervorgehen. Bei solcher Konkurrenz können vergleichsweise teure Technologien wie Biogas- oder PV-Anlagen nur schwer mithalten.
 

Jedes Jahr soll grundsätzlich nur eine Auktion stattfinden. Nur wenn nicht die gesamte Strommenge in dieser Auktion angeboten wird, soll es weitere Auktionen geben. Bis Ende November jedes Jahres gibt das Wirtschaftsministerium bekannt, welche Strommenge im Rahmen der Auktion gekauft werden soll. Für die Organisation und Durchführung der Auktionen ist der Präsident der Energieregulierungsbehörde (URE) verantwortlich. Die URE bestimmt auch die sogenannten Referenzpreise, also die maximalen Preise, zu denen der Strom angekauft werden soll. Bieter, die ein höheres Angebot als den Referenzpreis abgeben, schließt die URE von der Auktion aus. Interessanterweise werden die Referenzpreise für jede Technologieart gesondert festgelegt, sodass für Strom aus Windanlagen andere Maximalpreise gelten als für Strom aus PV- oder Biogasanlagen. Auf diesem Weg soll eine Überförderung vermieden werden. 
 

An den Auktionen dürfen ausschließlich solche Bieter teilnehmen, die den Strom innerhalb vorgegebener Zeit ab dem Beginn der Auktion liefern können. So müssen sich die Projekte bereits in entsprechendem Maße in der Entwicklung befinden. Die Entwicklungsreife ist in entsprechenden Vorklassifizierungsverfahren zu prüfen und entsprechend zu bescheinigen. Nach den geplanten Vorschriften soll für die jeweilige Anlage schon ein Anschlussvertrag mit dem Netzbetreiber abgeschlossen und eine rechtskräftige Baugenehmigung erteilt worden sein. Folglich sind zu Auktionen ausschließlich baureife Projekte zugelassen. Das bedeutet, dass Investoren enorme Entwicklungskosten für die Projekte übernehmen müssen, ohne zu wissen, ob sie die Auktion gewinnen werden und wie die Förderung aussehen wird. Für einige potenzielle Investoren dürfte diese Teilnahmehürde ein Ausschlusskriterium für die Entwicklung von EE-Projekten in Polen sein. Gegenstand der Auktion ist stets der Strom, den eine EE-Anlage innerhalb von höchstens 15 Jahren herstellt. Die Auktionen ähneln eher einem Vergabesystem, bei dem der Preis das einzig maßgebende Kriterium ist, denn jeder Bietende darf nur ein einziges Angebot abgeben. Es muss unter anderem die Menge der Energie in MWh beinhalten, die der Bieter zu erzeugen bereit ist, und den Preis pro MWh. Ein einmal unterbreitetes Angebot kann nicht widerrufen werden. Nach Ende der Auktion werden die Gewinner und ihre Angebote bekanntgegeben. Vor der Auktion verpflichten sich die Bietenden, den angebotenen Strom innerhalb von 48 Monaten (für PV-Anlagen: 24 Monate; bei Offshore-Windanlagen: 72 Monate) aus ihren Anlagen liefern zu können. Diesen Zeitraum steht den Gewinnern zur Verfügung, um die Anlagen zu bauen und in Betrieb zu setzen. Über einen Zeitraum von maximal 15 Jahren wird in dreijährigen Abschnitten ermittelt, ob die in der Auktion angebotene Strommenge tatsächlich geliefert wird.
 

Als positiv kann die geplante Lösung beurteilt werden, die Auktionen für Anlagen mit einer Leistung bis 1 MW_p separat durchzuführen. Zudem sieht der EEG-Entwurf vor, dass 25 Prozent der in den Auktionen insgesamt angebotenen Energiemenge bei den Auktionen für kleine/mittelgroße Anlagen ersteigert werden soll. Insoweit können sich teure Technologiearten wie Photovoltaik besser durchsetzen. Zum einen ist Photovoltaik gegenüber der Windkraft im Vorteil, die ihre Stärke erst bei Anlagen über 1 MW ausspielt, zum anderen kann Photovoltaik preislich durchaus mit Biogasanlagen konkurrieren.
 

Günstiger als im vorletzten EEG-Entwurf und auch wohlwollender als bei Vorstellung der neuen Vorgaben zum EEG im September sind nun die Übergangsregelungen für die jetzigen Investoren aus der EE-Branche. Der überaus starke Einfluss der Kohleindustrie ist hier nicht zu übersehen. Anders als bisher geplant, wird Co-firing volle 15 Jahre ab der Inbetriebnahme der Anlage gefördert. Die „grünen Zertifikate” werden bis 2021 mit dem Korrekturfaktor 0,5 vergeben. Positiv ist zu werten, dass nur die durchschnittliche Menge der in den Jahren 2011–2013 hergestellten Energie der Förderung zugrunde liegt, was bedeutet, dass der Anteil der bezuschussten Energie aus zurzeit arbeitenden Mitverbrennungsanlagen nicht wachsen wird.
 

Der große Gewinner der Übergangsregelung ist die Windkraftbranche. Die Windkraftanlagen können sich über eine stabile Förderung ohne negative Korrekturfaktoren freuen.
 

Sehr wichtig für jetzige Investoren wird ein Mechanismus, der den Preissturz von „grünen Zertifikaten” verhindern soll. Die aktuell geplanten Vorschriften verbieten, die Ersatzgebühr zu zahlen, wenn der Preis der „grünen Zertifikate” unter 75 Prozent des Wertes der Ersatzgebühr fällt (der Wert der Ersatzgebühr soll fixe 297,4 PLN/MWh betragen). Um in diesem Fall die Nachfrage nach „grünen Zertifikaten” zu sichern, werden die Stromhändler, die die Endkunden mit Strom beliefern, obligatorisch zum Kauf der „grünen Zertifikate” gezwungen.
  
Abbildung 1: Preis „grüne Zertifikate” von 29.12.2011 bis 7.11.2013
Quelle: TGE – polnische Energiebörse, www.tge.pl, Abruf 27. November 2013.
 

Wie die Regierung betont, wird das polnische EEG in gleicher oder zumindest sehr ähnlicher Form, wie in dem neusten Entwurf vorgestellt, in Kraft treten. Der Blick in die Vergangenheit zeigt, wie problematisch es ist, auf Versprechen des Wirtschaftsministeriums oder einzelner Regierungsvertreter zu vertrauen. So bleibt abzuwarten, was das neue Jahr für die polnische EE-Branche bringt.