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Full text: Marktrealität von Bürgerenergie und mögliche Auswirkungen von regulatorischen Eingriffen

Marktrealität von Bürgerenergie und mögliche Auswirkungen von regulatorischen Eingriffen.

Eine Studie für das Bündnis Bürgerenergie e.V. (BBEn) und dem Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland e.V. (BUND) durchgeführt durch die Leuphana Universität Lüneburg und Dipl. Ing. Uwe Nestle

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Studie	 im	 Auftrag	 des	 Bündnisses	 Bürgerenergie	 e.	V.	 (BBEn)	 und	 des	 Bundes	 für	 Um‐ welt	und	Naturschutz	Deutschland	(BUND)	 Durchgeführt	durch	die	Leuphana	Universität	Lüneburg,	Professur	für	Finanzierung	und	 Finanzwirtschaft,	sowie	Dipl.‐Ing.	Uwe	Nestle.	 Stand:		 Bearbeitungszeit:	 1.	Auflage,	April	2014	(korr.	Fassung)	 20.01.2014‐03.04.2014	

Anschrift	 Leuphana	Universität	Lüneburg	 Institut	für	Bank‐,	Finanz‐	und	Rechnungswesen	 Professur	für	Finanzierung	und	Finanzwirtschaft	 Scharnhorststraße	1	 21335	Lüneburg	 Projektleitung:	Prof.	Dr.	Heinrich	Degenhart,	degenhart@uni.leuphana.de	 Dipl.‐Ing.	Uwe	Nestle	 Selbständiger	Berater	für	Energie‐	und	Klimapolitik	 Reventlouallee	28	 24105	Kiel	 Uwe.Nestle@EnCliP.de	
Die	Studie	einschließlich	aller	seiner	Teile	ist	urheberrechtlich	geschützt.	Jede	Verwendung	außer‐ halb	der	engen	Grenzen	des	Urheberrechtsgesetztes	ist	ohne	schriftliche	Zustimmung	der	Auftrag‐ geber	unzulässig	und	strafbar.	Dieses	gilt	insbesondere	für	die	Reproduktion	oder	Vervielfältigung	 in	irgendeiner	Form	(Fotokopie,	Mikroskopie	oder	andere	Verfahren),	die	Einspeicherung	und	Ver‐ arbeitung	in	elektronischen	Systemen	sowie	für	Übersetzungen.	 Die	Daten	und	Informationen	für	und	in	der	Studie	wurden	mit	größtmöglicher	Sorgfalt	und	Aktua‐ lität	ermittelt,	aufbereitet	und	dargestellt.	Trotz	dieser	Vorkehrungen	können	weder	die	Leuphana	 Universität	Lüneburg	als	Einrichtung	noch	einzelne	Autor_innen	die	Vollständigkeit	und	Richtigkeit	 der	Inhalte	der	Studie	garantieren.	

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Zusammenfassung	
Die	 Koalition	 aus	 Christlich	 Demokratischer	 Union	 Deutschland	 (CDU),	 Christlich‐ Sozialer	Union	in	Bayern	(CSU)	und	Sozialdemokratischer	Partei	Deutschlands	(SPD)	hat	 sich	im	Koalitionsvertrag	vom	November	2013	auf	Eckpunkte	für	die	Reform	des	Erneu‐ erbare‐Energien‐Gesetzes	 (EEG)	 festgelegt.	 So	 sollen	 auf	 der	 einen	 Seite	 die	 „mit	 dem	 EEG	 bestehende	 Vielfalt	 der	 Akteure“	 erhalten	 und	 eine	 „breite	 Bürgerbeteiligung“	 er‐ möglicht	werden.	Auf	der	anderen	Seite	werden	als	Eckpunkte	für	die	EEG‐Novelle	eine	 verpflichtende	 Direktvermarktung	 in	 Verbindung	 mit	 der	 Abschaffung	 der	 festen	 Ein‐ speisevergütung	 sowie	 die	 Umstellung	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 notiert.	 Inzwi‐ schen	liegt	ein	Referentenentwurf	für	das	neue	EEG	vor,	basierend	auf	dem	Eckpunkte‐ papier	 von	 Minister	 Sigmar	 Gabriel	 (SPD),	 das	 sich	 die	 Koalition	 mit	 Beschluss	 vom	 22.01.2014	zueigen	gemacht	hatte.	In	diesem	Zusammenhang	sind	Diskussionen	um	die	 einzelnen	 Vorschläge	 im	 Detail,	 aber	 auch	 die	 angemessene	 Ausgestaltung	 der	 „Ener‐ giewende“	im	Allgemeinen,	entbrannt.	 Das	Ziel	dieser	Studie	ist	es,	die	wissenschaftliche	Basis	für	diese	Diskussionen	zu	ver‐ bessern,	 das	 soziale	 Phänomen	 „Bürgerenergie“	 ein	 wenig	 greifbarer	 zu	 machen,	 und	 zugleich	Auswirkungen	von	diskutierten	Änderungen	am	EEG	auf	Bürgerenergievorha‐ ben	zu	untersuchen.	Diese	beiden	Fragestellungen	–	Charakterisierung	von	Bürgerener‐ gie	 und	 Diskussion	 der	 geplanten	 Rechtsänderungen	 –	 bilden	 die	 beiden	 Teile	 dieser	 Studie.	 Zu	 Bürgerenergie	 werden	 all	 diejenigen	 Fälle	 gezählt,	 in	 denen	 Privatpersonen	 und/oder	 lokale	 gewerbliche	 oder	 landwirtschaftliche	 Einzelunternehmen	 bzw.	 juristi‐ sche	 Personen	 (außer	 Großkonzernen)	 einzeln	 oder	 gemeinsam	 in	 (Erneuerbare‐)	 Energien‐Anlagen	Eigenkapital	investieren,	sofern	sie	mindestens	50	%	der	Stimmrech‐ te	 halten	 und	 aus	 der	 Region	 kommen,	 in	 der	 die	 Anlagen	 errichtet	 werden/wurden,	 bzw.	dort	ansässig	sind.	 Damit	ergeben	sich	drei	wesentliche	Segmente	von	Bürgerenergie:	  Projekt	einzelner	Bürger_innen,	  Bürgerenergiegesellschaften	sowie	  Projekte	(kleiner	und	mittlerer)	landwirtschaftlicher	oder	anderer	lokaler	Unter‐ nehmen.	 Ein	 viertes	 Segment	 ließe	 sich	 hinzufügen,	 wenn	 die	 Anforderungen	 an	 die	 Stimm‐ rechtsquote	oder	die	Regionalität	gelockert	werden	(Bürgerenergie	im	weiteren	Sinne).	 Ein	besonderes	Augenmerk	wird	in	der	Studie	auf	das	Segment	der	Bürgerenergiegesell‐ schaften	 gelegt	 und	 damit	 auf	 kollektive	 Ansätze	 der	 Gestaltung	 von	 Lösungen	 für	 die	 Energiewende.	  Größe	von	Bürgerenergieanlagen	 Bürgerenergieprojekte	sind	in	Deutschland	von	ihrer	Größenordnung	her	ein	wesentli‐ cher	Bestandteil	der	Energiewende.	Bürgerenergieprojekte	machen	mit	33	GW	46	%	der	 gesamten	 installierten	 Leistung	 von	 Wind‐Onshore‐,	 Photovoltaik‐	 und	 Biomasseanla‐ gen	aus.	Bei	der	installierten	Gesamtleistung	aller	Bürger_innen	halten	die	Einzeleigen‐ tümer_innen	 den	 größten	 Anteil.	 Bei	 Betrachtung	 der	 durchschnittlichen	 Größe	 von	 Bürgerenergie	stellt	sich	heraus,	dass	diese	stark	von	der	Energie‐	und	Rechtsform	ab‐ hängig	ist.	Im	Bereich	der	Photovoltaik	betreiben	vor	allem	die	Energiegenossenschaften	 mehrere	kleine	Anlagen.	Diese	haben	laut	eigenen	Untersuchungen	eine	durchschnittli‐ che	Größe	von	46	kW.	Kumuliert	ergeben	sich	für	die	Gesellschaften	Werte	von	durch‐ schnittlich	238	kW	installierter	Leistung.	Diese	Ergebnisse	werden	ebenso	von	der	Stu‐ die	des	DGRV	unterlegt,	nach	der	37	%	der	Energiegenossenschaften	eine	Leistung	zwi‐

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schen	100	kW	und	300	kW	installiert	haben.	Bei	der	Rechtsform	der	GmbH	&	Co.	KG	zei‐ gen	 sich	 im	 PV‐Bereich	 erste	 Unterschiede.	 Diese	 Gesellschaften	 haben	 wenige,	 jedoch	 größere	Anlagen	in	ihrem	Bestand.	 Im	 Bereich	 Wind	 gibt	 es	 bisher	 wenige	 Genossenschaften,	 die	 mehrere	 Windkraftanla‐ gen	 betreiben.	 Für	 Projekte	 mit	 höheren	 Volumina	 wird	 meistens	 die	 Rechtsform	 der	 GmbH	&	Co.	KG	gewählt.	Diese	betreiben	durchschnittlich	mehrere	Anlagen,	die	bedingt	 durch	das	Alter	der	Windkraftanlagen	jeweils	eine	Leistung	zwischen	1,5	MW	und	2	MW	 haben.	Somit	ergeben	sich	Größenordnungen	von	bis	zu	25	MW	installierter	Leistung	in	 der	Spitze	für	einzelne	Bürgerenergiegesellschaften.	Über	alle	Energiearten	und	Rechts‐ formen	zeigt	sich	somit	eine	große	Bandbreite	installierter	Leistungen	von	Bürgerener‐ gieanlagen.	 Dieser	 Umstand	 ist	 bei	 der	 Diskussion	 der	 Auswirkungen	 von	 De‐Minimis‐ Regelungen	zu	beachten.	  Motivation	von	Bürger_innen	 Die	 Befragungen	 von	 Bürgerenergiegesellschaften	 ergaben,	 dass	 vielen	 Investor_innen	 der	ökologische	Aspekt	wichtiger	erscheint	als	die	Generierung	von	Rendite.	Die	Motiva‐ tion	 der	 Bürger_innen,	 sich	 an	 Erneuerbaren‐Energien‐Projekten	 zu	 beteiligen,	 kann	 finanziellen	 oder	 nicht‐finanziellen	 Zielen	 folgen.	 Das	 regionale	 Anlageinteresse	 oder	 ethisch‐ökologische	 Investitionen	 überwiegen	 bei	 einigen	 Anleger_innen,	 sodass	 diese	 teilweise	bereit	sind,	auf	Rendite	zu	verzichten,	wenn	mit	der	Investition	bestimmte	so‐ ziale	oder	ökologische	Ziele	verfolgt	werden.	Die	Hauptmotive	vieler	Bürger_innen	sind	 der	 Umweltschutz	 und	 das	 Vorantreiben	 der	 Energiewende,	 wobei	 finanzielle	 Motive	 nicht	ganz	vernachlässigt	werden	können.	

2,52 2,66

eingetragene Genossenschaft
3,37

4,24 4,50 4,52 4,19 3,93 2,95 4,29 4,58 4,57 4,11 3,35

GmbH & Co. KG

0

1
Rendite

2

3

4

5

Bezug von Energie

Regionale Wertschöpfung Energiewende Projekte in Gemeinschaft

Umweltschutz Teilhabe

	 Abb.	Z.1:	 Bewertung	von	Investitionsmotiven	–	eG	vs.	GmbH	&	Co.	KG	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie.	

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Diese	Ergebnisse	können	nach	bestimmten	Aspekten,	wie	der	Energie‐	und	Rechtsform	 der	 Gesellschaft,	 differenziert	 werden.	 Bei	 einer	 Betrachtung	 der	 Rechtsform	 gibt	 es	 deutliche	Unterschiede.	Mitglieder	von	Genossenschaften	bewerten	das	Renditeziel	mit	 einem	 durchschnittlichen	 Wert	 von	 2,52	 (auf	 einer	 Skala	 von	 1=unwichtig	 bis	 5=sehr	 wichtig)	und	stufen	es	damit	als	weniger	wichtig	ein.	Dies	ist	bei	Genossenschaften	der	 geringste	 Wert	 innerhalb	 der	 Befragung	 im	 Vergleich	 möglicher	 Motive.	 Bei	 GmbH	&	 Co.	KGs	 ergibt	 sich	 ein	 signifikant	 höherer	 Wert	 von	 3,93.	 Der	 Umweltschutz	 und	 die	 Energiewende	 haben	 hingegen	 für	 Investor_innen	 bei	 Bürgerenergieprojekten	 aller	 Rechts‐	 und	 Energieformen	 die	 höchste	 Priorität	 mit	 durchschnittlichen	 Werten	 von	 über	4,5.		 Diese	 Ergebnisse	 lassen	 die	 Schlussfolgerung	 zu,	 dass	 viele	 Bürger_innen	 das	 Engage‐ ment	in	erneuerbare	Energien	durch	den	Gedanken	des	Umweltschutzes	begründen,	der	 Renditeaspekt	jedoch	nicht	vollkommen	nebensächlich	ist.	Bei	unsichereren	Renditeer‐ wartungen	könnten	Bürger_innen	bezüglich	eines	finanziellen	Engagements	in	erneuer‐ bare	Energien	zurückhaltender	agieren.	  Renditeerwartungen	bei	erneuerbaren	Energien	 Erwartete	Renditen	im	Energiebereich	können	stark	zwischen	den	Energieformen,	den	 Finanzierungsformen	 und	 den	 Investoren	 schwanken.	 Institutionelle	 Investor_innen	 haben	 höhere	 Renditeerwartungen	 als	 Energieversorger	 oder	 Bürger_innen.	 Ebenso	 lassen	 sich	 Unterschiede	 bei	 den	 Energieformen	 erkennen.	 Die	 Eigenkapitalrendite	 im	 Solarbereich	 liegt,	 bedingt	 durch	 die	 unterschiedlich	 hohen	 Rediten,	 deutlich	 niedriger	 als	z.	B.	die	der	Projekte	im	Offshore‐Windbereich.	

	 Abb.	Z.2:		 Renditeerwartungen	bei	PV‐Genossenschaften	
Quelle:	 Eigene	Darstellung.	

Die	 erwarteten	 Renditen	 bei	 Bürgerenergievorhaben	 liegen	 im	 Durchschnitt	 unter	 de‐ nen	der	institutionellen	Investor_innen.	Bei	Genossenschaften	werden	Renditen	im	PV‐ Bereich	zwischen	2,2	%	und	6,4	%	vor	Steuern	erwartet.	Ein	Blick	auf	Nachrangdarlehen	 bei	 Energiegenossenschaften	 zeigt	 ein	 ähnliches	 Bild.	 Die	 Verzinsung	 dieser	 Darlehen	

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liegt	 bei	 mehreren	 Gesellschaften	 verhältnismäßig	 niedrig	 mit	 durchschnittlich	 3,89	%	 über	alle	Laufzeiten.	Die	Laufzeiten	betragen	teilweise	bis	zu	20	Jahre.	 Diese	 Ergebnisse	 verdeutlichen,	 dass	 sich	 die	 Bürgerenergie	 momentan	 an	 einer	 sehr	 niedrigen	Renditegrenze	bewegt.	Die	vorherigen	Ergebnisse	machen	aber	auch	deutlich,	 dass	 Bürger_innen	 die	 Rendite	 nicht	 unwichtig	 ist.	 Aus	 diesem	 Grund	 muss	 bei	 einer	 Neuregelung	 der	 Vergütung	 darauf	 geachtet	 werden,	 dass	 Bürgerenergieprojekte	 noch	 rentabel	wirtschaften	können	und	Bürger_innen	ihr	Engagement	weiterführen,	wenn	die	 Akteursvielfalt	erhalten	bleiben	soll.	  Finanzierung	von	Bürgerenergievorhaben	 Die	Beschaffung	von	Kapital	stellt	für	viele	Projekte	eine	Herausforderung	dar.	Auf	der	 einen	Seite	stellen	Bürger_innen	den	Gesellschaften	Eigenkapital	zur	Verfügung,	welches	 jedoch	relativ	niedrige	Volumina	pro	Person	aufweist.	Die	meisten	Bürger_innen	beteili‐ gen	 sich	 in	 einem	 Bereich	 zwischen	 1.000	Euro	 und	 10.000	Euro	 (siehe	 Abb.	7.3).	 Nur	 wenige	haben	deutlich	höhere	finanzielle	Beteiligungen	von	bis	zu	200.000	Euro,	die	vor	 allem	über	KG‐Modelle	im	Windbereich	möglich	sind.	

	 Abb.	Z.3:	 Beteiligungssummen	bei	Bürgerenergiegesellschaften	(N=245)	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie.	

Kleinere	 PV‐Projekte	 können	 sich	 durch	 das	 Eigenkapital	 finanzieren,	 bei	 größeren	 fi‐ nanziellen	Vorhaben,	wie	der	Stromproduktion	durch	Windenergie,	stößt	eine	reine	Ei‐ genkapitalfinanzierung	 schnell	 an	 ihre	 Grenzen.	 In	 diesem	 Fall	 benötigen	 Bürgerener‐ gievorhaben	zusätzliches	Fremdkapital.	  Das	geltende	EEG	 Derzeit	ist	das	sichere	System	der	festen	Einspeisevergütung	Grundlage	für	Investitions‐ entscheidungen	 in	 Anlagen	 zur	 Stromerzeugung	 aus	 erneuerbaren	 Energien.	 Dies	 be‐ trifft	sowohl	die	Kreditvergabe	von	Banken	und	anderen	Geldgebern	als	auch	die	Bereit‐ stellung	 von	 Eigenkapital	 durch	 Bürger_innen.	 Diese	 Finanzierungssystematik	 ist	 für	 Bürger_innen	 als	 potenzielle	 Investoren	 gut	 verständlich,	 auch	 wenn	 sie	 keine	 Finanz‐	

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oder	 Energieexpert_innen	 sind.	 Das	 hat	 dazu	 geführt,	 dass	 viele	 Bürger_innen	 in	 die	 Geldanlage	Bürgerenergiepark	Vertrauen	gefasst	und	sich	selbst	finanziell	beteiligt	ha‐ ben.	Dies	wiederum	ist	ein	zentraler	Grund	dafür,	dass	etwa	die	Hälfte	des	Stroms	aus	 erneuerbaren	Energien	heute	aus	Bürgerhand	kommt	und	der	Anteil	der	Erneuerbaren	 an	der	Stromversorgung	in	Deutschland	in	wenigen	Jahren	von	unter	5	%	auf	über	25	%	 gestiegen	 ist.	 Mit	 der	 optionalen	 Einführung	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 hat	 sich	 das	 nicht	geändert,	da	die	Option	der	festen	Einspeisevergütung	nach	wie	vor	offen	stand.	  Die	Einführung	der	verpflichtenden	Direktvermarktung	 Obwohl	bereits	heute	fast	alle	neuen	Windenergie‐	und	Biomasseanlagen	und	die	meis‐ ten	 großen	 Photovoltaik‐Anlagen	 die	 optionale	 gleitende	 Marktprämie	 nutzen,	 möchte	 die	 Bundesregierung	 die	 Option	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 abschaffen	 und	 durch	 eine	verpflichtende	Direktvermarktung	ersetzen.	Da	diese	dann	als	Grundlage	der	Inves‐ titionsentscheidungen	herangezogen	werden	muss,	werden	Kredite	knapper,	teurer	und	 kurzfristiger.	 Dies	 liegt	 insbesondere	 an	 dem	 Risiko	 eines	 Zahlungsausfalls	 bei	 den	 Di‐ rektvermarktern	und	an	den	Risiken	der	Vermarktungskosten,	die	dann	nicht	mehr	zu	 umgehen	 sind.	 Dies	 kann	 gerade	 für	 Bürgerenergieprojekte	 problematisch	 sein,	 da	 sie	 Risiken	nicht	oder	nur	sehr	begrenzt	streuen	können	und	bei	Problemen	in	einem	Pro‐ jekt	 somit	 viel	 schneller	 in	 Zahlungsschwierigkeiten	 geraten	 als	 größere	 Unternehmen	 oder	 Konzerne.	 Auch	 für	 die	 Bürger_innen	 selbst,	 die	 sich	 meist	 noch	 nie	 mit	 Energie‐ märkten	beschäftigt	haben,	wird	die	Situation	deutlich	schwerer	einschätzbar.	 Die	 in	 dieser	 Studie	 diskutierten	 Optionen	 zur	 Umsetzung	 der	 verpflichtenden	 Direkt‐ vermarktung	sind	grundsätzlich	in	der	Lage,	das	mit	ihr	einhergehende	zusätzliche	Risi‐ ko	 für	 Bürgerenergieprojekte	 teilweise	 spürbar	 zu	 senken.	 Dies	 gilt	 grundsätzlich	 für	 den	Ausfallvermarkter	und	für	die	Bürgschafts‐	und	Versicherungslösung,	die	dann	grei‐ fen,	wenn	der	gewählte	Direktvermarkter	in	Zahlungsschwierigkeiten	gerät.	Allerdings	 kann	der	Ausfallvermarkter	in	seiner	im	EEG‐Entwurf	vorgesehenen	Ausgestaltung	für	 betroffene	Betreiber	zu	schmerzhaften	Gewinneinbrüchen	führen.	 Würden	für	Bürgerenergie	Ausnahmeregelungen	geschaffen,	entstünde	für	diese	Projek‐ te	kein	neues	Risiko,	da	hier	weiterhin	die	Option	der	festen	Einspeisevergütung	genutzt	 werden	 kann.	 Bei	 einer	 spartenspezifischen	 De‐Minimis‐Grenze	 ist	 dies	 für	 entspre‐ chend	kleine	Bürgerenergieprojekte	ebenso.	All	diese	Optionen	können	damit	bei	ange‐ messener	Ausgestaltung	die	Chancen	für	Bürgerenergie	auch	zukünftig	erhalten.	 Die	Marktregulierung	im	Bereich	der	Direktvermarkter	mit	dem	Ziel,	eine	Oligopol‐	bzw.	 Monopolsituation	zu	verhindern,	kann	zwar	die	mögliche	Entstehung	und	Ausübung	von	 Marktmacht	 deutlich	 verhindern.	 Sie	 kann	 aber	 nicht	 die	 grundsätzlichen	 zusätzlichen	 Risiken	 einer	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 reduzieren.	 Für	 Banken	 und	 andere	 Geldgeber	 ist	 dies	 daher	 keine	 adäquate	 Sicherheit,	 um	 weiterhin	 niedrige	 Finanzie‐ rungskosten	zu	gewährleisten.		 Mit	 der	 Direktversorgung	 durch	 erneuerbare	 Energien	 aus	 Bürgerhand	 besteht	 ein	 al‐ ternatives	 Modell	 zur	 Vermarktung	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Strom.	 Mit	 ihr	 wird	 ein	 relativ	neues	Geschäftsfeld	erweitert,	das	in	den	letzten	Monaten	und	Jahren	von	man‐ chen	Bürgerenergiegesellschaften	betreten	wurde.	Ob	und	in	welchem	Maße	die	Direkt‐ vermarktung	tatsächlich	eine	umfassende	Option	für	Bürgerenergie	werden	könnte	und	 was	 für	 Auswirkungen	 das	 auf	 das	 restliche	 Energiesystem,	 den	 Energiemarkt	 und	 die	 EEG‐Umlage	hätte,	ist	bislang	noch	nicht	ausreichend	untersucht.		 Alle	Optionen,	mit	Ausnahme	der	Direktversorgung,	haben	den	Nachteil,	dass	ein	mehr	 oder	weniger	großer	Anteil	der	Anlagen	den	Preissignalen	des	Strommarktes	zumindest	 zeitweise	 nicht	 mehr	 ausgesetzt	 wäre.	 Damit	 würde	 ein	 aus	 Sicht	 der	 Befürworter	 der	

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verpflichtenden	Direktvermarktung	wichtiger	Effekt	nicht	mehr	erreicht.	Für	diese	An‐ lagen	 wäre	 kein	 finanzieller	 Anreiz	 mehr	 gegeben,	 ihre	 Stromproduktion	 so	 weit	 wie	 möglich	an	den	Bedarf	anzupassen.		 Eine	 sowohl	 für	 Bürgerenergie	 als	 auch	 für	 das	 Stromsystem	 bessere	 Option	 für	 einen	 Umstieg	 auf	 die	 verpflichtende	 Direktvermarktung	 könnte	 der	 „Ausnahmevermarkter“	 sein,	der	in	dieser	Studie	in	Grundzügen	entwickelt	wird.	Er	unterscheidet	sich	vom	Aus‐ fallvermarkter	in	zwei	Punkten:	Erstens	wird	mit	ihm	auch	das	kurzfristige	Preissignal	 der	 Strombörse	 an	 den	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagenbetreiber	 weitergeleitet.	 Damit	 erhält	er	weiterhin	den	Anreiz,	seine	Anlagen	bedarfsgerecht	auszulegen	und	zu	betrei‐ ben.	Zweitens	ist	der	Malus	gegenüber	der	Direktvermarktung	gerechter	ausgestaltet.	Es	 bleibt	 der	 Anreiz	 für	 die	 Direktvermarktung	 erhalten,	 dennoch	 kann	 bei	 Nutzung	 des	 Ausnahmevermarkters	für	eine	begrenzte	Zeit	eine	Anlage	betrieben	werden,	ohne	da‐ bei	insgesamt	Defizite	machen	zu	müssen.	Ferner	werden	unterschiedlich	teure	Anlagen	 nicht	ungerechtfertigt	ungleich	behandelt.	 Bei	entsprechender	Ausgestaltung	könnte	das	System	des	Ausnahmevermarkters	es	er‐ möglichen,	allen	neuen	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen,	auch	den	kleinen,	einen	finanzi‐ ellen	Anreiz	zu	geben,	ihre	Anlagen	bedarfsgerecht	auszulegen	und	zu	betreiben.	Dafür	 müssen	 auch	 die	 kleinen	 Anlagen	 insbesondere	 eine	 zeitabhängige	 Einspeisemessung	 vornehmen	 und	 die	 entsprechende	 Infrastruktur	 installieren,	 was	 zu	 relativ	 geringen	 Kosten	möglich	sein	sollte.	  Die	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	 Im	 Vergleich	 zur	 Abschaffung	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zu	 Gunsten	 der	 ver‐ pflichtenden	 Direktvermarktung	 auf	 Basis	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 stellt	 eine	 Um‐ stellung	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 das	 deutlich	 größere	 und	 ein	 möglicherweise	 existenzielles	 Risiko	 für	 die	 Bürgerenergie	 dar.	 Dies	 gilt	 auch	 deshalb,	 weil	 keine	 der	 hier	untersuchten	Ausgestaltungsoptionen	für	die	Bürgerenergie	eine	wirklich	überzeu‐ gende	Lösung	darstellt.	 Grundsätzlich	werden	durch	die	Einführung	eines	Ausschreibungssystems	neue	Risiken	 geschaffen,	die	gerade	für	Bürgerenergieprojekte	schwer	zu	schultern	sind.	So	ist	wäh‐ rend	der	Planungsphase	in	einem	Ausschreibungssystem	keinerlei	Berechenbarkeit	der	 Gewinnsituation	gegeben.	Diese	kann	mehrere	Jahre	dauern,	in	denen	schon	erhebliche	 Kosten	in	gut	sechsstelliger	Höhe	anfallen	können.	Bürger,	die	sich	in	einem	einzelnen	 Projekt	in	ihrer	Region	engagieren,	haben	keine	Möglichkeiten	der	Risikostreuung,	wie	 sie	 bei	 größeren	 Unternehmen	 existieren.	 Sie	 sind	 von	 diesem	 Risiko	 also	 besonders	 hart	getroffen.	 Das	 durch	 die	 Ausschreibung	 verursachte	 Risiko	 hat	 dabei	 eine	 andere	 Dimension	 als	 die	 bisherigen	 Risiken	 im	 Genehmigungsprozess.	 Denn	 für	 Bieter_innen,	 die	 am	 Ende	 des	 Ausschreibungsprozesses	 keinen	 Zuschlag	 erhalten,	 sind	 die	 getätigten	 Investitio‐ nen	vollständig	verloren.	Derzeit	scheitern	die	meisten	Projektplanungen	zu	einem	rela‐ tiv	frühen	Zeitraum,	zu	dem	noch	keine	großen	Investitionen	getätigt	worden	sind.	Fer‐ ner	kann	in	vielen	Fällen	flexibel	reagiert	werden,	wenn	sich	beispielsweise	herausstellt,	 dass	 die	 bisherigen	 Baupläne	 so	 nicht	 genehmigungsfähig	 sind.	 Durch	 eine	 geänderte	 Planung	kann	oft	noch	ein	Teil	des	Projektes	realisiert	werden,	sodass	es	sich	nicht	um	 einen	Totalausfall	handelt.	Darüber	hinaus	ist	eine	solche	Situation	für	die	ortskundigen	 Bürger_innen	 sehr	 viel	 besser	 einschätzbar	 als	 die	 Chancen	 eines	 Ausschreibungspro‐ zesses.		 Eine	 breite	 finanzielle	 Beteiligung	 von	 Bürger_innen	 kann	 aber	 nur	 erreicht	 werden,	 wenn	auch	Laien	auf	dem	Gebiet	der	Energiemärkte	genügend	Vertrauen	in	das	Projekt	

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setzen	können.	Dies	wird	in	einem	Ausschreibungssystem	nur	noch	bei	deutlich	weniger	 Bürger_innen	 gelingen,	 weswegen	 die	 Zahl	 von	 Bürgerprojekten	 spürbar	 zurückgehen	 dürfte.	Wenn	aber	bei	Anrainern	die	finanzielle	Beteiligung	zurückgeht,	kann	die	Akzep‐ tanz	vor	Ort	einbrechen.	Damit	wird	es	wahrscheinlich,	dass	an	vielen	potenziellen	Bür‐ gerenergiestandorten	 beispielsweise	 kein	 Windpark,	 keine	 größere	 Solaranlage	 oder	 kein	Bioenergieprojekt	gebaut	werden	kann	–	weder	von	Bürger_innen	noch	von	ande‐ ren	Investoren.	 Die	mit	einem	Ausschreibungssystem	neu	entstehenden	Risiken	hängen	stark	davon	ab,	 welches	 Vergütungssystem	 verwendet	 werden	 soll.	 Das	kleinste	 –	 und	 dennoch	 relativ	 große	 –	 zusätzliche	 Risiko	 entstünde,	 wenn	 ein	 Anlagenbetreiber	 nach	 dem	 Zuschlag	 eine	feste	Einspeisevergütung	erhielte.	Etwas	größer	wäre	das	Risiko,	wenn	er	eine	glei‐ tende	Marktprämie	erhielte,	die	an	die	bestehende	gleitende	Marktprämie	angelehnt	ist.	 Deutlich	höher	wäre	das	Risiko,	wenn	der	Vergütungsmechanismus	eine	fixe	Marktprä‐ mie	 oder	 gar	 eine	 fixe	 Kapazitätsprämie	 vorsähe.	 Dann	 würde	 das	 zusätzliche	 Risiko	 auch	 in	 die	 gesamte	 Betriebsphase	 ausgeweitet.	 In	 dieser	 Reihenfolge	 wird	 es	 immer	 unwahrscheinlicher,	dass	sich	kleine	und	junge	Akteur_innen	bzw.	Bürgerenergie	erfolg‐ reich	 an	 einer	 Ausschreibung	 beteiligen	 könnten.	 Genauso	 wird	 der	 Preis,	 den	 Bie‐ ter_innen	anbieten,	in	dieser	Reihenfolge	steigen.	Denn	mit	höherem	Risiko	steigen	die	 Kosten	für	Kredite	und	die	Renditeanforderungen.	Dies	hat	eine	steigernde	Wirkung	auf	 die	EEG‐Umlage.	 Tab.	Z.1:		 Wirkung	der	Ausgestaltungsoptionen	eines	Ausschreibungssystems	
Ausgestaltungsoptio‐ nen	 	 Pönalen	 Freie	 Aus‐ schrei‐ bung	 Vorentwi‐ ckelte	 Standorte	 Finanzielle	 Unterstützung	 im	 Bewer‐ bungsprozess	 Ausschrei‐ bungslinie	 Bürger‐ energie	 	 + +/‐ n + n

Herausforderungen	 für	 	 Bürgerenergie	 Skalenvorteile	 für	 große	 Akteure	 Akquise	von	Risikokapital	 Vorentwicklungs‐	 und	 Teilnahmekosten	 Teilnahmevoraussetzun‐ gen	 Administrativer	 Aufwand	 für	die	Ausschreibung	 Andere	Kriterien	 Zielerreichung	 Kosten	für	den	Staat	 Kosten	 für	 Stromver‐ braucher	

n	 ‐	 ‐	 n	 n	 	 +	 n	 ‐	

n ‐ ‐ n ‐

n + + n +

n	 +	 +	 n	 n	

n n n

‐ ‐ n

+	 ‐/n	 n	

+/‐ ‐

Anmerkungen:	 Die	Tabelle	stellt	die	Wirkungen	von	Ausgestaltungsoptionen	auf	die	Herausforderungen	 eines	Ausschreibungssystems	auf	die	Bürgerenergie	und	die	Wirkungen	auf	andere	Krite‐ rien	dar:		 ‐	 nachteilige	Auswirkungen;		 +	 vorteilhafte	Auswirkungen	 n	 neutral.	 Quelle:	 Eigene	Darstellung	

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Nicht	 nur	 das	 Vergütungssystem,	 auch	 die	 untersuchten	 Ausgestaltungsoptionen	 zur	 Umsetzung	 der	 Ausschreibung	 haben	 unterschiedliche	 Auswirkungen	 auf	 Bürgerener‐ gie.	Jede	der	untersuchten	Optionen	ist	nur	in	der	Lage,	einzelne	Herausforderungen	für	 die	Bürgerenergie	zu	entschärfen	(siehe	Tab.	Z.1).	Alle	Optionen	führen	aber	zu	jeweils	 unterschiedlichen	 Nachteilen,	 wie	 beispielsweise	 hohen	 Kosten	 für	 den	 Staat	 (Aus‐ schreibung	vorentwickelter	Standorte,	finanzielle	Unterstützung	von	Bieter_innen)	oder	 höhere	 Preise	 für	 den	 Erneuerbare‐Energien‐Ausbau	 (besondere	 Ausschreibungslinie	 für	Bürgerenergie,	ggf.	Pönalen).	 Da	 bezüglich	 der	 untersuchten	 Ausgestaltungsoptionen	 zur	 Umsetzung	 der	 Ausschrei‐ bung	keine	wirklich	überzeugen	konnte,	wird	vorgeschlagen,	das	Mittel	der	Ausschrei‐ bung	nur	zu	nutzen,	um	die	Stromgestehungskosten	der	erneuerbaren	Energien	für	den	 Staat	transparenter	zu	machen.	So	kann	der	Staat	auf	den	Dächern	seiner	Gebäude	die	 Installation	und	den	Betrieb	von	PV‐Anlagen	ausschreiben	und	in	seinen	staatseigenen	 Flächen	Wind‐	und	Solarparks.	Die	gewonnenen	Daten	und	Erfahrungen	könnten	in	ei‐ ner	Bundesbehörde	gesammelt	und	analysiert	werden.	Eine	solche	„Staatliche	Instituti‐ on	zur	Ermittlung	der	Stromgestehungskosten	Erneuerbarer	Energien“	(SIESEE)	könnte	 auch	 aus	 anderen	 Quellen	 Daten	 zu	 den	 Kosten	 der	 erneuerbaren	 Energien	 sammeln	 und	so	eine	deutlich	bessere	Grundlage	für	eine	staatliche	Festlegung	von	Einspeisever‐ gütungen	schaffen.	Am	Prinzip	der	Festlegung	der	Vergütungen	durch	den	Gesetzgeber	 sollte	jedoch	grundsätzlich	festgehalten	werden.	 	 	 	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

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Inhaltsverzeichnis	
ZUSAMMENFASSUNG	.....................................................................................................................	III  ABBILDUNGS‐	UND	TABELLENVERZEICHNIS	.......................................................................	XV  Abbildungen	........................................................................................................................................................	xv  Tabellen	...............................................................................................................................................................	xvi  Boxen		..................................................................................................................................................................	xvii  ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS	..................................................................................................	XVIII  1  EINLEITUNG	................................................................................................................................	1  1.1  Akteursvielfalt	und	EEG‐Novelle	....................................................................................................	1  1.2  Zielsetzung	der	Studie,	Fragestellungen	und	Methodik	.......................................................	2  1.3  Aufbau	der	Studie	..................................................................................................................................	4  2  STRUKTURMERKMALE	UND	HERAUSFORDERUNGEN	VON	BÜRGERENERGIE....	7  2.1  Überblick	...................................................................................................................................................	7  2.2  Größe	der	Bürgerenergieprojekte	.................................................................................................	7  2.2.1  Installierte	Leistung	............................................................................................................................	7  2.2.2  Investitionen	.......................................................................................................................................	13  . 2.2.3  Fazit	.........................................................................................................................................................	19  2.3  Investitionsmotive	der	Bürger_innen	........................................................................................	20  2.3.1  Finanzielle	und	nicht‐finanzielle	Zielsetzungen	..................................................................	20  2.3.1.1  Finanzwirtschaftliche	Grundüberlegungen	...................................................................	 0  2 2.3.1.2  Überblick	über	empirische	Befunde	zu	Anlagemotiven	von	Bürger_innen	.......	 1  2 2.3.1.3  Ergebnisse	eigener	Datenerhebungen	..............................................................................	 3  2 2.3.2  Risikoadjustierte	Rendite	als	finanzielle	Zielsetzung	........................................................	26  2.3.2.1  Überblick	bzgl.	erwarteter	und	erzielter	Renditen	.....................................................	 6  2 2.3.2.2  Vergleichsgrößen	.......................................................................................................................	 7  2 2.3.2.3  Erwartete	Renditen	bei	Photovoltaikgenossenschaften	...........................................	 8  2 2.3.2.4  Tatsächliche	Ausschüttungen	von	Energiegenossenschaften	und	Bürger‐ windparks	.....................................................................................................................................	 9  2 2.3.2.5  Konditionen	von	Nachrangdarlehen	.................................................................................	 0  3 2.3.3  Fazit	.........................................................................................................................................................	32  2.4  Entwicklung	von	Geschäftsmodellen	.........................................................................................	33  2.4.1  Geschäftsmodelle	und	Geschäftsmodellinnovation	...........................................................	33  . 2.4.2  Historischer	Hintergrund	..............................................................................................................	34  2.4.3  Überblick	über	Entwicklungen	bei	den	Geschäftsmodellen	...........................................	34  2.4.4  Empirische	Ergebnisse	zur	Geschäftsmodellentwicklung	..............................................	35  . 2.4.5  Fazit	.........................................................................................................................................................	36  2.5  Projektverlauf	und	Herausforderungen	...................................................................................	37  2.5.1  Projektphasen	und	Zeitfenster	....................................................................................................	37  2.5.2  Risiko	von	„stranded	investments“	.............................................................................................	38 

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

2.5.3  Herausforderungen	bei	der	Realisierung	von	Bürgerenergieprojekten	...................	39  2.6  Fazit	..........................................................................................................................................................	40  3  FINANZIERUNGSBEDINGUNGEN	VON	BÜRGERENERGIEVORHABEN	...................	41  3.1  Rechtliche	Grundlagen	im	Status	quo:	Wahlmöglichkeiten	zwischen	fester	 Einspeisevergütung	und	gleitender	Marktprämie	...............................................................	41  3.1.1  Feste	Einspeisevergütung	..............................................................................................................	41  3.1.2  Optionale	gleitende	Marktprämie	..............................................................................................	41  3.1.3  Bedeutung	für	Bürgerenergie	......................................................................................................	43  3.1.4  Andere	Auswirkungen.....................................................................................................................	44  3.1.5  Fazit	.........................................................................................................................................................	45  3.2  Finanzierungsbedingungen	und	‐usancen	..............................................................................	45  3.2.1  Finanzierungsformen	......................................................................................................................	45  3.2.2  Finanzierung	von	Bürgerenergieprojekten	...........................................................................	46  3.2.3  Bankability	...........................................................................................................................................	50  3.2.4  Finanzierungskonditionen	............................................................................................................	54  3.2.5  Finanzierungsaufbau	.......................................................................................................................	55  3.3  Einbindung	von	mezzaninen	Finanzierungsformen,	insbesondere	Nachrang‐ darlehen	..................................................................................................................................................	56  3.3.1  Art	und	Umfang	der	Einbindung	.................................................................................................	56  3.3.2  Anmerkungen	zur	Motivation	der	Einbindung	von	Nachrangdarlehen	....................	56  3.4  Fazit	..........................................................................................................................................................	58  4  VON	DER	FESTEN	EINSPEISEVERGÜTUNG	ZUR	VERPFLICHTENDEN	 DIREKTVERMARKTUNG	......................................................................................................	59  4.1  Hintergrund	..........................................................................................................................................	59  4.2  Risiken	für	Bürgerenergieprojekte	.............................................................................................	60  4.2.1  Überblick	...............................................................................................................................................	60  4.2.2  Zahlungsunregelmäßigkeiten	beim	Direktvermarkter	....................................................	62  4.2.3  Das	Problem	der	Oligopolisierung	bei	den	Direktvermarktern	....................................	63  4.2.4  Rentabilität	für	kleinere	Anlagen	...............................................................................................	64  4.2.5  Höhere	Eigenkapitalanforderungen	und	veränderte	andere	Finanzierungs‐ parameter	.............................................................................................................................................	64  4.3  Optionen	zur	Abfederung	der	Risiken	.......................................................................................	67  4.3.1  Kurzfristige	Absicherung	durch	einen	„Ausfallvermarkter“	..........................................	68  4.3.1.1  Funktionsweise	eines	„Ausfallvermarkters“	...................................................................	 8  6 4.3.1.2  Bedeutung	für	Bürgerenergie	..............................................................................................	 9  6 4.3.1.3  Andere	Auswirkungen	.............................................................................................................	 9  . 6 4.3.2  Regulierung	der	Direktvermarkter/Monopolaufsicht	......................................................	70  4.3.2.1  Problemstellung	.........................................................................................................................	 0  7 4.3.2.2  Regulierungsansätze	................................................................................................................	 1  7 4.3.2.3  Bedeutung	für	Bürgerenergie	..............................................................................................	 2  7 4.3.2.4  Andere	Auswirkungen	.............................................................................................................	 2  . 7

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

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4.3.3  Warenkreditversicherungen	und	Bürgschaften	..................................................................	72  4.3.3.1  Funktionsweise	von	Warenkreditversicherungen	und	Bürgschaften	.................	 2  7 4.3.3.2  Bedeutung	für	Bürgerenergie	..............................................................................................	 3  7 4.3.3.3  Andere	Auswirkungen	.............................................................................................................	 4  . 7 4.3.4  Spartenspezifische	De‐Minimis‐Grenze	..................................................................................	75  . 4.3.4.1  Funktionsweise	einer	De‐Minimis‐Grenze	.......................................................................	 5  7 4.3.4.2  Bedeutung	für	Bürgerenergie	..............................................................................................	 6  7 4.3.4.3  Andere	Auswirkungen	.............................................................................................................	 6  . 7 4.3.5  Ausnahmeregelung	für	Bürgerenergieprojekte	...................................................................	76  4.3.5.1  Funktionsweise	von	Ausnahmeregelungen	....................................................................	 6  7 4.3.5.2  Bedeutung	für	Bürgerenergie	..............................................................................................	 7  7 4.3.5.3  Andere	Auswirkungen	.............................................................................................................	 8  . 7 4.3.6  Direktversorgung	mit	erneuerbaren	Energien	aus	Bürgerhand	..................................	78  4.3.6.1  Funktionsweise	der	Direktversorgung	.............................................................................	 8  7 4.3.6.2  Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	......................................................................................	 9  7 4.3.6.3  Andere	Auswirkungen	.............................................................................................................	 0  . 8 4.4  Schlussfolgerungen	zur	verpflichtenden	Direktvermarktung	und	alternativen	 Vermarktungswegen	.........................................................................................................................	80  5  UMSTELLUNG	AUF	EIN	AUSSCHREIBUNGSSYSTEM	...................................................	83  . 5.1  Überblick	................................................................................................................................................	83  5.1.1  Grundsätzliche	Risiken	...................................................................................................................	84  5.1.2  Spezifische	Herausforderungen	für	Bürgerenergie	im	Ausschreibungssystem	....	85  5.1.3  Zentrale	Ebenen	eines	Ausschreibungsdesigns	...................................................................	87  5.1.4  Grundsätzliche	Anforderungen	an	das	Ausschreibungsdesign	aus	Sicht	der	 Bürgerenergie	.....................................................................................................................................	88  5.2  Gestaltung	des	Vergütungsmechanismus	................................................................................	89  5.2.1  Überblick	...............................................................................................................................................	89  5.2.2  Ausschreibung	einer	festen	Einspeisevergütung	für	die	Strommenge	......................	89  5.2.3  Ausschreibung	einer	gleitenden	Marktprämie	für	die	Strommenge	..........................	90  5.2.4  Ausschreibung	einer	fixen	Marktprämie	für	die	Strommenge	......................................	91  5.2.5  Ausschreibung	einer	fixen	Kapazitätsprämie	.......................................................................	91  5.2.6  Vergleich	der	Auswirkungen	auf	Bürgerenergiegesellschaften	....................................	92  5.2.7  Vergleich	anderer	Auswirkungen	..............................................................................................	93  5.3  Art	der	Ausschreibung	.....................................................................................................................	95  5.3.1  Pönalen	bei	Nichterfüllung	eines	Zuschlages	........................................................................	95  5.3.1.1  Die	Funktionsweise	von	Pönalen	.........................................................................................	 5  9 5.3.1.2  Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	......................................................................................	 6  9 5.3.1.3  Andere	Auswirkungen,	............................................................................................................	 7  . 9 5.3.2  Freie	Ausschreibung	von	Strommenge	oder	Leistung	......................................................	97  5.3.2.1  Die	Funktionsweise	einer	freien	Ausschreibung	...........................................................	 7  9 5.3.2.2  Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	......................................................................................	 8  9

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

5.3.2.3  Andere	Auswirkungen	.............................................................................................................	 9  . 9 5.3.3  Ausschreibung	vorentwickelter	Standorte	............................................................................	99  5.3.3.1  Die	Funktionsweise	der	Ausschreibung	vorentwickelter	Standorte	....................	 9  9 5.3.3.2  Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	...................................................................................	100  5.3.3.3  Andere	Auswirkungen,	insbesondere	auf	den	Staat	und	die	Netzbetreiber	..	100  5.3.4  Staatliche	finanzielle	Unterstützung	von	Bieter_innen	..................................................	101  5.3.4.1  Die	Funktionsweise	der	staatlichen	Unterstützung	von	Bieter_innen	.............	101  5.3.4.2  Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	...................................................................................	102  5.3.4.3  Andere	Auswirkungen,	insbesondere	auf	den	Staat	und	die	Netzbetreiber	..	102  5.3.5  Besondere	Ausschreibungslinie	für	Bürgerenergie	........................................................	103  5.3.5.1  Die	Funktionsweise	einer	besonderen	Ausschreibungslinie	.................................	103  5.3.5.2  Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	...................................................................................	103  5.3.5.3  Andere	Auswirkungen,	insbesondere	auf	den	Staat	und	die	Netzbetreiber	..	104  5.4  Schlussfolgerungen	zu	Ausschreibungssystemen	.............................................................	104  6  MIT	BÜRGERENERGIE	VERTRÄGLICHE	OPTIONEN	ZUR	VERPFLICHTENDEN	 DIREKTVERMARKTUNG	UND	ZUR	FESTLEGUNG	DER	VERGÜTUNGSHÖHE	....	107  6.1  Ein	Ausnahmevermarkter	als	besserer	Ausfallvermarkter	..........................................	107  6.2  Statt	Ausschreibungssystem	den	Staat	schlauer	machen	..............................................	110  7  SCHLUSSFOLGERUNGEN	....................................................................................................	113  7.1  Ergebnisse	der	Untersuchungen	...............................................................................................	113  7.2  Offene	Fragen	....................................................................................................................................	117  LITERATUR	....................................................................................................................................	119  ANHANG	..........................................................................................................................................	127  A.1  Überblick	über	Datenquellen	.....................................................................................................	127  A.2  Methodische	Anmerkungen	bzgl.	der	Umfrage	zu	Investitionsmotiven	(Vor‐ gehen,	Rücklaufquoten)	................................................................................................................	128  A.3  Rechenbeispiel	zu	den	Auswirkungen	der	verpflichtenden	Direktvermarktung	 (Windkraftanlage)	...........................................................................................................................	132  	 	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

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Abbildungs‐	und	Tabellenverzeichnis	
Abbildungen	 Abb.	Z.1:  Abb.	Z.2:	  Abb.	Z.3:  Abb.	1:	  Abb.	2:	  Abb.	3:  Abb.	4:	  Abb.	5:  Abb.	6:	  Abb.	7:	  Abb.	8:  Abb.	9:  Abb.	10:  Abb.	11:	  Abb.	12:	  Abb.	13:	  Abb.	14:  Abb.	15:	  Abb.	16:	  Abb.	17:  Abb.	18:	  Abb.	19:	  Abb.	20:	  Abb.	21:	  Abb.	22:	  Abb.	23:	  Abb.	24:  Abb.	25:	  Abb.	26:	  Abb.	27:	  Bewertung	von	Investitionsmotiven	–	eG	vs.	GmbH	&	Co.	KG	................................	iv  Renditeerwartungen	bei	PV‐Genossenschaften	.............................................................	v  Beteiligungssummen	bei	Bürgerenergiegesellschaften	(N=245)	..........................	vi  Installierte	 Leistung	 aus	 erneuerbaren	 Energien	 nach	 Eigentümer‐ gruppen	............................................................................................................................................	8  Anzahl	 der	Energiegenossenschaften	 mit	 Bürgerbeteiligung	 nach	 Strom‐ erzeugungsquellen	aus	erneuerbaren	Energien,	Stand	31.12.2013	.....................	9  . Installierte	Leistung	Photovoltaik	nach	Eigentümergruppen	...............................	10  Installierte	Leistung	Onshore‐Wind	nach	Eigentümergruppen	...........................	10  Installierte	Leistung	Bioenergie	nach	Eigentümergruppen	...................................	11  Stromerzeugung	aus	einzelnen	erneuerbaren	Energien	.........................................	12  Stromerzeugung	aus	erneuerbaren	Energien	nach	Eigentümergruppen	........	13  Investitionen	in	erneuerbaren	Energien	........................................................................	13  Investitionen	in	erneuerbare	Energien	nach	Eigentümergruppe	.......................	14  Investitionen	in	Windenergieanlagen..............................................................................	15  Investitionen	in	Onshore‐Windenergie	nach	Eigentümern	im	Jahr	2012	.......	16  Investitionen	in	Photovoltaik	nach	Eigentümern	im	Jahr	2012	...........................	17  Investitionen	in	Bioenergie	nach	Eigentümern	im	Jahre	2012.............................	18  Nettoinvestitionen	 in	 erneuerbare	 Energien	 zur	 Stromerzeugung	 durch	 Landwirte	in	Deutschland,	2009‐2012	...........................................................................	18  Investitionsspektrum	–	Von	traditionellem	Geschäft	bis	Wohltätigkeit	..........	21  Aufteilung	 der	 Energiegenossenschaften	 nach	 strategischer	 Ausrichtung	 (Stand:	Ende	2010)	..................................................................................................................	22  Bewertung	von	Investitionsmotiven	–	eG	vs.	GmbH	&	Co.	KG	..............................	24  Eigenkapitalrenditeerwartungen	nach	Steuern	für	einzelne	Assetklassen	....	28  Box‐Whisker‐Plots	 für	 Renditeerwartungen	 nach	 Region	 und	 Gründungsjahr	...........................................................................................................................	29  Verhältnis	von	Laufzeit	und	Zinssatz	(Zinsstruktur)	................................................	31  Zinsstrukturkurven	 für	 die	 Nachrangdarlehen	 von	 Energiegenossen‐ schaften	(Gruppen	I	&	II)	.......................................................................................................	32  Projektphasen	bei	einem	Windenergieprojekt	............................................................	37  „Projekt‐Trichter“	bei	Windenergievorhaben	..............................................................	39  Das	 Prinzip	 der	 optionalen	 gleitenden	 Marktprämie	 im	 Vergleich	 zur	 Festvergütung	............................................................................................................................	42  Eigenkapitalquoten	von	Energiegenossenschaften	für	das	Jahr	2011,	n	=	 179	..................................................................................................................................................	47  . Durchschnittliche	 Beteiligungssumme	 bei	 Mitgliedern	 von	 eG	 und	 GmbH	&	Co.	KG	...........................................................................................................................	48  Box‐Whisker‐Plots	 für	 die	 Beteiligungssummen	 bei	 Mitgliedern	 von	 eG	 und	GmbH	&	Co.	KG	.................................................................................................................	49 

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Abb.	28:	  Verteilung	der	Beteiligungssummen	in	der	Stichprobe,	n	=	245	.........................	49  Abb.	29:	  Verteilung	 der	 Beteiligungssummen	 in	 der	 Stichprobe	 –	 Unterschiede	 zwischen	Nord‐	und	Süddeutschland	..............................................................................	50  Abb.	30:  Zusammenhang	 zwischen	 Risiko	 und	 Partizipationsgrad	 bei	 unter‐ schiedlichen	Formen	der	Bürgerbeteiligung	im	weiteren	Sinne	.........................	57  Abb.	31:  Mögliche	 Veränderungen	 beim	 Eigenkapitaleinsatz	 am	 Beispiel	 einer	 3‐ MW‐Windenergieanlage	........................................................................................................	65  Abb.	32:  Mögliche	Veränderungen	bei	der	Eigenkapitalquote	am	Beispiel	einer	3‐ MW‐Windenergieanlage	........................................................................................................	66  Abb.	33:  Mögliche	 Veränderungen	 der	 Eigenkapitalrendite	 (vor	 Steuern)	 am	 Bei‐ spiel	einer	3‐MW‐Windenergieanlage	.............................................................................	67  Abb.	34:  Zentrale	 Ausgestaltungsmöglichkeiten	 eines	 Ausschreibungsdesigns	 für	 erneuerbare	Energien	für	den	Strombereich	...............................................................	87  Abb.	35:  Wirkung	einer	fixen	Marktprämie	auf	die	Erlöse	eines	Erneuerbare‐Ener‐ gien‐Anlagenbetreibers	am	Beispiel	der	Windenergie	an	Land	..........................	95  . Abb.	A.1:	  Anzahl	an	Umfragerückläufern	nach	Kategorien	bezogen	auf	die	Bürger‐ energiegesellschaften	(N	=	61)	........................................................................................	131  	 Tabellen	 Tab.	Z.1:	  Tab.	1:  Tab.	2:  Tab.	3:  Tab.	4:  Tab.	5:  Tab.	6:  Tab.	7:  Tab.	8:  Tab.	9:  Tab.	10:  Tab.	11:  Tab.	12:  Tab.	13:	  Tab.	14:	  Wirkung	der	Ausgestaltungsoptionen	eines	Ausschreibungssystems	................	ix  Bewertung	unterschiedlicher	Motive	..............................................................................	23  Bewertung	des	Renditemotivs	nach	Gesellschaftsform	..........................................	25  . Bewertung	des	Renditemotivs	nach	Energieform	.....................................................	25  . Bewertung	des	Renditemotivs	nach	Region	.................................................................	25  Verteilung	 der	 Antworten	 auf	 Amsträger_innen	 und	 Nicht‐Amtsträ‐ ger_innen	......................................................................................................................................	26  Unterschiede	zwischen	Amsträger_innen	und	Nicht‐Amtsträger_innen	bei	 der	Bewertung	des	Renditemotivs	....................................................................................	26  Renditeziele	vor	Steuern	von	Investoren	nach	Anlageform	..................................	27  Renditeziele	von	Photovoltaikgenossenschaften,	Stand:	2010	............................	29  Überblick	 über	 Nachrangdarlehen	 von	 Energiegenossenschaften	 nach	 Emissionsjahr	.............................................................................................................................	30  Überblick	 über	 Nachrangdarlehen	 von	 Energiegenossenschaften	 nach	 Laufzeit	..........................................................................................................................................	31  Zinskonditionen	von	Nachrangdarlehen	bei	Energiegenossenschaften	..........	32  Geschäftsmodellentwicklung	ausgewählter	Energiegenossenschaften	...........	36  Wirkung	der	Ausgestaltungsoptionen	eines	Ausschreibungssystems	...........	105  Nachteile	 für	 Anlagenbetreiber,	 wenn	 sie	 nicht	 auf	 Basis	 der	 gleitenden	 Marktprämie	vergütet	werden	–	Vergleich	von	geltendem	EEG,	EEG‐Ent‐ wurf	und	Ausnahmevermarkter	.....................................................................................	108  Datenquellen	nach	Themengebieten	.............................................................................	127  Kalkulationsschema	..............................................................................................................	132 

Tab.	A.1:  Tab.	A.2:  	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

xvii	

Boxen	 Box	1:  Box	2:  Box	3:  Box	4:  	 	 Beschlüsse	zur	Transformation	des	Energiesystems	..................................................	2  . Zeitplan	zur	EEG‐Novelle	2014	.............................................................................................	2  . Definition	„Bürgerenergie“	......................................................................................................	3  Schuldendienstdeckungsgrad,	White	Lists	und	Track	Record	...............................	53  	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Abkürzungsverzeichnis	
AEUV	 AG	 AGEB	 AGEE‐Stat	 AnlRegV	 AusglMechV	 BBEn	 BBH	 BDEW	 BEE	 BET	 BGB	 BMU	 BMWi	 BNetzA	 CDU	 CIERP	 CSU	 DGRV	 DIW	 DLR	 DSCR	 EDF	 EEG	 EEWärmeG	 EEX	 eG	 EnergieStG	 EnLAG	 EnWG	 EPEX	 e.	V.	 EVPA	 GbR	 GenG	 GmbH	&	Co.	KG	 GmbH	 gGmbH	 IAEW	 IKEM	 IWES	 IZES	 KfW	 KG	 KMU	 KWK	 MaPrV	 Vertrag	über	die	Arbeitsweise	der	Europäischen	Union	 Aktiengesellschaft	 Arbeitsgemeinschaft	Energiebilanzen	e.V.	 Arbeitsgruppe	Enerneuerbare	Energien‐Statistik	 Anlagenregisterverordnung	 Ausgleichsmechanismusverordnung	 Bündnis	Bürgerenergie	e.V.	 Becker	Büttner	Held	 Bundesverband	der	Energie‐	und	Wasserwirtschaft	e.V.	 Bundesverband	Erneuerbare	Energien	e.V.	 Büro	für	Energiewirtschaft	und	technische	Planung	GmbH	 Bürgerliches	Gesetzbuch	 Bundesministerium	für	Umwelt,	Naturschutz	und	Reaktorsicherheit	 Bundesministerium	für	Wirtschaft	(und	Energie)	 Bundesnetzagentur	 Christlich	Demokratische	Union	Deutschlands	 Center	for	International	Environment	&	Resource	Policy	 Christlich‐Soziale	Union	in	Bayern	 Deutscher	Genossenschafts‐	und	Raiffeisenverband	e.V.	 Deutsches	Institut	für	Wirtschaftsforschung	 Deutsches	Zentrum	für	Luft‐	und	Raumfahrt	e.V.	 Debt	Service	Coverage	Ratio	[dt.:	Schuldendienstdeckungsgrad]	 Électricité	de	France	 Erneuerbare‐Energien‐Gesetz	 Erneuerbare‐Energien‐Wärmegesetz	 European	Energy	Exchange	 eingetragene	Genossenschaft	 Energiesteuergesetz	 Energieleitungsausbaugesetz	 Energiewirtschaftsgesetz	 European	Power	Exchange	 eingetragener	Verein	 European	Venture	Philanthropy	Association	 Gesellschaft	bürgerlichen	Rechts	 Genossenschaftsgesetz	 Gesellschaft	 mit	 beschränkter	 Haftung	 und	 Compagnie	 Kommandit‐ gesellschaft	 Gesellschaft	mit	beschränkter	Haftung	 gemeinnützige	Gesellschaft	mit	beschränkter	Haftung	 Institut	für	elektrische	Anlagen	und	Energiewirtschaft	 Institut	für	Klimaschutz,	Energie	und	Mobilität	e.V.	 (Fraunhofer)	Institut	für	Windenergie	und	Energiesystemtechnik	 Institut	für	ZukunftsEnergieSysteme	gGmbH	 Kreditanstalt	für	Wiederaufbau	 Kommanditgesellschaft	 kleine	und	mittlere	Unternehmen	 Kraft‐Wärme‐Kopplung	 Marktprämienverordnung	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

xix	

MVV	 NABEG	 NKS	 PV	 SIESEE	 SPD	 SPV	 StrEG	 UG	&	Co.	KG	 UG	 VDMA	 VKU	 WBGU	 WWF	 ZSW	 	 	

Mannheimer	Versorgungs‐	und	Verkehrsgesellschaft	mbH	 Netzausbaubeschleunigungsgesetz	Übertragungsnetz	 Nationale	Kontaktstelle	 Photovoltaik	 Staatliche	Institution	zur	Ermittlung	der	Stromgestehungskosten	für	 erneuerbare	Energien	 Sozialdemokratische	Partei	Deutschlands	 Special	Purpose	Vehicle	 Stromeinspeisungsgesetz	 Unternehmergesellschaft	und	Compagnie	Kommanditgesellschaft	 Unternehmergesellschaft	 Verband	Deutscher	Maschinen‐	und	Anlagenbau	e.V.	 Verband	Kommunaler	Unternehmen	e.V.	 Wissenschaftliche	 Beirat	 der	 Bundesregierung	 Globale	 Umweltver‐ änderungen	 World	Wide	Fund	for	Nature	 Zentrum	für	Sonnenenergie‐	und	Wasserstoffforschung	e.V.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

1	

1 Einleitung	
1.1 Akteursvielfalt	und	EEG‐Novelle	

Nach	 Vorlage	 des	 Eckpunktepapiers	 von	 Minister	 Sigmar	 Gabriel	 und	 des	 Referenten‐ entwurfs	für	eine	Novelle	des	Erneuerbare‐Energien‐Gesetzes	(EEG)	wird	um	die	Gestal‐ tung	 der	 Stromversorgung	 in	 Deutschland	 erneut	 intensiv	 gerungen.	 Dabei	 wird	 deut‐ lich,	 dass	 die	 Transformation	 des	 Energiesystems,	 für	 die	 sich	 der	 Begriff	 der	 Energie‐ wende	 etabliert	 hat,	 keine	 rein	 technische	 Herausforderung	 ist	 (Grunwald	 und	 Schippl	 2013).	 Vielmehr	 findet	 zugleich	 eine	 Reihe	 von	 organisatorisch‐institutionellen	 Verän‐ derungen	statt.	Der	Wissenschaftliche	Beirat	der	Bundesregierung	Globale	Umweltver‐ änderungen	 (WBGU)	 spricht	 auch	 von	 einer	 „Großen	 Transformation“	 (WBGU	 2011).1	 Die	Akteursstruktur,	insbesondere	auf	den	Strommärkten,	wandelt	sich.	Die	Dezentrali‐ sierung	der	Versorgungsstruktur	ging	bislang	mit	einer	Zunahme	der	relevanten	Akteu‐ re	 einher.	 Ob	 dies	 so	 bleibt,	 hängt	 wesentlich	 von	 der	 Ausgestaltung	 der	 rechtlichen	 Rahmenbedingungen	ab.	 Eine	 besondere	 Rolle	 bei	 der	 Umsetzung	 der	 Energiewende	 spielen	 Bürger_innen,	 die	 einzeln	oder	gemeinsam	in	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	investieren.	Im	Rahmen	der	 ersten	 Bürgerenergiestudie	 hat	 das	 Marktforschungsinstitut	 trend:research	 GmbH	 den	 Anteil	an	der	installierten	Leistung	einzelner	erneuerbare	Energien	mit	46,6	%	beziffert.	 Die	 derzeit	 bestehende	 Akteursvielfalt	 ist	 wesentlich	 auf	 das	 EEG	 und	 sein	 Vorgänger,	 das	 Stromeinspeisungsgesetz	 (StrEG)2,	 zurückzuführen.	 StrEG	 und	 insbesondere	 EEG	 zeichnen	 auch	 verantwortlich	 dafür,	 dass	 der	 Anteil	 erneuerbarer	 Energien	 an	 der	 Elektrizitätsversorgung	stetig	in	starkem	Maße	gestiegen	ist.	Während	bis	vor	wenigen	 Jahren	der	Anteil	relativ	gering	war,	brechen	nun	mit	steigender	Bedeutung	der	Einspei‐ sung	aus	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	zugleich	in	stärkerem	Maße	Konflikte	zwischen	 zentralistisch	 organisiertem	 Verbundsystem	und	 dezentralen	 Ansätzen	auf.	 Um	 die	ge‐ naue	Ausgestaltung	der	Energiemärkte	wird	politisch	gerungen.	In	diesem	Kontext	fin‐ det	die	derzeitige	Novellierung	des	EEG	statt.	 Die	 Koalition	 aus	 Christlich	 Demokratischer	 Union	 Deutschland	 (CDU),	 Christlich‐ Sozialer	Union	in	Bayern	(CSU)	und	Sozialdemokratischer	Partei	Deutschlands	(SPD)	hat	 sich	 im	 Koalitionsvertrag	 vom	 27.	 November	 2013	 unter	 der	Überschrift	 „Die	Energie‐ wende	zum	Erfolg	führen“	auf	Eckpunkte	für	die	Reform	des	EEG	festgelegt	(CDU	et	al.	 2013).	 So	 sollen	 auf	 der	 einen	 Seite	 die	 „mit	 dem	 EEG	 bestehende	 Vielfalt	 der	 Akteure	 erhalten“	 (S.	40)	 werden	 und	 eine	 „breite	 Bürgerbeteiligung	 möglich	 bleib[en]“	 (S.	41).	 Auf	 der	 anderen	 Seite	 werden	 als	 Eckpunkte	 für	 die	 EEG‐Novelle	 eine	 verpflichtende	 Marktprämie,	die	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	sowie	Veränderungen	hin‐ sichtlich	der	Eigenverbrauchs‐	bzw.	Eigenvermarktungsregelungen	notiert.	Am	4.	März	 2014	 hat	 das	 Bundesministerium	 für	 Wirtschaft	 und	 Energie	 (BMWi)	 den	 Referenten‐ entwurf	zur	EEG‐Novelle3	und	der	Anlagenregisterverordnung4	vorgelegt	und	um	Stel‐ 																																																								
1		

Die	 Autor_innen	 des	 Berichts	 beziehen	 sich	 damit	 auf	 die	 Arbeiten	 des	 Wirtschaftssoziologen	 Karl	 Polanyi	zum	Wandel	der	Gesellschaftsordnung	im	globalen	Norden	durch	die	industrielle	Revolution	 Polanyi	1944;	Polanyi	1957;	Dale	2010.	 2		 Gesetz	 über	 die	 Einspeisung	 von	 Strom	 aus	 erneuerbaren	 Energien	 in	 das	 öffentliche	 Stromnetz	 (Stromeinspeisungsgesetz	‐	StrEG)	vom	07.12.1990	(BGBl.	I	1990,	2633),	zuletzt	geändert	durch	Ge‐ setz	vom	24.04.1998	(BGBl.	I	1998,	730).	 3		 Entwurf	eines	Gesetzes	zur	grundlegenden	Reform	des	Erneuerbare‐Energien‐Gesetzes	und	zur	Ände‐ rung	weiterer	Vorschriften	des	Energiewirtschaftsrechts	vom	04.03.2014,	BMWi	–	E	I	7.	

2	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

lungnahmen	von	Ländern	und	Verbänden	gebeten.5	Gemäß	Zeitplan	soll	bis	Juli	der	Ge‐ setzgebungsprozess	 abgeschlossen	 sein,	 s	 odass	 das	 neue	 EEG	 Anfang	 August	 2014	 in	 Kraft	treten	kann	(siehe	Box	2).	 Box	1:	 Beschlüsse	zur	Transformation	des	Energiesystems	
1990	 	 1998	 2000	 	 2004	 2009	 	 	 	 2010	 2011	 	 	 2012	 	 2014	 Stromeinspeisungsgesetz	(StrEG)	 Novellen:	1994,	1998	 Novelle	des	Energiewirtschaftsgesetzes	(EnWG)	 Atomausstieg	(„Atomkonsens“)	 Erneuerbare‐Energien‐Gesetz	(EEG)	(BGBl.	2000	I	S.	305)	 EEG‐Novelle	(„EEG	2004“)	(BGBl.	I	S.	1918)	 EEG‐Novelle	(„EEG	2009“)	(BGBl.	I	S.	2074)	 Erneuerbare‐Energien‐Wärmegesetz	(EEWärmeG)	(BGBl.	I	S.	1658)	 Energieleitungsausbaugesetz	(EnLAG)	(BGBl.	I	S.	2870)	 Ausgleichsmechanismusverordnung	(AusglMechV)	(BGBl.	I	S.	2101)	 Laufzeitverlängerung	deutscher	Kernkraftwerke	 Atom‐Moratorium	nach	Reaktorkatastrophe	in	Fukushima	 (erneuter)	Atomausstieg	 Netzausbaubeschleunigungsgesetz	Übertragungsnetz	(NABEG)	(BGBl.	I	S.	1690)	 EEG‐Novelle	(„EEG	2012“)	(BGBl.	I	S.	1634)	 PV‐Novelle,	Juni	2012	(BGBl.	2012	I	S.	1754)	 EEG‐Novelle	=>	siehe	Box	2	

Quellen:	 Clearingstelle	EEG	(2014)	 	
	

Box	2:	 Zeitplan	zur	EEG‐Novelle	2014	
09.04.2014	 23.05.2014	 Mai/Juni	2014	 26./27.06.2014	 11.07.2014	 01.08.2014	
Quelle:		 	

Beschluss	des	Bundeskabinetts	 Erste	Beratung	im	Bundesrat	 Beratung	im	Bundestag	 Beschluss	des	Bundestags	 Beschluss	des	Bundesrats	 Inkrafttreten	der	Novelle	

BMWi	(2014a)	

	 1.2 Zielsetzung	der	Studie,	Fragestellungen	und	Methodik	

Vor	diesem	Hintergrund	zielt	die	Studie	darauf,	die	wissenschaftliche	Basis	für	Diskussi‐ onen	 um	 die	 organisatorische	 Seite	 der	 Energiewende	 zu	 verbessern,	 das	 soziale	 Phä‐ nomen	„Bürgerenergie“	ein	wenig	greifbarer	zu	machen	und	zugleich	Auswirkungen	der	 diskutierten	 Änderungen	 am	 EEG	 auf	 Bürgerenergievorhaben	 zu	 untersuchen.	 Diese	 																																																																																																																																																																													
4		

Entwurf	einer	Verordnung	über	ein	Register	für	Anlagen	zur	Erzeugung	von	Strom	aus	erneuerbaren	 Energien	und	Grubengas	(Anlagenregisterverordnung	–	AnlRegV)	vom	04.03.2014,	BMWi	–	E	I	7.	 5		 Bis	 zum	 Stichtag	 12.	 März	 2014	 sind	 insgesamt	 153	 Stellungnahmen	 von	 Verbänden	 eingegangen.	 Diese	 sind	 auf	 den	 Internetseiten	 des	 BMWi	 unter	 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/	 Erneuerbare‐Energien/EEG‐Reform/stellungnahmen.html	einsehbar.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

3	

zwei	Fragestellungen	–	Charakterisierung	von	Bürgerenergie	und	Diskussion	der	Recht‐ sänderungen	 –	 bilden	 die	 beiden	 Teile	 dieser	 Studie.	 Aufbauend	 auf	 die	 Untersuchung	 von	trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013)	wird	Bürgerener‐ gie	begrifflich	von	anderen	Organisationsformen	abgegrenzt	(siehe	Box	3),	insbesondere	 von	 strategischen	 und	 Finanzinvestoren	 sowie	 Investitionen	 durch	 Energieversor‐ gungsunternehmen.	Ein	besonderes	Augenmerk	wird	in	der	Studie	auf	das	Segment	der	 Bürgerenergiegesellschaften	gelegt	und	damit	auf	kollektive	Ansätze	der	Gestaltung	von	 Lösungen	für	die	Energiewende.	 Box	3:	 Definition	„Bürgerenergie“	
Zu	Bürgerenergie	werden	all	diejenigen	Fälle	gezählt,	in	denen	Privatpersonen	und/oder	lokale	 gewerbliche	 oder	 landwirtschaftliche	 Einzelunternehmen	 bzw.	 juristische	 Personen	 (außer	 Großkonzernen)	 einzeln	 oder	 gemeinsam	 in	 (Erneuerbare‐)Energien‐Anlagen	 Eigenkapital	 in‐ vestieren,	 sofern	 sie	 mindestens	 50	%	 der	 Stimmrechte	 halten	 und	 aus	 einer	 Region	 kommen	 bzw.	dort	ansässig	sind.	 Damit	ergeben	sich	drei	wesentliche	Segmente	von	Bürgerenergie:	  Projekte	einzelner	Bürger_innen,	  Bürgerenergiegesellschaften	und	  Projekte	(kleiner	und	mittlerer)	landwirtschaftlicher	oder	anderer	lokaler	Unternehmen.	 Im	 weiteren	 Sinne	 könnte	 man	 zu	 Bürgerenergie	 auch	 solche	 Vorhaben	 zählen,	 bei	 denen	 die	 Investoren	 aus	 unterschiedlichen	 Regionen	 kommen	 („Interessengemeinschaften“)	 oder	 weni‐ ger	als	50	%	der	Stimmrechte	bei	den	Bürger_innen	liegen	(„Minderheitsbeteiligungen“).	
Quelle:	 	 trend:research	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013)	

In	 der	 Studie	 wird	 die	 Zielsetzung,	 die	 Akteursvielfalt	 zu	 erhalten	 –	 insbesondere	 mit	 Blick	auf	Bürgerenergieanlagen	–,	als	Prämisse	gesetzt.	Rechtliche	Änderungen	werden	 vor	diesem	Hintergrund	bewertet.	Man	kann	für	einen	solchen	Standpunkt	insbesondere	 zwei	Gründe	anfügen:	  Energieversorgung	ist	Teil	der	Daseinsvorsorge.6	An	einer	nachhaltigen	Versorgung	 mit	Strom	und	Wärme	besteht	ein	öffentliches	Interesse.	Aus	diesem	Sachverhalt	lei‐ ten	sich	Forderungen	nach	Transparenz	und	Partizipation	ab.	  Empirische	 Untersuchungen	 legen	 nahe,	 dass	 es	 einen	Zusammenhang	 zwischen	 fi‐ nanzieller	 Beteiligung	 und	 Akzeptanz	 gibt	 (Wunderlich	 2012;	 Schweizer‐Ries	 et	 al.	 2010;	 Warren	 und	 McFadyen	 2010).	 Zwar	 ist	 unklar,	 ob	 sich	 diese	 Akzeptanzwir‐ kungen	 nach	 Finanzierungsform	 unterscheiden.	 Gleichwohl	 kommt	 es	 bei	 der	 Um‐ setzung	der	Energiewende	auch	darauf	an,	eine	möglichst	hohe	Akzeptanz	der	Maß‐ nahmen	zu	erzielen	–	die	Förderung	von	Bürgerenergieprojekten	stellt	eine	mögliche	 Maßnahme	dar.	 In	 der	 Studie	 kommt,	nicht	 zuletzt	 aufgrund	der	 unterschiedlichen	Teilfragestellungen,	 die	untersucht	werden,	ein	Methodenmix	(Edmonds	und	Kennedy	2013;	Tashakkori	und	 Teddlie	2010)	zur	Anwendung.	Für	den	Marktüberblick	wird	auf	verschiedene	Studien	 anderer	 Autor_innen	 und	 eigene	 Arbeiten	 zurückgegriffen	 (siehe	 den	 Überblick	 in	 An‐ hang	 A.1).	 Ergänzend	 bzw.	 zum	 Vergleich	 werden	 Informationen	 eigener	 Datenbanken	 																																																								
6		

Der	Begriff	des	Daseinsvorsorge	wurde	vom	Staatsrechtler	Ernst	Forsthoff	im	Anschluss	an	Karl	Jas‐ pers	 entwickelt	 und	 eingeführt.	 Art.	14	 des	 Vertrags	 über	 die	 Arbeitsweise	 der	 Europäischen	 Union	 (AEUV)	kennt	„Dienste	von	allgemeinem	wirtschaftlichen	Interesse“.	Ein	vergleichbares	Konzept	sind	 die	„services	publics“	in	Frankreich	und	der	Schweiz.	

4	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

zu	Energiegenossenschaften	und	Bürgerenergiegesellschaften,	die	sich	im	Aufbau	befin‐ den,	herangezogen.	Für	die	vorliegende	Studie	wurden	die	folgenden	Datenerhebungen	 durchgeführt:	  eine	 Umfrage	 bei	 Mitgliedern	 von	 Bürgerenergiegesellschaften	 mit	 dem	 Fokus	 auf	 Investitionsmotive;7	  Leitfaden‐gestützte	Interviews	mit	Kreditinstituten	zur	Finanzierungssituation;	  Gespräche	mit	Direktvermarktern	zur	Praxis	und	zur	Zusammenarbeit	mit	kleineren	 Marktakteuren	 sowie	 mit	 Projektentwicklern	 zu	 Risiken	 in	 der	 Entwicklungsphase	 von	Windparks.	 Die	Bewertung	der	Optionen	zur	Änderung	des	EEG	basiert	im	Wesentlichen	auf	theore‐ tischen	Überlegungen	verbunden	mit	Interviews	mit	Praktikern.	Dabei	wird	neben	der	 Literatur	 und	 Erfahrungen	 aus	 anderen	 Ländern	 auch	 auf	 die	 Ergebnisse	 aus	 dem	 Marktüberblick	zurückgegriffen.	Zur	Illustration	möglicher	finanzwirtschaftlicher	Impli‐ kationen	 der	 Veränderungen	 wird	 auf	 ein	 Beispielprojekt	 –	 in	 diesem	 Fall	 eine	 3‐MW‐ Windenergieanlage	–	zurückgegriffen	(für	Details	zu	den	Annahmen	siehe	Anhang	A.3).	 1.3 Aufbau	der	Studie	

Der	Hauptteil	der	Studie	gliedert	sich	insgesamt	in	fünf	Kapitel.	Zunächst	werden	einige	 Strukturmerkmale	 von	 Bürgerenergie,	 insbesondere	 finanzwirtschaftlich	 bedeutsame	 Charakteristika,	 dargestellt	 (Kap.	0).	 Im	 Einzelnen	 wird	 auf	 installierte	 Leistungen,	 In‐ vestitionsvolumina,	 Anlagemotive	 sowie	Projektverlauf	 und	 ‐herausforderungen	 einge‐ gangen.	Bei	den	Anlagemotiven	wird	besonders	die	Bedeutung	des	Renditeziels	und	die	 Höhe	desselbigen	untersucht.	Auf	dieser	Basis	werden	sodann	die	derzeitigen	Finanzie‐ rungsbedingungen	 beschrieben,	 die	 von	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 und	 dem	 Ein‐ speisevorrang	 –	 selbst	 bei	 Nutzung	 der	 optionalen	 Direktvermarktung	 –	 geprägt	 sind	 (Kap.	3).	 Daraus	 erklären	 sich	 wesentliche	 Besonderheiten	 der	 Erneuerbare‐Energien‐ Finanzierung,	 bei	 der	 Projektfinanzierungen	 als	 Standardinstrument	 schon	 für	 kleine	 Finanzierungsvolumina	verfügbar	sind.	Damit	sind	die	wesentlichen	Eckdaten	des	Status	 quo	umschrieben.	 Im	 zweiten	 Teil	 geht	 es	 um	 die	 Änderungen	 im	 Zuge	 der	 anstehenden	 EEG‐Novelle.	 Während	mit	dem	Entwurf	des	BMWi	für	ein	neues	EEG	eine	Vielzahl	von	oft	kleineren	 Änderungen	durchgeführt	werden	sollen,	werden	in	dieser	Studie	zwei	der	wichtigsten,	 grundlegen	 Änderungen	 diskutiert.	 Zunächst	 wird	 die	 geplante	 Abschaffung	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zugunsten	 einer	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 aufgegriffen	 (Kap.	4).	Dabei	wird	ein	Überblick	gegeben	über	die	grundsätzlichen	Risiken.	Anschlie‐ ßend	werden	Optionen	diskutiert,	mit	denen	diese	Risiken	abgefedert	werden	können,	 im	 Einzelnen	 die	 Einrichtung	 eines	 Ausfallvermarkters,	 die	 Regulierung	 der	 Direktver‐ markter,	 Bürgschaften,	 eine	 spartenspezifische	 De‐Minimis‐Grenze,	 Ausnahmen	 für	 Bürgerenergie	sowie	die	Direktversorgung	mit	erneuerbaren	Energien	aus	Bürgerhand.	 Für	 alle	 diskutierten	 Optionen	 werden	 deren	 grundsätzliche	 Funktionsweise,	 die	 Aus‐ wirkungen	auf	Bürgerenergie	und	andere	relevante	Auswirkungen	dargestellt.	 Als	weitere	grundsätzliche	Änderung	soll	die	Finanzierung	des	Ausbaus	der	erneuerba‐ ren	Energien	im	Strombereich	bis	spätestens	2017	auf	ein	Ausschreibungssystem	umge‐ stellt	werden.	Damit	soll	einerseits	die	Ausbaugeschwindigkeit	der	erneuerbaren	Ener‐ 																																																								
7		

	

Zum	 Zeitpunkt	 des	 Verfassens	 des	 Berichtes	 läuft	 die	 Umfrage	 noch.	 Umfassendere	 Ergebnisse	 der	 Untersuchung	werden	zu	gegebener	Zeit	in	geeigneten	Medien	publiziert.	In	dieser	Studie	finden	sich	 vorläufige	Ergebnisse	der	Befragung.	 Für	Details	zur	Methodik	siehe	Anhang	A.2.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

5	

gien	 kontrolliert	 und	 andererseits	 die	 staatliche	 durch	 eine	 wettbewerbliche	 Festset‐ zung	des	Preises	ersetzt	werden.	Dies	ist	mit	grundsätzlichen	Risiken	und	spezifischen	 Herausforderungen	 für	 Bürgerenergie	 verbunden,	 die	 zunächst	 beschrieben	 und	 be‐ gründet	 werden.	 Darauf	 aufbauend	 werden	 zunächst	 die	 in	 einem	 Ausschreibungssys‐ tem	 möglichen	 Vergütungsmechanismen	 wie	 eine	 gleitende	 Marktprämie	 auf	 die	 Strommenge	 oder	 eine	 fixe	 Prämie	 auf	 die	 installierte	 Kapazität	 dargestellt	 und	 deren	 Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	und	andere	Aspekte	untersucht.	Anschließend	werden	 unterschiedliche	 Optionen	 dargestellt	 und	 untersucht,	 wie	 eine	 Ausschreibung	 ausge‐ staltet	werden	kann.	Dabei	werden	die	Wirkungen	beispielsweise	von	Pönalen	für	den	 Fall	 von	 Verzögerungen	 im	 Projektverlauf	 oder	 der	 Vorentwicklung	 von	 Standorten	 durch	den	Staat	diskutiert.	 Abschließend	wird	die	Option	eines	„Ausnahmevermarkters“	vorgeschlagen	und	disku‐ tiert	(Abschn.	6.1).	Als	praktische	Weiterentwicklung	des	vom	BMWi	vorgesehenen	Aus‐ fallvermarkters	 bietet	 sie	 sowohl	 für	 die	 Bürgerenergie	 als	 auch	 für	 das	 Stromsystem	 und	 die	 Systemintegration	 Vorteile.	 Als	 eine	 Alternative	 zur	 Umstellung	 auf	 ein	 Aus‐ schreibungssystem	wird	vorgeschlagen,	gezielte	Ausschreibungen	zu	verwenden,	um	für	 den	Staat	wirtschaftliche	Informationen	offen	zu	legen.	Mit	diesen	und	weiteren	ökono‐ mischen	Informationen	kann	er	Vergütungen	für	Erneuerbare‐Energien‐Strom	deutlich	 treffsicherer	festlegen,	sodass	eine	Überförderung	verhindert	werden	kann.	Gleichzeitig	 wird	das	Risiko	sowohl	für	die	Bürgerenergie	als	auch	für	den	Ausbau	der	erneuerbaren	 Energien	allgemein	vermieden,	das	mit	einer	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	 verbunden	wäre	(Abschn.	6.2).	 Die	Studie	schließt	mit	einer	Zusammenfassung	der	Untersuchungsergebnisse	und	einer	 Darlegung	der	offenen	Fragen,	die	im	Rahmen	weiterer	Analysen	zu	klären	sind	(Kap.	7).	 	

	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

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2 Strukturmerkmale	und	Herausforderungen	von	Bürgerenergie	
2.1 Überblick	

Im	 Folgenden	 wird	 ein	 Überblick	 über	 Größen	 von	 Bürgerenergieprojekten	 (Ab‐ schn.	2.2),	 Investitionsmotiven	 von	 Bürger_innen	 (Abschn.	2.3)	 und	 Herausforderungen	 für	 Bürgerenergievorhaben	 (Abschn.	2.5)	 gegeben.	 Zusammen	 mit	 den	 Ausführungen	 zum	Status	quo	der	Finanzierung	bildet	dies	die	Basis	für	eine	Diskussion	der	in	der	Ge‐ setzesnovelle	angedachten	Veränderungen	im	EEG	hinsichtlich	ihrer	Auswirkungen	auf	 Bürgerenergie	 (Kap.	4‐6).	 Im	 Rahmen	 dieses	 Marktüberblicks	 wird	 an	 verschiedenen	 Stellen	 näher	 auf	 Bürgerenergiegesellschaften	 als	 einem	 Segment	 von	 Bürgerenergie	 eingegangen.	 Bei	 Datenrecherchen	 zu	 Bürgerenergiegesellschaften	 fällt	 auf,	 dass	 es	 eine	 Reihe	 von	 Lücken	 gibt,	 die	 in	 der	 vorliegenden	 Studie	 nicht	 bzw.	 nur	 partiell	 und	 vorläufig	 ge‐ schlossen	 werden	 können.	 So	 liegen	 zwar	 einige	 Arbeiten	 zu	 Energiegenossenschaften	 vor,	aus	denen	Ergebnisse	hier	zusammengefasst	werden.	Eine	vergleichbare	Datenbasis	 gibt	es	nach	Kenntnis	der	Autor_innen	für	andere	Gesellschaftsformen	nicht	–	nicht	für	 Bürgerwindparks	in	der	Rechtsform	der	GmbH	&	Co.	KG,	schon	gar	nicht	für	die	zahlrei‐ chen	 PV‐Bürgergesellschaften,	 die	 als	 Gesellschaften	 bürgerlichen	 Rechts	 organisiert	 sind.	 Auch	 zu	 Einzelinvestor_innen,	 die	 ihre	 Anlagen	 in	 klassischer	 Weise	 über	 ihre	 Hausbank	finanzieren,	liegen	wenige	Daten	vor.	Da	hier	auf	keine	eigene	Datenbasis	zu‐ rückgegriffen	 werden	 kann	 und	 damit	 kein	 Vergleichspunkt	 besteht,	 wird	 der	 Fokus	 stärker	auf	das	Segment	der	Bürgerenergiegesellschaften	gerichtet.	 2.2 Größe	der	Bürgerenergieprojekte	

2.2.1 Installierte	Leistung	 Im	Folgenden	wird	ein	Überblick	über	die	Größe	von	Bürgerenergieanlagen	gegeben,	die	 anhand	 von	 installierter	 Leistung	 und	 Investitionssumme	 bestimmt	 wird.	 Bürgerener‐ gieanlagen	grenzen	sich	oftmals	von	ihrer	Größe	her	zu	institutionell	betriebenen	Anla‐ gen	 oder	 Anlagen	 von	 Energieversorgern	 ab.	 Es	 existieren	 viele	 kleine	 Projekte	 in	 Deutschland,	die	durch	private	Bürger_innen	oder	Bürgervereinigungen	betrieben	wer‐ den.	Die	privaten	Anlagen	von	Bürger_innen	ergeben	über	die	Anzahl	aller	Anlagen	eine	 hohe	 kumulierte	 Gesamtgröße	 (trend:research	 GmbH	 und	 Leuphana	 Universität	 Lüne‐ burg	2013,	S.	42).	 Bei	 der	 Analyse	 in	 trend:research	 GmbH	 und	 Leuphana	 Universität	 Lüneburg	 (2013)	 werden	 bestimmte	 Energiearten	 nicht	 betrachtet,	 da	 sie	 bisher	 nicht	 durch	 Bür‐ ger_innen	in	Deutschland	betrieben	werden.	Dazu	zählen	vor	allem	Offshore‐Windparks,	 Tiefengeothermieprojekte	 oder	 die	 Verwertung	 von	 Abfall	 zur	 Generierung	 von	 Bio‐ energie.	 Des	 Weiteren	 wird	 der	 Fokus	 auf	 die	 Stromerzeugung	 gelegt,	 nicht	 auf	 die	 Wärmeproduktion.	 Die	 installierte	 Leistung	 von	 Erneuerbaren‐Energien‐Anlagen	 in	 Deutschland	 beträgt	 2012	insgesamt	76.000	GW	(trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	 2013,	S.	39).	Bei	den	folgenden	Analysen	werden	nur	PV‐Anlagen,	Onshore‐Windanlagen	 sowie	 Anlagen	 zu	 Herstellung	 von	 Bioenergie	 ohne	 die	 Verwertung	 von	 Abfall	 erfasst.	 Innerhalb	dieser	Energieformen	ergibt	sich	somit	eine	etwas	geringere	installierte	Leis‐ tung	von	72.907	MW	(trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	2013,	 S.	42).	 Der	 Anteil	 von	 Bioenergie,	 mit	 4.946	MW	 im	 Vergleich	 zu	 PV	 und	 Wind	 mit	 je‐ weils	 über	 30.000	MW,	 liegt	 deutlich	 niedriger,	 wobei	 sich	 die	 Bioenergie	 sehr	 gleich‐

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

mäßig	 unter	 den	 drei	 übergeordneten	 Akteursgruppen	 –	 Bürger_innen,	 Energieversor‐ ger	sowie	institutionelle	und	strategische	Investoren	–	verteilt.	 Installierte Leistung aus erneuerbaren Energien nach Eigentümergruppen in Deutschland 2012 in MW (gesamt 72.907 MW*)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren 25.000 20.000 30.230; 41% 33.532; 46% 15.000 10.000 9.144; 13% 5.000 0
* ohne Offshore Wind, Geothermie, biogener Anteil des Abfalls

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
35.000 30.000 8.483 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

6.687 Bürgerenergiegesellschaften

18.362

Einzeleigentümer

Abb.	1:		
Quelle:	

Installierte	Leistung	aus	erneuerbaren	Energien	nach	Eigentümergrup‐ pen	
trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	42)	

Auffallend	bei	der	installierten	Leistung	ist,	dass	von	den	Bürgerenergieanlagen	im	wei‐ teren	 Sinne	 insgesamt	 18.362	MW	 auf	 Einzelpersonen	 entfallen.	 Bürgergesellschaften	 oder	Beteiligungen	über	andere	Formen	bilden	weniger	als	die	Hälfte	der	Bürgerenergie	 anhand	der	installierten	Leistung	ab.	 Der	 Bereich	 der	 Energiegenossenschaften	 fällt	 in	 die	 Gruppe	 der	 Bürgerenergiegesell‐ schaften	 und	 macht	 dort	 von	 der	 installierten	 Leistung	 eine	 eher	 geringere	 Größe	 aus.	 Nach	einer	Umfrage	des	Deutscher	Genossenschafts‐	und	Raiffeisenverband	e.V.	(DGRV)	 unter	 seinen	 Mitgliedern	 ergibt	 sich	 bei	 einer	 linearen	 Hochrechnung	 der	 Umfrageer‐ gebnisse	 ein	 Wert	 von	 rund	 417	MW	 installierter	 Leistung	 aller	 Genossenschaften	 (DGRV	 2013,	 S.	15).	 Im	 Vergleich	 zu	 den	 251	MW	 der	 Bürgergesellschaften	 im	 PV‐ Bereich	(siehe	Abb.	3)	lässt	sich	vermuten,	dass	die	Umfrageergebnisse	vor	allem	die	PV‐ Anlagenbetreiber	 wiederspiegeln,	 jedoch	 auch	 Wind	 und	 Bioenergiegenossenschaften	 befragt	 wurden.	 Die	 PV‐Genossenschaften	 bilden	 mit	 400	 Stück	 die	 Größte	 Teilmenge,	 jedoch	sind	auch	die	Erzeugung	von	Bioenergie	und	der	Windbereich	von	Interesse	(sie‐ he	Abb.	2).	Auch	die	Kombination	der	beiden	Energieerzeugungsmöglichkeiten	mit	PV	ist	 relativ	beliebt.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

9	

400 400 300 200 100 0 92 37

48

33

22

Abb.	2:		
Quelle:	

	 Anzahl	 der	 Energiegenossenschaften	 mit	 Bürgerbeteiligung	 nach	 Stromerzeugungsquellen	aus	erneuerbaren	Energien,	Stand	31.12.2013	
Degenhart	et	al.	2014	

Die	Umfrage	vom	DGRV	könnte	durch	eine	gemischte	Rücklaufquote	von	PV,	Bioenergie	 und	Wind‐Genossenschaften	die	unterschiedlichen	Ergebnisse	in	der	installierten	Leis‐ tung	 hervorbringen.	 Durch	 die	 Abweichungen	 der	 installierten	 Leistungen	 zeigt	 sich,	 dass	 eine	 heterogene	 Befragung	 durchgeführt	 wurde,	 die	 durch	 die	 Mehrzahl	 der	 PV‐ Genossenschaften	dominiert	wurde.	Im	Vergleich	zum	Vorjahr	konnte	in	allen	Bereichen	 ein	Wachstum	verzeichnet	werden	(DGRV	2013,	S.	16).	 Im	PV‐Bereich	ist	die	hohe	installierte	Leistung	von	Bürgerenergie	mit	48	%	erkennbar.	 Dieser	Umstand	folgt	aus	der	hohen	Anzahl	von	PV‐Einzeleigentümer_innen,	die	alleine	 14.988	MW	 der	 Leistung	 halten.	 Bürgergesellschaften	 sowie	 Bürgerbeteiligungen	 im	 weiteren	Sinne	gibt	es	hingegen	im	PV‐Bereich	sehr	wenige	mit	insgesamt	563	MW	in‐ stallierter	Leistung,	vor	allem	im	Vergleich	zu	institutionellen	Investoren,	die	ungefähr	 die	andere	Hälfte	der	gesamten	installierten	PV‐Leistung	stellen	mit	49	%.	Die	Energie‐ versorger	sind	in	diesem	Bereich	abgeschlagen	mit	nur	3	%	der	gesamten	installierten	 Leistung	vertreten,	die	1.130	MW	ausmacht.	

10	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Installierte Leistung Photovoltaik nach Eigentümergruppen in Deutschland 2012 in MW (gesamt 4.946 MW)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 14.988 Bürgerenergiegesellschaften 312 251 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

15.704; 49%

15.551; 48%

6.000 4.000 2.000 0 Einzeleigentümer

1.130; 3%

Abb.	3:	
Quelle:		

Installierte	Leistung	Photovoltaik	nach	Eigentümergruppen	
trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	44)	

Installierte Leistung Onshore-Wind Eigentümergruppen in Deutschland 2012 in MW (gesamt 30.854 MW)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren SInne
16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 7.951 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

12.160; 40% 3.147; 10%

6.000 15.547; 50% 6.301 4.000 2.000 0 1.295

Bürgerenergiegesellschaften

Einzeleigentümer

Abb.	4:		
Quelle:	

Installierte	Leistung	Onshore‐Wind	nach	Eigentümergruppen	
trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	45)	

Hinsichtlich	der	Verteilung	der	gesamten	installierten	Leistung	im	Wind‐Bereich	ist	auf‐ fällig,	 dass	 die	 Bürgerenergie	 über	 50	%	 an	 dieser	 hält	 mit	 15.547	MW.	 Bei	 einer	 Auf‐ gliederung	dieser	Position	ist	eine	gegenläufig	Verteilung	zum	PV‐Bereich	zu	erkennen.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

11	

Vor	 allem	 Bürgerenergiegesellschaften	 oder	 überregionale	 Beteiligungen	 sind	 bei	 der	 Bürgerenergie	 in	 diesem	 Bereich	 aktiv	 mit	 14.252	MW	 Leistung.	 Einzeleigentü‐ mer_innen	sind	mit	1.295	MW	Leistung	in	diesem	Bereich	weniger	vertreten.	Neben	der	 Bürgerenergie	 halten	 vor	 allem	 institutionelle	 Investoren	 eine	 große	 installierte	 Leis‐ tung,	 die	 mit	 12.160	MW	 40	%	 der	 Gesamtheit	 ausmacht.	 Die	 Energieversorger	 sind	 auch	 im	 Onshore‐Windbereich	 verhältnismäßig	 wenig	 aktiv	 mit	 nur	 10	%	 bzw.	 3.147	MW	installierter	Leistung.	 Der	 oben	 genannte	 Punkt	 bezüglich	 der	 installierten	 Leistung	 von	 Energiegenossen‐ schaften	 spiegelt	 sich	 hier	 nochmals	 wider.	 Die	 installierte	 Leistung	 von	 251	MW	 der	 Bürgergesellschaften	im	PV‐Bereich	kann	durch	den	Bereich	Windenergie	ergänzt	wer‐ den.	So	wird	die	angegebene	Leistung	von	417	MW	erreicht.	Die	übrigen	Bürgergesell‐ schaften	im	Onshore‐Windbereich	sind	vor	allem	in	der	Form	einer	Gesellschaft	mit	be‐ schränkter	 Haftung	 und	 Compagnie	 Kommanditgesellschaft	 (GmbH	&	Co.	KG)	 vertre‐ ten.8	 Installierte Leistung Bioenergie nach Eigentümergruppen in Deutschland 2012 in MW (gesamt 4.946 MW*)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren 4.000 3.000 2.088; 42% 2.000 Einzeleigentümer 1.073; 22% 1.000 0
* ohne biogener Anteil des Abfalls

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
7.000 6.000 5.000 11 15 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

Bürgerenergiegesellschaften 6.062

1.784; 36%

Abb.	5:	
Quelle:	

Installierte	Leistung	Bioenergie	nach	Eigentümergruppen	
trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	44)	

Bei	 der	 installierten	 Leistung	 von	 Bioenergie	 wird	 ersichtlich,	 dass	 die	 Gesamtleistung	 deutlich	geringer	ist	als	im	PV‐oder	Windbereich.	Daneben	ist	die	Akteursstruktur	sehr	 heterogen.	Institutionelle	Investoren	halten	36	%	der	installierten	Leistung,	die	Bürger‐ energie	nur	unwesentlich	mehr	mit	42	%.	Die	Energieversorger	sind	auch	an	dieser	Stel‐ le	 wieder	 unterdurchschnittlich	 vertreten	 mit	 22	%.	 Bei	 einer	 genaueren	 Betrachtung	 der	 Bürgerenergieseite	 wird	 deutlich,	 dass	 diese	 fast	 zu	 100	%	 aus	 Einzeleigentü‐ mer_innen	 besteht.	 Nur	 wenig	 der	 installierten	 Bürgerenergie‐Leistung	 wird	 über	 Ge‐ sellschaften	gehalten.		

																																																								
8		

Ergebnisse	aus	universitätseigener	Datenbank:	siehe	Abschn.	2.1.	

12	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Zusätzlich	zur	installierten	Leistung	kann	die	erzeugte	Strommenge	betrachtet	werden.	 Die	folgende	Abbildung	bezieht	sich	auf	vorläufige	Daten	aus	2013.	Es	ist	zu	erkennen,	 dass	 die	 Stromerzeugung	 aus	 Windenergie	 die	 höchste	 Strommenge	 mit	 49.800	GWh	 liefert.	Die	geringste	Stromerzeugung	liefern	die	PV‐Anlagen	mit	28.300	GWh.	 Stromerzeugung aus einzelnen erneuerbaren Energien 2013 in GWh (gesamt 120.700 GWh*)
49.800 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 Windenergie Bioenergie Photovoltaik
* Vorläufig. Stand: 12. Dezember 2013.

42.600 28.300

Abb.	6:		
Quelle:	

Stromerzeugung	aus	einzelnen	erneuerbaren	Energien	
AGEB	2013	

Die	 Daten	 aus	 2013	 beinhalten	 alle	 Wind‐	 und	 Bioenergieanlagen	 in	 Deutschland	 für	 rund	elf	Monate	des	Kalenderjahres.	Wird	das	Jahr	2012	betrachtet	mit	den	vorher	ge‐ nannten	 Ausschlüssen	 von	 Offshore‐Anlagen	 und	 Abfallverwertung,	 ergeben	 sich	 für	 2012	ähnliche	Werte.	 Zu	 sehen	 ist,	 dass	 der	Anteil	 von	 Bürgerenergie	 und	 der	 institutionellen	 Investoren	 an	 der	 Stromerzeugung	 im	 Vergleich	 zur	 installierten	 Leistung	 abnimmt	 und	 sich	 zu	 den	 Energieversorgern	 verschiebt.	 Die	 Verteilung	 innerhalb	 der	 Bürgerenergie	 bleibt	 im	 Vergleich	zur	installierten	Leistung	nahezu	identisch.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

13	

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nach Eigentümergruppen in Deutschland 2012 in GWh (gesamt 131.608 GWh*)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
60.000 50.000 40.000 10.877 30.000 Bürgerenergiegesellschaften Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

13.906

36 %

43 % 20.000 31.346 21 % 10.000 0
* ohne Offshore Wind, Geothermie, biogener Anteil des Abfalls

Einzeleigentümer

Abb.	7:		
Quelle:	

Stromerzeugung	aus	erneuerbaren	Energien	nach	Eigentümergruppen	
trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	46)	

2.2.2 Investitionen	 Die	Höhe	der	Investitionen	kann	ebenfalls	dazu	beitragen,	die	Größe	von	Bürgerenergie‐ anlagen	 zu	 definieren.	 Hierzu	 ist	 es	 sinnvoll,	 die	 Entwicklung	 von	 Investitionen	 in	 er‐ neuerbare	Energien	zu	betrachten.	Abb.	8	zeigt	die	historische	Entwicklung	von	Investi‐ tionen	 zur	 regenerativen	 Stromerzeugung.	 Das	 Maximum	 der	 letzten	 Jahre	ist	 2010	 zu	 erkennen.	Seit	diesem	Zeitpunkt	sind	die	Gesamtinvestitionen	rückläufig.	Für	die	Daten	 in	 2012	 kann	 eine	 Unterteilung	 in	 Akteursgruppen	 erfolgen.	 Diese	 spiegelt	 wiederum	 ein	deutliches	Bild	wider.	 Investition in erneuerbare Energien zur Stromerzeugung in Mrd. Euro
23,4 20,3 20 15 10 5 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012**
** Vorläufige Daten

25

18,6 16,5 12,5 9,4 9,9

	

Abb.	8:	
Quelle:	

Investitionen	in	erneuerbaren	Energien	
BMU	(2013)	

14	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

(Netto-) Investitionen in erneuerbare Energien zur Stromerzeugung nach Eigentümergruppen in Deutschland in Mrd. Euro 2012 (gesamt 16,7 Mrd. Euro)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
6,0 5,0 4,0 3,0 Bürgerenergiegesellschaften 4,4 Einzeleigentümer 1,0 0,0 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

0,4 0,3

5,1; 31% 9,9; 59% 1,7; 10%

2,0

Abb.	9:	
Quelle:		

Investitionen	in	erneuerbare	Energien	nach	Eigentümergruppe	
trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	47)	

Die	 Investitionen	 der	 institutionellen	 und	 strategischen	 Investoren	 sind	 mit	 9,9	 Mrd.	 Euro	 am	 höchsten	 und	 machen	 somit	 59	%	 der	 gesamten	 Investitionshöhe	 2012	 aus.	 Bürgerenergieprojekte	haben	mit	5,1	Mrd.	Euro	ebenfalls	relativ	hohe	Investitionen	ge‐ tätigt.	 Energieversorger	 hingegen	 fallen	 mit	 nur	 10	%	 der	 Gesamtinvestitionen	 wiede‐ rum	ab.	Dieser	Umstand	lässt	für	die	Zukunft	nur	einen	geringen	Anstieg	der	Marktprä‐ senz	der	Energieversorger	im	Bereich	der	erneuerbare	Energien	vermuten.	Beachtens‐ wert	 ist,	 dass	 bei	 der	 Aufspaltung	 der	 Bürgerenergie	 die	 meisten	 Investitionen	 durch	 Einzeleigentümer_innen	 getätigt	 werden,	 obwohl	 ein	 klarer	 Anstieg	 an	 Bürgergesell‐ schaften	in	den	letzten	Jahren	zu	erkennen	ist	(eigene	Datenerhebung).	Ihr	Investitions‐ volumen	ist	mit	0,3	Mrd.	Euro	jedoch	verhältnismäßig	gering.	Diese	Gesellschaften	pla‐ nen	Folgeinvestitionen	zur	Erzeugung	von	erneuerbarer	Energie	vor	allem	durch	PV	und	 Wind	(DGRV	2013,	S.	16).	Aus	diesem	Grund	kann	durch	den	Ausbau	von	Bürgergesell‐ schaften	für	die	Zukunft	ein	Anstieg	der	Investitionen	vermutet	werden.		 Das	 bisherige	 Investitionsverhalten	 von	 Bürgerenergiegenossenschaften	 zeigt,	dass	 die	 meisten	Genossenschaften	(93	%)	Investitionen	zwischen	80.000	Euro	und	5	Mio.	Euro	 tätigen	 (DGRV	 2012,	 S.	9).	 Hier	 ist	 das	 Ergebnis	 auf	 die	 hohe	 Anzahl	 von	 PV‐Projekten	 zurückzuführen,	die	einen	geringeren	Investitionsbetrag	benötigen	als	z.	B.	Windprojek‐ te.	Genossenschaften	im	Windbereich	betreiben	oftmals	nur	eine	Windkraftanlage	bzw.	 sind	 an	 Anlagen,	 die	 in	 einem	 Windpark	 stehen,	 beteiligt	 (eigene	 Datenerhebung).	 Die	 Investitionssumme	 von	 300	 Mio.	 Euro	 durch	 Bürgergesellschaften	 in	 2012	 beinhaltet	 somit	weitere	Gesellschaftsformen	wie	die	GmbH	&	Co.	KG.		 Im	Windbereich	lässt	sich	bei	den	GmbH	&	Co.	KGs	eine	Tendenz	zu	mehr	Anlagen	fest‐ stellen.	Durch	die	Möglichkeit	höherer	Eigenkapitalaufbringung	in	dieser	Gesellschafts‐ form	im	Vergleich	zu	Genossenschaften	können	tendenziell	größere	Vorhaben	verwirk‐ licht	werden	und	kleine	Windparks	entstehen	(eigene	Datenerhebung).	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

15	

Investition in On- und Offshore-Windenergieanlagen in Deutschland in Mio. Euro
3.000 2.689 2.500 2.116 2.000 1.500 1.000 500 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1.823 1.763 1.883 1.881 2.289 2.238 1.760

2.165

	

Abb.	10:	 Investitionen	in	Windenergieanlagen	
Quelle:	 VDMA	(2013)	

Die	Investitionssumme	der	einzelnen	Energiebereiche	weiter	zu	unterteilen,	ist	sinnvoll,	 um	 die	 Position	 von	 Bürgerinvestitionen	 weiter	 herauszuarbeiten.	 Im	 gesamten	 Wind‐ bereich	ist	auffällig,	dass	die	Investitionssummen	zwischen	den	Jahren	variieren.	Es	ist	 an	 dieser	 Stelle	 kein	 klarer	 Trend	 zu	 erkennen.	 Die	 Investitionssummen	 bewegen	 sich	 meistens	um	die	2	Mrd.	Euro	im	Jahr,	wobei	in	2012	der	Spitzenwert	mit	2,689	Mrd.	er‐ reicht	wurde.9	Im	Vergleich	zu	den	Daten	für	2012	im	Onshore‐Bereich	lässt	sich	keine	 große	 Differenz	 erkennen,	 was	 auf	 eine	 unterschiedliche	 Datenerfassung	 oder	 wenig	 Investitionen	im	Offshore‐Bereich	in	2012	schließen	lässt.	

																																																								
9		

Die	Daten	beruhen	auf	aktuellen	Herstellerbefragungen	der	Deutschen	WindGuard.	

16	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

(Netto-) Investitionen in OnshoreWindenergie nach Eigentümern in Deutschland in Mio. Euro (gesamt 2.566 Mio. Euro)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
700,0 600,0 500,0 400,0 309,8 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

1.047,2; 41%

667,6; 26% 851,7; 33%

300,0 245,4 200,0

Bürgerenergiegesellschaften

Einzeleigentümer 100,0 112,7 0,0

Abb.	11:		 Investitionen	in	Onshore‐Windenergie	nach	Eigentümern	im	Jahr	2012	
Quelle:	 trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	50)	

Bei	der	Aufgliederung	der	Daten	aus	2012	für	die	Onshore‐Windinvestitionen	wird	deut‐ lich,	dass	die	Energieversorger	33	%	der	Investitionen	im	Windbereich	tätigen.	Instituti‐ onelle	Investoren	investieren	mit	1.047,2	Mio.	Euro	das	höchste	Volumen	in	die	Onsho‐ re‐Windenergie.	 Bürgerenergieinvestitionen	 bilden	 mit	 26	%	 die	 kleinste	 Gruppe.	 Wie	 auch	 bei	 der	 installierten	 Leistung	 ist	 das	 Investitionsverhalten	 bei	 Einzeleigentü‐ mer_innen	 im	 Windbereich	 gering.	 Vor	 allem	 Bürgergesellschaften	 oder	 überregionale	 Beteiligungen	sind	im	Windbereich	häufig	mit	insgesamt	564,2	Mio.	Euro	vertreten.	 Durch	die	Betrachtung	der	PV‐Investitionen	wird	deutlich,	dass	die	Energiearten	vonei‐ nander	 abgegrenzt	 betrachtet	 werden	 sollten.	 Im	 Gegensatz	 zur	 Onshore‐Windenergie	 ergibt	sich	beim	Investitionsverhalten	ein	deutlich	anderes	Bild.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

17	

(Netto- )Investitionen in Photovoltaik nach Eigentümern in Deutschland in Mio. Euro (gesamt 13.256 Mio. Euro)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
4500,0 4000,0 3500,0 3000,0 2500,0 Bürgerenergiegesellschaften 68,0 55,0 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

4.031,0; 31% 8.529,0; 64% 695,0; 5%

2000,0 1500,0 1000,0 500,0 0,0

3908,0

Einzeleigentümer

Abb.	12:		 Investitionen	in	Photovoltaik	nach	Eigentümern	im	Jahr	2012	
Quelle:	 trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	49)	

Die	 institutionellen	 und	 strategischen	 Investoren	 steuern	 64	%	 der	 Gesamtsumme	 bei,	 was	8.529	Mio.	Euro	entspricht.	Die	Energieversorger	sind	an	dieser	Stelle	mit	nur	5	%	 der	Gesamtinvestitionen	abgeschlagen.	Die	Bürgerenergieprojekte	finanzieren	rund	ein	 Drittel	der	Gesamtinvestitionssumme.	Bei	einer	Unterteilung	dieser	Position	wird	noch	 einmal	 deutlich,	 dass	 vor	 allem	 Einzeleigentümer_innen	 im	 PV‐Bereich	 aktiv	 sind.	 Es	 gibt,	wie	bei	der	installierten	Leistung,	nur	geringe	Investitionen	von	Bürgerenergiege‐ sellschaften	sowie	weiteren	Bürgerbeteiligungen.	An	dieser	Stelle	können	Energiegenos‐ senschaften	 im	 PV‐Bereich	 nochmals	 gesondert	 betrachtet	 werden.	 Die	 Investitionsvo‐ lumina	 von	 Genossenschaften	 haben	 relativ	 hohe	 Spannweiten	 zwischen	 20.000	 Euro	 bis	hin	zu	7,5	Mio.	Euro	pro	Gesellschaft.	Das	arithmetische	Mittel	liegt	bei	ungefähr	1,27	 Mio.	Euro,	der	Median	bei	585.000	Euro	(Degenhart	et	al.	2014,	S.	15).	Betrachtet	man	 die	55	Mio.	Euro	aus	2012,	die	von	Bürgerenergiegesellschaften	investiert	wurden,	müs‐ sen	neben	den	PV‐Genossenschaften,	die	in	den	Anfangsjahren	eher	geringere	Investiti‐ onen	 aufweisen	 (Degenhart	 et	 al.	 2014,	 S.	15),	 weitere	 Rechtsformen	 einbezogen	 wer‐ den.	

18	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

(Netto-) Investitionen in Bioenergie nach Eigentümern in Deutschland in Mio. Euro (gesamt 928 Mio. Euro)
Bürgerenergie im weiteren Sinne Energieversorger Institutionelle und strategische Investoren

Aufspaltung Bürgerenergie im weiteren Sinne
450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 Bürgerenergiegesellschaften 370,4 Einzeleigentümer 27,7 42,0 Bürgerbeteiligungen, überregional, Minderheitsbeteiligung

344,4; 37%

441,6; 48%

200,0 150,0 100,0 50,0 0,0

142,0; 15%

Abb.	13:		 Investitionen	in	Bioenergie	nach	Eigentümern	im	Jahre	2012
Quelle:	 trend:research	GmbH	und	Leuphana	Universität	Lüneburg	(2013,	S.	48)	

Im	Jahr	2012	war	das	Investitionsverhalten	in	Bioenergie	mit	928	Mio.	Euro	verhältnis‐ mäßig	niedrig.	Deutlich	wird	an	dieser	Stelle,	dass	die	Bioenergie	ein	Bereich	ist,	bei	dem	 die	Bürgerenergie	eine	wesentliche	Rolle	spielt.	Nicht	nur	die	installierte	Leistung,	son‐ dern	 auch	 das	 anteilige	 Investitionsvermögen	 lässt	 darauf	 schließen.	 Mit	 48	%	 der	 Ge‐ samtinvestition	ist	die	Bürgerenergie	die	größte	Investorin	in	Bioenergie.	Institutionelle	 nehmen	ebenfalls	von	der	Investitionshöhe	einen	großen	Platz	ein.	Die	Energieversorger	 sind	mit	15	%	beteiligt	und	bilden	auch	im	Bioenergiebereich	die	kleinste	Gruppe.	 Bei	der	Unterteilung	der	Bürgerenergie	ist	auffällig,	dass	Einzeleigentümer_innen	2012	 rund	 370	Mio.	 in	 Bioenergie	 investiert	 haben.	 Betrachtet	 man	 die	 Gesamtinvestitionen	 von	Landwirten	in	erneuerbare	Energien	zwischen	2009	und	2012,	wird	eine	wesentlich	 höhere	 Größenordnung	 deutlich.	 Landwirte	 haben	 in	 diesem	 Zeitraum	 rund	 18,2	 Mrd.	 Euro	in	erneuerbare	Energien	investiert,	davon	einen	Großteil	in	PV‐	und	Bioenergiean‐ lagen.	Die	geringen	Investitionen	in	Bioenergie	und	PV	2012	lassen	vermuten,	dass	das	 Investitionsverhalten	von	Landwirten	in	erneuerbare	Energien	rückläufig	ist.	
1.1; 6% 10.4; 57% Biogas Photovoltaik Windkraft

6.7; 37%

	 Abb.	14:	 Nettoinvestitionen	in	erneuerbare	Energien	zur	Stromerzeugung	durch	 Landwirte	in	Deutschland,	2009‐2012	
Quelle:	 Agentur	für	Erneuerbare	Energien	(2013)	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

19	

Eine	Analyse,	bei	der	jeweils	die	durchschnittliche	Größe	von	Anlagen	einzelner	Bürger‐ gesellschaften	anhand	von	Stichproben10	betrachtet	wurde,	ergibt	nach	Rechtsform	und	 Energieform	 deutliche	 Unterschiede.	 PV‐Genossenschaften	 betreiben	 mehrere	 kleinere	 PV‐Anlagen	mit	einer	durchschnittlichen	Leistung	von	46	kW.	Kumuliert	man	die	Anla‐ gen	der	Genossenschaften,	ergibt	sich	im	Durchschnitt	ein	Wert	von	238	kW	pro	Gesell‐ schaft,	wobei	hier	die	Werte	zwischen	30	kW	und	607	kW	stark	schwanken.	Dies	hängt	 vor	allem	von	der	Anzahl	der	Anlagen	ab,	die	die	Genossenschaften	betreiben.	Der	DGRV	 kommt	zu	ähnlichen	Ergebnissen:	Bei	rund	37	%	der	Genossenschaften	liegt	die	instal‐ lierte	Leistung	pro	Gesellschaft	zwischen	101	und	300	kW	(DGRV	2013,	S.	13).	Bei	älte‐ ren	Gesellschaften	sind	in	der	Stichprobe	deutlich	mehr	Anlagen	zu	erkennen,	da	oftmals	 Folgeinvestitionen	im	PV‐Bereich	 getätigt	 werden.	 Deutliche	 Abweichungen	 gibt	 es	 bei	 GmbH	&	Co.	KG,	die	PV‐Anlagen	errichtet	haben.	Es	ist	zu	erkennen,	dass	die	Gesellschaf‐ ten	im	Durchschnitt	weniger	Anlagen	betreiben,	diese	jedoch	eine	größere	Leistung	mit	 159	kW	 im	 Schnitt	 haben.	 Insgesamt	 sind	 diese	 Gesellschaften	 von	 ihrer	 kumulierten	 installierten	Leistung	her	durch	die	geringere	Anzahl	an	Anlagen	kleiner	als	Genossen‐ schaften	(eigene	Datenerhebung).	 Im	Wind‐Bereich	ist	ein	gegenläufiges	Bild	zu	erkennen.	Die	Genossenschaften	betreiben	 meistens	nur	eine	Windkraftanlage	mit	einer	Leistung	um	die	2	MW,	da	die	Anlagen	be‐ dingt	 durch	 das	 geringe	 Alter	 der	 Genossenschaften	 erst	 in	 den	 letzten	 Jahren	 erbaut	 wurden.	 Bei	 den	 GmbH	&	Co.	KGs	 ist	 dies	 anders:	 Diese	 Gesellschaften	 sind	 im	 Durch‐ schnitt	 älter	 und	 betreiben	 somit	 auch	 ältere	 Anlagen,	 die	 eine	 geringere	 Leistung	 von	 durchschnittlich	1,5	MW	besitzen.	Durch	die	kumulierte	Anzahl	an	Anlagen	der	GmbH	&	 Co.	KGs	ergeben	sich	sehr	heterogene	Gesamtleistungen	der	Gesellschaften.	In	der	Stich‐ probe	besitzen	diese	Gesellschaften	1	bis	hin	zu	18	Windkraftanlagen,	die	einem	Wind‐ park	 zugeordnet	 sind.	 Die	 Gesamtleistungen	 liegen	 damit	 zwischen	 1,5	MW	 und	 27,5	MW	 pro	 Gesellschaft.	 Bei	 mehreren	 Windparks	 einer	 Komplementärgesellschaft	 läuft	der	Betrieb	über	verschiedene	GmbH	&	Co.	KGs	(eigene	Datenerhebung).	 2.2.3 Fazit	 Durch	die	Betrachtung	von	installierter	Leistung	und	Investitionssummen	wird	deutlich,	 dass	die	Bürgerenergie	eine	tragende	Rolle	bei	der	Erzeugung	von	erneuerbarer	Energie	 spielt.	Wenn	die	Größe	von	Bürgerenergieprojekten	nach	installierter	Leistung	betrach‐ tet	 wird,	 ist	 ersichtlich,	 dass	 fast	 die	 Hälfte	 der	 Erneuerbaren‐Energien‐Projekte	 auf	 Bürgervorhaben	 zurückgeht.	 Diese	 teilen	 sich	 stark	 abhängig	 von	 der	 Energieform	 auf	 Einzelpersonen	oder	Bürgergesellschaften	auf.	Durch	kleinere	Investitionsmöglichkeiten	 im	 PV‐Bereich	 gibt	 es	 bei	 dieser	 Erzeugungsform	 eine	 Häufung	 von	 Einzeleigentü‐ mer_innen,	wohingegen	Windkraftanlagen	fast	ausschließlich	über	Bürgergesellschaften	 finanziert	werden.	Bei	der	Größenbetrachtung	durch	die	installierte	Leistung	wird	deut‐ lich,	 dass	 Energieversorger	 bisher	 nur	 einen	 geringen	 Einfluss	 auf	 den	 Ausbau	 der	 er‐ neuerbaren	 Energien	 hatten.	 Die	 wesentlichen	 Mitbewerber_innen	 von	 Bürgerenergie‐ vorhaben	 sind	 institutionelle	 und	 strategische	 Investoren.	 Diese	 Größenordnung	 setzt	 sich	bei	der	Betrachtung	der	produzierten	Strommenge	aus	erneuerbaren	Energien	fort.	 Auch	 hier	 haben	 Bürgerenergieprojekte	 eine	 deutliche	 Größe	 am	 Markt	 und	 steuern	 43	%	der	insgesamt	131.608	GWh	bei.	 Das	Investitionsverhalten	in	erneuerbare	Energien	zeigt	ähnliche	Ergebnisse.	Hier	stel‐ len	 institutionelle	 Investoren	 mit	 9,9	 Mrd.	 Euro	 das	 größte	 Vermögen	 zur	 Verfügung,	 																																																								
10		

Stichprobengröße:	 102	 Projekte	 in	 48	 Gesellschaften,	 davon	 24	 im	 PV‐Bereich,	 24	 im	 Windenergie‐ Bereich,	24	in	der	Gesellschaftsform	der	eG	und	24	in	der	Gesellschaftsform	der	GmbH	&	Co.	KG.	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

was	59	%	der	Gesamtinvestitionen	entspricht.	Bürgerenergie	ist	jedoch	mit	einem	Inves‐ titionsvolumen	in	2012	von	5,1	Mrd.	ebenfalls	stark	vertreten.	Erstaunlich	ist,	dass	da‐ von	4,4	Mrd.	Euro	auf	Einzeleigentümer_innen	entfallen.	Bürgergesellschaften	investie‐ ren	zusammen	deutlich	weniger	Kapital.	Dies	liegt	vor	allem	daran,	dass	Einzeleigentü‐ mer_innen	 viele	 PV‐	 oder	 Bioenergieanlagen	 installieren	 und	 über	 deren	 Kumulation	 eine	 hohe	 Investitionssumme	 zustande	 kommt.	 Die	 Investitionen	 im	 Windbereich	 sind	 bei	Bürger_innen	eher	über	Bürgergesellschaften	verbreitet,	was	auf	hohe	Anfangsinves‐ titionen	in	diesem	Bereich	zurückgeführt	werden	kann.	Energieversorger	sind	beim	In‐ vestitionsverhalten	 deutlich	 weniger	 aktiv	 als	 Bürger_innen.	 Sie	 halten	 nur	 1,70	 Mrd.	 Euro	und	damit	nur	ca.	10	%	der	Gesamtinvestitionen.	 Insgesamt	 zeigt	 sich,	 dass	 Bürgerenergie	 eine	 Größe	 in	 Deutschland	 erreicht	 hat,	 ohne	 die	 die	 Produktion	 von	 erneuerbaren	 Energien	 kaum	 möglich	 wäre.	 Ohne	 das	 Invest‐ ment	von	Bürger_innen	in	die	Energiewende	würde	die	Stromerzeugung	durch	erneuer‐ bare	Energien	deutlich	geringer	ausfallen.	 2.3 Investitionsmotive	der	Bürger_innen	

2.3.1 Finanzielle	und	nicht‐finanzielle	Zielsetzungen	 2.3.1.1 Finanzwirtschaftliche	Grundüberlegungen	 Investor_innen	verfolgen	bei	ihren	Investitionen	unterschiedliche	finanzielle	und	nicht‐ finanzielle	Zielsetzungen.	Die	finanziellen	Anlagekriterien	lassen	sich	auf	ein	einziges	 Ziel	reduzieren:	„das	Streben	nach	einem	möglichst	hohen	Nutzen	des	Konsumstroms“	 (Schmidt	und	Terberger	1997,	S.	47).	Dieser	Konsumstrom	weist	drei	Dimensionen	auf:	 (1)	Breite	bzw.	Höhe/Größe,	(2)	zeitliche	Struktur	sowie	(3)	(Un‐)Sicherheitsgrad.	Mit‐ tels	Zinssatz	werden	die	Nutzenströme	üblicherweise	auf	einen	Zeitpunkt	auf‐	bzw.	ab‐ diskontiert.	Daher	werden	in	theoretischen	Modellen	und	empirischen	Untersuchungen	 gemeinhin	zwei	Dimensionen	betrachtet:	die	erwartete	Rendite	als	Anhaltspunkt	für	die	 Breite/Höhe	 des	 Konsumstroms	 sowie	 die	 Unsicherheit	 bzw.	 das	 Risiko,	 das	 mit	 dem	 Investment	verbunden	ist.	Bei	einem	Vergleich	von	Renditeerwartungen,	wie	er	im	Fol‐ genden	vorgenommen	wird,	sind	daher	immer	auch	der	Zeitpunkt	der	Aussage	und	die	 Höhe	 der	 Risiken	 der	 betrachteten	 Anlage	 zu	 berücksichtigen.	 Bei	 Vorhandensein	 von	 Transaktionskosten,	 insbesondere	 Kosten	 der	 Informationsbeschaffung,	 sowie	 von	 Un‐ sicherheiten	 spielen	 auch	 strategische	 Optionen	 eine	 Rolle.	 So	 kann	 es	 sein,	 dass	 ein	 Energieversorger	sich	das	Feld	erneuerbarer	Energien	erschließt	und	daher	bei	ersten	 Projekten	höhere	Anfangsverluste	oder	insgesamt	geringere	Renditen	akzeptiert.	 Daneben	verfolgen	die	meisten	Investor_innen	auch	nicht‐finanzielle	Ziele.	Dazu	zäh‐ len	(Schmidt	und	Terberger	1997,	S.	46–47):	  das	Streben	nach	Macht	und	Prestige,	  das	Bestreben,	sich	sozial	verantwortlich	zu	verhalten,	  das	Streben	nach	Unabhängigkeit,	  das	Streben	nach	Erholung	und	Muße	oder	  der	Wunsch	nach	Selbstverwirklichung	bzw.	Daseinserfüllung.	 Zum	zweiten	Ziel	kann	man	regionale	Anlageinteressen	oder	ethisch‐ökologische	Inves‐ titionen	rechnen.	Einige	Anleger_innen	sind	bereit,	teilweise	oder	vollständig	auf	Rendi‐ te	zu	verzichten,	wenn	mit	der	Investition	bestimmte	soziale	oder	ökologische	Ziele	ver‐ folgt	werden.	Damit	lassen	sich	insgesamt	drei	Bereiche	unterscheiden	(siehe	Abb.	15):	  traditionelles	Geschäft	(orientiert	an	Risiko	und	Rendite);	  social	investment	(Priorität	auf	soziale	Wirkung)	sowie	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

21	

 Philanthropie	(komplett	fokussiert	auf	soziale	Wirkung).	 Bei	 einer	 insgesamt	 unternehmerischen	 Ausrichtung	 und	 Vorgehensweise	 ließen	 sich	 die	beiden	letztgenannten	Segmente	zum	venture	philanthropy	zusammenfassen.	Prinzi‐ piell	könnten	Bürgerenergiegesellschaften	allen	drei	Segmenten	zugeordnet	sein.	 	

	 Abb.	15:		 Investitionsspektrum	–	Von	traditionellem	Geschäft	bis	Wohltätigkeit	
Quelle:	 EVPA	(2014),	eigene	Übersetzung.	

Flieger	 unterscheidet	 für	 die	 Energiegenossenschaften	 in	 Deutschland	 nach	 strategi‐ scher	Ausrichtung	drei	verschiedene	Typen:	(1)	bürgerschaftliche,	(2)	sozialökologische	 und	 (3)	organisatorisch‐institutionelle	 Genossenschaften	 (Flieger	 2010).	 Bei	 den	 bür‐ gerschaftlichen	 Energiegesellschaften	 geht	 es	 darum,	 regionale	 Wertschöpfung	 zu	 er‐ zeugen.	 Die	 sozialökologischen	 Genossenschaften	 investieren	 einen	 Teil	 ihrer	 Gewinne	 in	soziale	Projekte.	Es	gibt	einzelne	Gesellschaften,	die	in	ihrer	Satzung	Grenzen	für	die	 Dividendenausschüttungen	 festgelegt	 haben,	 oberhalb	 derer	 die	 Gewinne	 abgeschöpft	 und	 für	 soziale	 Zwecke	 verwendet	 werden.	 Den	 organisatorisch‐institutionellen	 Typus	 charakterisiert	 Flieger	 als	 zur	 Replikation	 an	 anderen	 Orten	 entwickeltes	 Modell.	 Eine	 teilweise	 deckungsgleiche	 Typologie	 für	 Genossenschaften	 allgemein	 hat	 (Engelhardt	 1994)	 vorgelegt.	 Diese	 Überlegungen	 zeigen,	 dass	 es	 sich	 um	 eine	 sehr	 heterogene	 Gruppe	von	Gesellschaften	handelt.	Nicht‐finanzielle	Motive	spielen	bei	der	finanziellen	 Teilhabe	von	Bürger_innen	an	der	Energiewende	in	vielen	Fällen	eine	große	Rolle.	Daher	 haben	 Holstenkamp	 &	 Degenhart	 diesen	 Aspekt	 zu	 einem	 konstitutiven	 Merkmal	 für	 Bürgerbeteiligungen	erhoben	(Holstenkamp	und	Degenhart	2013).	 2.3.1.2 Überblick	über	empirische	Befunde	zu	Anlagemotiven	von	Bürger_innen	 Zu	 Anlagemotiven	 im	 Bereich	 von	 Bürgerenergiegesellschaften	 liegen	 einzelne	 empiri‐ sche	 Untersuchungen	 vor,	 deren	 Ergebnisse	 im	 Folgenden	 kurz	 skizziert	 werden:	 Volz	 hat	2010	die	Vorstände	von	122	Energiegenossenschaften	befragt.	In	einer	Clusterana‐ lyse	 hat	 er	 nach	 Investitionsmotiven	 vier	 verschiedene	 Typen	 identifiziert.	 Auch	 der	 DGRV	hat	in	seiner	Umfrage	aus	dem	Jahr	2012	nach	der	Gründungsmotivation	gefragt.	 In	 beiden	 Fällen	 lassen	 die	 Ergebnisse	 nur	 begrenzt	 Rückschlüsse	 auf	 die	 Motive	 der	 Gesellschafter_innen	 zu.	 Demgegenüber	 hat	 Radtke	 die	 Mitglieder	 von	 insgesamt	 80	 Energiegenossenschaften	und	GmbH	&	Co.	KGs	direkt	befragt.	

22	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

In	seiner	Untersuchung	kommt	Volz	zum	Schluss,	dass	dem	Motiv	einer	„guten	Dividen‐ denzahlung“	(Rang	12	von	18	Variablen)	im	Verhältnis	zu	den	Zielsetzungen	„erneuer‐ bare	 Energieerzeugung“	 oder	 „Beitrag	 gegen	 den	 Klimawandel“	 (Rang	 1	 und	 2)	 eine	 nachrangige	 Bedeutung	 zukommt.	 Rein	 ökonomische	 Motive	 spielen	 also	 im	 Durch‐ schnitt	für	alle	Energiegenossenschaften	eine	untergeordnete	Rolle	(Volz	2011).	Bei	der	 Clusteranalyse	betrachtet	Volz	die	Faktoren	„Energieversorgung	in	Eigenregie“,	„Solida‐ risches	Handeln“,	„Ökologische	Nachhaltigkeit“	und	„Ökologische	Kapitalanlage“.	Je	nach	 Gewichtung	ordnet	er	die	Gesellschaften	einem	von	vier	Clustern	zu	(Volz	2011;	2012,	 S.	146–148):	  In	 Cluster	 1	 („Avantgardisten“)	 sind	 die	 ersten	 drei	 Faktoren	 überdurchschnittlich	 repräsentiert,	 was	 auf	 eine	 Priorität	 der	 Energieversorgung	 schließen	 lässt.	 Dieses	 Cluster	repräsentiert	ca.	30	%	der	Energiegenossenschaften.	  In	Cluster	2	(„nachhaltige	PV‐Traditionalisten“)	befinden	sich	die	23	%	der	Energie‐ genossenschaften,	 für	 welche	 die	 Faktoren	 „Solidarisches	 Handeln“,	 „Ökologische	 Nachhaltigkeit“	 und	 „Ökologische	 Kapitalanlage“	 überrepräsentiert	 sind.	 Einen	 Nachhaltigkeitsbeitrag	 zu	 leisten	 und	 der	 langfristige	 Erhalt	 der	 Lebensgrundlage	 sind	die	vordergründigen	Ziele	dieser	Genossenschaften.	  Die	 Angehörigen	 des	 dritten	 Clusters	 („aktive	 Ökologen“)	 zeichnen	 sich	 durch	 die	 Zielsetzung	aus,	einen	Beitrag	zum	Klimawandel	leisten	zu	wollen.	In	diesem	Cluster	 sind	der	Faktor	„Energieversorgung	in	Eigenregie“	und	besonders	der	Faktor	„Öko‐ logische	Nachhaltigkeit“	überrepräsentiert.	Auch	im	Querschnitt	über	alle	Cluster	ist	 „Ökologische	Nachhaltigkeit“	am	stärksten	repräsentiert.	18	%	der	Energiegenossen‐ schaften	gehören	diesem	Cluster	an.	  Im	 vierten	 Cluster	 („Anlageorientierte“)	 ist	 ausschließlich	 der	 Faktor	 „Ökologische	 Kapitalanlage“	 überrepräsentiert.	 Hauptmotiv	 der	 29	%	 der	 Energiegenossenschaf‐ ten,	welche	diesem	Cluster	zugeteilt	sind,	ist	es,	eine	hohe	Eigenkapitalrendite	zu	er‐ zielen.	

29%

30%

Cluster	1:	Avangardisten Cluster	2:	Nachhaltige	PV‐ Traditionalisten Cluster	3:	Aktive	Ökologen

18%

23%

Cluster	4: Anlageorientierte

	 Abb.	16:		 Aufteilung	 der	 Energiegenossenschaften	 nach	 strategischer	 Ausrich‐ tung	(Stand:	Ende	2010)	
Quelle:	 (Volz	2011)	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

23	

Es	ist	nicht	auszuschließen,	dass	bei	der	Befragung	der	Anteil	des	vierten	Clusters	auf‐ grund	 sozial	 erwünschten	 Antwortverhaltens	 (Stocké	 2004;	 Diekmann	 2010,	 S.	447– 451)	 und/oder	 der	 indirekten	 Befragung	 über	 die	 Vorstände	 unterschätzt	 wurde.	 Zu‐ gleich	 zeigen	 die	 Befragungsergebnisse	 größere	 Unterschiede	 zwischen	 PV‐	 und	 Nah‐ wärme‐Genossenschaften:	 Dividendenzahlungen	 spielen	 bei	 PV‐Genossenschaften	 ( ̅ 	 =	 3,93)	 eine	 größere	 Rolle	 als	 im	 Nahwärmebereich	 ( ̅ 	 =	 2,43)	 (Volz	 2012,	 S.	129).	 Zu‐ sammenfassend	 lässt	 sich	 aus	 der	 Analyse	 schließen,	 dass	 Energieversorgung	 sowie	 Nachhaltigkeits‐	und	Umweltbeiträge	in	der	Zielhierarchie	eine	weitaus	wichtigere	Rolle	 spielen	als	Dividendenzahlungen.	 Eine	ähnliche	Frage	wie	bei	Volz	hat	auch	der	DGRV	in	seine	Umfrage	aus	dem	Jahr	2012	 aufgenommen.	 In	 der	 jüngeren	 Befragung	 ist	 das	 Item	 offenbar	 nicht	 mehr	 enthalten.	 Anstelle	 der	 5er‐Likert‐Skala	 erfolgt	 die	 Bewertung	 in	 der	 DGRV‐Umfrage	 mit	 vier	 Merkmalsausprägungen	 von	 0	 =	 keine	 Motivation	 bis	 3	 =	 sehr	 starke	 Motivation.	 Mit	 Werten	 von	 im	 Mittel	 2,4	 bzw.	 2,3	 sind	 Umweltschutz	 und	 Förderung	 der	 regionalen	 Wertschöpfung	 die	 wesentlichen	 Gründungsmotive.	 Zusammen	 mit	 der	 Sicherung	 der	 regionalen	 Energieversorgung	 folgt	 die	 Dividendenzahlung	 an	 dritter	 Stelle	 mit	 einer	 mittleren	Ausprägung	(DGRV	2012,	S.	14).	 Zu	 einem	 ähnlichen	 Ergebnis	 kommt	 Radtke	 in	 seiner	 Befragung:	 80	%	 bzw.	 90	%	 no‐ tierten,	dass	ökologische	Aspekte	und	die	„Energie	in	Bürgerhand“‐Idee	Motivation	ihrer	 Mitgliedschaft	seien.	Die	Zielsetzung	einer	Renditeerwartung	gaben	im	Verhältnis	weni‐ ger	(55	%)	Mitglieder	an	(Radtke	2014).	 2.3.1.3 Ergebnisse	eigener	Datenerhebungen	 Im	 Rahmen	 der	 Studie	 wurde	 ebenfalls	 eine	 Erhebung	 zu	 den	 Anlagemotiven	 der	 Mit‐ glieder	 durchgeführt.11	 Dabei	 wurde	 mit	 einer	 5er‐Likert‐Skala	 die	 Bedeutung	 von	 sie‐ ben	verschiedenen	möglichen	Motiven	abgefragt:	(1)	des	Renditemotivs,	(2)	des	günsti‐ gen	 Bezugs	 von	 Energie,	 (3)	des	 Beitrags	 zur	 regionalen	 Wertschöpfung,	 (4)	des	 Um‐ weltschutzes,	(5)	des	Ziels,	die	Energiewende	voranzubringen,	(6)	der	Teilnahme	an	der	 Gestaltung	der	Energiewende	sowie	(7)	der	gemeinschaftlichen	Umsetzung	von	Projek‐ ten.	Im	Ergebnis	zeigt	sich,	in	Übereinstimmung	mit	den	im	vorherigen	Abschnitt	zitier‐ ten	 Quellen,	 dass	 Umweltschutz,	 Beitrag	 zur	 Energiewende,	 regionale	 Wertschöpfung	 und	Teilhabe	höher	bewertet	werden	als	das	Renditemotiv.	 Tab.	1:	 	 Rendite	 Energiebezug	 Regionale	Wertschöpfung	 Umweltschutz	 Energiewende	voranbringen	 Partizipation	 Umsetzung	in	Gemeinschaft	 Bewertung	unterschiedlicher	Motive	 n	 261 237 259 261 265 251 254 arithm.	 Mittel	 3,26 2,78 4,26 4,54 4,54 4,16 3,37 Std.abw.	 1,38 1,47 0,92 0,83 0,83 1,11 1,30 Median	 3	 3	 5	 5	 5	 5	 3	

Abkürzungen:	 arithm.	=	arithmetisches;	Std.abw.	=	Standardabweichung.	 Skala:	 Von	1	=	unbedeutend	bis	5	=	sehr	wichtig	 Quelle:	
11		

Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

																																																								
Weitere	Informationen	zur	Methodik,	zu	einzelnen	Ergebnissen	und	zum	Fragebogen	finden	sich	im	 Anhang	unter	A.2.	

24	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Die	 Daten	 erlauben	 ferner	 einige	 Rückschlüsse	 auf	 Unterschiede	 nach	 Unternehmens‐ form,	Energieform	und	Region,	wobei	diese	Variablen	aufgrund	regionaler	und	projekt‐ bezogener	Präferenzen	für	bestimmte	Modelle	eine	hohe	Korrelation	aufweisen:	Gesell‐ schaften	bürgerlichen	Rechts	(GbR;	auch:	BGB‐Gesellschaft)	werden	–	zum	Teil	in	Ver‐ bindung	mit	einem	eingetragenen	Verein	(e.	V.)	–	vorwiegend	für	die	Umsetzung	kleine‐ rer	Photovoltaikprojekte	genutzt.	Die	GmbH	&	Co.	KG	hat	sich	als	Standard	für	Bürger‐ windparks	 in	 Norddeutschland	 etabliert.	 Dagegen	 werden	 Bürgerwindprojekte	 im	 Sü‐ den	tendenziell	eher	in	Form	der	eingetragenen	Genossenschaft	(eG)	umgesetzt,	die	sich	 ansonsten	 primär	 für	 mehrere	 kleine	 und	 mittlere	 oder	 größere	 PV‐Projekte	 als	 wohl	 bedeutendste	 Unternehmensform	 für	 Bürgerenergievorhaben	 herausgebildet	 hat.	 Ge‐ sellschaften	 mit	 beschränkter	 Haftung	 (GmbH)	 bzw.	 Unternehmergesellschaften	 (UG)	 (haftungsbeschränkt)	kommen	seltener	vor.	 Betrachtet	man	die	Daten	für	die	Bewertung	der	Motive	nach	Unternehmensform	(siehe	 Abb.	17),	so	zeigen	sich	beim	Renditemotiv	–	anders	als	bei	den	anderen	Motiven	–	signi‐ fikante	 Unterschiede	 zwischen	 GbR	 und	 eG	 auf	 der	 einen	 Seite	 sowie	 GmbH	&	 Co.	KG	 Unternehmergesellschaft	und	Compagnie	Kommanditgesellschaft	(UG	&	Co.	KG)	inklusi‐ ve	GmbH	und	Unternehmergesellschaft	(UG)	(haftungsbeschränkt)	auf	der	anderen	Sei‐ te	 (siehe	 Tab.	2).12	 Da	 nur	 für	 wenige	 GbR,	 GmbH	 und	 UG	 (haftungsbeschränkt)	 Daten	 vorliegen,	wurden	in	Tab.	2	die	GbR	den	Genossenschaften	und	die	anderen	Rechtsfor‐ men	den	KG‐Modellen	zugeordnet.	Im	Mittel	wird	der	Rendite	bei	der	GmbH‐	 und	KG‐ Gruppe	eine	höhere	Bedeutung	beigemessen	als	bei	GbR	und	eG.	

2,52 2,66

eingetragene Genossenschaft
3,37

4,24 4,50 4,52 4,19 3,93 2,95 4,29

GmbH & Co. KG
4,11 3,35

4,58 4,57

0

1
Rendite

2

3

4

5

Bezug von Energie Umweltschutz Teilhabe

Regionale Wertschöpfung Energiewende Projekte in Gemeinschaft

	 Abb.	17:	 Bewertung	von	Investitionsmotiven	–	eG	vs.	GmbH	&	Co.	KG	
Skala:	 Quelle:	 Von	1	=	unbedeutend	bis	5	=	sehr	wichtig	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

	
12		

	
Da	 ordinalskalierte	 Werte	 vorliegen,	 wurde	 im	 vorliegenden	 Fall	 ein	 Wilcoxon‐U‐Test	 (auch:	 Wil‐ coxon‐Rangsummentest	oder	Wilcoxon‐Mann‐Whitney‐Test)	durchgeführt.	

																																																								

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

25	

Tab.	2:	

Bewertung	des	Renditemotivs	nach	Gesellschaftsform	
n	 124 136 arithm.	 Mittel	 2,54 3,92 Std.f.	 0,1136 0,0974 95 %‐Konfidenzintervall uG	 oG 2,3155	 2,7652 3,7265	 4,1117

	 	 GbR	oder	eG	 GmbH,	 UG,	 GmbH	&	 Co.	KG	 oder	UG	&	Co.	KG	

Abkürzungen:	 arithm.	=	arithmetisches;	eG	=	eingetragene	Genossenschaft;	GbR	=	Gesellschaft	bürgerli‐ chen	 Rechts;	 GmbH	 =	 Gesellschaft	 mit	 beschränkter	 Haftung;	 GmbH	 &	 Co.	 KG	 =	 GmbH	 und	Compagnie	Kommanditgesellschaft;	oG	=	obere	Grenze;	Std.f.	=	Standardfehler;	UG	=	 Unternehmergesellschaft;	UG	&	Co.	KG=	Unternehmergesellschaft	und	Compagnie	Kom‐ manditgesellschaft;	uG	=	untere	Grenze	 Skala:	 Von	1	=	unbedeutend	bis	5	=	sehr	wichtig	 Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

Ähnliche	Ergebnisse	zeigen	sich	bei	Betrachtung	nach	Energieform	bzw.	Investitionsob‐ jekt	(siehe	Tab.	3)	sowie	nach	Region	(siehe	Tab.	4).	Erwartungsgemäß	spielt	die	Rendite	 bei	Bioenergievorhaben	–	zumeist	durch	Biomasse	befeuerte	Nahwärmenetze	–	die	ge‐ ringste	Rolle.	Hier	kommt	es	weniger	auf	hohe	Ausschüttungen	denn	auf	den	günstigen	 Bezug	von	Wärme	an.	Auffällig	ist,	dass	die	Bedeutung	der	Rendite	als	Anlagemotiv	bei	 Investor_innen	in	Windenergieanlagen	signifikant	höher	ist	als	bei	PV‐Projekten.	Einen	 Unterschied	 scheint	 es	 auch	 zwischen	 Norden	 (arithmetisches	 Mittel:	 3,9)	 und	 Süden	 (2,43)	zu	geben.	 Tab.	3:	 Bewertung	des	Renditemotivs	nach	Energieform	
n	 26 87 145 arithm.	 Mittel	 1,58	 2,89	 3,81	 Std.f.	 0,1486 0,1352 0,1004 95 %‐Konfidenzintervall	 uG oG 1,2710 1,8829	 2,6162 3,1539	 3,6084 4,0054	

	 	 Bioenergie	 Photovoltaik	 Wind	

Abkürzungen:	 arithm.	=	arithmetisches;	oG	=	obere	Grenze;	Std.f.	=	Standardfeh‐ ler;	uG	=	untere	Grenze	 Skala:	 Von	1	=	unbedeutend	bis	5	=	sehr	wichtig	 Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

Tab.	4:	
	 	 Nord	 Ost	 Süd	

Bewertung	des	Renditemotivs	nach	Region	
N	 145 7 109 arithm.	 Mittel	 3,90	 3,00	 2,43	 Std.f.	 0,1006 0,5345 0,1078 95 %‐Konfidenzintervall	 uG oG 3,6976 4,0955	 1,6921 4,3079	 2,2176 2,6448	

Abkürzungen:	 arithm.	=	arithmetisches;	oG	=	obere	Grenze;	Std.f.	=	Standardfeh‐ ler;	uG	=	untere	Grenze	 Skala:	 Von	1	=	unbedeutend	bis	5	=	sehr	wichtig	 Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

	

	

26	 Tab.	5:	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Verteilung	 der	 Antworten	 Amtsträger_innen	
n	 190	 75	 265	

auf	
% 71,70 28,30 100,00

Amsträger_innen	

und	

Nicht‐

	 Kein_e	Amtsträger_in	 Amtsträger_in	 Gesamt	
Skala:	 Quelle:	

Von	1	=	unbedeutend	bis	5	=	sehr	wichtig	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

In	der	Umfrage	haben	bislang	zu	einem	nicht	unerheblichen	Teil	Mitglieder	aus	Vorstand	 bzw.	 Aufsichtsrat	 oder	 Geschäftsführung	 der	 Gesellschaften	 geantwortet	 (rund	 28	%;	 siehe	 Tab.	5).	 Es	 ist	 davon	 auszugehen,	 dass	 insgesamt	 in	 den	 Gesellschaften	 das	 Ver‐ hältnis	deutlich	höher	zugunsten	der	„Nicht‐Amträger_innen“	ausfällt.	Zu	prüfen	ist	da‐ her,	ob	Amtsträger_innen	in	den	Gesellschaften	systematisch	anders	antworten	als	Per‐ sonen,	 die	 kein	 Amt	 innehaben.	 Dies	 gilt	 beispielsweise	 für	 die	 Bedeutung	 des	 Rendi‐ temotivs.	Es	könnte	sein,	dass	bei	Gremienvertreter_innen,	die	sich	oft	ehrenamtlich	en‐ gagieren,	andere	Motive	dominieren	als	bei	„reinen	Kapitalgeber_innen“.	 Anhand	der	laufenden	Umfrage	lässt	sich	(vorläufig)	ein	Test	bezüglich	dieser	Hypothe‐ se	 durchführen.	 Ein	 Vergleich	 der	 Mittelwerte	 (siehe	 Tab.	6)	 macht	 deutlich,	 dass	 eine	 solche	Hypothese	naheliegt:	Die	Mittelwerte	sind	bei	Nicht‐Amtsträger_innen	tatsächlich	 höher	als	bei	Personen	mit	Amt.	Ein	Mann‐Whitney‐U‐Test	zeigt,	dass	die	Unterschiede	 signifikant	sind.	Im	weiteren	Verlauf	wäre	zu	prüfen,	ob	es	diesbezüglich	Unterschiede	 nach	 Gesellschaftsform	 oder	 Projekttyp	 gibt.	 Dafür	 muss	 allerdings	 ein	 etwas	 höherer	 Rücklauf	der	Umfrage	abgewartet	werden.	 Tab.	6:	
	 Kein_e	Amtsträger_in	 Amtsträger_in	 Gesamt	

Unterschiede	 zwischen	 Amsträger_innen	 und	 Nicht‐Amtsträger_innen	 bei	der	Bewertung	des	Renditemotivs	
n	 183	 71	 254	 arithm.	 Mittel	 3,44 2,77 3,25 Median 4 3 3 Std.abw.	 1,33 1,35 1,37

Abkürzungen:	 arithm.	=	arithmetisches;	Std.abw.	=	Standardabweichung.	 Skala:	 Von	1	=	unbedeutend	bis	5	=	sehr	wichtig	 Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

2.3.2 Risikoadjustierte	Rendite	als	finanzielle	Zielsetzung	 2.3.2.1 Überblick	bzgl.	erwarteter	und	erzielter	Renditen	 Im	 Folgenden	 wird	 detaillierter	 auf	 die	 Renditeziele	 von	 Bürgerenergiegesellschaften	 eingegangen.	Berücksichtigt	man	die	obigen	Ausführungen	zur	Bedeutung	des	Rendite‐ ziels,	 so	 ist	 grundsätzlich	 davon	 auszugehen,	 dass	 die	 Erwartungen	 hinsichtlich	 der	 Rendite	eher	geringer	ausfallen	werden	als	bei	anderen	Investorengruppen.	Diese	Hypo‐ these	gilt	es	näher	zu	untersuchen.	 Die	 erwarteten	 und	 erzielten	 Renditen	 können	 in	 unterschiedlicher	 Weise	 angegeben	 werden.	Hier	wird	insbesondere	nach	Vorsteuer‐	und	Nachsteuerrendite	unterschieden.		 Im	Einzelnen	kann	auf	folgende	Quellen	zurückgegriffen	werden:	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

27	

Lindlein	&	Mostert	geben	einen	allgemeinen	Überblick	über	Renditeziele	nach	Rei‐ fegrad	des	Investitionsprojektes.	  Deloitte	&	Touche	GmbH	und	Norton	Rose	LLP	haben	gemeinsam	eine	Umfrage	zu	 Renditeerwartungen	 unterschiedlicher	 Investorengruppen	 im	 Segment	 erneuerba‐ rer	Energien	durchgeführt.	  Die	Bundesnetzagentur	(BNetzA)	erhebt	Daten	zu	Renditen	im	Netzbereich.	  Es	 liegen	 Eigenkapitalrenditen	 der	 großen	 Energieversorgungsunternehmen,	 hier	 E.ON	und	RWE,	vor.	  Holstenkamp	&	Ulbrich	haben	die	Renditeziele	von	Photovoltaikgenossenschaften	 untersucht.	  Der	DGRV	erhebt	in	seiner	jährlichen	Umfrage	die	tatsächlich	gezahlten	Dividenden	 (vor	Steuern).	  Eine	 Untersuchung	 zur	 Ausschüttung	 bei	 älteren	 Windparks	 –	 Bürgerbeteiligungen	 und	Investorenmodellen	–	hat	Daldorf	vorgelegt.	 Die	ersten	vier	Quellen	liefern	Vergleichsgrößen;	die	folgenden	dienen	der	Abschätzung,	 inwieweit	die	Hypothese	der	geringeren	Renditeerwartungen	von	Bürgerenergiegesell‐ schaften	 und	 damit	 verbunden	 des	 anderen	 finanzwirtschaftlichen	 Charakters	 dieser	 Vorhaben	zutreffend	ist.	  2.3.2.2 Vergleichsgrößen	 Lindlein	 und	 Mostert	 haben	 für	 das	 Jahr	 2005	 Vor‐Steuer‐Renditeziele,	 abgestuft	 nach	 Reifegrad	 des	 Projektes,	 zusammengetragen	 (siehe	 Tab.	7).	 Die	 Werte	 reichen	 von	 2	%	 bis	 6	%	 bei	 Unternehmens‐	 und	 Staatsanleihen	 bis	 mehr	 als	 40	%	 bei	 Risikokapital	 in	 Frühphasen.	Zu	beachten	ist,	dass	sich	die	Renditeziele	mit	der	Finanzkrise	ab	2007/8	 verändert	 haben.	 Gleichwohl	 mögen	 die	 Größenordnungen	 als	 erster	 Anhaltspunkt	 für	 kommerzielle	 Renditeerwartungen	 in	 verschiedenen	 Phasen	 eines	 einzelnen	 Projektes	 bzw.	Entwicklungsstadien	einer	Technologie	dienen.	Darüber	hinaus	deuten	die	Zahlen	 darauf	 hin,	 wie	 stark	 die	 Renditeanforderungen	 von	 Eigenkapitalgebern	 steigen,	 wenn	 das	Risiko	eines	Investments	zunimmt.	 Tab.	7:	 Renditeziele	vor	Steuern	von	Investoren	nach	Anlageform	
Zielrendite	(%	p.a.) 40	– 50 30	– 50 24	– 30 14	– 26 10	– 20 14	– 20 6	– 8 4	– 6 2	– 6

Vermögensklasse	 Frühphasen‐venture	capital	 Ausgewogenes	venture	capital	 Buyout	 Infrastruktur	 Immobilien	 Mezzaninkapital	 Aktien	 Unternehmensanleihen	 Staatsanleihen	
Quelle:	 Lindlein	und	Mostert	(2005,	S.	15)	

Die	 Eigenkapitalrenditeerwartungen	 nach	 Steuern	 der	 Anleger	 in	 Erneuerbare‐ Energien‐Projekte	 differieren	 nach	 Anlegergruppe	 und	 einzelnen	 Assetklassen.	 Aus	 Abb.	17	 ist	 ersichtlich,	 dass	 die	 Renditeerwartungen	 von	 institutionellen	 Fonds	 erheb‐ lich	 über	 denen	 der	 Versicherungen	 und	 Energieunternehmen	 liegen.	 Diese	 höheren	 Erwartungen	 der	 institutionellen	 Fonds	 sind	 darauf	 zurückzuführen,	 dass	 sie	 als	 reine	 Finanzinvestoren	 strategische	 Motive	 außer	 Acht	 lassen.	 Zudem	 ist	 der	 angestrebte	 Fremdkapitalhebel	 (leverage)	 höher	 als	 bei	 den	 anderen	 Anlegergruppen,	 was	 die	 Ei‐

28	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

genkapitalrendite	 maßgeblich	 beeinflusst	 (Deloitte	 &	 Touche	 GmbH	 und	 Norton	 Rose	 LLP	2013,	S.	17–18).	 Nach	 Kalkulationen	 der	 BNetzA	 betragen	 Eigenkapitalrenditen	 von	 Energienetzen	 für	 Neuanlagen	 7,39	%	 nach	 Steuern	 (9,05	%	 vor	 Steuern).	 Für	 Altanlagen	 sind	 es	 7,14	%	 vor	 Steuern	 und	 5,83	%	 nach	 Steuern.	 Die	 durchschnittlichen	 Renditeerwartungen	 für	 Anlagen	 in	 Netze	 liegen,	 abhängig	 von	 der	 jeweiligen	 Anlegergruppe,	 zwischen	 6,5	%	 und	 7,8	%	 und	 somit	 knapp	 über	 der	 kalkulierten	 erwarteten	 Eigenkapitalrendite	 der	 BNetzA	(Deloitte	&	Touche	GmbH	und	Norton	Rose	LLP	2013,	S.	17–18).	 Die	kalkulierten	Eigenkapitalrenditen	nach	Steuern	der	großen	Energieversorger	liegen	 mit	8,11	%	bei	E.ON	und	für	RWE	bei	8,9	%	über	den	durchschnittlichen	Eigenkapital‐ renditeerwartungen	 von	 Energieunternehmen	 (siehe	 Abb.	18).	 Ein	 denkbarer	 Erklä‐ rungsansatz	für	diese	Diskrepanz	ist,	dass	in	den	Kalkulationen	von	E.ON	und	RWE	auch	 die	Renditeerwartungen	energienaher	Dienstleistungen	enthalten	sind	(Deloitte	&	Tou‐ che	GmbH	und	Norton	Rose	LLP	2013,	S.	17–18).	
10,0% 9,5% 9,0% 8,5% 8,0% 7,5% 7,0% 6,5% 6,0% 5,5% 5,0%
Onshore	Wind Offshore	Wind Solarparks Biomasse	& Biokraftwerke Energieeffizeien Netze

Versicherungen

Institutionelle	Fonds

Energieunternehmen

  Abb.	18:		 Eigenkapitalrenditeerwartungen	 nach	 Steuern	 für	 einzelne	 Assetklas‐ sen	
Quelle:	 Deloitte	&	Touche	GmbH	und	Norton	Rose	LLP	(2013)	

2.3.2.3 Erwartete	Renditen	bei	Photovoltaikgenossenschaften	 Im	Jahr	2010	haben	Holstenkamp	&	Ulbrich	die	Renditeerwartungen	von	Photovoltaik‐ genossenschaften	 untersucht.	 Auf	 Basis	 von	 Angaben	 in	 Präsentationen	 und	 der	 Infor‐ mationen	 auf	 den	 Internetseiten	 der	 jeweiligen	 Bürgerenergiegenossenschaft	 wurden	 für	N	=	50	eGn	Daten	zu	erwarteten	Renditen	ermittelt.	 Die	 Erwartungen	 lagen	 im	 Mittel	 bei	 jährlich	 4,5	 bis	 5	%	 vor	 Steuern.	 Die	 Spannweite	 reicht	 von	 geringen	 Erwartungen	 um	 2,2	%	 p.	a.	 bis	 zu	 6,4	%	 p.	a.,	 was	 angesichts	 der	 oben	angegebenen	Referenzwerte	immer	noch	gering	ist,	sich	aber	den	Daten	geschlos‐ sener	Publikumsfonds	annähert.	 	 	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

29	

Tab.	8:	
	 Renditeziel	 [%	p.a.]	

Renditeziele	 von	 Photovoltaikgenossen‐ schaften,	Stand:	2010	
N	 50	 arithm.	 Mittel	 4,59	 Min. 2,2 Max. 6,4 Median 5,0

Abkürzungen:	 arithm.	=	arithmetisches;	Max.	=	Maximum;	Min.	=	 Minimum;	p.a.	=	per	annum	 Quelle:	 Eigene	 Darstellung	 auf	 Basis	 von	 Daten	 aus	 Holstenkamp	 und	Ulbrich	(2010)	

Dabei	sind	signifikante	Unterschiede	zwischen	den	Regionen	Nord,	Ost	und	Süd	genauso	 wenig	zu	erkennen	wie	hinsichtlich	des	Gründungsjahres	der	Gesellschaft	und	damit	der	 ersten	Projekte	und	der	Dokumente	zur	Mitgliedergewinnung,	die	als	Datenquelle	fun‐ gieren.	 Zugleich	 wird	 aus	 den	 Abb.	19a	 und	 b	 ersichtlich,	 dass	 die	 Unterschiede	 inner‐ halb	der	Photovoltaikgenossenschaften	nicht	unerheblich	sind.	Man	kann	daher	von	ver‐ schiedenen	Typen	auch	hinsichtlich	der	Höhe	der	Renditeerwartung	ausgehen.	

Nord

2007

2008

Ost
2009

Süd

2010

2

3

4 Erwartete Rendite (in %)

5

6

2

3

4 Erwartete Rendite (in %)

5

6

	 (b)	 Renditeerwartungen	nach	 Gründungsjahr	 Abb.	19:		 Box‐Whisker‐Plots	 für	 Renditeerwartungen	 nach	 Region	 und	 Grün‐ dungsjahr	 (a) Renditeerwartungen	nach	Region	
Quelle:	 Eigene	Darstellung	auf	Basis	von	Daten	aus	Holstenkamp	und	Ulbrich	(2010)	

2.3.2.4 Tatsächliche	Ausschüttungen	von	Energiegenossenschaften	und	Bürgerwindparks	 In	seinen	Umfragen	ermittelt	der	DGRV	auch	die	Höhe	der	Ausschüttungen.	Dass	im	Jahr	 2012	rund	60	%	der	Genossenschaften	keine	Dividende	ausbezahlt	haben,	lässt	sich	al‐ lein	schon	mit	dem	jungen	Alter	der	Gesellschaften	erklären.	Darüber	hinaus	zielen	Bio‐ masse‐Nahwärme‐Genossenschaften,	die	20	%	der	Stichprobe	ausmachen,	nicht	auf	die	 Auszahlung	einer	Dividende,	sondern	nutzen	im	Allgemeinen	die	Möglichkeit	der	(steu‐ erfreien)	genossenschaftlichen	Rückvergütung,	sofern	Überschüsse	erzielt	werden.	 Die	Höhe	der	durchschnittlich	ausbezahlten	Dividende	lag	in	2011	und	2012	bei	ca.	4	%	 (DGRV	2013,	S.	15).	Für	2012	weist	der	DGRV	eine	Spannweite	von	0,8	%	bis	7,0	%	aus	 (DGRV	2013,	S.	14).	Sowohl	die	arithmetischen	Mittel	als	auch	die	Spannweiten	scheinen	 sich	auf	diejenigen	Genossenschaften	zu	beziehen,	die	überhaupt	eine	Dividende	ausge‐

30	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

schüttet	 haben.	 Eine	 Differenzierung	 nach	 Genossenschaftstyp	 liegt	 nicht	 vor.	 Gleiches	 gilt	für	Aussagen,	ob	das	Renditeziel	erreicht	wurde.	 Dieser	letztgenannten	Frage	widmet	sich	die	Untersuchung	von	(Daldorf	2013).	Auf	Ba‐ sis	von	1.150	Jahresabschlüssen	von	127	Windparks	ermittelt	er	durchschnittliche	Aus‐ schüttungen	von	2,5	%	p.	a.	für	den	Zeitraum	2002‐2011.	Ein	wesentlicher	Grund	für	die	 geringen	 Renditen	 im	 Vergleich	 zum	 Renditeversprechen	 in	 den	 Prospekten	 sind	 die	 niedrigen	 Winderträge.	 Dadurch	 wurden	 im	 Mittel	 lediglich	 86	%	 der	 prospektierten	 Umsätze	 realiter	 erreicht.	 Daldorf	 weist	 darauf	 hin,	 dass	 die	 Probleme	 grundsätzlich	 auch	 Bürgerwindparks	 treffen.	 Gleichwohl	 seien	 die	 Herstellungskosten	 geringer	 und	 die	Eigenkapitalquoten	höher,	weshalb	er	von	größeren	Chancen	einer	(geringen)	Ren‐ dite	 ausgeht.13	 Zugleich	 geht	 er	 von	 einer	 höheren	 Zufriedenheit	 aus,	 weil	 es	 den	 Bür‐ ger_innen	um	eine	Mitgestaltung	von	Projekten	im	lokalen/regionalen	Umfeld	gehe.	 2.3.2.5 Konditionen	von	Nachrangdarlehen	 In	 einigen	 Fällen	 werden	 bei	 Energiegenossenschaften	 Nachrangdarlehen	 bei	 Mitglie‐ dern,	teilweise	auch	Nicht‐Mitgliedern,	eingeworben	(siehe	Kap.	3).	Aus	den	Konditionen	 dieser	Nachrangdarlehen	lassen	sich	ebenfalls	Schlussfolgerungen	für	die	Renditeerwar‐ tungen	ziehen:	Da	mit	Eigenkapital	ein	höheres	Risiko	verbunden	ist,	müssten	die	Zinss‐ ätze	für	Nachdarlehen	geringer	sein	als	die	erwartete	Eigenkapitalverzinsung.	Andern‐ falls	hätte	man	einen	negativen	Hebeleffekt	durch	die	Nachrangdarlehen.	Insofern	mar‐ kieren	 die	 Zinssätze	 eine	 untere	 Grenze	 für	 die	 Renditeerwartungen	 dieser	 Energiege‐ nossenschaften.	 Erfasst	wurden	Nachrangdarlehen	von	44	Energiegenossenschaften.	Für	sieben	Genos‐ senschaften	liegen	keine	Daten	zum	Emissionsjahr	vor,	in	neun	Fällen	keine	zu	den	Kon‐ ditionen.	Sind	Nachrangdarlehen	in	mehreren	Tranchen	bzw.	für	mehrere	Projekte	be‐ geben	worden,	so	wurde	das	neueste	Jahr,	zu	dem	Informationen	vorlagen,	gewählt.	Die	 Verteilung	über	die	Jahre	ist	in	Tab.	9	wiedergegeben.	 Tab.	9:	 Überblick	 über	 Nachrangdar‐ lehen	 von	 Energiegenossen‐ schaften	nach	Emissionsjahr	
Anzahl	 5	 2	 1	 5	 6	 16	 2	 37	 Anteil	(in	%)	 13,51 5,41 2,70 13,51 16,22 43,24 5,41 100,00

Jahr	 2008	 2009	 2010	 2011	 2012	 2013	 2014	 Gesamt	
Quelle:	

Eigene	 Darstellung;	 Degenhart	 et	 al.	 (2014)	

																																																								
13		

Diese	 Annahme	 ist	 insofern	 plausibel,	 als	 dass	 die	 Werte	 für	 Windparks	 insgesamt	 nahelegen,	 dass	 sich	bei	vielen	der	betrachteten	Windparks	der	Fremdkapitalhebel	(leverage)	negativ	auswirkt.	Dies	 ist	immer	dann	der	Fall,	wenn	die	interne	Rendite	des	Projektes	niedriger	ist	als	der	Fremdkapitalzins	 (Perridon	et	al.	2012,	S.	490).	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

31	

Die	 meisten	 Nachrangdarlehen	 haben	 eine	 Laufzeit	 von	 (mindestens)	 20	Jahren,	 also	 über	den	gesamten	erwarteten	Projektzeitraum	(siehe	Tab.	9).	Nur	in	sechs	von	36	Fäl‐ len,	zu	den	Daten	hierfür	vorliegen,	beträgt	die	Laufzeit	der	Nachrangdarlehen	weniger	 als	15	Jahre,	sodass	hier	ggf.	ein	Refinanzierungsrisiko	besteht	–	sollte	weiterhin	Mezza‐ ninkapital	benötigt	werden,	müsste	neues	eingeworben	werden,	um	die	alten	Nachrang‐ darlehen	abzulösen.	 Tab.	10:	 Überblick	 über	 Nachrangdar‐ lehen	 von	 Energiegenossen‐ schaften	nach	Laufzeit	
Laufzeit	 (in	Jahren)	 4	 7	 10	 15	 20	 22	 Gesamt	
Quelle:	

Anzahl 1	 2	 3	 4	 24 2	 36

Anteil	(in %) 2,78 5,56 8,33 11,11 66,67 5,56 100,00

Eigene	 Darstellung;	 Degenhart	 et	 al.	 (2014)	

7

6 Zinssatz (in % p.a.)

5

I	

4

3

II	
5 10 15 Laufzeit (in Jahren) 20 25

2

	

Abb.	20:		 Verhältnis	von	Laufzeit	und	Zinssatz	(Zinsstruktur)	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Degenhart	et	al.	(2014)	

Mit	zunehmender	Laufzeit	der	Nachrangdarlehen	müssten	sich	steigende	Zinssätze	zei‐ gen.	Trägt	man	Laufzeit	und	Zinssatz	gegeneinander	auf	(siehe	Abb.	20),	so	fällt	auf,	dass	 die	 Energiegenossenschaften	 in	 wenigstens	 zwei	 Gruppen	 zerfallen	 (Gruppe	I	 und	 II).	

32	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Auch	dies	ist	ein	Indiz	dafür,	dass	es	hinsichtlich	der	Investitionsmotive	unterschiedliche	 Typen	von	Bürgerenergiegesellschaften	gibt.	 Abb.	21	liefert	erste	Hinweis,	wie	die	Zinsstrukturkurven	der	beiden	Gruppen	aussehen	 könnten.	Ausgenommen	sind	die	beiden	Ausreißer	mit	einer	Laufzeit	von	22	Jahren	und	 sehr	 niedrigen	 Zinssätzen.	 Weiter	 zu	 beachten	 wäre	 bei	 einer	 detaillierteren	 Analyse,	 inwieweit	 es	 Unterschiede	 nach	 Projekttypen	 gibt,	 z.	B.	 für	 kleine	 und	 mittelgroße	 PV‐ Anlagen,	für	große	Aufdach‐	oder	Freiflächen‐PV‐Anlagen	oder	für	die	Finanzierung	von	 Windenergieanlagen.	
7

6 Zinssatz (in % p.a.)

5

4

3

2 5 10 15 Laufzeit (in Jahren) 20 errechneter Wert, Gr. I 25

Zinssatz (in % p.a.) errechneter Wert, Gr. II

	 Abb.	21:		 Zinsstrukturkurven	 für	 die	 Nachrangdarlehen	 von	Energiegenossenschaften	(Gruppen	I	&	II)	
Anm.:	 Quelle:	 Regression	 mittels	 gebrochen‐rationalen	 Funktionen	 für	 Gruppen	I	und	II	(außer	Laufzeit	=	22	Jahre)	 Eigene	Darstellung;	Degenhart	et	al.	(2014)	

Tab.	11:	 Zinskonditionen	von	Nachrangdarlehen	bei	Energiege‐ nossenschaften	
	 Zinssatz	 (in	%	p.a.)	 n	 35	 arithm.	 Mittel	 3,89	 Std.abw.	 1,13 Min.	 2,25 Max.	 7,00 Median	 3,50	

Abkürzungen:	 arithm.	=	arithmetisches;	Max.	=	Maximum;	Min.	=	Minimum;	p.a.	=	 per	annum;	Std.abw.	=	Standardabweichung	 Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Degenhart	et	al.	(2014)	

Abstrahiert	 man	 von	 den	 Unterschieden	 in	 der	 Laufzeit	 (siehe	 Tab.	11),	 ergibt	 sich	 bei	 der	Verzinsung	ein	Mittelwert	von	3,89	%	(arithmetisches	Mittel)	bzw.	3,5	%	(Median).	 2.3.3 Fazit	 Mitglieder	von	Bürgerenergiegesellschaften	verfolgen	mit	ihren	Investitionen	in	großem	 Maße	strategische,	soziale	und	ökologische	Ziele.	Das	Renditemotiv	spielt	im	Allgemei‐

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

33	

nen	 eine	 nicht	 unwichtige,	 aber	 weniger	 bedeutende	 Rolle.	 In	 dieser	 Hinsicht	 ist	 aller‐ dings	nach	Typ	der	Bürgerenergiegesellschaft	zu	differenzieren:	Bei	Bürgerwindparks	in	 der	Rechtsform	der	GmbH	&	Co.	KG	aus	Norddeutschland	spielt	Rendite	eine	signifikant	 größere	Rolle	als	bei	PV‐Genossenschaften	aus	dem	Süden.	 Eine	weitere	Differenzierung	und	Analyse	der	Hintergründe	bzw.	Identifikation	entspre‐ chender	 Cluster	 steht	 noch	 aus.	 Damit	 wäre	 es	 möglich,	 die	 bei	 Volz	 (2011)	 angelegte	 Unterscheidung,	 die	 sich	 in	 großen	 Teilen	 mit	 typologischen	 Überlegungen	 an	 anderer	 Stelle	deckt	(Flieger	2010;	Engelhardt	1994),	weiter	auszudifferenzieren	und	Hypothe‐ sen	hinsichtlich	der	Begründungszusammenhänge	zu	testen.	 Bei	genauerer	Untersuchung	der	Eigenkapitalrendite	von	verschiedenen	Investoren	im	 Bereich	der	erneuerbaren	Energien	ergeben	sich	projektabhängige	Erwartungen.	Insti‐ tutionelle	Fonds	werden	als	reine	Finanzanlage	gesehen	und	haben	somit	höhere	Erwar‐ tungen.	 Bei	 Betrachtung	 der	 verschiedenen	 Assetklassen	 im	 Erneuerbare‐Energien‐ Bereich	 zeigt	 sich,	 dass	 andere	 Marktteilnehmer,	 wie	 Energieversorger	 und	 Versiche‐ rungen,	 deutlich	 geringere	 Renditeerwartungen	 haben.	 Insgesamt	 ergibt	 sich	 das	 Bild,	 dass	die	höchsten	Renditen	im	Offshore‐Bereich,	die	geringsten	im	Solarbereich	erwar‐ tet	werden.	 Bei	Bürgerenergieprojekten	ergeben	sich	bei	den	Renditeerwartungen	deutlich	geringe‐ re	 Werte.	 Bei	 PV‐Genossenschaften	 liegen	 diese	 im	 Mittel	 nur	 bei	 5	%	 und	 bei	 keiner	 Befragung	über	6,4	%.	Dividenden	bei	Genossenschaften	sind	in	den	letzten	Jahren	nur	 bei	40	%	der	Gesellschaften	bezahlt	worden,	bedingt	durch	das	junge	Alter	der	Genos‐ senschaften	und	die	Nutzung	der	genossenschaftlichen	Rückvergütung.	Auch	langfristige	 Nachrangdarlehen	haben	eine	relativ	niedrige	Verzinsung.	Insgesamt	lässt	sich	die	Ten‐ denz	festhalten,	dass	Bürger_innen	das	Engagement	in	erneuerbare	Energien	wichtiger	 erscheint	als	ein	hohesRenditeziel.	 2.4 Entwicklung	von	Geschäftsmodellen	

2.4.1 Geschäftsmodelle	und	Geschäftsmodellinnovation	 Bürger_innen	setzen	nicht	nur	einzelne	Projekte	um.	Sie	sind	in	Teilen	auch	in	die	Ent‐ wicklung,	Erprobung	und	Innovation	von	Geschäftsmodellen	involviert.	Der	Begriff	des	 Geschäftsmodells	wird	in	der	Literatur	nicht	einheitlich	verwendet	(Zott	et	al.	2011).	Es	 bestehen	aber	vielfach	weitgehend	deckungsgleiche	Listen	an	Komponenten,	die	ein	Ge‐ schäftsmodell	ausmachen	(Schaltegger	et	al.	2012):	  das	Wertversprechen	(value	proposition);	  die	Kundenbeziehungen	(customer	relationships);	  die	Geschäftsinfrastruktur	(business	infrastructure)	und	  finanzielle	Aspekte,	v.	a.	Kosten‐	und	Erlösstrukturen	(financial	aspects).	 Die	 einzelnen	 Komponenten	 hängen	 dabei	 zusammen:	 So	 richtet	 sich	 ein	 bestimmtes	 Wertversprechen	an	bestimmte	Kund_innen,	zu	denen	entsprechende	Beziehungen	auf‐ gebaut	werden.	Aus	den	Eigenschaften	der	leistungswirtschaftlichen	Komponenten	las‐ sen	 sich	 Rückschlüsse	 für	 mögliche	 Finanzierungsinstrumete	 ziehen	 (Spremann	 und	 Frick	2011).	 In	 der	 Literatur	 wird	 die	 Bedeutung	 des	 Geschäftsmodells	 und	 von	 Geschäftsmodellin‐ novationen	für	die	Performance	von	Unternehmen	–	und	damit	auch	den	Erfolg	der	Lö‐ sungen,	die	die	Unternehmen	den	Kunden	anbieten	–	hervorgehoben	(Chesbrough	2010;	 Demil	und	Lecocq	2010;	Zott	et	al.	2011;	Ireland	et	al.	2001;	Johnson	et	al.	2008).	Dies	 gilt	unabhängig	von	der	Art	und	Größe	der	Unternehmen.	Im	Energiesektor	ist	hier	ein	 Wandel	auch	bei	den	etablierten	Versorgern	–	überregionalen,	regionalen	und	lokalen	–	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

zu	erkennen	(Richter	2012).	Hier	wird	ein	Spannungsfeld	zwischen	neuen	Akteuren	auf	 den	Energiemärkten,	zu	denen	die	meisten	Bürgerenergiegesellschaften	zählen,	und	den	 Etablierten	ersichtlich;	zugleich	zeigen	sich	aber	auch	Räume	für	Kooperationen.	 2.4.2 Historischer	Hintergrund	 Bürgerbeteiligungsansätze	im	Energiesektor	sind	nicht	neu.	Zu	Beginn	des	20.	Jahrhun‐ derts	gründeten	Bürger_innen	eine	Vielzahl	von	Elektrizitätsgenossenschaften,	um	den	 ländlichen	Raum	mit	elektrischer	Energie	zu	versorgen.	Zunächst	wurde	zumeist	Strom	 aus	Wasserkraft	produziert.	Sehr	schnell	gingen	die	Gesellschaften	dann	dazu	über,	sich	 auf	 den	 Netzausbau	 und	 ‐betrieb	 zu	 konzentrieren	 (Holstenkamp	 2012;	 Faust	 1977).	 Der	 Zentralisierung	 des	 Strommarktes	 und	 veränderten	 politischen	 Rahmenbedingun‐ gen	 sind	 viele	 dieser	 Gesellschaften	 zum	 Opfer	 gefallen:	 Von	 den	 ehemals	 über	 6.000	 alten	 Elektrizitätsgenossenschaften	 existieren	 heute	 noch	 ungefähr	 40.	 Die	 Zentralisie‐ rung	 des	 Energiemarktes	 führte	 zu	 einer	 Dominanz	 einiger	 großer	 Versorgungsunter‐ nehmen.	Eine	Einbindung	der	Bürger_innen	fand	lediglich	indirekt	über	die	Kommunen	 mittels	Stadtwerken	statt.	Erst	Ende	der	80er/Anfang	der	90er	Jahre	erlebte	der	Bau	von	 Gemeinschaftsenergieanlagen	 eine	 Renaissance.	 Die	 ersten	 Bürgerwindparks	 entstan‐ den	 im	 Norden	 Deutschlands.	 Im	 Landkreis	 Nordfriesland	 ist	 heute	 eine	 Leistung	 von	 ca.	900	MW	 installiert;	 90	%	 der	 Windparks	 werden	 als	 Bürgerwindpark	 betrieben	 (windcomm	schleswig‐holstein	2012,	S.	8).	 Mit	 dem	 Inkrafttreten	 des	 EEG	 im	 Jahr	 2000	 wurde	 die	 Vergütung	 dieses	 Stroms	 bun‐ desweit	gesichert	und	damit	das	Fundament	für	den	weiteren	Ausbau	von	Produktions‐ anlagen	durch	Bürger_innen	gesetzt.	Bürgerenergieanlagen	entwickeln	sich	seitdem	zu	 einem	 relevanten	 Element	 der	 Energiewende.	 Das	 Geschäftsmodell	 unterscheidet	 sich	 insofern	 von	 demjenigen	 der	 alten	 Elektrizitätsgenossenschaften,	als	 dass	 hier	 nun	 die	 reine	 Stromerzeugung	 im	 Mittelpunkt	 steht.	 Der	 Absatz	 erfolgt	 an	 das	 Netz	 der	 allge‐ meinen	Versorgung,	wie	es	das	EEG	ursprünglich	allein	vorsah.	 Im	PV‐Sektor	dominierten	Gemeinschaftsanlagen	einzelner	Personen	aus	der	Ökologie‐ bewegung.	Ziel	war	es,	so	viel	Elektrizität	zu	erzeugen,	wie	in	den	jeweiligen	Haushalten	 tatsächlich	in	Summe	genutzt	wurde	(Mautz	et	al.	2008).	 Die	 ersten	 Initiativen	 dienten	 vor	 allem	 dazu,	 die	 Technik	 zu	 erproben	 und	 weiterzu‐ entwickeln.	 Zugleich	 wurden	 dabei	 Organisations‐	 und	 Finanzierungsmodelle	 einem	 Praxistest	unterzogen.	 2.4.3 Überblick	über	Entwicklungen	bei	den	Geschäftsmodellen	 Der	DGRV	gliedert	die	Geschäftsmodelle	der	Energiegenossenschaften	in	vier	Segmente:	 die	 Photovoltaikgenossenschaften,	 die	 Windenergiegenossenschaften,	 die	 genossen‐ schaftlichen	Nahwärmenetze	und	Bioenergiedörfer	und	die	genossenschaftlichen	Ener‐ gieversorgungsunternehmen.	 Ähnliche	 Einteilungen	 können	 für	 andere	 Gesellschafts‐ formen	vorgenommen	werden.	 Das	Hauptgeschäftsfeld	im	Bereich	der	Bürgerbeteiligung	bei	erneuerbaren	Energien	ist	 der	Betrieb	von	Erzeugungsanlagen.	Die	Mehrheit	der	Gesellschaften	ist	hier	tätig.	Einen	 weiteren	Schwerpunkt	bilden	die	Bioenergiedörfer	mit	dem	Betrieb	von	Nahwärmenet‐ zen.	Hier	unterscheiden	sich	die	Projekte	zwischen	Vorhaben,	bei	denen	die	Eigenerzeu‐ gung	integriert	ist,	von	solchen,	die	lediglich	das	Netz	errichten	und	betreiben	und	die	 benötigte	Wärme	weitgehend	von	bestehenden	Biogasanlagen	beziehen.	An	dieser	Stelle	 kommt	 es	 vielfach	 zu	 unterschiedlichen	 Kooperationen	 von	 Bürgerbeteiligungsgesell‐ schaften,	Landwirten	und	kommunalen	Akteuren.	

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Mit	 der	 Novelle	 des	 EEG,	 die	 Anfang	 2012	 in	 Kraft	 getreten	 ist,	 wurde	 der	 Eigenver‐ brauchsbonus	abgeschafft	(§	33	Abs.	2	EEG	2009).	Dieser	wurde	seit	2009	für	Strom	aus	 Solarenergie	gezahlt,	den	der	Betreiber	selbst	verbraucht	oder	an	Nachbarn	abgibt.	An	 die	 Stelle	 der	 Regelungen	 zum	 Eigenverbrauch	 von	 Solarstrom	 ist	 in	 der	 neuen	 EEG‐ Fassung	 das	 Marktintegrationsmodell	 getreten.	 Diese	 Modell	 sieht	 vor,	 dass	 nur	 noch	 90	%	des	Stromes	eines	Kalenderjahres,	welche	von	Anlagen	mit	einer	installierten	Leis‐ tung	von	mehr	als	10	kW	bis	einschließlich	einer	installierten	Leistung	von	1	MW	pro‐ duziert	wird,	förderungswürdig	im	Sinne	des	EEG	ist.	Für	die	übrigen	10	%	besteht	kein	 Anspruch	auf	EEG‐Vergütung	oder	die	Marktprämie.	Mit	dieser	Regelung	wollte	der	Ge‐ setzgeber	einen	Anreiz	schaffen,	Strom	auch	selbst	zu	verbrauchen	oder	frei	am	Markt	 zu	verkaufen.	Zugleich	solle	das	neue	Instrument	dazu	führen,	dass	sich	die	Errichtung	 von	Solaranlagen	künftig	sowohl	räumlich	als	auch	in	ihrer	Dimensionierung	stärker	am	 Bedarf	orientiert.	Als	Konsequenz	aus	dieser	Regelung	hat	sich	ein	Modell	des	Eigenver‐ brauchs	 entwickelt.	 Demnach	 wird	 der	 produzierte	 Strom	 direkt	 vor	 Ort	 genutzt	 wird	 und	 nicht	 in	 das	 Netz	 der	 öffentlichen	 Versorgung	 eingespeist.	 Zusammen	 mit	 der	 PV‐ Novelle	im	Laufe	des	Jahres	2012	hatten	diese	rechtlichen	Änderungen	zur	Folge,	dass	 ein	 wirtschaftlicher	 Betrieb	 oftmals	 nur	 noch	 bei	 einem	 möglichst	 hohen	 Eigenver‐ brauchsanteil	 darstellbar	 ist.	 Insofern	 haben	 einige	 Bürgerenergiegesellschaften,	 die	 nicht	in	ihrer	Entwicklung	stagnieren	bzw.	keine	abwartende	Position	einnehmen	wol‐ len,	begonnen,	neue	Geschäftsansätze	und	‐modelle	zu	entwickeln.	 Bei	 der	 Mehrzahl	 der	 KG‐Gesellschaften	 im	 Windenergiebereich	 steht	 die	 Energiepro‐ duktion	weiterhin	im	Vordergrund.	Über	die	optionale	Direktvermarktung,	die	von	vie‐ len	Gesellschaften	genutzt	wird,	entwickelt	sich	zugleich	ein	Know‐how	und	Interesse	an	 Stromhandel	 bzw.	 Direktvertrieb	 an	 Kund_innen.	 Beide	 Entwicklungen	 im	 PV‐	 und	 Windenergiebereich	könnten	dazu	führen,	dass	sich	Bürgerenergiegesellschaften	–	oft‐ mals	 in	 Kooperation	 mit	 Stadt‐	 und	 Gemeindewerken	 oder	 privaten	 ÖkostromanBie‐ ter_innen	 bzw.	 ‐dienstleistern	 –	 zu	 Bürgerenergieversorgungsunternehmen	 weiterent‐ wickeln.	 Auch	 in	 Zukunft	 ist	 eine	 Weiterentwicklung	 der	 Geschäftsmodelle	 erforderlich,	 um	 auf	 Veränderungen	bei	den	rechtlichen	und	technischen	Rahmenbedingungen	reagieren	zu	 können.	 Damit	 wandeln	 sich	 nicht	 nur	 das	 Wertversprechen	 (Produktion	 von	 grünem	 Strom,	 Wärmeversorgung),	 sondern	 zugleich	 auch	 die	 anderen	 drei	 Geschäftsmodell‐ komponenten	(Kundenbeziehungen,	Geschäftsinfrastruktur	und	Finanzierung).	Es	ist	zu	 erwarten,	 dass	 die	 Finanzierungsmodelle	 an	 die	 veränderten	 Geschäftsansätze	 ange‐ passt	werden.	Damit	ist	ein	Wandel	von	der	Projektfinanzierung	vergleichsweise	kleiner	 Projekte	 hin	 zu	 stärker	 an	 der	 Unternehmensfinanzierung	 orientierten,	 evtl.	 auch	 ko‐ operativen	 Finanzierungslösungen	 wahrscheinlich.	 Hinsichtlich	 der	 Veränderungen	 in	 den	 Organisations‐	 und	 Finanzierungsmodellen,	 die	 derzeit	 bereits	 entwickelt	 werden,	 besteht	allerdings	noch	Forschungsbedarf.	Den	Autor_innen	der	Studie	sind	diesbezüg‐ lich	keine	Arbeiten	bekannt.	 2.4.4 Empirische	Ergebnisse	zur	Geschäftsmodellentwicklung	 Eine	 Auswertung	 von	 18	 Experteninterviews	 unter	 Energiegenossenschaften	 aus	 zwei	 Masterarbeiten	 (Boontje	 2013;	 Rückheim	 2014)	 zur	 weiteren	 Entwicklung	 der	 Gesell‐ schaften	ergab,	dass	die	Hälfte	der	befragten	Gesellschaften	sich	langfristig	eine	Rolle	als	 regionaler	 Energieversorger	 vorstellen	 können.	 Der	 Betrieb	 von	 Anlagen	 war	 für	 alle	 befragten	Gesellschaften	das	Ausgangsmodell.	Darauf	aufbauend	können	sich	die	Gesell‐ schaften	 ebenfalls	 vorstellen,	 eine	 Nahwärmeversorgung	 oder	 ein	 Wärme‐Contracting	 für	 die	 Stadt	 zu	 übernehmen.	 Eine	 der	 Gesellschaften	 strebt	 an,	 ihr	 Geschäftsfeld	 über	

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die	Energieversorgung	hinaus	weiterzuentwickeln.	Ziel	ist	die	Schaffung	eines	regiona‐ len	Infrastrukturanbieters	in	genossenschaftlicher	Form.	 Tab.	12:	 Geschäftsmodellentwicklung	ausgewählter	Energiegenossenschaften	
	 Anlagenbetrieb	 Energiehandel	(EVU)	 Nahwärmeversorgung Wärme‐Contracting	 Immobilienentwicklung	 (Regionalentwicklung)	 Netzbetrieb	
Quelle:	

aktuell 17 1

in	der	Entwicklung 1 1 3 1 1

langfristig	geplant 	 9	 1	 3	 	 1	

Eigene	Abbildung;	Daten	aus	Boontje	(2013)	und	Rückheim	(2014)	

Die	Interviews	zeigen,	dass	sich	viele	Genossenschaften	mit	diesen	Themen	beschäftigen	 und	Geschäftsansätze	entwickeln.	Die	Ergebnisse	könnten	zugleich	jedoch	ein	Indikator	 dafür	 sein,	 dass	 in	 vielen	 Fällen	 neue	 Modelle	 noch	 in	 einem	 frühen	 Planungsstadium	 sind.	 Darauf	 deuten	 auch	 die	 Umfragedaten	 des	 DGRV	 hin,	 auf	 die	 im	 Folgenden	 kurz	 eingegangen	wird.	Während	bei	den	zitierten	Expertengesprächen	die	vertiefte	Analyse	 einzelner	 Fälle	 im	 Vordergrund	 stand,	 zielt	 die	 Umfrage	 des	 DGRV	 auf	 eine	 Erfassung	 allgemeiner	Entwicklungen.	Die	empirische	Basis	ist	in	diesem	Bereich	insgesamt	jedoch	 noch	von	geringem	Umfang.	 In	der	Befragung	von	Energiegenossenschaften	seiner	Mitgliedsverbände	aus	dem	Jahr	 2013	 hat	 der	 DGRV	 Items	 zur	 Entwicklung	 der	 Geschäftsfelder	 aufgenommen	 (DGRV	 2013,	S.	16–20).	Bei	den	geplanten	Investitionen	in	den	nächsten	zwölf	Monaten	geben	 8	%	der	Befragten	an,	Investitionsaktivitäten	im	Handelsbereich	tätigen	zu	wollen.	11	%	 geben	den	Bereich	Beratung	an.	Damit	ist	noch	nichts	über	die	Höhe	der	geplanten	In‐ vestitionen	 gesagt.	 Zugleich	 wird	 daraus	 deutlich,	 dass	 ein	 kleiner	 Teil	 der	 Energiege‐ nossenschaften	im	laufenden	Jahr	in	dieses	Segment	tatsächlich	investiert.	Dies	spiegelt	 sich	 auch	 in	 der	 Frage	 zur	 Bedeutung	 gesetzlicher	 Rahmenbedingungen	 wider,	 wo	 im	 Durchschnitt	 aller	 Befragten	 ein	 mittlerer	 Wert	 bei	 „Erleichterungen	 bei	 der	 (regiona‐ len)	Direktvermarktung	von	Energie“	(DGRV	2013,	S.	17)	angegeben	wird	(3,8	auf	einer	 Skala	von	0	bis	5).	Regionale	Direktvermarktung	wird	gemäß	DGRV‐Umfrage	bereits	von	 10	%	der	Gesellschaften	praktiziert.	Weitere	52	%	äußern	ein	Interesse	an	Aktivitäten	in	 diesem	Bereich	(DGRV	2013,	S.	18).	Gesetzliche	Hürden	und	Mangel	an	Know‐how	in	der	 Gesellschaft	werden	als	größte	Hürden	bei	der	Entwicklung	dieses	Geschäftsfeldes	gese‐ hen	(DGRV	2013,	S.	19).	 Zu	 anderen	 Gesellschaftsformen	 sind	 den	 Verfasser_innen	 der	 Studie	 keine	 Untersu‐ chungen	bekannt.	Es	ist	allerdings	davon	auszugehen,	dass	es	hier	ähnliche	Entwicklun‐ gen	gibt.	Die	Bürgerwindparks	in	Schleswig‐Holstein	haben	sich	beispielsweise	mit	der	 Arge	Netz	GmbH	&	Co.	KG	eine	Dachstruktur	geschaffen.	Die	Arge	Netz	GmbH	&	Co.	KG	 hat	gemeinsam	mit	der	Clean	Energy	Power	GmbH	ein	regionales	Stromprodukt	entwi‐ ckelt.	Die	Arge	Netz	GmbH	&	Co.	KG	vereint	mehr	als	250	Mitgliedsgesellschaften,	über‐ wiegend	Bürgerwindparks,	im	nördlichsten	Bundesland.	 2.4.5 Fazit	 Das	 ursprüngliche	 Modell	 der	 klassischen	 Bürgerenergiegesellschaft,	 der	 Bau	 und	 Be‐ trieb	von	Erzeugungsanlagen,	ist	weiterhin	das	Hauptgeschäftsfeld	dieser	Unternehmen.	 Investitionen	werden	bislang	vorwiegend	in	diesem	Bereich	getätigt.	Nicht	zuletzt	auf‐

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grund	 der	 geänderten	 rechtlichen	 Rahmenbedingungen,	 z.	T.	 aber	 auch	 aus	 sozial‐ ökologischen	Motiven	heraus,	befinden	sich	die	Geschäftsmodelle	eines	Teils	der	Bürge‐ renergiegesellschaften	 in	 einem	 Prozess	 des	 Wandels.	 Legt	 man	 die	 Zahlen	 des	 DGRV	 zugrunde,	könnte	man	von	einem	Viertel	bis	zu	einem	Drittel	der	Energiegenossenschaf‐ ten	 ausgehen,	 die	 sich	 mittelfristig	 das	 Geschäftsfeld	 „Direktvertrieb“	 erschließen	 wol‐ len.	 Dies	 geschieht	 in	 allen	 Fällen	 kooperativ	 in	 regionalen	 Zusammenschlüssen	 von	 Bürgerenergiegesellschaften	und/oder	mit	externen	Partnern.	 2.5 Projektverlauf	und	Herausforderungen	

2.5.1 Projektphasen	und	Zeitfenster	 Projekte	im	Bereich	der	erneuerbaren	Energien	können	grob	in	die	Phasen	Planung,	Bau	 und	 Betrieb	 der	 Anlagen	 unterteilt	 werden.	 In	 jeder	 Phase	 sind	 immer	 sowohl	 techni‐ sche	als	auch	genehmigungsrechtliche	und	wirtschaftliche	Aspekte	zu	beachten.	Der	ge‐ naue	Ablauf,	dargestellt	für	Windenergie,	wird	in	Abb.	22	beschrieben.	

	 Abb.	22:		 Projektphasen	bei	einem	Windenergieprojekt	
Quelle:	 Eigene	Darstellung	nach	Berg	(2011)	und	Daten	von	Philipp	Schild,	IfE	Ingenieurgesellschaft	für	 Energieprojekte	mbH	&	Co.	KG	

In	der	Initiativphase	liefert	der	Kunde/die	Kundin	eine	oder	mehrere	„interessante	Flä‐ chen“,	auf	Basis	derer	eine	Vorplanung	und	eine	Grundlagenermittlung	inklusive	techni‐ scher,	 finanzieller	 und	 rechtlicher	 Aspekte	 durchgeführt	 wird.	 Bei	 der	 Standortanalyse	 wird	 der	 Bewertung	 der	 Windverhältnisse	 eine	 große	 Bedeutung	 zugemessen.	 Hierfür	 werden	vorhandenen	Daten	von	umliegenden	Windparks	genutzt	oder	durch	Windmes‐

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sung	 ermittelt.	 Mithilfe	 dieser	 Daten	 werden	 für	 den	 geplanten	 Standort	 mittels	 einer	 Software	Winderträge	modelliert.	Zudem	muss	in	der	Standortanalyse	untersucht	wer‐ den,	inwiefern	der	Standort	an	sich	überhaupt	im	Hinblick	auf	die	Sollvorschriften	der	 einzelnen	Bundesländer	in	Frage	kommen	kann.	So	ist	in	einigen	Ländern	z.	B.	eine	Ab‐ standswahrung	von	rund	1.000	m	von	Wohngebieten	vorgeschrieben.	Auch	der	Unter‐ grund	muss	auf	seine	Eignung	für	Windkraftanlagen	geprüft	werden.	Die	Beschaffenheit	 des	Bodens	kann	außerdem	Einfluss	auf	die	Bauart	der	Anlage	haben	(Berg	2011,	S.	155‐ 160).	 Mit	Abschluss	der	Standortanalyse	werden	die	Standorte	herausgefiltert,	welche	in	Be‐ zug	auf	die	Kriterien	Windverhältnisse,	Baugrund	und	Netz	die	besten	Voraussetzungen	 haben.	 Während	 der	 Sicherungsphase	 findet	 die	 Sicherung	 der	 entsprechenden	 Fläche	 statt.	Meist	halten	mehrere	Eigentümer_innen	einzelne	Flächen	innerhalb	des	Standor‐ tes	 für	 den	 Windpark.	 Für	 den	 Prozess	 der	 Flächensicherung	 gibt	 es	 die	 Möglichkeit,	 dass	 sich	 die	 Eigentümer_innen	 zu	 einer	 Eigentümergemeinschaft	 zusammenschließen	 oder	 dass	 die	 Eigentürmer_innen	 individuell	 mit	 dem	 Projektierer	 verhandeln	 (Berg	 2011,	S.	155‐160).	 In	der	nächsten	Phase	wird	ein	Entwurf	des	Windparks	erstellt.	Ziel	dieser	Phase	ist	es,	 unter	Beachtung	möglicher	Restriktionen	wie	Mindestabständen	oder	Umweltvorschrif‐ ten,	den	höchstmöglichen	Energieertrag	zu	erreichen.	Diesbezüglich	wird	analysiert,	wo	 im	 Windpark	 die	 Windverhältnisse	 am	 besten	 sind	 und	 inwiefern	 sich	 die	 Anlagen	 ge‐ genseitig	Windschatten	bieten,	um	zu	bestimmen,	an	welchen	Stellen	des	Windparks	die	 Anlagen	genau	stehen	sollen.	Zudem	müssen	Bundesgesetze,	Landesgesetze	und	Regel‐ werke	 der	 Gemeinde	 beachtet	 werden,	 um	 die	 genemigungsrechtliche	 Zulässigkeit	 si‐ cherzustellen.	 Nach	 Planung	 der	 Finanzierung	 und	 des	 Netzzugangs	 wird	 eine	 Wirt‐ schaftlichkeits‐	und	Risikoanalyse	durchgeführt	(Berg	2011,	S.	155‐160).	 Im	 nächsten	 Schritt	 werden	 die	 Anträge	 an	 die	 entsprechenden	 Behörden	 gestellt	 und	 die	endgültige	Baugenehmigung	eingeholt.	Mit	dem	Erhalt	der	Baugenehmigung	enden	 die	Planungsphasen,	und	das	Projekt	wird	durchgeführt.	Dieser	Planungsprozess	dauert	 in	 Deutschland	 für	 Windparks	 in	 der	 Regel	 länger	 als	 fünf	 Jahre	 (WindGuard	 2013,	 S.	25).	 Während	 der	 Ausführungsphase	 werden	 der	 Netzzugang	 endgültig	 sichergestellt	 und	 Einspeiseverträge	geschlossen.	Zudem	werden	die	Finanzierungsstruktur	festgelegt	und	 entsprechende	 Verträge	 verhandelt	 und	 abgeschlossen.	 Anschließend	 wird	 die	 Anlage	 errichtet	und	in	Betrieb	genommen.	Nach	einem	positiven	Probebetrieb,	welcher	zeigt,	 dass	die	Anlage	einwandfrei	funktioniert,	wird	die	Anlage	an	den	Betreiber	übergeben.	 Aufgrund	der	technischen	Entwicklung	kann	bereits	nach	zehn	Jahren	ein	Rückbau	und	 Ersatz	 der	 Anlage	 durch	 eine	 neue	 und	 leistungsstärkere	 Anlage	 sinnvoll	 sein.	 In	 der	 Regel	liegt	die	Betriebszeit	zwischen	20	und	25	Jahren	(Berg	2011,	S.	155‐160).	 2.5.2 Risiko	von	„stranded	investments“	 In	den	einzelnen	Planungsphasen	fallen	bereits	Kosten	an,	ohne	dass	Sicherheit	über	die	 tatsächliche	Durchführung	des	Projektes	besteht.	Wird	ein	Windpark,	für	dessen	Errich‐ tung	in	der	Planungsphase	Investitionen	getätigt	werden,	nicht	errichtet,	entstehen	so‐ genannte	 gestrandete	 Investitionen,	 also	 solche	 welche	 sich	 nachträglich	 als	 unnötig	 herausstellen	(Turner	und	Doty	2007,	S.	639).	 In	 einer	 Befragung	 von	 Projektentwicklern	 wurde	 ermittelt,	 wie	 viele	 Projekte	 in	 der	 Initiativphase	 analysiert	 werden	 müssen,	 damit	 am	 Ende	 des	 Planungsprozesses	 ein	 realisiertes	Vorhaben	steht.	In	der	Mehrzahl	wird	von	fünf	Projekten	zu	Beginn	ausge‐ gangen,	in	einigen	Fällen	auch	von	(bis	zu)	zehn.	Wie	aus	Abb.	23	zu	entnehmen	ist,	fal‐

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len	bereits	nach	der	Initiativphase	50	%	der	Projekte	heraus.	In	dieser	Phase	entstehen	 v.	a.	interne	Kosten,	wobei	deren	Höhe	stark	projektspezifisch	variiert	und	von	der	Ex‐ pertise	des	Planers	abhängt.		

	 Abb.	23:		 „Projekt‐Trichter“	bei	Windenergievorhaben	
Quelle:		 Eigene	Darstellung	nach	Daten	von	Philipp	Schild,	IfE	Ingenieurgesellschaft	für	Energieprojekte	 mbH	&	Co.	KG	

Abb.	23	 zeigt,	 dass	 der	 Trichter	 von	 der	 Initiativphase	 aus	 betrachtet	 sehr	 schnell	 eng	 zusammenläuft.	 Dies	 bedeutet,	 dass	 in	 den	 ersten	 Phasen	 relativ	 schnell	 viele	Projekte	 herausgefiltert	 werden,	 welche	 nicht	 weiter	 analysiert	 werden.	 Dennoch	 verbleiben	 in	 den	Phasen	der	Sicherung,	der	Entwurfserstellung	und	Vergabe	zwei	bis	drei	von	insge‐ samt	fünf	Projekten,	für	die	höhere	sunk	costs	aufgrund	von	Planungskosten	entstehen.	 Planungskosten	 tragen	 mit	 25	%	 einen	 wesentlichen	 Anteil	 an	 den	 gesamten	 Investiti‐ onsnebenkosten.	 Sie	 belaufen	 sich	 im	 Mittel	 auf	 95	Euro/kW.	 Die	 Planungskosten	 um‐ fassen	u.	a.	Aufwände	für	Gutachten	und	Baugenehmigungen	(WindGuard	2013,	S.	2–4).	 Die	Planungskosten	verteilen	sich	über	die	Planungsphasen	nach	der	Initiierungsphase	 und	fallen	projektspezifisch	in	den	einzelnen	Planungsphasen	an.		 Eine	 regionale	 Streuung	 ist	 bei	 Bürgerenergievorhaben	 per	 definitionem	 nur	 einge‐ schränkt	möglich.	Zu	Beginn	des	Prozesses	stehen	nur	wenige	Flächen	als	Alternativen	 zur	Verfügung.	Insofern	kann	man	die	Daten	auch	als	Realisierungswahrscheinlichkeiten	 über	 die	 Planungsphasen	 hinweg	 interpretieren:	 Die	 Wahrscheinlichkeit,	 dass	 ein	 be‐ stimmtes	Windenergieprojekt	umgesetzt	werden	kann,	beträgt	zu	Beginn	des	Prozesses	 etwa	10‐20	%.	Für	die	Planungsphase	wird	daher	Risikokapital	benötigt.	 2.5.3 Herausforderungen	bei	der	Realisierung	von	Bürgerenergieprojekten	 Die	Beschaffung	von	Risikokapital	ist	eine	der	Herausforderungen	für	Bürgerenergiege‐ sellschaften,	 die	 in	 empirischen	 Untersuchungen	 herausgestellt	 worden	 sind.	 Daneben	 werden	 weitere	 Problemfelder,	 differenziert	 nach	 Segmenten,	 hervorgehoben.	 So	 hat	 Volz	 in	 einer	 Befragung	 von	 122	 Energiegenossenschaften	 ermittelt,	 wie	 die	 Befragten	 die	Relevanz	künftig	für	die	Entwicklung	von	Energiegenossenschaften	limitierend	wir‐ kender	Faktoren	einschätzen.	Im	Ergebnis	zeigt	sich,	dass	eine	Neufassung	des	EEG	von	 den	 befragten	 Energiegenossenschaften	 als	 wichtigster	 limitierender	 Faktor	 einge‐ schätzt	wird.	Für	PV‐Genossenschaften	stellen	das	Finden	von	Dachflächen	(auch	öffent‐ liche	 Dächer)	 und	 der	 Wettbewerb	 um	 diese	 Dächer	 eine	 weitere	 bedeutende	 Heraus‐ forderung	dar	(Volz	2012,	S.	131).	

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Holstenkamp	und	Degenhart	stellen	drei	Herausforderungen	für	Windenergiegenossen‐ schaften	dar:	die	Beschaffung	von	Eigenkapital,	insbesondere	Risikokapital	für	die	Pla‐ nungsphase,	die	Akquise	von	Projekten	inklusive	Flächensicherung	sowie	das	professio‐ nelle	 Management	 der	 Gesellschaften	 (Holstenkamp	 und	 Degenhart	 [in	 Vorb.]).	 Beson‐ ders	hervorgehoben	wird	die	Flächensicherung.	Als	Lösungsansätze,	die	in	der	Praxis	zu	 erkennen	sind,	diskutieren	sie:	  den	Aufbau	dach‐	und	sekundärgenossenschaftlicher	Strukturen,	z.	B.	die	Gründung	 gemeinsamer	 Projektentwicklungsgesellschaften	 durch	 mehrere	 Bürgerenergiege‐ nossenschaften	(und	ggf.	weitere	lokale	Akteure);	  die	Wahl	einer	Beteiligung	an	einem	bestehenden	Windpark	statt	einer	eigenständi‐ gen	Projektentwicklung;	  den	 Erwerb	 einer	 Windparkgesellschaft	 (share	 deal)	 oder	 von	 errichteten	 Wind‐ kraftanlagen	(asset	deal)	–	wobei	von	den	befragten	Experten	z.	T.	auf	hohe	Kaufprei‐ se	und	die	fehlende	Expertise	bei	der	wirtschaftlichen	Bewertung	der	Projekte	auf‐ seiten	der	Energiegenossenschaften	verwiesen	wird;	  den	Rückgriff	auf	strategische	Partner.	 2.6 Fazit	

Bürgerenergie	 lässt	 sich	 an	 vielen	 Stellen	nur	 differenziert	 von	 anderen	 Gesellschaften	 betrachten.	Die	Bedeutung	von	Bürgerenergieprojekten	in	Deutschland	ist	unumstritten,	 da	diese	einen	Großteil	der	Erneuerbaren‐Energien‐Erzeugung	ausmachen.	Es	gibt	viele	 kleine	Projekte,	die	teilweise	installierte	Leistungen	von	wenigen	kW	aufweisen,	jedoch	 über	ihre	große	Anzahl	einen	wesentlichen	Beitrag	zur	Energiewende	leisten.	Ohne	die	 Investitionen	der	Bürger_innen	in	erneuerbare	Energien	wäre	der	Ausbau	von	Anlagen	 in	Deutschland	deutlich	geringer.	 Bei	ihren	Investitionen	sind	den	Bürger_innen	die	Renditeerwartungen	nicht	am	wich‐ tigsten;	 sie	 sollten	 jedoch	 nicht	 ganz	 vernachlässigt	 werden.	 Viele	 Bürger_innen	 inves‐ tieren	 eher	 aus	 Gründen	 wie	 dem	 Umweltschutz	 und	 dem	 Vorantreiben	 der	 Energie‐ wende	in	erneuerbare	Energien.	Hierbei	lässt	sich	erkennen,	dass	vor	allem	Genossen‐ schaftsmitglieder	 diesen	 Motiven	 folgen.	 Eher	 renditeorientiert	 handeln	 die	 Bürgerge‐ sellschaften	in	der	Form	der	GmbH	&	Co.	KG,	wobei	die	Erwartungen	der	Bürger_innen	 deutlich	unter	dem	Branchendurchschnitt	liegen.	 Diese	 Einstellung	 der	 Bürger_innen	 hat	 sich	 vor	 allem	 durch	 die	 Entwicklung	 der	 Ge‐ schäftsmodelle	 zur	 Erzeugung	 von	 erneuerbarer	 Energie	 gezeigt.	 Hierbei	 standen	 eher	 Versorgungsmotive	 und	 die	 Ökologie	 im	 Vordergrund,	 nicht	 die	 Renditeabsicht.	 Die	 Entwicklung	 von	 Genossenschaften	 macht	 deutlich,	 dass	 diese	 Einstellungen	 bis	 heute	 vorhanden	 sind.	 Die	 Erweiterung	 der	 Bürgergesellschaften	 ist	 für	 viele	 denkbar.	 Vor	 allem	der	Zubau	von	Anlagen	hat	eine	hohe	Priorität.	Darüber	hinaus	können	sich	einige	 Gesellschaften	vorstellen,	die	Rolle	des	Versorgers	zu	übernehmen.	Dem	Ausbau	und	der	 Neugründung	 von	 Bürgergesellschaften	 im	 Bereich	 der	 erneuerbaren	 Energien	 stehen	 aber	 auch	 Probleme	 gegenüber,	 die	 vor	 allem	 in	 der	 Planungsphase	 oder	 bei	 der	 Auf‐ bringung	 von	 Risikokapital	 zum	 Scheitern	 des	 Projektes	 führen	 können.	 Vor	 allem	 Windprojekte	sind	an	dieser	Stelle	betroffen.	 	 	

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3 Finanzierungsbedingungen	von	Bürgerenergievorhaben	
3.1 Rechtliche	Grundlagen	im	Status	quo:	Wahlmöglichkeiten	zwischen	fester	Ein‐ speisevergütung	und	gleitender	Marktprämie	

In	diesem	Kapitel	wird	der	Status	quo	der	Finanzierung	der	erneuerbaren	Energien	im	 Strombereich	 dargestellt.	 Genannt	 werden	 dabei	 die	 für	 die	 Investitionsmöglichkeiten	 von	 Bürgerenergie	 wichtigsten	 Aspekte.	 Wie	 bei	 den	 anschließend	 diskutierten	 Opti‐ onsmöglichkeiten	 für	 die	 Umsetzung	 des	 Koalitionsvertrages	 wird	 ausgeführt,	 was	 das	 für	die	Bürgerenergie	und	andere	Akteure,	insbesondere	den	Staat,	bedeutet.	Durch	die‐ se	Darstellung	des	Status	quo	wird	es	ermöglicht,	die	Chancen	der	Bürgerenergie	bei	den	 darauffolgend	diskutierten	Optionen	mit	den	derzeitigen	Möglichkeiten	für	Bürgerener‐ gie	zu	vergleichen.		 3.1.1 Feste	Einspeisevergütung	 Im	EEG	ist	festgelegt,	dass	Betreiber	von	Anlagen	zur	Erzeugung	von	Strom	mit	erneu‐ erbaren	 Energien	 vom	 Netzbetreiber	 eine	 Mindestvergütung	 erhalten.	 Sie	 ist	 in	 ihrer	 Höhe	abhängig	von	der	Art	der	Anlage,	ihrer	Größe,	im	Fall	der	Windenergie	vom	Stand‐ ort	 der	 Anlage	 und	 im	 Fall	 der	 Biomasse	 abhängig	 von	 der	 Art	 der	 Biomasse,	 die	 zum	 Einsatz	kommt.	Es	gilt	der	Vorrang	für	den	Anschluss	der	Anlage	an	das	Stromnetz,	für	 die	 Einspeisung	 und	 die	 Durchleitung	 des	 Stroms.	 Um	 einen	 Anspruch	 auf	 eine	 Vergü‐ tung	 durch	 den	 Netzbetreiber	 zu	 erhalten	 muss	 ein	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen‐ betreiber	 eine	 Anlage	 errichten,	 die	 den	 Anforderungen	 des	 EEG	 entspricht,	 sie	 an	 das	 Stromnetz	anschließen	und	betreiben.	Damit	erfüllt	er	die	Voraussetzungen	des	EEG	auf	 eine	 Einspeisevergütung	 und	 erhält	 für	 die	 Dauer	 von	 20	Jahren	 für	 jede	 eingespeiste	 Kilowattstunde	Strom	die	im	EEG	festgelegte	Einspeisevergütung.		 Die	Anlagenbetreiber	müssen	dabei	seitens	des	Gesetzes	keinen	Vertrag	mit	dem	Netz‐ betreiber	 abschließen.	 Auch	 ohne	 einen	 solchen	 Vertrag	 besteht	 die	 Vergütungsver‐ pflichtung.	 Dennoch	 ist	 es	 insbesondere	 bei	 größeren	 Anlagen	 sinnvoll,	 die	 Anschluss‐ konditionen	vorher	zu	klären.	Betreiber	von	Photovoltaikanlagen	müssen	die	Inbetrieb‐ nahme	ihrer	Anlage	der	BNetzA	melden,	Betreiber	von	Biomasseanlagen	müssen	nach‐ weisen,	 welche	 Art	 von	 Biomasse	 sie	 verwendet	 haben.	 Darüber	 hinaus	 müssen	 Anla‐ genbetreiber	 selbstverständliche	 alle	 rechtlichen	 Pflichten	 beispielsweise	 des	 Bun‐ desnaturschutzgesetzes	oder	des	Bundesimmissionsschutzgesetzes	einhalten.	 Von	der	Pflicht	zur	Aufnahme	von	Strom	aus	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	und	dessen	 Vergütung	 kann	 der	 Netzbetreiber	 nur	 abweichen,	 wenn	 die	 Netzsituation	 dies	 erfor‐ dert.	Im	Falle	einer	Abregelung	erhalten	die	Anlagenbetreiber	aber	eine	Entschädigung	 in	Höhe	von	mindestens	95	%	der	Vergütung.	 3.1.2 Optionale	gleitende	Marktprämie	 Nutzen	 Betreiber	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 das	 System	 der	 „gleitenden	 Marktprämie“,	müssen	sie	–	anders	als	bei	der	festen	Einspeisevergütung	–	ihren	Strom	 selbst	 am	 Markt	 verkaufen	 oder	 damit	 einen	 Direktvermarkter	 beauftragen.	 Sie	 sind	 damit	 dem	 kurzzeitig	 schwankenden	 Strompreis	 im	 Großhandel	 ausgesetzt.	 Dies	 soll	 den	 Anreiz	 geben,	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 so	 auszulegen	 und	 so	 zu	 betreiben,	 dass	 sie	 stärker	 entsprechend	 dem	 Strombedarf	 Strom	 in	 das	 Netz	 einspeisen.	 Im	 gel‐ tenden	Gesetz	können	die	Anlagenbetreiber	frei	wählen,	ob	sie	das	Marktprämiensystem	 nutzen	oder	lieber	im	System	der	festen	Einspeisevergütung	verbleiben	wollen.	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Da	 die	 Erlöse	 am	 Strommarkt	 nicht	 ausreichen,	 um	 eine	 Erneuerbare‐Energien‐Anlage	 wirtschaftlich	 zu	 betreiben,	 erhält	 der	 Anlagenbetreiber	 zusätzlich	 zum	 Erlös	 am	 Strommarkt	 eine	 gleitende	 Marktprämie.	 Diese	 basiert	 auf	 der	 festen	 Einspeisevergü‐ tung	und	wird	monatlich	an	den	aktuellen	Strompreis	angepasst.	Sie	wird	ermittelt	aus	 der	 Differenz	 zwischen	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 und	 dem	 spezifischen	 durch‐ schnittlichen	 Marktpreis	 für	 Strom	 an	 der	 Strombörse	 European	 Power	 Exchange	 (EPEX)	mit	Sitz	in	Paris.14	Dieser	Marktpreis	ist	definiert	als	der	durchschnittliche	Erlös	 beim	 Verkauf	 einer	 Kilowattstunde	 Strom	 einer	 spezifischen	 Erneuerbare‐Energien‐ Sparte	 (Wind	 an	 Land,	 Offshore	 Wind,	 Photovoltaik,	 Biomasse,	 Wasserkraft	 und	 Ge‐ othermie)	 an	 der	 EPEX.	 Die	 Marktprämie	 wird	 monatlich	 und	 nachträglich	 ermittelt,	 sodass	bei	ihrer	Ermittlung	für	beispielsweise	Windenergie	an	Land	für	einen	bestimm‐ ten	Kalendermonat	genau	der	Erlös	zugrunde	gelegt	werden	kann,	den	Windenergiean‐ lagen	an	Land	in	diesem	Monat	durchschnittlich	erzielten.	Da	der	Strompreis	und	damit	 der	durchschnittliche	Erlös	an	der	Börse	ständig	schwanken,	schwankt	bzw.	„gleitet“	die	 Höhe	 der	 Prämie	 ebenfalls	 monatlich.	 Durch	 diese	 Berechnungsmethodik	 ist	 sicherge‐ stellt,	 dass	 eine	 Erneuerbare‐Energien‐Anlage,	 die	 genauso	 Strom	 einspeist	 wie	 der	 Durchschnitt	der	entsprechenden	Erneuerbare‐Energien‐Sparte,	aus	den	Verkäufen	am	 Markt	und	der	gleitenden	Marktprämie	die	gleichen	Erlöse	wie	sie	im	System	der	festen	 Einspeisevergütung	an	Vergütungen	erhielte.	Speist	eine	Anlage	zu	Zeiten	ein,	in	denen	 der	Strompreis	überdurchschnittlich	ist,	dann	werden	höhere	Einnahmen	erzielt	(siehe	 Abb.	24).		

	 Abb.	24:	 Das	 Prinzip	 der	 optionalen	 gleitenden	 Marktprämie	 im	 Vergleich	 zur	 Festvergütung	
Quelle:		 Eigene	Darstellung	

Zusätzlich	 zur	 gleitenden	 Marktprämie	 und	 zum	 Erlös	 am	 Strommarkt	 erhalten	 Anla‐ genbetreiber	eine	Managementprämie.	Diese	soll	die	Vermarktungskosten	abdecken,	die	 bei	der	festen	Einspeisevergütung	nicht	anfallen.	Dazu	gehören	beispielsweise	die	Kos‐ ten	zur	Vorhaltung	von	Ausgleichsenergie	für	den	Fall,	dass	die	Wetterbedingungen	am	 Liefertag	nicht	der	Vortags‐Prognose	entsprechen	und	damit	mehr	oder	weniger	Strom	 																																																								
14		

Strombörse	für	Frankreich,	Deutschland,	die	Schweiz	und	Österreich.	Die	EPEX	hat	wichtige	Aufgaben	 der	European	Energy	Exchange	(EEX)	in	Leipzig	übernommen.	

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als	 prognostiziert	 erzeugt	 werden	 kann.	 Ferner	 werden	 diejenigen	 Anlagen,	 die	 am	 Marktprämienmodell	 teilnehmen,	 in	 der	 Regel	 mit	 einer	 Fernsteuerung	 ausgestattet.	 Denn	nur	so	können	sie	beispielsweise	bei	zu	stark	negativen	Preisen	kurzfristig	abge‐ schaltet	werden.	Die	Managementprämie	erhöht	somit	den	Anreiz	für	den	Wechsel	aus	 dem	sehr	sicheren	Festvergütungsmodell	in	das	etwas	risikoreichere	und	aufwendigere	 Marktprämienmodell.	 In	der	Managementprämienverordnung	(MaPrV)	sind	die	Höhen	der	Prämie	für	Wind	an	 Land	und	solarer	Strahlungsenergie	geregelt.	Demnach	beträgt	die	Managementprämie	 für	 den	 erzeugten	 Strom	 0,45	Ct/kWh	 im	 Jahr	 2014.	 Für	 das	 Jahr	 2015	 werden	 0,3	Ct/kWh	gezahlt.	Anlagen,	welche	mit	einer	Fernsteuerung	ausgestattet	sind,	erhalten	 0,6	Ct/kWh	 in	 2014	 und	 0,5	Ct/kWh	 in	 2015	 (BMJ	 2013,	 S.	1).	 Aufgrund	 der	 Manage‐ mentprämie	führt	das	Modell	der	gleitenden	Marktprämie	zu	einer	etwas	höheren	EEG‐ Umlage.	Im	Jahr	2014	liegt	diese	Erhöhung	bei	gut	0,1	Ct/kWh	bzw.	rund	2	%	der	EEG‐ Umlage	(Amprion	GmbH	et	al.	2013,	S.	14).	 Bezüglich	 der	 Annahme	 durch	 die	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagenbetreiber	 ist	die	 glei‐ tende	Marktprämie	sehr	erfolgreich.	Ende	2013	wurden	insgesamt	bereits	35	GW	instal‐ lierte	Erneuerbare‐Energien‐Leistung	auf	Basis	der	gleitenden	Marktprämie	direkt	ver‐ marktet	–	bei	steigender	Tendenz.	Für	die	einzelnen	Technologien	lässt	sich	die	nachfol‐ gende	Aufteilung	angeben:	  neue	Windenergieanlagen	fast	vollständig,	  neue	Biomasseanlagen	fast	vollständig,	  87,5	%	aller	Windenergieanlagen	(Bestand	und	Neuanlagen),	  45,2	%	aller	Biomasseanlagen	(Bestand	und	Neuanlagen),	  11,4	%	aller	Photovoltaikanlagen	(Bestand	und	Neuanlagen),	  über	50	%	der	gesamten	Erneuerbare‐Energien‐Leistung	(Bestand	und	Neuanlagen)	 (Rostankowski	et	al.	2013,	S.	4–5).	 Insgesamt	dürften	nach	Angaben	von	Amprion	et	al.	(2013)	im	Jahr	2014	rund	60	%	des	 EEG‐vergütungsfähigen	 Stroms	 nach	 dem	 Marktprämiensystem	 vergütet	 werden,	 nur	 etwas	 mehr	 als	 ein	 Drittel	 des	 gesamten	 Erneuerbare‐Energien‐vergütungsfähigen	 Stroms	 wird	 nach	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 finanziert.	 Dies	 ist	 insofern	 bemer‐ kenswert,	 als	 bislang	 weder	 Neu‐	 noch	 Bestandsanlagen	 in	 die	 Direktvermarktung	 wechseln	müssen,	sondern	weiterhin	die	feste	Einspeisevergütung	nutzen	können.	Aus‐ genommen	sind	lediglich	neue	große	Biomasseanlagen	(§	27	Abs.	3	EEG).	Es	wird	deut‐ lich,	dass	insbesondere	kleine	Photovoltaikanlagen	überwiegend	die	Festvergütung	nut‐ zen,	 da	 die	 Transaktionskosten	 im	 Verhältnis	 zu	 den	 Zusatzeinnahmen	 zu	 hoch	 sind	 (Rostankowski	et	al.	2013,	S.	4–5).	 3.1.3 Bedeutung	für	Bürgerenergie	 Das	 EEG	 führt	 in	 seiner	 derzeitigen	 Form	 dazu,	 dass	 Erneuerbare‐Energien‐ Anlagenbetreiber	 eine	 höchstmögliche,	 aber	 keine	 absolute	 Investitionssicherheit	 ge‐ nießen.	Im	Falle	der	festen	Einspeisevergütung,	die	nach	geltendem	EEG	mit	Ausnahme	 von	neuen	großen	Biomasseanlagen	von	jeder	alten	und	neuen	Erneuerbare‐Energien‐ Anlage	 genutzt	 werden	 kann,	 sind	 die	 Erlöse	 vollständig	 unabhängig	 und	 bei	 der	 glei‐ tenden	 Marktprämie	 nur	 geringfügig	 abhängig	 von	 der	 schwer	 zu	 prognostizierenden	 Entwicklung	 des	 Strompreises	 an	 der	 Börse	 und	 am	 Großhandel.	 Damit	 entsteht	 kein	 bzw.	 nur	 ein	 sehr	 geringes	 Risiko	 bezüglich	 der	 Höhe	 des	 Preises	 für	 eine	 produzierte	 und	eingespeiste	Kilowattstunde	Strom.	Da	die	Vergütungen	für	20	Jahre	gezahlt	werden	 müssen	und	ein	Vorrang	für	die	Einleitung	und	Durchleitung	des	Stroms	gilt,	besteht	für	 diesen	Zeitraum	bei	der	festen	Einspeisevergütung	kein	Absatzrisiko.	Bei	der	optionalen	

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Marktprämie	ist	das	Risiko	wegen	des	kurzfristigen	Rückkehrrechts	in	die	Einspeisever‐ gütung	 sehr	 gering.	 Im	 Fall	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 entstehen	 ein	 Vermarktungs‐ Risiko	 bezüglich	 der	 Höhe	 der	 Vermarktungskosten	 und	 das	 Risiko,	 dass	 die	 entspre‐ chende	Anlage	ein	schlechteres	zeitliches	Einspeiseprofil	aufweist	als	der	Durchschnitt.	 Insbesondere	 sind	 damit	 Risiken	 ausgeschlossen,	 auf	 die	 ein	 Erneuerbare‐Energien‐ Anlagenbetreiber	keinen	Einfluss	hat	und	die	nur	schwer	abschätzbar	sind,	wie	der	Hö‐ he	des	Strompreises	am	Markt	über	einen	langen	Zeitraum.	 Während	 damit	 viele	 Risiken	 aufgrund	 der	 Finanzierungssystematik	 sowohl	 beim	 Sys‐ tem	der	festen	Einspeisevergütung	als	auch	bei	der	optionalen	gleitenden	Marktprämie	 sehr	gering	sind,	verbleiben	Risiken	bei	der	Durchführung	eines	Vorhabens	(siehe	auch	 Abschn.	 2.5).	 Schon	 im	 Zeitraum	 der	 Vorentwicklung	 eines	 Standortes	 bestehen	 auch	 unter	dem	Regime	des	derzeitigen	EEG	große	Investitionsrisiken,	so	dass	Risikokapital	 notwendig	 ist.	 Denn	 bei	 Standorten	 insbesondere	 für	 Windparks	 stellt	 sich	 erst	 nach	 aufwendiger	 Untersuchung	 heraus,	 ob	 sie	 wirklich	 geeignet	 sind.	 Eine	 Nichteignung	 kann	 viele	 Ursachen	 haben,	 beispielsweise	 dass	 die	 Windverhältnisse	 nicht	 gut	 genug	 sind	 oder	 dass	 die	 Voraussetzungen	 für	 eine	 Genehmigung	 nicht	 gegeben	 sind,	 weil	 schützenswerte	 Tiere	 in	 der	 Umgebung	 leben.	 Dies	 kann	 auch	 relativ	 spät	 festgestellt	 werden,	sodass	bereits	hohe	Planungskosten	angefallen	sind.	Die	bis	zu	der	Erkenntnis,	 dass	 ein	 Standort	 nicht	 geeignet	 ist,	 investierten	 Mittel	 sind	 dann	 zumindest	 teilweise	 verloren.	In	der	Regel	sind	sie	aber	nicht	vollständig	verloren,	da	ein	Projekt	oft	in	ande‐ rer	Form,	ggf.	kleiner	oder	an	einem	etwas	anderen	Standort,	umgesetzt	werden	kann.	 So	können	im	Genehmigungsprozess	Änderungen	verlangt	werden,	die	sich	auf	die	Kos‐ ten	und/oder	die	Erlöse	auswirken.	Daher	ist	insbesondere	zu	Beginn	eines	Vorhabens	 Risikokapital	notwendig.	 Beim	Bau	und	Betrieb	von	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	kommen	Risiken	hinzu;	bei‐ spielsweise	können	Wind‐,	Sonnen‐	und	Bodengutachten	fehlerhaft	sein,	sodass	weniger	 Wind	 oder	 Sonne	 am	 Standort	 herrscht	 als	 angenommen	 und	 entsprechend	 geringere	 Einnahmen	 erzielt	 werden	 können.	 Der	 Boden,	 auf	 dem	 beispielsweise	 die	 geplanten	 Windenergieanlagen	stehen	sollen,	kann	entgegen	der	durchgeführten	Bodengutachten	 keine	 ausreichende	 Festigkeit	 aufweisen,	 sodass	 Anlagen	 nicht	 dauerhaft	 betrieben	 werden	 können	 oder	 ein	 größeres	 und	 teureres	 Fundament	 erfordern.	 Ferner	 besteht	 das	 Risiko,	 dass	 die	 vom	 Anlagenhersteller	 versprochene	 Qualität	 einer	 Anlage	 nicht	 eingehalten	werden	kann,	da	beispielsweise	die	Rotorblätter	eine	unzureichende	Form	 oder	PV‐Anlagen	einen	unzureichenden	Wirkungsgrad	haben.	In	diesen	Fällen	wären	die	 Einnahmen	aus	der	Stromproduktion	geringer	als	geplant.	Investitionen	in	Erneuerbare‐ Energien‐Projekte	 sind	 damit	 trotz	 der	 Investor‐freundlichen	 Ausgestaltung	 des	 noch	 geltenden	 EEG	 nicht	 risikofrei.	 Eine	 Reihe	 von	 potenziell	 möglichen,	 insbesondere	 von	 Investor_innen	nicht	beeinflussbaren	Risiken	ist	jedoch	ausgeschlossen.	 3.1.4 Andere	Auswirkungen	 Sowohl	bei	der	festen	Einspeisevergütung	als	auch	der	gleitenden	Marktprämie	hat	der	 Staat	nach	der	Festlegung	der	Regeln	und	der	Vergütungshöhen	die	Umsetzung	des	Ge‐ setzes	in	private	Hände	gelegt.	Insbesondere	hat	er	den	Netzbetreibern	Pflichten	aufer‐ legt	 und	 den	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagenbetreibern	 Rechte	 eingeräumt.	 Beim	 Staat	 verbleiben	 damit	 nur	 noch	 relativ	 wenige	 Aufgaben	 bei	 der	 konkreten	 Umsetzung	 des	 Gesetzes.	Der	Zubau	von	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	findet	praktisch	auch	ohne	wei‐ teres	Zutun	des	Staates	statt.	 Der	Netzbetreiber	muss	dagegen	die	Auszahlung	der	Vergütungen	für	Strom	aus	Erneu‐ erbare‐Energien‐Anlegen	vornehmen	und	ggf.	prüfen,	ob	Ansprüche	berechtigt	sind.	Die	

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Übertragungsnetzbetreiber	müssen	im	Falle	der	festen	Einspeisevergütung	den	vergüte‐ ten	Strom	an	der	EPEX	verkaufen.	Da	die	Erlöse	an	der	Börse	nicht	ausreichen,	um	die	 Kosten	 zu	 decken,	 ermitteln	 die	 Übertragungsnetzbetreiber	 die	 Differenzkosten	 und	 berechnen	daraus	die	EEG‐Umlage,	die	den	Stromkunden	in	Rechnung	gestellt	wird	(§	3	 Abs.	2	AusglMechV).	 Im	Falle	der	gleitenden	Marktprämie	müssen	die	Übertragungsnetzbetreiber	den	vergü‐ teten	Strom	nicht	an	der	Börse	verkaufen,	da	die	Anlagenbetreiber	den	Strom	selber	am	 Markt	absetzen.	Damit	verbleiben	die	gesamten	vergüteten	Marktprämien	und	die	Ma‐ nagementprämien	 an	 Kosten,	 die	 die	 Übertragungsnetzbetreiber	 in	 Form	 der	 EEG‐ Umlage	an	die	Stromkunden	weiterleiten.	Die	Höhe	der	EEG‐Umlage	wird	von	den	Über‐ tragungsnetzbetreibern	 nach	 gesetzlichen	 Vorgaben	 ermittelt.	 Die	 ordnungsgemäße	 Ermittlung	wird	von	der	BNetzA	überwacht.	 3.1.5 Fazit	 EEG	 und	 StrEG	 haben	 bislang	 eine	 hohe	 Investitionssicherheit	 hergestellt.	 Die	 beiden	 Gesetze	 haben	 es	 ermöglicht,	 dass	 heute	 knapp	 die	 Hälfte	 des	 Erneuerbare‐Energien‐ Stroms	aus	Bürgerhand	stammt.	Insgesamt	sind	die	Bedingungen	beim	derzeitigen	EEG	 so,	dass	auch	kleine	und	junge	Akteure	wie	die	Bürgerenergie	Risikokapital	akquirieren	 können	und	ihnen	Bankkredite	zur	Verfügung	gestellt	werden.	Das	bedeutet	aber	nicht,	 dass	solche	Projekte	risikofrei	wären.	Auch	unter	dem	Regime	des	EEG	war	und	ist	Risi‐ kokapital	 notwendig,	 scheiterten	 und	 scheitern	 Projekte	 und	 wurden	 und	 werden	 Ge‐ winnziele	nicht	erreicht.	Eine	Absenkung	der	Investitionssicherheit	kann	damit	grund‐ sätzlich	 für	 kleinere	 und	 neue	 Akteure	 dazu	 führen,	 dass	 sie	 in	 diesem	 Geschäftsfeld	 nicht	mehr	aktiv	sein	können	oder	wollen.	Dies	hängt	maßgeblich	von	den	Renditezie‐ len,	aber	auch	der	Risikotragfähigkeit	der	Akteure	ab	(siehe	Abschn.	2.3.2).	 3.2 Finanzierungsbedingungen	und	‐usancen	

3.2.1 Finanzierungsformen	 Energieerzeugungsanlagen	 können	 grundsätzlich	 als	 Teil	 der	 Unternehmensfinanzie‐ rung	 über	 die	 Bilanz	 der	 Energieversorgungsunternehmen	 oder	 über	 separate,	 aus‐ schließlich	 für	 diesen	 Zweck	 gegründete	 Energiegesellschaften	 (Projektgesellschaften	 oder	 Special	 Purpose	 Vehicles,	 SPV)	 finanziert	 werden.	 Bei	 der	 sogenannten	 Projektfi‐ nanzierung	 wird	 für	 die	 Beurteilung	 der	 Kapitaldienstfähigkeit	 ausschließlich	 auf	 den	 Zahlungsstrom	 aus	 dem	 Projekt	 abgestellt	 (cash‐flow	 related	 lending).	 Große	 Energie‐ konzerne	und	Stadtwerke	finanzieren	ihre	Kraftwerke	in	der	Regel	über	ihre	Bilanz	als	 Unternehmensfinanzierung.	 Auch	 ein	 großer	 Anteil	 der	 landwirtschaftlichen	 Biogasan‐ lagen	 werden	 über	 landwirtschaftliche	 Unternehmensfinanzierung	 abgewickelt. Bür‐ gerkraftwerke	 sind	 im	 Regelfall	 als	 Projektfinanzierungen	 gestaltet.	 Neben	 Unterneh‐ mens‐	 und	 Projektfinanzierungen	 spielen	 Haushaltskredite	 als	 Finanzierungsform	 für	 Privatpersonen	 eine	 große	 Rolle.	 Bei	 vielen	 Finanzierungsvorhaben	 für	 Erneuerbare‐ Energien‐Anlagen	 nehmen	 die	 Förderprodukte	 der	 Kreditanstalt	 für	 Wiederaufbau	 (KfW)	und	anderer	Förderbanken	eine	wichtige	Stellung	ein.	 Bei	 Unternehmensfinanzierungen	 wird	 auf	 die	 Bonität	 des	 gesamten	 Unternehmens	 abgestellt.	Es	findet	ein	Risikoausgleich	zwischen	verschiedenen	Investitionen	statt.	Die	 Kapitalgeber	überprüfen	bei	der	Finanzierung	hier	nicht	die	Rentabilität	der	einzelnen	 Investitionen,	 sondern	 die	 wirtschaftliche	 Lage	 und	 Perspektive	 des	 gesamten	 Unter‐ nehmens.	 Große	 Unternehmen	 verfügen	 außerdem	 über	 verschiedene	 Möglichkeiten	 zur	Geldbeschaffung;	insbesondere	können	sie	mit	Aktienemissionen	und	Anleihen	auch	

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den	 Kapitalmarkt	 in	 Anspruch	 nehmen.	 Kleinere	 Unternehmen	 und	 Projektgesellschaf‐ ten	 sind	 demgegenüber	 allein	 auf	 die	 private	 Kapitalbeschaffung	 und	 Bankkredite	 an‐ gewiesen.	Allerdings	stoßen	auch	die	großen	Energieunternehmen	bei	hohen	Investitio‐ nen	in	Kraftwerke	an	finanzielle	Grenzen	und	weichen	dann	auf	Projektfinanzierungen	 aus	(Gerhard	2011,	S.	630–650).	 Die	 Projektfinanzierung	 hat	 sich	 im	 Bereich	 der	 erneuerbaren	 Energien	 als	 Standard	 etabliert.	Dies	ist	vor	allem	für	größere	Projekte	der	Fall:	Aufgrund	hoher	Transaktions‐ kosten	 findet	 die	 Projektfinanzierung	 üblicherweise	 bei	 Projekten	 ab	 einem	 Volumen	 von	 10	 Mio.	 Euro	 Anwendung.	 In	 Deutschland	 existieren	 im	 Bereich	 der	 erneuerbaren	 Energien	aufgrund	der	Sicherheit	auf	der	Absatzseite	durch	das	EEG	auch	Projekte	mit	 deutlich	geringerem	Investitionsvolumen.	 Die	 Projektfinanzierung	 ist	 eine	 Finanzierungsform,	 welche	 sich	 vorwiegend	 dadurch	 auszeichnet,	 dass	 für	 die	 Durchführung	 eines	 Vorhabens	 eine	 Projektgesellschaft	 ge‐ gründet	 wird,	 welche	 wirtschaftlich	 und	 rechtlich	 unabhängig	 ist.	 Durch	 die	 rechtliche	 Unabhängigkeit	ist	es	möglich,	die	Finanzierung	aus	der	Sicht	des	Sponsors	bilanzneut‐ ral	 zu	 gestalten	 (off‐balance	 sheet).15	 Das	 Risiko	 eines	 Fehlschlages	 des	 Projektes	 wird	 auf	 alle	 Projektbeteiligten	 verteilt	 (risk	 sharing).	 Jeder	 Beteiligte	 haftet	 für	 die	 Risiken,	 welche	er	am	besten	einschätzen	oder	kontrollieren	kann	und	deshalb	übernommen	hat.	 Die	 Auszahlungen	 für	 Planung,	 Errichtung	 sowie	 der	 Betrieb	 der	 Erneuerbaren‐Ener‐ gien‐Anlage	werden	den	Vermögenswerten	und	Einzahlungsströmen	gegenübergestellt.	 Im	idealtypischen	Fall	werden	die	Zahlungsverpflichtungen	aus	der	Fremdkapitalfinan‐ zierung	ausschließlich	aus	den	Zahlungsströmen	des	Projektes	bedient	und	ein	Rückgriff	 auf	 die	 Eigentümer_innen	 ausgeschlossen	 (non‐recourse).	 In	 manchen	 Fällen	 findet	 ein	 begrenzter	 Rückgriff	 auf	 die	 Eigentümer_innen	 statt	 (limited	 recourse).	 Bei	 PV‐	 und	 Windenergievorhaben	 in	 Deutschland	 sind	 unter	 den	 noch	 geltenden	 rechtlichen	 Rah‐ menbedingungen	die	Voraussetzungen	für	Non‐Recourse‐Projektfinanzierungen	im	Re‐ gelfall	 gegeben.	 Bei	 Biogasanlagen	 dagegen	 dürften	 Non‐Recourse‐Finanzierungen	 auf‐ grund	 der	genehmigungsrechtlichen	 Anforderungen,	 wegen	 des	 Betreuungsaufwandes,	 der	 zu	 leisten	 ist,	 und	 infolge	 der	 Rohstoffpreisrisiken	 seltener	 anzutreffen	 sein	 (Ger‐ hard	2011,	S.	630–650).	 3.2.2 Finanzierung	von	Bürgerenergieprojekten	 Wenn	sich	Bürger_innen	zur	Errichtung	und	zum	Betrieb	eines	Kraftwerks	zusammen‐ schließen,	müssen	sie	das	notwendige	Eigenkapital	selbst	aufbringen	und	das	notwendi‐ ge	Fremdkapital	über	Bankkredite	aufnehmen.	Möglich,	aber	ungewöhnlich,	ist	die	Be‐ schaffung	des	Fremdkapitals	bei	Bürger_innen;	dieses	kommt	aus	rechtlichen	Gründen16	 nur	bei	so	genanntem	nachrangigem	Kapital,	partiarischen	Darlehen	und	Genussrechts‐ kapital,	 vor.	 Innerhalb	 der	 Fremdfinanzierung	 der	 Bürgerenergie	 ist	 der	 Einsatz	 von	 Förderkrediten	der	KfW	oder	der	Landwirtschaftlichen	Rentenbank,	die	über	die	Haus‐ banken	ausgereicht	werden,	üblich.	Von	wenigen	Fällen	abgesehen	haften	die	Eigentü‐ mer_innen	der	Bürgerenergiegesellschaften	weder	gesellschaftsrechtlich	noch	vertrags‐ rechtlich	über	das	eingezahlte	oder	versprochene	Eigenkapital	hinaus	mit	ihrem	priva‐ ten	 Einkommen	 und	 Vermögen.	 Im	 Solarenergiebereich	 sind	 auch	 Gesellschaften	 bür‐ 																																																								
15		

Es	ist	allerdings	zu	beachten,	dass	Projektfinanzierungen	evtl.	doch	im	Anhang	der	Bilanz	angegeben	 werden	müssen	(§	285	Nr.	3	HGB).	Darüber	hinaus	können	bei	Mehrheitsbeteiligungen	bzw.	weitge‐ henden	 Einflussrechten	 die	 Vorschriften	 zur	 Konzernrechnungslegung	 greifen	 (Reuter	 und	 Wecker	 1999,	S.	17–19).	 16		 Die	Aufnahme	von	einfachen,	nicht	nachrangigen	Darlehen	bei	einer	größeren	Zahl	von	Privatperso‐ nen	erfordert	eine	Bankkonzession.	

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gerlichen	 Rechts	 anzutreffen.	 Hier	 liegt	 eine	 unbeschränkte	 Haftung	 der	 Eigentü‐ mer_innen	 vor.	 Bürgschaften	 oder	 andere	 Haftungszusagen	 der	 Bürger_innen	 für	 ihre	 Gesellschaften	 sind	 unüblich	 –	 und	 unter	 Anlegerschutzaspekten	 auch	 nicht	 sinnvoll.	 Wie	 bei	 allen	 Gesellschaften,	 die	 sich	 Eigenkapital	 nicht	 am	 Kapitalmarkt	 beschaffen	 können,	ist	Eigenkapital	auch	bei	hinreichender	Rentabilität		 prinzipiell	ein	Engpassfaktor	für	die	Finanzierung	der	Bürgerenergie.	Daten	zur	Finan‐ zierungsstruktur	 von	 Energiegenossenschaften	 zeigen,	 dass	 dieses	 Problem	 derzeit	 of‐ fenbar	von	einer	anderen	Herausforderung	überlagert	wird,	nämlich	der	Projektakquise.	 Der	 DGRV	 stellt	 fest,	 dass	 etwa	 ein	 Viertel	 der	 untersuchten	 Energiegenossenschaften	 nur	mit	Eigenkapital	operieren.	Einen	Eigenkapitalanteil	bis	20	%	haben	lediglich	etwas	 weniger	als	ein	Viertel	der	befragten	Gesellschaften	(DGRV	2013,	S.	10).	Für	das	Früh‐ jahr	 2012	 lagen	 die	 Daten	 noch	 bei	 21	%	 für	 ausschließlich	 Eigenkapital	 und	 28	%	 für	 bis	 zu	 einem	 Fünftel	 Eigenkapital	 (DGRV	 2012,	 S.	 10).	 Auf	 Grund	 des	 geringen	 Alters	 vieler	 Energiegenossenschaften	 sind	 die	 Daten	 allerdings	 vorsichtig	 zu	 interpretieren.	 Zu	relativ	ähnlichen	Verteilungen	gelangt	man	jedoch,	wenn	man	die	Eigenkapitalquoten	 der	Energiegenossenschaften	zum	Stichtag	31.12.2011,	bereinigt	um	wenig	aussagekräf‐ tige	 Zahlen	 für	 Rumpfgeschäftsjahre	 oder	 Energiegenossenschaften	 ohne	 umgesetzte	 Projekte,	 betrachtet	 (siehe	 Abb.	25).	 Rund	 21	%	 der	 Gesellschaften	 haben	 mindestens	 80	%	 Fremdkapital	 eingeworben.	 Einen	 sehr	 hohen	 Eigenkapitalanteil	 von	 mehr	 als	 90	%	 weisen	 rund	 18	%	 der	 Energiegenossenschaften	 auf.	 Zu	 ähnlichen	 Ergebnissen	 gelangt	Debor	(in	Vorb.).	
15

Relative Häufigkeit (in %)

10

5

0 0 20 40 60 Eigenkapitalquote (in %) 80 100

	 Abb.	25:		 Eigenkapitalquoten	von	Energiegenossenschaften	für	das	Jahr	2011,	n	=	 179	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Degenhart	et	al.	(2014)	

Das	Eigenkapital	stammt	zumeist	von	einer	größeren	Zahl	an	Bürger_innen	aus	der	nä‐ heren	 Umgebung	 der	 Anlagen.	 Die	 DGRV‐Studien	 geben	 die	 durchschnittliche	 Beteili‐ gungssumme	 bei	 Energiegenossenschaften	 mit	 3.172	 Euro	 (DGRV	 2012,	 S.	 10)	 bzw.	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

3.125	Euro	(DGRV	2013,	S.	10)	an.17	Radtke	stellt	in	seiner	Untersuchung	fest,	dass	mehr	 als	die	Hälfte	der	von	ihm	Befragten	eine	Summe	von	mindestens	3.000	Euro	investiert	 habe	(Radtke	2014,	S.	6).	Er	hebt	ebenda	zugleich	hervor,	dass	etwa	ein	Viertel	der	Mit‐ glieder,	primär	in	eingetragenen	Genossenschaften	organisiert,	bis	zu	1.000	Euro	in	der	 Gesellschaft	angelegt	habe.	 Diese	Beobachtungen	spiegeln	sich	auch	in	den	Umfragedaten	der	Leuphana	Universität	 Lüneburg	bei	Mitgliedern	von	Bürgerenergiegesellschaften	wider,	so	vor	allem	das	hö‐ here	 durchschnittliche	 Investment	 bei	 GmbH	&	 Co.	KG	 gegenüber	 eGn	 (siehe	 Abb.	26),	 allerdings	 mit	 einer	 breiten	 Streuung	 und	 einigen	 Ausreißern	 (siehe	 Abb.	27).	 In	 der	 Mehrzahl	 der	 Fälle	 liegt	 die	 Beteiligungssumme	 unter	 10.000	 Euro	 (siehe	 Abb.	28),	 bei	 16	%	der	Befragten	unter	1.000	Euro.	
durchschnittliche Beteiligungssumme (in 1.000 Euro)
30

27,5

20

10

5,5

0

	 Abb.	26:		 Durchschnittliche	 Beteiligungssumme	 bei	 Mitgliedern	 von	 eG	 und	 GmbH	&	 Co.	KG	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

eingetragene Genossenschaft

GmbH & Co. KG

																																																								
17		

In	der	Studie	wird	nicht	klar	dargestellt,	wie	der	Durchschnitt	errechnet	wurde.	Es	liegt	nahe,	dass	pro	 Genossenschaft	 ein	 arithmetisches	 Mittel	 erfragt	 wurde.	 Die	 zitierten	 Durchschnittswerte	 dürften	 dann	wiederum	arithmetische	Mittel	über	alle	Gesellschaften	darstellen.	Ein	Gewichtungsfaktor,	z.	B.	 für	 die	 Höhe	der	 Mitgliedszahlen,	 dürfte	 nicht	 zur	 Anwendung	 gelangt	 sein	 –	 wenigstens	findet	 sich	 darauf	kein	Hinweis.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

49	

200

Beteiligungssumme (in 1.000 Euro)

150

100

50

0

	 Abb.	27:		 Box‐Whisker‐Plots	 für	 die	 Beteiligungs‐ summen	 bei	 Mitgliedern	 von	 eG	 und	 GmbH	&	Co.	KG	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

eingetragene Genossenschaft

GmbH & Co. KG

0 0

Relative Häufigkeit in % 20 40

60

	 Abb.	28:		 Verteilung	 der	 Beteiligungssummen	 in	 der	Stichprobe,	n	=	245	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

50 100 150 Beteiligungssumme in 1.000 Euro

200

Die	Unterschiede	zwischen	Nord‐	und	Süddeutschland	(siehe	Abb.	29)	lassen	sich	damit	 erklären,	dass	hier	die	überwiegende	Zahl	an	Windpark‐GmbH	&	Co	KGs	ihren	Sitz	hat.	 Eine	detailliertere	Untersuchung	nach	Projekttyp	und	Gesellschaftsform	bleibt	der	wei‐ teren	 Forschung	 vorbehalten.	 Hier	 könnten	 auch	 die	 Anlagemotive	 als	 Einflussfaktor	 eine	 Rolle	 spielen.	 Eine	 weitere	 Unterteilung	 der	 Stichprobe	 ist	 jedoch	 auf	 Grund	 des	 noch	nicht	hinreichenden	Rücklaufs	derzeit	nicht	sinnvoll.	

50	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Nord
80

Süd

Relative Häufigkeit (in %)

60

40

20

0 0 50 100 150 200 0 50 100 150 200

Beteiligungssumme (in 1.000 Euro)

	 Abb.	29:		 Verteilung	der	Beteiligungssummen	in	der	Stichprobe	–	Unterschie‐ de	zwischen	Nord‐	und	Süddeutschland	
Quelle:	 Eigene	Darstellung;	Umfrage	Bürgerenergie	

3.2.3 Bankability	 Im	 Kontext	 der	 Projektfinanzierung	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen,	 insbesondere	 bei	 PV‐Vorhaben,	 wird	 vielfach	 der	 Begriff	 bankability	 (Bankfähigkeit)	 genutzt.	 Aller‐ dings	 wird	 selten	 eine	 klare	 Definition	 des	 Begriffs	 gegeben.	 Vielmehr	 existieren	 ver‐ schiedene	Listen	an	Kriterien,	die	ein	Projekt	erfüllen	müsse,	um	bankfähig	zu	sein	(Pri‐ cewaterhouseCoopers	2010,	S.	93–97).	 Bankability	stellt	ein	multidimensionales	Konstrukt	dar,	welches	sich	auf	die	drei	Säulen	 rechtlicher,	technischer	und	wirtschaftlicher	Prüfung	(due	diligence)	stützt.	 Wenn	eine	Bank	Projekte	finanziert	und	dabei	weder	auf	Einkommen	und	Vermögen	der	 Eigentümer_innen	 noch	 auf	 Haftung	 und	 Risikoausgleich	 im	 Unternehmen	 abstellen	 kann,	so	stützt	sich	die	Kreditentscheidung	vor	allem	auf	die	Höhe	und	die	Stabilität	des	 Zahlungsstroms,	der	aus	dem	zu	 finanzierenden	Projekt	für	die	Bedienung	des	Fremd‐ kapitals	 (für	 Zins	 und	 Tilgung)	 zur	 Verfügung	 steht.	 Bei	 Erneuerbare‐Energien‐Kraft‐ werken	 kommen	 die	 ertragswirksamen	 Geldzuflüsse	 ausschließlich	 aus	 dem	 Verkauf	 des	erzeugten	Stroms.	Nachdem	die	erforderlichen	Investitionen	getätigt	und	finanziert	 sind,	fallen	die	Auszahlungen	für	den	laufenden	Betrieb,	Pachten	und	Reparaturen,	Ver‐ sicherungen	sowie	Zinsen	und	Tilgungen	für	das	aufgenommene	Fremdkapital	an.	Damit	 sind	 zugleich	 schon	 die	 wichtigsten	 Risiken	 aus	 Sicht	 der	 finanzierenden	 Bank	 offen‐ sichtlich:	 Auf	 der	 Einzahlungsseite	 bestehen	 Produktions‐,	 Abnahme‐,	 Zahlungs‐	 und	 Preisrisiken	 für	 den	 zu	 erzeugenden	 Strom.	 Bei	 den	 Auszahlungen	 sind	 geeignete	 Vor‐ kehrungen	gegen	die	Errichtungs‐	und	Herstellungsrisiken	zu	ergreifen,	z.	B.	Festpreis‐ Generalübernehmerverträge	mit	erfahrenen	und	wirtschaftlich	starken	Herstellern.	Be‐ triebsrisiken	können	und	werden	bei	Erneuerbaren‐Energien‐Anlagen	durch	geeignete	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

51	

Wartungsverträge	 vermieden	 bzw.	 begrenzt.	 Wichtig	 sind	 bei	 Projektfinanzierungen	 daneben	 so	 genannte	 Managementrisiken.	 Bei	 der	 Bewertung	 der	 Bankfähigkeit	 eines	 Projektes	wird	daher	auf	die	folgenden	Kriterien	geachtet:	  Finanzstärke	des	Vorhabens,	  langfristige	und	gute	Projektpartner,	  Produktions‐	und	Produkttechnologie,	  Leistungsnachweis,	  rechtliche	und	regulatorische	Rahmenbedingungen.	 Finanzstärke	wird	gemessen	durch	Kennzahlen,	v.	a.	dem	Schuldendienstdeckungsgrad	 (Debt	Service	Coverage	Ratio,	DSCR),	welcher	die	Fähigkeit	des	Projektes	darstellt,	dem	 Schuldendienst	 nachzukommen	 (siehe	 Box	4).	 Bei	 Projekten	 von	 Bürgerenergiegenos‐ senschaften	rücken	für	die	finanzierenden	Banken	zusätzlich	andere	Aspekte	bezüglich	 der	 Eigentümerstruktur	 in	 den	 Vordergrund:	 Eigenkapitalgeber	 von	 Genossenschaften	 haben	 das	 Recht,	 ihre	 Mitgliedschaft	 mit	 einer	 dreimonatigen	 Kündigungsfrist	 bis	 zum	 Jahresende	oder,	wenn	in	der	Satzung	festgelegt,	mit	einer	Kündigungsfrist	von	höchs‐ tens	fünf	Jahren	zu	kündigen.	In	Interviews	gaben	Kreditinstitute	an,	dass	sie	die	Mög‐ lichkeit	des	Abziehens	von	Eigenkapital	durch	die	Investoren	als	Problem	sehen.	Seit	der	 Novelle	des	Genossenschaftsgesetzes	2006	gibt	es	jedoch	die	Möglichkeit,	ein	Mindest‐ kapital	 festzulegen	 (§	8a	 GenG).	 Die	 Mitglieder	 der	 Genossenschaft	 können,	 wenn	 die	 Satzung	 ein	 solches	 Mindestkapital	 vorsieht,	 zwar	 ihre	Mitgliedschaft	 kündigen.	 Eigen‐ kapital	 kann	 jedoch	 nur	 bis	 zu	 der	 festgelegten	 Grenze	 abgezogen	 werden.	 Würde	 bei	 Auszahlung	 des	 Auseinandersetzungsguthabens	 die	 Mindestkapitalgrenze	 unterschrit‐ ten,	wird	die	Auszahlung	ausgesetzt	(§	8a	Abs.	2	GenG).	 Da	 der	 Status	 von	 Bankability	 durch	 alle	 Projektpartner	 beeinflusst	 wird,	 ist	 es	 von	 großer	Bedeutung,	dass	diese	über	Erfahrung	und	finanzielle	Stärke	sowie	eine	gute	Re‐ putation	verfügen.	Sie	sollten	auf	den	white	lists	(siehe	Box	4)	der	Banken	vertreten	sein.	 Zudem	 profitieren	 Projekte	 von	 einer	 Langfristigkeit	 ihrer	 Projektpartnerbeziehungen.	 Bei	der	Photovoltaik	sind	z.	B.	langfristige	Lieferverträge	vor	allem	in	Bezug	auf	die	Mo‐ dule	 relevant.	 Module	 sind	 mit	 60	%	 Kostenanteil	 die	 wichtigsten	 Kostentreiber	 von	 Photovoltaikprojekten.	Es	ist	somit	von	übergeordneter	Bedeutung,	dass	Projektpartner	 langfristige	 Lieferverträge	 mit	 Modulherstellern	 haben,	 welche	 qualitativ	 gute	 Module	 erstellen.		 Grundsätzlich	 kann	 ein	 Produktionsrisiko	 auftreten,	 sodass	 die	 erwarteten	 und	 im	 Fi‐ nanzplan	kalkulierten	Strommengen	nicht	zum	Verkauf	bereitstehen.	Das	Produktions‐ risiko	realisiert	sich	zum	einen	durch	zu	hohe	Prognosen	des	Windertrags	und	des	Son‐ nenertrags,	 zum	 anderen	 durch	 technische	 Störungen.	 Deutliche	 Verbesserungen	 der	 Gutachtensqualität	und	der	Prognosen	lassen	dieses	Risiko	als	überschaubar	erscheinen.	 Risiken	 aus	 der	 Anlagenverfügbarkeit	 werden	 durch	 geeignete	 Serviceverträge	 abge‐ deckt.	 Produktions‐	 und	 Produkttechnologie	 sind	 Haupteinflussfaktor	 der	 techni‐ schen	due	diligence.	Banken	achten	bei	der	Prüfung	hauptsächlich	auf	  spezifische	Eigenschaften	der	unterschiedlichen	Technologien,	  Herstellerinformationen	(Produktionsstätten,	Größe	und	Ausstattung)	sowie	  die	Produktionsweise.	 In	 diesem	 Zusammenhang	 gewinnen	 auch	 Zertifizierungen	 der	 Produzenten	 bezüglich	 Qualitäts‐	und	Umweltmanagement	im	Produktionsprozess	durch	etablierte	Prüfungsin‐ stitute	an	Bedeutung	(Lüdeke‐Freund	et	al.	2012,	S.	285–302).	 Ein	weiterer	wichtiger	Faktor	ist	die	Bekanntheit	der	Technik.	Für	die	Bankability	ist	 es	 wichtig,	 dass	 die	 eingesetzte	 Technik	 bewährt	 ist	 („proven	 technology“)	 (Böttcher	 2009,	 S.	152).	 Bewährt	 ist	 eine	 Technik	 dann,	 wenn	 sie	 großindustriell	 in	einer	 hinrei‐

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

chenden	Stückzahl	über	mehrere	Jahre	hinweg	eingesetzt	worden	ist	und	die	erzielten	 Ergebnisse	zufriedenstellend	für	die	Beteiligten	sind.	Andererseits	sollte	die	eingesetzte	 Technik	 auch	 nicht	 veraltet	 sein,	 da	 ansonsten	 die	 Wettbewerbsfähigkeit	 darunter	 lei‐ det.	Gerade	bei	vergleichsweise	neuen	Technologien,	wie	es	die	meisten	Formen	erneu‐ erbarer	Energien	sind,	ergibt	sich	hier	ein	gewisses	Spannungsfeld,	das	Banken‐indivi‐ duell	gelöst	wird	(für	den	Biogassektor:	Degenhart	und	Holstenkamp	2011).	 Ähnliches	wie	für	die	Komponenten	bzw.	Hersteller	gilt	auch	für	die	Leistungsfähigkeit	 der	Projektierer,	welche	Banken	über	ihren	track	record	bewerten	(Lüdeke‐Freund	et	al.	 2012,	S.	285–302).	Die	Ansprüche	an	die	Leistungsfähigkeit	des	Managements	sind	bei	 fester	Einspeisevergütung,	Einspeisevorrang	und	Abschluss	geeigneter	Dienstleistungs‐ verträge	 relativ	 gering.	 Die	 Existenz	 zahlreicher	 kleiner,	 häufig	 ehrenamtlich	 geführter	 Bürgerenergiegesellschaften,	 die	 Bankkredite	 erhalten	 haben,	 macht	 deutlich,	 dass	 das	 Managementrisiko	 auch	 für	 die	 Bürgerenergie	 bei	 der	 aktuellen	 EEG‐Rechtslage	 aus	 Sicht	 der	 finanzierenden	 Banken	 überschaubar	 und	 damit	 finanzierbar	 ist.	 Die	 Inter‐ views	mit	marktführenden	Kreditinstituten,	die	das	Lüneburger	Forschungsteam	durch‐ geführt	 hat,	 zeigen,	 dass	 die	 Nutzung	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 mit	 Rückkehrrecht	 zwar	höhere	Anforderungen	an	das	Management	der	Projekte	stellt	–	z.	B.	für	Marktana‐ lysen,	 Verhandlungen	 mit	 Direktvermarktern,	 Überwachung	 der	 Verträge	 mit	 den	 Di‐ rektvermarktern	–,	dass	dieses	Risiko	aber	durch	das	Rückkehrrecht	in	den	Einspeiseta‐ rif	begrenzt	ist	und	bankmäßig	akzeptiert	wird.	Höhere	Anforderungen	an	das	Manage‐ ment	werden	von	finanzierenden	Banken	nur	dann	gestellt,	wenn	die	Betreiber	eine	fle‐ xible	Anlagenführung	und	einen	Eintritt	in	den	Regelenergiemarkt	beabsichtigen.	Aller‐ dings	waren	die	meisten	befragten	Banken	der	Ansicht,	dass	auch	diese	Anforderungen	 vom	vorhandenen	Management	erfüllt	werden	oder	durch	entsprechende	Verträge	auf	 die	Direktvermarkter	oder	andere	Dienstleister	übertragen	werden	können.	Aus	Inter‐ views	mit	Kreditinstituten	geht	zudem	hervor,	dass	bei	Projekten	mit	Bürgerenergiege‐ sellschaften	 das	 Vertrauen	 in	 das	 Projekt	 durch	 den	 direkten	 Kontakt	 gestärkt	 wird.	 Zwischen	 Bank	 und	 Akteuren	 der	 Bürgerenergiegesellschaften	 besteht	 ein	 Vertrauens‐ verhältnis,	 das	 sich	 positiv	 auf	 die	 bankability	 des	 Projektes	 auswirkt.	 Vertrauen	 kann	 hier	ähnlich	wirken	wie	ein	dokumentierter	track	record.	 Die	 rechtlichen	 und	 regulatorischen	 Rahmenbedingungen	 haben	 übergeordneten	 Einfluss	auf	die	Bewertung	der	bankability	der	Projekte.	Wichtig	ist,	dass	das	Rechtsum‐ feld	 verlässlich	 und	 prognostizierbar	 ist	 und	 sich	 Verträge	 durchsetzen	 lassen.	 Bei	 der	 festen	Einspeisevergütung,	die	von	einem	als	zahlungsfähig	angesehenen	Übertragungs‐ netzbetreiber	 gezahlt	 wird	 und	 der	 aufgrund	 des	 Einspeisevorrangs	 für	 erneuerbare	 Energien	im	Regelfall	die	Abnahme	nicht	verweigern	kann,	ist	das	Abnahme‐,	Zahlungs‐	 und	Preisrisiko	aus	Sicht	der	finanzierenden	Bank	für	die	Dauer	der	Gewährung	dieser	 Vergütung	nahe	Null.	Die	Bedeutung	der	Einspeisevergütung	zeigt	sich	auch	daran,	dass	 die	Laufzeit	der	Kredite	von	der	Dauer	dieser	Zahlungen	abhängig	gemacht	wird.	Ohne	 diese	Regelung	wären	Projektkredite	mit	Laufzeiten	von	16‐18	Jahren	bankmäßig	nicht	 vertretbar.	 Das	 regulatorische	 Umfeld	 in	 Deutschland	 wird	 bislang	 durch	 feste	 Einspeisetarife	 ge‐ prägt	und	stellt	damit	ein	solides	Fundament	mit	hoher	Anreizwirkung	dar.	Jedoch	ha‐ ben	 in	 den	 letzten	 Jahren	 die	 Verlautbarungen	 zu	 Änderungen	 am	 EEG	 –	 wenigstens	 phasenweise	 –	 für	 Unsicherheit	 bei	 den	 Akteuren,	 insbesondere	 auch	 den	 finanzieren‐ den	Banken,	gesorgt	(Hampl	et	al.	2011,	S.	12).	 	 	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

53	

Box	4:	 Schuldendienstdeckungsgrad,	White	Lists	und	Track	Record	 Schuldendienstdeckungsgrad	(DSCR)	 Der	 Schuldendienstdeckungsgrad	 stellt	 das	 Verhältnis	 des	 für	 den	 Schuldendienst	 zur	 Verfügung	 stehenden	 Zahlungsstroms	 zum	 periodenrelevanten	 Schuldendienst	 (d.	h.	 Zins	und	Tilgung)	dar:	 	
	 ü 	 	 	

.	

Die	Kapitaldienstfähigkeit	wird	jährlich,	zu	jedem	Kapitaldiensttermin	oder	zur	Planung	 des	Projektes	für	die	gesamte	Kreditlaufzeit	berechnet.	 Für	 die	 Fremdkapitalgeber	 ist	 der	 DSCR	 eine	 der	 wichtigsten	 Kennzahlen,	 um	 die	 Ro‐ bustheit	der	Finanzierung	zu	beurteilen.	Die	Bedeutung	der	Kennzahl	ist	auf	das	zentrale	 Charakteristikum	 der	 Projektfinanzierung	 zurückzuführen,	 dass	 die	 Finanzierung	 des	 Fremdkapitals	durch	den	durch	das	Vorhaben	generierten	Zahlungsstrom	erfolgen	soll.	 Somit	 ist	 nachvollziehbar,	 dass	 die	 Zahlungsströme	 in	 Bezug	 auf	 ihre	 Fähigkeit,	 den	 Schuldendienst	zu	tragen,	bewertet	werden	(Böttcher	2009,	S.	121–130).	 Zudem	 kann	 der	 DSCR	 der	 marktbedingten	 Bestimmung	 der	 Verschuldungskapazität	 dienen,	welche	die	maximale	Fremdkapitalaufnahme	anzeigt,	die	praktisch	möglich	ist.	 Der	Verschuldungsgrad	ist	eine	Momentaufnahme	und	kann	so	starken	Schwankungen	 unterliegen.	 Bei	 einer	 hohen	 Verschuldungskapazität	 liegt	 ein	 größerer	 Finanzierungs‐ spielraum	 für	 Fremdkapital	 vor,	 was	 sich	 in	 Investitionsflexibilität	 für	 neue	 Wachs‐ tumsmöglichkeiten	widerspiegelt	(Hasler	et	al.	2013,	S.	3–15).	 White	Lists	von	Banken	 Banken	prüfen	Hersteller	bzw.	Komponenten	und	erstellen	auf	dieser	Basis	und	der	Er‐ fahrungen	aus	vorherigen	Finanzierungen	Listen,	sogenannte	white	lists.	Die	Hersteller	 und	 Komponenten	 auf	 diesen	 Listen	 entsprechen	 also	 bestimmten,	 von	 der	 jeweiligen	 Bank	festgelegten	Kriterien.	 Banken	 haben	 solche	 Listen,	 um	 den	 Prüfungsprozess	 bei	 Finanzierungsprojekten	 zu	 beschleunigen.	 Auswahlkriterien	 sind	 u.	a.	 das	 Vorhandensein	 von	 Zertifikaten	 für	 die	 Qualität	von	Komponenten	und	die	finanzielle	Stabilität	des	Herstellers	(Lüdeke‐Freund	 et	al.	2012,	S.	285–302).	 Track	Record	 Der	 Track	 Record	 ist	 eine	 Referenzliste	 über	 die	 Erfolge	 und	 Misserfolge	 einer	 Person	 oder	Organisation	im	Allgemeinen	bzw.	eines	Projektierers	im	Spezifischen.	Die	Analyse	 des	Track	Records	ist	wichtig,	da	er	Banken	Aufschluss	gibt	über	die	Erfahrung	und	Qua‐ litäten	der	Projektierer.	Bei	gründlicher	Analyse	kann	zudem	festgestellt	werden,	ob	die	 Ergebnisse	 der	 Vergangenheit	 auf	 die	 Zukunft	 übertragbar	 sind	 (Tausend	 2006,	 S.	90– 100).	 Bei	der	optionalen	gleitenden	Marktprämie	mit	Rückkehrrecht	in	die	feste	Einspeisever‐ gütung	 sind	 die	 Abnahme‐,	 Zahlungs‐	 und	 Preisrisiken	 aus	 Sicht	 der	 finanzierenden	 Banken	ebenfalls	sehr	überschaubar:	Kalkuliert	wird	das	Risiko	der	Zahlungsunfähigkeit	 des	Direktvermarkters	in	Höhe	des	geschätzten	Monatsmarktwertes	für	einen	Zeitraum	 von	ca.	drei	Monaten.	Dieses	Risiko	wird,	wenn	bankseits	Bedenken	zur	Zahlungsfähig‐ keit	des	Direktvermarkters	bestehen,	durch	Bankbürgschaften	abgedeckt.	Gemäß	Inter‐ views	der	Leuphana	mit	maßgeblichen	Banken	hat	die	Einführung	und	Nutzung	der	op‐

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tionalen	gleitenden	Marktprämien	mit	Rückkehrrecht	die	Finanzierung	von	Erneuerba‐ re‐Energien‐Projekten	bisher	nicht	erschwert.	 Als	 Zwischenfazit	 ist	 somit	 festzuhalten,	 dass	 die	 geltenden	 Regelungen	 des	 EEG	 auch	 mit	 optionaler	 gleitender	 Marktprämie	 die	 Finanzierung	 von	 Bürgerenergieprojekten	 aus	 Bankensicht	 erlauben	 und	 diese	 Regeln	 die	 Basis	 für	 die	 Verbreitung	 von	 Bürger‐ energiegesellschaften	waren.	Die	Interviews	mit	Banken	zur	Direktvermarktung	haben	 aber	auch	gezeigt,	dass	das	Rückkehrrecht	in	die	feste	Einspeisevergütung	ein	entschei‐ dender	 Punkt	 für	 die	 positive	 Finanzierungsentscheidung	 bei	 Nutzung	 der	 gleitenden	 Marktprämie	ist.	 3.2.4 Finanzierungskonditionen	 Die	wichtigsten	Finanzierungskonditionen	für	Kredite	sind	Zinsen/Zinsbindungsfristen,	 Laufzeiten	bzw.	Tilgungen	und	Losgrößen.	Kalkulatorisch	setzten	sich	Kreditzinsen	aus	 den	 Einstandskosten	 (Refinanzierung)	 der	 kreditgebenden	 Bank	 und	 Risikozuschlägen	 zusammen.	 Die	 Zuschläge	 ergeben	 sich	 aus	 der	 Wahrscheinlichkeit,	 dass	 der	 Kredit‐ nehmer	 seinen	 Verpflichtungen	 nicht	 nachkommt,	 der	 Höhe	 des	 zu	 diesem	 Zeitpunkt	 bestehenden	Kredites	und	der	Rückzahlungsrate	im	Insolvenzfall,	z.	B.	aus	der	Verwer‐ tung	 von	 Sicherheiten.	 Für	 die	 Berechnung	 der	 Ausfallwahrscheinlichkeit	 setzten	 die	 meisten	 Kreditinstitute	 bei	 Projektfinanzierungen	 besondere	 statistisch	 gestützte	 so	 genannte	interne	Ratingverfahren	ein.	Wichtigstes	Element	ist	dabei	Höhe	und	die	Stabi‐ lität	 des	 für	 Zins	 und	 Tilgung	 zur	 Verfügung	 stehenden	 Einzahlungsüberschusses.	 Auf‐ grund	 von	 fester	 Einspeisevergütung	 und	 Einspeisevorrang	 ist	 die	 Ausfallwahrschein‐ lichkeit	 bei	 Erneuerbaren‐Energien‐Projekten	 besonders	 gering.	 Auch	 die	 Rückzah‐ lungsrate	im	Insolvenzfall	ist	bei	Erneuerbare‐Energien‐Projekten	aufgrund	der	langfris‐ tig	 gesicherten	 festen	 Einspeisevergütung	 und	 des	 Einspeisevorrangs	 besonders	 güns‐ tig:	Durch	die	Nutzung	der	Restlaufzeit	des	Einspeiserechts	kann	bei	einer	Verwertung	 ein	 gut	 kalkulierbarer	 und	 relativ	 hoher	 Preis	 erzielt	 werden.	 Dies	reduziert	 die	 erfor‐ derlichen	 Risikozuschläge.18	 Die	 Nutzung	 der	 optionalen	 gleitenden	 Marktprämie	 mit	 Rückkehrrecht	 führt	 gemäß	 Interviews	 mit	 marktführenden	 Kreditinstituten	 nicht	 zu	 einer	Verschlechterung	des	Ratings	oder	des	Sicherheitenwertes.	 Die	 Einstandskosten	 (Refinanzierungskosten)	 der	 Kreditinstitute	 ergeben	 sich	 für	 die	 institutseigenen	Darlehensprogramme	aus	der	Bonitätseinschätzung	des	Kapitalmarkts	 für	die	jeweiligen	Kreditinstitute,	in	der	Regel	bestimmt	durch	das	von	den	großen	Ra‐ tingagenturen	 festgesetzte	 Rating	 der	 jeweiligen	 Bank.	 Diese	 Einstandskosten	 können	 unterschiedlich	ausfallen.	Der	größte	Teil	der	Refinanzierung	für	Erneuerbare‐Energien‐ Projekte	wird	jedoch	in	Deutschland	über	die	Energieprogramme	der	öffentlichen	För‐ dererinstitute,	insbesondere	der	KfW	und	der	Landwirtschaftlichen	Rentenbank,	darge‐ stellt.	 Da	 beide	 Kreditinstitute	 über	 die	 allerbeste	 Kapitalmarktbewertung	 verfügen,	 sind	die	Einstandssätze	für	alle	Kreditinstitute,	die	diese	Programme	verwenden,	unab‐ hängig	von	ihrer	eigenen	Bonität	gleich	günstig.	 Nach	 klassischen	 Finanzierungsgrundsätzen	 sollten	 Investitionen	 langfristig	 durch	 Ei‐ genkapital	und	Fremdkapital	finanziert	werden.	Laufzeit	und	Tilgung	der	Kredite	sollten	 sich	 an	 der	 Nutzungsdauer	 der	 Objekte	 orientieren.	 Maßgeblich	 ist	 die	 technische	 und	 wirtschaftliche	Nutzungsdauer.	Die	in	der	Regel	–	verglichen	mit	der	technischen	–	kür‐ zere	 wirtschaftliche	 Nutzungsdauer	 wird	 bei	 Erneuerbaren‐Energien‐Projekten	 durch	 die	Dauer	der	Einspeisevergütung	bestimmt.	Innerhalb	der	so	definierten	Projektdauer	 																																																								
18		

Zur	 risikogerechten	 Preiskalkulation	 bei	 öffentlichen	 Förderkrediten,	 die	 für	 Erneuerbare‐Energien‐ Projekte	eingesetzt	werden.	

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und	entsprechend	der	Abnutzung	müssen	Kredite	getilgt	werden,	wobei	die	Tilgungsra‐ te	 vorsichtshalber	 etwas	 höher	 angesetzt	 wird	 als	 die	 Abschreibungen,	 sodass	 sich	 bei	 der	 Laufzeit	 ein	 bis	 zwei	 Jahre	 Reserve	 gegenüber	 der	gesetzlichen	 Einspeisedauer	 er‐ geben.	 Zur	 Vermeidung	 von	 Zinsänderungsrisiken	 wird	 eine	 Zinsbindung	 über	 die	 ge‐ samte	Laufzeit	empfohlen	und	von	den	Banken	angeboten.	 Förderkredite	sind	in	der	Höhe	begrenzt.	So	fördert	die	KfW	z.	B.	im	Rahmen	ihrer	Kre‐ dite	für	umweltfreundliche	Stromerzeugung	Vorhaben	mit	Darlehen	bis	zu	25	Mio.	Euro.	 Kapitalmarktfinanzierungen	wie	z.	B.	Anleihen	erfordern	dagegen	meist	Volumina	über	 25	Mio.	 Euro.	 Für	 Bürgerenergiegesellschaften,	 die	 einen	 eher	 kleineren	 Finanzbedarf	 haben,	sind	daher	Kredite,	insbesondere	die	Förderkredite,	die	erste	Wahl.	 Für	 Bürgerenergie‐Projekte	 ergeben	 sich	 in	 den	 Finanzierungsbedingungen	 grundsätz‐ lich	 keine	 Unterschiede	 gegenüber	 anderen	 Energieprojekten.	 Aus	 Banksicht	 entschei‐ dend	sind	die	Projekte	und	der	in	diesen	Projekten	generierte	Zahlungsstrom.	Manage‐ ment	 und	 Eigentümerstruktur	 spielen	 bei	 Erneuerbare‐Energien‐Projekten	 unter	 der	 geltenden	 EEG‐Rechtslage	 –	 abweichend	 von	 normalen	 Projektfinanzierungen	 –	 keine	 bedeutende	 Rolle.	 Gelegentlich	 war	 in	 den	 Experteninterviews	 mit	 marktführenden	 Banken	auf	eine	geringere	Professionalität	bei	Finanzierungsanfragen	für	Bürgerprojek‐ te	hingewiesen	worden.	Das	kann	zu	höheren	Zinsen	führen,	wenn	diese	fehlende	Pro‐ fessionalität	 eine	 schlechte	 Datenlage	 zum	 Zahlungsstrom	 verursacht,	 weil	 dies	 in	 den	 üblichen	Ratingverfahren	höhere	Risikozuschläge	ergibt.	 3.2.5 Finanzierungsaufbau	 Beim	Finanzierungsaufbau	von	Erneuerbare‐Energien‐Projekten	stellt	sich	vor	allem	die	 Frage,	 wieviel	 Eigen‐	 und	 Fremdkapital	 im	 Verlauf	 der	 Projektlebensdauer	 eingesetzt	 wird.	 In	 rein	 rentabilitätsorientierten	 Projekten	 wird	 versucht,	 soviel	 relativ	 billiges	 Fremdkapital	 wie	 möglich	 einzusetzen.	 In	 der	 Regel	 bestimmt	 die	 kreditgebende	 Bank	 die	 Obergrenze	 des	 Fremdkapitaleinsatzes	 durch	 ihre	 Kennzahlenvorgaben.	 Dies	 sind	 die	DSCR	und	die	Eigenkapitalquote.	Für	Windenergieprojekte	wird	nach	Angaben	aktu‐ ell	befragter	Kreditinstitute	im	Regelfall	eine	DSCR	von	1,1	gefordert.	Bei	der	Photovol‐ taik	 liegt	 der	 erwartete	 Wert	 bei	 1,1‐1,2	 (Lüdeke‐Freund	 et	 al.	 2012,	 S.	285–302;	 FI‐ NANCIAL	GATES	GmbH	2010,	S.	17–22;	HypoVereinsbank	AG	2007:	12,	15). Diese	Vor‐ gaben	gelten	auch	für	Bürgerenergieprojekte.	Normale	Projektfinanzierungen	erfordern	 nicht	 unter	 35	%	 Eigenkapital.	 Bei	 Windenergieprojekten	 reduzieren	 sich	 die	 Anforde‐ rungen	 nach	 Angaben	 einiger	 befragter	 Banken	 z.	T.	 auf	 10	%.	 DCSR	 und	 Eigenkapital‐ vorgaben	 sind	 bei	 Erneuerbaren‐Energien‐Projekten	 aufgrund	 der	 langfristigen	 festen	 Einspeisevergütung	und	des	Einspeisevorrangs	deutlich	geringer	als	bei	normalen	Pro‐ jektfinanzierungen.	Mit	gegebenem	Eigenkapital	können	daher	im	Bereich	erneuerbarer	 Energien	deutlich	mehr	Projekte	umgesetzt	werden	als	für	andere	Vorhaben.	 Bürgerenergiegesellschaften	 werden	 nach	 Angaben	 befragter	 Banken	 nicht	 anders	 be‐ handelt	als	die	 übrigen	 Erneuerbare‐Energien‐Projekte.	Die	 oben	genannten	 Daten	 zur	 Finanzierungsstruktur	von	Energiegenossenschaften	zeigen	allerdings,	dass	diese	Ober‐ grenzen	nicht	immer	ausgenutzt	werden,	weil	Rentabilitätsmaximierung	nicht	das	allei‐ nige	oder	primäre	Ziel	der	Bürgerenergieprojekte	ist	(siehe	auch	Abschn.	2.3).		

56	 3.3

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Einbindung	 von	 mezzaninen	 Finanzierungsformen,	 insbesondere	 Nachrang‐ darlehen	

3.3.1 Art	und	Umfang	der	Einbindung	 Bei	knappem	Eigenkapital	kann	es	sein,	dass	die	Finanzierungsbereitschaft	der	Kreditin‐ stitute	nicht	ausreicht,	um	den	Finanzbedarf	zu	decken.	In	diesem	Fall	ist	es	bei	Projekt‐ finanzierungen	 üblich,	 so	 genanntes	 Mezzaninkapital	 einzusetzen.	 Dies	 können	 insbe‐ sondere	stille	Beteiligungen,	Genussrechte	oder	nachrangige	Darlehen	sein.	Kreditinsti‐ tute	 sind	 unter	 bestimmten	 Bedingungen	 bereit,	 solche	 Finanzierungsmittel	 als	 Ersatz	 für	 eigentlich	 erforderliches	 Eigenkapital	 der	 Eigentümer_innen	 zu	 akzeptieren.	 Dazu	 müssen	die	folgenden	Kriterien	erfüllt	sein:	  Rangrücktrittsvereinbarung:	 Der	 Anspruch	 auf	 Rückzahlung	 im	 Liquidationsfall	 be‐ steht	erst	dann,	wenn	die	Interessen	aller	anderen	Gläubiger	befriedigt	worden	sind.	  Langfristige	Kapitalüberlassung:	Das	Kapital	wird	über	einen	Zeitraum	von	mindes‐ tens	fünf	Jahren,	überlassen.	  Ausschluss	ordentlicher	Kündigungsrechte:	Weder	Kapitalgeber	noch	Kapitalnehmer	 besitzen	eine	Kündigungsmöglichkeit	während	der	Laufzeit.	  Erfolgsabhängige	Vergütung:	Bei	Verschlechterung	der	wirtschaftlichen	Lage	können	 Zinszahlungen	 aufgeschoben	 werden	 oder	 die	 Verzinsung	 erfolgt	 sogar	 direkt	 ge‐ winnabhängig.	  Keine	 Besicherung	 durch	 das	 Unternehmen:	 Es	 werden	 keine	 Sicherheiten	 für	 die	 Überlassung	des	Kapitals	gestellt.	 Die	 konkrete	 Einordnung	 bei	 internen	 Ratings	 der	 Banken	 hängt	 vom	 Ermessen	 des	 Kredit	gebenden	Instituts	ab.	 Bei	 Erneuerbare‐Energien‐Projekten	 mit	 fester	 Einspeisevergütung	 und	 Einspeisevor‐ rang	 ist	 die	 Finanzierungsbereitschaft	 der	 Kreditinstitute	 jedoch	 in	 der	 Regel	 so	 hoch,	 dass	kein	Eigenkapitalengpass	eintritt.	Die	Untersuchungen	der	Leuphana	Universität	zu	 den	im	Bundesanzeiger	publizierten	Jahresabschlüssen	von	Bürgerenergiegesellschaften	 haben	dementsprechend	gezeigt,	dass	nur	wenige	dieser	Unternehmen	Mezzaninkapital	 einsetzen.		 Bezogen	 auf	 die	 Jahresabschlüsse	 von	 Bürgerbeteiligungen	 mit	 der	 Rechtsform	 der	 GmbH	und	GmbH	&	Co.	KG,	wird	ersichtlich,	dass	stille	Beteiligungen	in	Form	von	nach‐ rangigen	 Gesellschafterdarlehen	 so	 gut	 wie	 nicht	 vorhanden	 sind	 bzw.	 nicht	 direkt	 als	 solche	 ausgewiesen	 werden.	 Lediglich	 eine	 Bürgerbeteiligung	 weist	 ein	 Gesellschafter‐ darlehen	mit	Eigenkapitalcharakter	in	ihrer	Bilanz	aus.	Sonstige	Verbindlichkeiten	oder	 Verbindlichkeiten	gegenüber	Gesellschaftern,	die	teilweise	auch	als	Darlehen	mit	einer	 längeren	 Laufzeit	 ausgewiesen	 werden,	 lassen	 eine	 stille	 Beteiligung	 vermuten,	 sind	 aber	 kein	 eindeutiger	 Beweis,	 dass	 diese	 auch	 wirklich	 vorhanden	 sind.	 Aufgrund	 der	 wenigen	 Anzeichen	 lässt	 sich	 feststellen,	 dass	 nachrangige	 Darlehen	 und	 damit	 auch	 stille	 Beteiligungen	 eine	 Ausnahme	 bei	 Bürgerbeteiligungen	 in	 Form	 einer	 GmbH	&	 Co.	KG	sind.	 Bei	 Genossenschaften	 zeichnet	 sich	 ein	 ähnliches	 Bild	 ab.	 Nur	 6,66	%	 der	 Bürgerener‐ giegenossenschaften	 haben	 nach	 eigenen	 Untersuchungen	 Nachrangdarlehen	 als	 Mez‐ zaninkapital	zur	Verfügung	(N	=	661).	 3.3.2 Anmerkungen	zur	Motivation	der	Einbindung	von	Nachrangdarlehen	 Als	Motive	zur	Nutzung	von	Mezzaninkapital	werden	in	der	Literatur	(Holstenkamp	und	 Ulbrich	2010)	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

57	

die	 Verbesserung	 des	 (internen	 und	 externen)	 Ratings	 des	 Unternehmens	 durch	 Stärkung	der	Eigenkapitalquote,	  die	 Beschaffung	 von	 Eigenkapital	 ohne	 Ausgabe	 von	 Anteilen	 und	 damit	 ohne	 Ver‐ wässerung	der	Anteile	der	Altmitglieder,	  die	Optimierung	der	Kapitalstruktur	(insbesondere	unter	steuerlichen	Gesichtspunk‐ ten),	  eine	Diversifikation	des	Fremdkapitals,	  ein	Fremdkapitalschnitt	bei	Sanierungen	sowie	  die	Lösung	von	Problemen	asymmetrischer	Informationsverteilung	 genannt.	 Nachrangdarlehen	 werden	 vorwiegend	 bei	 Energiegenossenschaften	 genutzt.	 Aufgrund	 des	 jungen	 Alters	 der	 Energiegenossenschaften	 kommen	 als	 Motive	 für	 die	 Nutzung	von	Nachrangdarlehen	v.	a.	die	Optimierung	der	Kapitalstruktur	durch	Nutzung	 steuerlicher	Vorteile,	eine	günstigere	Risiko‐Rendite‐Relation	für	die	Mitglieder	bzw.	für	 die	Mezzaninkapitalgeber	(damit	eine	verbesserte	Position	bei	der	Suche	nach	Kapital‐ gebern)	in	Frage.	Außerdem	weisen	Nachrangdarlehen	für	die	Genossenschaft	insofern	 günstigere	Merkmale	auf,	als	dass	eine	längere	Kündigungsfrist	vereinbart	werden	kann.	 Zudem	besteht	auf	diesem	Wege	die	Möglichkeit,	Mitglieder	und	Nicht‐Mitglieder	unab‐ hängig	 von	 der	 Zahl	 und	 Höhe	 der	 Geschäftsanteile	 an	 den	 Erneuerbare‐Energien‐ Vorhaben	der	Genossenschaft	direkt	und	Eigenkapital‐ähnlich	finanziell	zu	beteiligen.	 Die	 unterschiedlichen	 Finanzierungsformen	 weisen	 zugleich	 verschiedene	 Risikograde	 und	Höhen	der	(möglichen)	Partizipation	auf	(siehe	Abb.	30).	Nachrangdarlehen	ermög‐ lichen	im	Vergleich	zur	Vergabe	von	Eigenkapital	nur	eine	geringe	Teilnahme	und	Beein‐ flussung	der	Projekte.	Zugleich	ist	das	Risiko	–	je	nach	Ausgestaltung	der	Konditionen	–	 deutlich	 geringer.	 Werden	 die	 Nachrangdarlehen	 mit	 der	 Mitgliedschaft	 in	 der	 Genos‐ senschaft	verbunden,	lassen	sich	die	regelmäßigen	Zahlungen	an	die	Mitglieder	für	diese	 leichter	 kalkulieren.	 Zugleich	 sind	 die	 Nachdarlehensgeber_innen	 über	 die	 Mitglied‐ schaft	in	der	Genossenschaft	an	den	Entscheidungsprozessen	beteiligt.	 

Partizi‐ pations‐ grad Mezzaninkapital
Genussrechte Nachrangdarlehen Anleihen

Eigenkapital
GbR eG GmbH & Co. KG Bruchteilsgemeinschaft

Fremdkapital Pacht (Flächenpachtmodell) Kompensationszahlungen
Sparbriefe

Zertifikate Bürgerstrom
	 Abb.	30:	 Zusammenhang	 zwischen	 Risiko	 und	 Partizipationsgrad	 bei	 unter‐ schiedlichen	Formen	der	Bürgerbeteiligung	im	weiteren	Sinne	
Quelle:	 Holstenkamp	(2014)	

Risiko

58	 3.4 Fazit	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Das	 EEG	 führt	 in	 seiner	 derzeitigen	 Form	 dazu,	 dass	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen‐ betreiber	 eine	 höchstmögliche,	 aber	 keine	 absolute	 Investitionssicherheit	 genießen.	 Dennoch	 verbleiben	 Risiken	 sowohl	 bei	 der	 Planung	 als	 auch	 bei	 Bau	 und	 Betrieb	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 eines	 Vorhabens	 (siehe	 auch	 Abschn.	 2.5).	 Auf	 dieser	 Grundlage	 werden	 Erneuerbare‐Energien‐Projekte	 und	 insbesondere	 Bürgerenergie‐ projekte	 oftmals	 als	 Non‐Recourse‐Projekte	 geführt.	 Für	 diese	 Projekte	 werden	 somit	 Zahlungen	 für	 Planung,	 Errichtung	 und	 Betrieb	 dem	 Vermögen	 und	 den	 Einzahlungs‐ strömen	 gegengerechnet.	 Daraus	 folgend	 zeigt	 sich	 die	 Relevanz	 der	 Zahlungsströme	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Projekten.	 Der	 Zahlungsstrom	 setzt	 sich	 aus	 der	 erzeugten	 Strommenge	und	dessen	Vergütung	zusammen.		 Umso	wichtiger	wird	also	die	Bedienung	des	Schuldendienstes	aus	dem	Zahlungsstrom,	 der	in	der	DSCR	erfasst	wird.	Aufgrund	der	festen	Einspeisevergütung	(bzw.	im	Falle	der	 Inanspruchnahme	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 und	 der	 Rückkehrmöglichkeit	 zur	 Ein‐ speisevergütung)	war	der	Zahlungsstrom	in	der	Vergangenheit,	bestimmte	verbleibende	 Risiken	 unbeachtet,	 sehr	 stabil.	 Auch	 für	 Bürgerenergieprojekte	 ist	 es	 also	 leicht	 mög‐ lich,	eine	DSCR	größer	als	1,1	zu	erreichen,	bzw.	die	Banken	geben	sich	mit	DSCR	in	der	 Nähe	von	1,1	zufrieden.	Dieser	Aspekt	ist	unter	Betrachtung	der	bankability	für	die	Fi‐ nanzierung	 durch	 Banken	 höchst	 relevant.	 Zu	 prüfen	 ist	 also	 im	 Folgenden,	 inwieweit	 die	 Höhe	 und	 Stetigkeit	 des	Zahlungsstroms	 und	 damit	 auch	 die	 DSCR	 durch	 Verände‐ rungen	im	EEG	beeinträchtigt	werden	und	Problematiken	in	der	Finanzierung	von	Bür‐ gerenergieprojekten	auftreten	könnten.	 	 	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

59	

4 Von	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zur	 verpflichtenden	 Direkt‐ vermarktung		
4.1 Hintergrund	

Die	Bundesregierung	möchte,	dass	zukünftig	alle	neuen	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 oberhalb	 eines	 De‐Minimis‐Wertes	 von	 100	kW	 verpflichtend	 ihren	 Strom	 direkt	 ver‐ markten.	Für	diese	Anlagen	wird	somit	das	System	der	festen	Einspeisevergütung	abge‐ schafft.	Dies	hat	nicht	nur	Auswirkungen	auf	die	Betreiber	dieser	Anlagen,	sondern	auch	 auf	das	gesamte	Stromsystem	und	den	Strommarkt.	Und	es	kann	zu	Risiken	für	zukünf‐ tige	Bürgerenergieprojekte	führen.	Diese	Risiken	werden	in	diesem	Kapitel	dargestellt.		 Darüber	hinaus	wird	seit	langem	kontrovers	über	die	Vor‐	und	Nachteile	der	Direktver‐ marktung	gestritten.	Dabei	sind	insbesondere	folgende	Punkte	relevant,	für	die	auf	die	 jeweilige	Literatur	verwiesen	sei:	  Es	besteht	Uneinigkeit	darüber,	ob	die	Direktvermarktung	tatsächlich	zu	einer	bes‐ seren	Systemintegration	insbesondere	der	wetterabhängigen	erneuerbaren	Energien	 führt,	 d.h.	 insbesondere	 eine	 bedarfsgerechte	 Einspeisung	 von	 Erneuerbare‐ Energien‐Strom	 anreizt.	 So	 gibt	 es	 offenbar	 Direktvermarkter,	 die	 die	 kurzfristigen	 Schwankungen	des	Börsenpreises	nicht	an	die	Anlagenbetreiber	weiterleiten,	sodass	 bei	 ihnen	 kein	 finanzieller	 Anreiz	 zur	 bedarfsgerechten	 Einspeisung	 entsteht.19	 Be‐ fürworter	 führen	 an,	 es	 sei	 wohlfahrtsökonomisch	 geboten,	 wenn	 Erneuerbare‐ Energien‐Anlagen	 bei	 negativen	 Strompreisen	 an	 der	 Börse	 ihre	 Anlagen	 abregeln.	 Kritiker	 führen	 an,	 dass	 es	 für	 die	 Systemtransformation	 vorteilhaft	 sei,	 wenn	 bei	 hohem	Angebot	von	Wind‐	und	Sonnenstrom	negative	Strompreise	auftreten	–	auch	 wenn	diese	recht	hoch	sind.	Denn	dies	leiste	einen	Beitrag	dazu,	dass	bislang	unfle‐ xible	 konventionelle	 Kraftwerke	 technisch	 umgerüstet	 würden,	 sodass	 sie	 flexibler	 werden	und	bei	negativen	Strompreisen	abregeln	können	(IZES	2014,	S.	14).	  Darüber	hinaus	wird	kritisiert,	dass	bei	der	Abregelung	von	Erneuerbare‐Energien‐ Anlagen	auf	die	Produktion	von	Strom	mit	sehr	geringen	Betriebskosten	und	in	der	 Regel	zu	vernachlässigen	Treibhausgasemissionen	zugunsten	von	Strom	aus	Kohle‐	 und	 Gaskraftwerken	 verzichtet	 wird.	 Das	 wäre	 volkswirtschaftlich	 nicht	 sinnvoll	 (Energy	Brainpool	GmbH	&	Co.	KG	2013).		  Befürworter	führen	an,	dass	die	Gesamtkosten	des	Stromsystems	durch	die	Direkt‐ vermarktung	 sinken	 würden.	 Kritiker	 stellen	 dem	 entgegen,	 dass	 durch	 die	 Direkt‐ vermarktung	zumindest	die	EEG‐Umlage	höher	sei	als	ohne	Direktvermarkung	(IZES	 2014,	S.	38).	  Befürworter	 argumentieren,	 aufgrund	 des	 Wettbewerbs	 zwischen	 Direktver‐ marktern	würde	sich	die	Qualität	der	Prognosen	für	die	Einspeisung	aus	Wind‐	und	 Solarenergie	verbessern.	Kritiker	stellen	dem	entgegen,	dass	dies	bislang	nicht	beo‐ bachtet	werden	konnte.	Vielmehr	blieben	die	meisten	Direktvermarkter	sogar	hinter	 der	Prognosequalität	der	Übertragungsnetzbetreiber	zurück	(IZES	2014,	S.	33;	Ener‐ gy	Brainpool	GmbH	&	Co.	KG	2013,	S.	1–10).	

																																																								
19		

So	 ein	 Ergebnis	 von	 Interviews	 des	 Teams	 der	 Leuphana	 Universität	 Lüneburg	 mit	 Direktver‐ marktern.	

60	 4.2

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Risiken	für	Bürgerenergieprojekte	

4.2.1 Überblick	 Eine	Abschaffung	der	festen	Einspeisevergütung	im	Zusammenhang	mit	der	Einführung	 der	verpflichtenden	Direktvermarktung	auf	Basis	der	gleitenden	Marktprämie	kann	auf	 mehrere	Arten	zu	Schwierigkeiten	für	die	Bürgerenergie	führen.	Sie	rühren	insbesonde‐ re	von	den	Finanzierungskonditionen	der	Kreditgeber	für	Investitionen	in	Erneuerbare‐ Energien‐Anlagen.	So	stellen	die	wichtigsten	Finanzierer	der	erneuerbaren	Energien	in	 ihrer	 Berliner	 Erklärung	 fest,	 dass	 „die	 zusätzlichen	 Risikokomponenten	 in	 den	 Finan‐ zierungen	strukturell	und	preislich	zu	berücksichtigen“	seien	(BEE	2013).	Auch	die	un‐ ter	 3.2.3	 dargestellte	 Einschätzung	 von	 Banken	 bestätigt	 diese	 Aussage.	 Eine	 ver‐ pflichtende	Direktvermarktung	mit	gleitender	Marktprämie	ohne	Rückkehroption	in	die	 Einspeisevergütung	 führt	 aus	 finanzwirtschaftlicher	 Sicht	 zu	 zusätzlichen	 Risiken,	 die	 sich	 in	 (a)	höheren	 Risikoprämien	 für	 Kredite,	 (b)	höheren	 Eigenkapitalanforderungen	 und	(c)	einer	insgesamt	reduzierten	Rentabiltät	der	Projekte	niederschlagen	und	im	Ext‐ remfall	 durch	 fehlendes	 hinreichend	 langfristiges	 Fremdkapital	 Erneuerbare‐Energien‐ Projekte	verhindern	können.		 Im	Einzelnen	sind	folgenden	Risiken	zu	beachten:	  Preisrisiko:	Ein	erhöhtes	Preisrisiko	entsteht	dann,	wenn	das	vom	Direktvermarkter	 bezahlte	Entgelt	unter	der	um	die	frühere	Managementprämie	bereinigte	Summe	aus	 Marktprämie	und	Monatsmarktwert	bleibt.	Andererseits	können	Zusatzerlöse	anfal‐ len,	wenn	der	Direktvermarkter	mehr	als	den	Monatsmarktwert	erwirtschaftet	und	 den	Betreiber	an	diesen	Zusatzerlös	beteiligt.	Grundsätzlich	kann	ein	Direktvermark‐ ter	den	Monatsmarktwert	durch	geeignete	Geschäfte	an	der	Strombörse	nachbilden.	 Dabei	 entstehen	 jedoch	 mindestens	 Transaktionskosten,	 die	 der	 Direktvermarkter	 nebst	einem	Deckungsbeitrag	für	seine	Fixkosten	und	einem	Gewinnanspruch	beim	 Anlagenbetreiber	 durchsetzen	 möchte.	 Die	 Transaktionskosten	 des	 Direktver‐ markters	sind	stück‐	und	volumensabhängig.	Bei	kleineren	Losgrößen,	wie	sie	typi‐ scherweise	von	Bürgerbeteiligungsgesellschaften	angeboten	werden,	ist	mit	höheren	 Stückkosten	zu	rechnen.	  Marktposition:	 Welche	 Kosten	 bzw.	 Gewinne	 Direktvermarkter	 bei	 den	 Betreibern	 durchsetzen	 können,	wird	 im	 wettbewerblichen	 Prozess	 der	 Preisbildung	 entschie‐ den.	Derzeit	können	die	Anlagenbetreiber	aus	der	optionalen	Marktprämie	Vorteile	 ziehen,	 ohne	 größere	 Risiken	 eingehen	 zu	 müssen.	 Eine	 verpflichtende	 Direktver‐ marktung	 stärkt	 jedoch	 grundsätzlich	 die	 Position	 der	 Direktvermarkter,	 weil	 der	 Wechsel	 in	 die	 feste	 Einspeisungsvergütung	 und	 damit	 der	 Wettbewerb	 durch	 den	 Übertragungsnetzbetreiber	entfällt.	  Abnahmerisiko:	 Unter	 den	 Prämissen	 zahlreicher	 potenzieller	 Anbieter_innen	 und	 geringer	 Markteintrittsbarrieren	 ist	 es	 zwar	 denkbar,	 aber	 sehr	 unwahrscheinlich,	 dass	sich	für	den	erzeugten	Strom	kein	Direktvermarkter	findet.	Durch	den	Wegfall	 des	Rückkehrrechts	in	die	Einspeisevergütung	kann	allerdings	das	Risiko	steigen,	bei	 Zahlungsschwierigkeiten	des	Direktvermarkters	nicht	schnell	genug	einen	Ersatzab‐ nehmer	zu	finden.	  Forderungsausfälle:	Die	Gefahr	von	Forderungsausfällen	aus	Entgelten	für	gelieferte	 aber	nicht	bezahlte	Energie	ist	unabhängig	vom	Rückkehrrecht	in	den	Einspeisetarif,	 solange	der	Direktvermarkter	kurzfristig	gewechselt	werden	kann	und	ein	alternati‐ ver	 Direktvermarkter	 vorhanden	 ist.	 Ersteres	 ist	 im	 Gesetzesentwurf	 vorgesehen,	 letzteres	ist	unter	den	o.	g.	Annahmen	mit	Einschränkungen	denkbar.	  Produktionsrisiken:	 In	 jedem	 Fall	 steigen	 bei	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 ohne	 Rückkehrrecht	 die	 Produktionsrisiken.	 Eine	 erfolgreiche	 Direktvermarktung	 setzt	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

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eine	 verlässliche	 Erzeugungsplanung	 voraus,	 Planabweichungen	 können	 zu	 hohen	 Ausgleichsenergiekosten	 führen,	 die	 entweder	 der	 Direktvermarkter	 oder	 der	 Be‐ treiber	 zu	 tragen	 hat.	 Bei	 der	 Einspeisevergütung	 trägt	 diese	 Kosten	 dagegen	 der	 Übertragungsnetzbetreiber,	der	sie	dann	in	die	EEG‐Umlage	einrechnet.	  Laufzeiten:	 Üblicherweise	 ist	 für	 eine	 Projektfinanzierung	 ein	 langfristiger	 Abnah‐ mevertrag	 für	 die	 erzeugten	 Güter	 und	 Dienstleistungen	 mit	 festen	 bzw.	 gut	 kalku‐ lierbaren	Preisen	und	Mengen	erforderlich,	um	überhaupt	eine	langfristige	Finanzie‐ rung	zu	erhalten.	Die	Laufzeit	der	Darlehen	wird	die	Laufzeit	der	Abnahmeverträge	 in	 der	 Regel	 nicht	 übersteigen.	 Zwar	 wird	 die	 gleitende	 Marktprämie	 nach	 wie	 vor	 für	einen	Zeitraum	von	20	Jahren	gewährt.	Es	stellt	sich	aber	die	Frage,	ob	mit	den	 Direktvermarktern	 entsprechend	 langfristige	 Abnahmeverträge	 zu	 kalkulierbaren	 Preisen	abgeschlossen	werden	können.	Laufzeiten	von	20	Jahren	sind	im	Stromhan‐ del	bisher	nicht	üblich,	auf	dem	Gasmarkt	dagegen	durchaus	zu	finden.	Insofern	er‐ scheint	 es	 denkbar,	 solche	 Verträge	 zu	 erhalten.	 Allerdings	 werden	 als	 Vertrags‐ partner	für	solche	Laufzeiten	nur	Parteien	akzeptiert	werden,	die	aufgrund	ihrer	Bo‐ nität	 die	 Vertragserfüllung	 auch	 in	 ferner	 Zukunft	 gewährleistet	 erscheinen	 lassen.	 Dies	trifft	weder	auf	kleine	Stromerzeuger	noch	auf	mittelständische	Handelsunter‐ nehmen	 zu,	 sondern	 allenfalls	 auf	 die	 großen	 Energiekonzerne.	 Bei	 bonitätsschwä‐ cheren	Abnehmer_innen	werden	Banken	Erfüllungsgewährleistungen	verlangen,	die	 sie	selbst	aber	über	solche	Laufzeiten	den	bonitätsschwächeren	Direktvermarktern	 nicht	 geben	 würden.	 Auf	 langfristige	 Abnahmeverträge	 mit	 bonitätsstarken	 Käu‐ fer_innen	 zu	 kalkulierbaren	 Konditionen	 kann	 bei	 Projektfinanzierungen	 verzichtet	 werden,	wenn	die	produzierten	Güter	alternativ	jederzeit	auf	einem	liquiden	Markt	 zu	kalkulierbaren	Preisen	verkauft	werden	können.	Einspeisevorrang	und	Strombör‐ se	 lassen	 eine	 Vermarktung	 der	 erneuerbaren	 Energie	 auch	 ohne	 langfristige	 Ab‐ nahmeverträge	 als	 möglich	 erscheinen.	 Allerdings	 sind	 die	 Erfahrungen	 mit	 dem	 Stromhandel	noch	nicht	so	gefestigt,	dass	dies	aktuell	schon	akzeptiert	wird,	darauf	 deuten	Stellungnahmen	der	Banken	hin	(BEE	2013).	In	jedem	Fall	bleibt	ein	Restrisi‐ ko,	dass	durch	höhere	Kreditzinsen	und	höhere	Eigenkapitalanforderungen	ausgegli‐ chen	wird.	  Managementrisiken:	 Eine	 verpflichtende	 Direktvermarktung	 stellt	 an	 das	 Manage‐ ment	der	Erneuerbare‐Energien‐Projekte	deutlich	höhere	Anforderungen.	Der	Markt	 der	 Direktvermarkter	 ist	 zu	 analysieren,	 es	 müssen	 Angebote	 eingeholt	 und	 vergli‐ chen	 werden,	 Verträge	 verhandelt,	 abgeschlossen	 und	 überwacht	 werden.	 Je	 nach	 Art	 der	 Direktvermarktung	 muss	 sich	 das	 Management	 auch	 in	 die	 Steuerung	 der	 Energieerzeugungsanlagen	 stärker	 einschalten,	 z.	B.	 Fahrpläne	 erstellen	 oder	 sogar	 Bilanzkreise	administrieren.	Insgesamt	erfordert	verpflichtende	Direktvermarktung	 eine	deutlich	höhere	technische	und	kaufmännische	Kompetenz	der	Betreiber_innen.	 Ob	dies	rein	ehrenamtlich	geführte	Bürgerbeteiligungen	leisten	können,	muss	hinter‐ fragt	 werden.	 Sind	 entsprechende	 Kompetenzen	 nicht	 vorhanden,	 muss	 entweder	 geeignetes	 Personal	 eingestellt	 oder	 es	 müssen	 entsprechende	 Dienstleistungsver‐ träge	abgeschlossen	werden.	Beides	führt	zu	zusätzlichen	Kosten,	die	vom	Projekt	zu	 tragen	sind.	 Im	Folgenden	wird	auf	vier	Punkte	näher	eingegangen:	  Zahlungsunregelmäßigkeiten	beim	Direktvermarkter,	  Oligopolisierung	bei	den	Direktvermarktern,	  Rentabilität	für	kleinere	Anlagen	und	  höhere	 Eigenkapitalanforderungen	 bzw.	 allgemein	 veränderte	 Finanzierungspara‐ meter.	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

4.2.2 Zahlungsunregelmäßigkeiten	beim	Direktvermarkter	 Bisher	 war	 das	 Risiko	 von	 Zahlungsunregelmäßigkeiten	 beim	 Direktvermarkter	 aus	 Bankensicht	begrenzt.	Denn	es	gibt	bislang	auch	für	die	Anlagenbetreiber,	die	die	glei‐ tende	 Marktprämie	 nutzen,	 die	 Rückfalllinie	 der	 festen	 Einspeisevergütung.	 Ohne	 eine	 lange	 Übergangszeit	 sind	 damit	 die	 Einnahmen	 für	 die	 Stromeinspeisung	 wieder	 gesi‐ chert,	 auch	 wenn	 der	 Direktvermarkter	 Liquiditätsprobleme	 hat.	 Entsprechend	 basier‐ ten	die	Kreditbedingungen	auf	dem	System	der	festen	Einspeisevergütung	und	nicht	auf	 der	Direktvermarktung.		 Fällt	diese	Rückfalllinie	weg,	muss	das	Direktvermarkterrisiko	über	die	gesamte	Laufzeit	 betrachtet	werden.	Banken	berücksichtigen	bei	der	Festlegung	von	Kreditbedingungen	 dabei	 die	 Bonität	 nicht	 nur	 der	 Anlagenbetreiber	 selber,	 sondern	 auch	 der	 Geschäfts‐ partner,	 also	 der	 Direktvermarkter.	 Auch	 wenn	 die	 feste	 Einspeisevergütungen	 nicht	 vom	 Staat	 sondern	 den	 Übertragungsnetzbetreibern	 ausgezahlt	 werden,	 sind	 sie	 vom	 Staat	in	ihrer	Höhe	abschließend	festgelegt,	verbunden	mit	einem	Einspeise‐	und	Durch‐ leitungsvorrang.	Die	Bonität	der	Übertragungsnetzbetreiber	wird	daher	von	Ratingagen‐ turen	 im	 oberen	 Investment‐Grade‐Bereich	 gesehen,	 eine	 Bewertung,	 die	 kein	 reiner	 Stromhändler	und	erst	recht	kein	kleinerer,	jüngerer	Direktvermarkter	erreichen	kann.	 Banken	 reagieren	 auf	 die	 schlechtere	 Bonität	 der	 Stromabnehmer	 mit	 höheren	 DSCR‐	 und	 Eigenkapitalanforderungen	 bei	 den	 zu	 finanzierenden	 Projekten	 (siehe	 Abschn.	 3.2.3).	 Direktvermarkter	 stehen	 im	 gegenseitigen	 Wettbewerb.	 In	 einem	 solchen	 Wettbewerb	 ist	 es	 normal,	 dass	 einzelne	 Wettbewerber	 nicht	 bestehen	 können.	 Die	 Betreiber	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	spüren	dies	möglicherweise	erst	bei	ausbleibenden	Zah‐ lungen.	 Schon	 bevor	 ein	 Direktvermarkter	 offiziell	 einen	 Insolvenzantrag	 stellen	 muss,	 kann	es	dazu	kommen,	dass	er	nur	noch	unvollständige	oder	gar	keine	Zahlungen	mehr	 an	seine	Vertragspartner	leisten	kann	oder	aber	die	Zahlungen	sich	verzögern.	Die	Zah‐ lungen	vom	Direktvermarkter	stellen	aber	einen	Haupterlösstrom	der	Anlagenbetreiber	 dar.	 Ein	 anderer	 Erlösstrom	 besteht	 in	 der	 Marktprämie	 und	 der	 Managementprämie,	 soweit	diese	direkt	an	den	Anlagenbetreiber	überwiesen	werden.	Gehen	auch	diese	Gel‐ der	über	den	Direktvermarkter,	erhält	er	möglicherweise	ausschließlich	von	ihm	seine	 Einnahmen.	 Bei	 einer	 Zahlungsunfähigkeit	 des	 Direktvermarkters	 gehen	 dem	 Anlagenbetreiber	 da‐ mit	 wesentliche	 Einnahmen	 verloren.	 Dies	 kann	 bereits	 vor	 der	 offiziellen	 Anmeldung	 der	 Insolvenz	 der	 Fall	 sein.	 Da	 der	 Anlagenbetreiber	 die	 Vermarktung	 seines	 Stromes	 nicht	von	heute	auf	morgen	selbst	übernehmen	kann,	ist	er	darüber	hinaus	gezwungen,	 sehr	schnell	einen	neuen	Händler	zu	suchen.	 Zwar	ist	davon	auszugehen,	dass	sich	dauerhaft	Direktvermarkter	auf	dem	Markt	anbie‐ ten	 und	 ein	 Wechsel	 zu	 einem	 neuen	 Partner	 möglich	 ist,	 was	 das	 Risiko	 faktisch	 be‐ grenzt.	Die	Suche	nach	einem	neuen	Direktvermarkter	kann	aber	durchaus	drei	bis	vier	 Monate	 beanspruchen,	 da	 Angebote	 eingeholt	 und	 verglichen	 werden	 müssen	 und	 die	 Vertragsausgestaltung	verhandelt	werden	muss.	Gegebenenfalls	benötigen	Bürgerener‐ gieparks	 mehr	 Zeit	 für	 die	 Suche	 nach	 einem	 neuen	 Direktvermarkter,	 da	 es	 aufgrund	 ihrer	Strukturen	vergleichsweise	langfristige	Entscheidungsprozesse	gibt.	In	der	Zeit	für	 die	Suche	nach	einem	neuen	Direktvermarkter	gehen	Einnahmen	verloren.	Und	auch	ein	 Vertrag	 mit	 einem	 neuen	 Direktvermarkter	 birgt	 jedes	 Mal	 neue	 Risiken.	 Eine	 solche	 Situation	kann	während	der	20	Jahre	Laufzeit	mehr	als	einmal	auftreten.	 Dieses	Risiko	muss	von	den	Banken	bei	der	Kreditvergabe	berücksichtigt	werden,	was	 die	Beschaffung	von	Krediten	teurer	und	schwieriger	machen	dürfte.	Wird	dieses	Risiko	

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minimiert,	können	der	zusätzliche	Bedarf	an	Eigenkapital	und	die	zusätzliche	Zinshöhe	 reduziert	werden.		 Neben	 den	 möglichen	 Liquiditätsproblemen	 von	 Direktvermarktern	 bestehen	 für	 die	 Anlagenbetreiber	theoretisch	Risiken	in	den	schwankenden	und	nur	sehr	begrenzt	vor‐ hersehbaren	Strompreisen.	Solange	die	Direktvermarktung	aber	auf	Grundlage	der	glei‐ tenden	 Marktprämie	 durchgeführt	 wird	 und	 die	 Prämienhöhe	 nachträglich	 an	 den	 tat‐ sächlichen	Strompreis	angepasst	wird,	ist	dieses	Risiko	sehr	gering	(siehe	Abschn.	3.2).	 4.2.3 Das	Problem	der	Oligopolisierung	bei	den	Direktvermarktern	 Im	Falle	einer	verpflichtenden	Direktvermarktung	sind	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen‐ betreiber	 den	 Direktvermarktern	 und	 einer	 möglichen	 Ausnutzung	 von	 Marktmacht	 stärker	ausgeliefert,	da	eine	Rückfalloption	in	die	Festvergütung	versperrt	wird.	Wenn	 Direktvermarkter	große	Macht	haben,	können	sie	insbesondere	gegenüber	kleinen	Ak‐ teuren	 mit	 schlechten	 Vertragsbedingungen	 für	 geringe	 Renditen	 bei	 den	 Bürgerener‐ gieparks	 sorgen.	 Werden	 in	 der	 Planungsphase	 schlechte	 Bedingungen	 geboten,	 kann	 ein	 Vorhaben	 ggf.	 nicht	 durchgeführt	 werden.	 Muss	 der	 Betreiber	 einer	 bereits	 in	 Be‐ trieb	 genommenen	 Erneuerbare‐Energien‐Anlage	 beispielsweise	 aufgrund	 von	 Zah‐ lungsunregelmäßigkeiten	 einen	 neuen	 Direktvermarkter	 suchen,	 kann	 dies	 bei	 zu	 schlechten	 Bedingungen	 des	 neuen	 Direktvermarkters	 dazu	 führen,	 dass	 Kredite	 nicht	 wie	 geplant	 bedient	 werden	 können.	 Diese	 Aspekte	 müssen	 von	 Kreditinstituten	 be‐ rücksichtigt	werden,	wenn	die	Eigenkapitalhöhe	und	die	Zinshöhe	für	Kredite	festgelegt	 werden.	 Eine	 Oligopolbildung,	 die	 den	 wenigen	 übrig	 gebliebenen	 Direktvermarktern	 eine	große	Macht	verleiht,	stellt	daher	ein	Risiko	für	Bürgerenergievorhaben	dar	(BEE	 2013;	Energy	Brainpool	GmbH	&	Co.	KG	2013;	DLR	2013;	IZES	2013).	Unklar	ist	in	ei‐ nem	solchen	Fall,	ob	und	inwieweit	die	Oligopolisten	ihre	Marktmacht	tatsächlich	aus‐ nutzen.	 Bereits	 heute	 ist	 eine	 zunehmende	 Konzentration	 bei	 den	 Direktvermarktern	 für	 EEG‐ geförderten	Strom	zu	erkennen.	Schon	vor	über	einem	Jahr	war	die	Konzentration	der	 Direktvermarkter	für	Windenergie	an	Land	so	hoch,	dass	sie	die	Kriterien	erfüllte,	die	im	 Gesetz	 gegen	 Wettbewerbsbeschränkungen	 für	 eine	 Marktmachtvermutung	 formuliert	 sind.	Bereits	damals	hatten	die	drei	größten	Anbieter_innen	zusammen	einen	Marktan‐ teil	 von	 50	%	 (IZES	 2014).	 Ob	 allerdings	 dieses	 Segment	 des	 Marktes	 der	 Direktver‐ marktung	rechtlich	relevant	ist,	kann	hier	nicht	beurteilt	werden.	Ohne	Gegenmaßnah‐ men	 ist	 eine	 weitere	 Marktkonzentration	 zu	 erwarten,	 da	 sich	 große	 Portfolien	 durch	 Skaleneffekte	beim	Stromhandel	und	eine	breite	räumliche	Verteilung	der	Erneuerbare‐ Energien‐Anlagen	positiv	auf	die	Kosten	auswirkt.	Daher	haben	große	Direktvermarkter	 vergleichsweise	geringe	Vermarktungskosten	und	können	kleinere	Anbieter_innen	vom	 Markt	 verdrängen.	 Hinzu	 kommt,	 dass	 etablierte	 Energieversorger	 mit	 ihren	 ohnehin	 bestehenden	Handelsabteilungen	und	den	eigenen	Anlagen	beträchtliche	Wettbewerbs‐ vorteile	gegenüber	kleinen	und	neuen	Direktvermarktern	nutzen	können	(Energy	Brain‐ pool	GmbH	&	Co.	KG	2013;	IZES	2013;	DLR	2013).	 Ferner	werden	Finanzinstitute	bei	einer	flächendeckenden	und	ausnahmslosen	Direkt‐ vermarktung	 für	 Neuinvestitionen	 bei	 den	 Verhandlungen	 zur	 Finanzierung	 von	 Ener‐ gieparks	als	Basis	die	Direktvermarktung	heranziehen,	während	sie	derzeit	das	System	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zugrunde	 legen.	 Sie	 werden	 dabei	 entweder	 nur	 boni‐ tätsmäßig	 sehr	 gute	 Händler	 akzeptieren	 oder	 Bankbürgschaften	 des	 Händlers	 für	 die	 Erfüllung	der	Zahlungsverpflichtungen	verlangen.	Auch	dies	begünstigt	tendenziell	eine	 Marktkonzentration,	 da	 größere	Händler	 diese	 Anforderungen	 zumeist	 deutlich	 besser	 erfüllen	können	als	kleinere	(BEE	2013,	S.	1‐2).	Andererseits	bestehen	insgesamt	relativ	

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geringe	 Marktbarrieren,	 und	 neben	 den	 bestehenden	 Direktvermarktern	 und	 den	 gro‐ ßen	Energieversorgern	dürften	auch	viele	mittlere	und	größere	Stadtwerke	in	der	Lage	 sein,	 als	 Direktvermarkter	 zu	 agieren.	 Daher	 ist	 die	 Gefahr	 einer	 längerfristigen	 Oligo‐ polsituation	verbunden	mit	einer	Ausübung	der	Marktmacht	eher	gering.	 Solange	 ein	 funktionierender	 Markt	 mit	 einer	 großen	 Anzahl	 von	 Direktvermarktern	 vorliegt,	 könnten	 die	 unter	 4.2.1	 genannten	 Probleme	 beherrschbar	 sein.	 Wenn	 aller‐ dings	die	erwartete	Oligopolisierung	der	Direktvermarkter	tatsächlich	eintritt,	einzelne	 Direktvermarkter	eine	hohe	Marktmacht	erlangen	und	diese	nutzen,	würden	die	Risiken	 für	Bürgerenergieprojekte	mit	der	Zeit	ansteigen	(siehe	Abschn.	4.2.3).	 4.2.4 Rentabilität	für	kleinere	Anlagen	 Die	 steigenden	 Anforderungen	 an	 das	 Management	 führen	 zu	 zusätzlichen	 Kosten,	 die	 von	den	Projekten	zu	tragen	sind.	Diese	Kosten	sind	bei	verpflichtender	Direktvermark‐ tung	für	die	gesamte	Projektlaufzeit	zu	kalkulieren.		 Zwar	 wählen	 bereits	 heute	 viele	 Bürgerenergieparks	 die	 Option	 der	 gleitenden	 Markt‐ prämie.	 Dennoch	 stellt	 sich	 die	 Frage,	 ob	 die	 Akteure	 der	 Bürgerenergie	 insbesondere	 bei	Photovoltaikanlagen	den	organisatorischen	Zusatzaufwand	für	eine	Direktvermark‐ tung	bewältigen	bzw.	bezahlen	können.	Daher	haben	bislang	nur	wenige	der	PV‐Anlagen	 die	 gleitende	 Marktprämie	 genutzt	 (Frauenhofer	 ISI	 2013,	 S.	 7).	 Die	 zusätzlichen	 zeit‐	 und	 kostenrelevanten	 notwendigen	 Tätigkeiten	 sind	 insbesondere	 Marktbeobachtung	 bei	 den	 Direktvermarktern,	 Vertragsverhandlung,	 Vertragsüberwachung	 und	 Vertrags‐ abwicklung.	 Energieversorgungsunternehmen,	 die	 sich	 gewerblich	 mit	 der	 Erzeugung,	 Verteilung	und	Vertrieb	von	Strom	befassen,	verfügen	in	der	Regel	über	die	notwendi‐ gen	Kompetenzen	und	Mittel.	Bei	ihnen	entstehen	keine	oder	geringe	Zusatzkosten.	Bei	 sehr	 großen	 Erneuerbaren‐Energien‐Projekten,	 wie	 zum	 Beispiel	 großen	 Windparks,	 verteilen	 sich	 die	 Kosten	 auf	 ein	 großes	 Finanzierungsvolumen,	 sodass	 sie	 möglicher‐ weise	noch	tragbar	sind.	Insbesondere	bei	kleinen	und	nicht	hauptamtlich	professionell	 geführten	Projekten	kann	die	Wirtschaftlichkeit	der	geplanten	Vorhaben	so	stark	beein‐ trächtigt	 werden,	 dass	 sie	 auch	 bei	 geringeren	 Rentabilitätsanforderungen	 nicht	 mehr	 durchführbar	sind.	 4.2.5 Höhere	 Eigenkapitalanforderungen	 und	 veränderte	 andere	 Finanzierungspara‐ meter	 In	einem	Workshop	hat	das	Institut	für	ZukunftsEnergieSysteme	gGmbH	(IZES)	im	Auf‐ trag	von	Greenpeace	mit	Experten	über	die	Auswirkungen	einer	Abschaffung	der	festen	 Einspeisevergütung	 zugunsten	 der	 Direktvermarktung	 auf	 Basis	 der	 gleitenden	 Markt‐ prämie	diskutiert.	Während	bei	Windenergie	an	Land	die	Eigenkapitalquote	derzeit	im	 Bereich	von	20	%	und	bei	PV‐Freiflächenanlagen	bei	25	%	liege,	könne	sie	bei	der	ver‐ pflichtenden	Direktvermarktung	um	10	Prozentpunkte	auf	30	bzw.	35	%	steigen	(IZES	 2014).	 Die	in	den	vorherigen	Abschnitten	beschriebenen	Wirkungen	einer	verpflichtenden	Di‐ rektvermarktung	 können	 Veränderungen	 in	 den	 Finanzierungsparametern	 allgemein	 hervorrufen.	Für	eine	3‐MW‐Windenergieanlage	wurde	eine	Beispielrechnung	durchge‐ führt,	 um	 die	 Auswirkungen	 auf	 Eigenkapitalrendite	 und	 Eigenkapitalquote	 zu	 bestim‐ men.20	 Die	 Eigenkapitalrendite	 wird	 hier	 vor	 Unternehmens‐	 und	 Einkommenssteuern	 ausgewiesen.	Die	folgenden	Parameterveränderungen	wurden	betrachtet:	 (1) der	Standardfall	mit	heutigen	Konditionen,	 																																																								
20		

Für	die	Annahmen	der	Kalkulation	siehe	Anhang	A.3.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

65	

(2) erhöhte	Anforderungen	an	die	DSCR	(Erhöhung	von	1,1	auf	1,6),	 (3) schlechtere	Preisklasse	bei	Darlehen	(Preisklasse	E	statt	B),	 (4) Verringerung	der	Darlehenslaufzeit	(5	statt	17	Jahre),	 (5) Mindererlöse	 und	 höhere	 Kosten	 (0,2	 Ct/kWh	 für	 die	 Direktvermarkter,	 20.000	 Euro	p.a.	zusätzlich	für	Geschäftsführung),	 (6) eine	Komination	von	(2)	und	(5),	 (7) eine	Kombination	von	(3)	und	(5).	 Die	Ergebnisse	sind	in	den	Abb.	31‐33	dargestellt.	

Standardmodell

564

Mindererlöse und höhere Kosten

850

Schlechtere Preisklasse Darlehen

1.067

Kombination schlechtere Preisklasse und Mindererlöse/Mehrkosten

1.335

Erhöhte Anforderungen DSCR

1.994

Kombination höhere DSCR und Mindererlöse/Mehrkosten

2.175

Verringerung der Darlehenslaufzeit

3.266

0 1.000 2.000 3.000 4.000 Eigenkapitaleinsatz (in 1.000 Euro)

	 Abb.	31:	 Mögliche	Veränderungen	beim	Eigenkapitaleinsatz	am	Beispiel	einer	3‐ MW‐Windenergieanlage	
Quelle:	 Eigene	Darstellung	

66	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Standardmodell

11

Mindererlöse und höhere Kosten

17

Schlechtere Preisklasse Darlehen

21

Kombination schlechtere Preisklasse und Mindererlöse/Mehrkosten

26

Erhöhte Anforderungen DSCR

39

Kombination höhere DSCR und Mindererlöse/Mehrkosten

42

Verringerung der Darlehenslaufzeit

64

0

20 40 60 Eigenkapital in v.H. der Investition

	 Abb.	32:	 Mögliche	 Veränderungen	 bei	 der	 Eigenkapitalquote	 am	 Beispiel	 einer	 3‐MW‐Windenergieanlage	
Quelle:	 Eigene	Darstellung	

Deutlich	 wird,	 dass	 je	 nach	 Fallkonstellation	 die	 Eigenkapitalanforderungen	 erheblich	 steigen.	Im	worst	case	muss	das	5,8‐Fache	des	Eigenkapitals	im	Standardmodell	aufge‐ bracht	werden.	Die	vom	IZES	angegebenen	Steigerungen	bei	der	Eigenkapitalquote	er‐ scheinen	vor	dem	Hintergrund	dieser	Beispielrechnung	plausibel.	Es	ist	unter	bestimm‐ ten	Umständen	sogar	denkbar,	dass	die	Anforderungen	diesbezüglich	noch	deutlich	hö‐ her	ausfallen.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

67	

Kombination schlechtere Preisklasse und Mindererlöse/Mehrkosten

3,89

Kombination höhere DSCR und Mindererlöse/Mehrkosten

5,54

Verringerung der Darlehenslaufzeit

6,53

Mindererlöse und höhere Kosten

7,41

Schlechtere Preisklasse Darlehen

7,67

Erhöhte Anforderungen DSCR

8,22

Standardmodell

14,91

0

5 10 15 Eigenkapitalrendite vor Steuern in v.H.

	 Abb.	33:	 Mögliche	Veränderungen	der	Eigenkapitalrendite	(vor	Steuern)	am	Bei‐ spiel	einer	3‐MW‐Windenergieanlage	
Quelle:	 Eigene	Darstellung	

Die	 Eigenkapitalrendite	 liegt	 im	 Standardmodell	 bei	 14,91	%.	 Davon	 sind	 Unterneh‐ menssteuern	 abzuziehen.	 Zudem	 müssen	 von	 den	 Investor_innen	 darauf	 Einkommen‐ steuern	entrichtet	werden.	Legt	man	vergleichsweise	niedrige	Renditeerwartungen	zu‐ grunde,	 wie	 sie	 bei	 PV‐Genossenschaften	 anzutreffen	 sind,	 wird	 in	 den	 meisten	 Fällen	 der	erwartete	Wert	gerade	noch	erreicht.	Zu	berücksichtigen	ist	aber,	dass	das	Risiko	bei	 Windenergieprojekten,	 zumal	 unter	 geänderten	 rechtlichen	 Rahmenbedingungen,	 er‐ heblich	höher	ist	–	und	damit	tendenziell	auch	die	Renditeanforderungen.	 4.3 Optionen	zur	Abfederung	der	Risiken	

Nachdem	 im	 vorigen	 Kapitel	 Risiken	 einer	 Abschaffung	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zu	 Gunsten	 einer	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 dargestellt	 wurden,	 werden	 in	 diesem	Kapitel	sechs	Optionen	von	theoretisch	möglichen	Maßnahmen	zur	Reduzierung	 dieser	 Risiken	 beschrieben	 und	 diskutiert.	 Zunächst	 werden	 Maßnahmen	 zur	 Abfede‐ rung	 der	 Risiken	 durch	 Zahlungsunregelmäßigkeiten	 des	 Direktvermarkters	 beschrie‐ ben.	 Anschließend	 werden	 Maßnahmen	 zur	 Vermeidung	 einer	 möglichen	 Oligopolisie‐ rung	diskutiert.	Ferner	wird	die	alternative	Vermarktungsoption	der	Direktversorgung	 diskutiert,	die	vom	Bündnis	Bürgerenergie	(BBEn)	vorgeschlagen	wurde	(Bündnis	Bür‐ gerenergie	 e.V	 2014).	 Dabei	 wird	 zunächst	 die	 Funktionsweise	 der	 jeweiligen	 Option	 dargestellt.	Anschließend	werden	die	Auswirkungen	auf	Bürgerenergieparks	und	ande‐ re	Akteure	wie	den	Staat	oder	den	Netzbetreibern	dargestellt		

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

4.3.1 Kurzfristige	Absicherung	durch	einen	„Ausfallvermarkter“	 4.3.1.1 Funktionsweise	eines	„Ausfallvermarkters“	 Treten	 Zahlungsprobleme	 beim	 Direktvermarkter	 auf,	 würden	 die	 Einnahmeverluste	 des	 Anlagenbetreibers	 reduziert,	 wenn	 sehr	 schnell	 eine	 Alternative	 für	 den	 bestehen‐ den	Direktvermarkter	gefunden	werden	könnte.	Dies	könnte	ein	Ausfallvermarkter	sein,	 der	 grundsätzlich	 die	 Aufgaben	 eines	 Direktvermarkters	 übernehmen	 kann.	 Er	 müsste	 auch	 verpflichtet	 sein,	 als	 Vermarkter	 einzuspringen,	 wenn	 bestimmte	 Bedingungen	 erfüllt	 sind.	 Wenn	 dieser	 Ausfallvermarkter	 in	 der	 Lage	 ist,	 ohne	 oder	 mit	 einem	 nur	 sehr	kurzen	Übergang	den	Strom	des	betroffenen	Anlagenbetreibers	aufzunehmen	und	 zu	 vermarkten,	 können	 dessen	 potenzielle	 Verluste	 im	 Falle	 von	 Zahlungsunregelmä‐ ßigkeiten	deutlich	minimiert	werden.	Der	Ausfallvermarkter	muss	dabei	nicht	nur	recht‐ lich	 dazu	 berechtigt	 sein,	 sondern	 auch	 administrativ	 und	 personell	 in	 der	 Lage	 sein,	 eine	solche	Aufgabe	sehr	kurzfristig	zu	übernehmen.		 Soll	 der	 Ausfallvermarkter	 die	 Ausnahme	 sein,	 darf	 er	 den	 Strom	 einer	 Anlage	 nicht	 dauerhaft	 vermarkten.	Um	 dies	 zu	 gewährleisten	 kann	 der	 Zeitraum,	 in	 dem	eine	 Aus‐ fallvermarkter	für	eine	Anlage	aktiv	sein	darf,	auf	beispielsweise	drei	Monate	begrenzt	 werden.	In	dieser	Zeit	ist	dann	ein	neuer	Direktvermarkter	zu	finden,	ansonsten	könn‐ ten	nach	diesem	Zeitraum	die	Strommengen	nicht	vermarktet	und	die	entsprechenden	 Erlöse	nicht	eingenommen	werden.	Eine	andere	Möglichkeit	besteht	darin,	dass	der	Aus‐ fallvermarkter	 nicht	 die	 vollständigen	 Einnahmen	 aus	 der	 Vermarktung	 an	 den	 Anla‐ genbetreiber	weiterreicht	oder	in	einem	solchen	Falle	die	Höhe	der	Marktprämie	redu‐ ziert	wird.	Damit	bestünde	ein	ökonomischer	Anreiz,	möglichst	schnell	einen	neuen	Di‐ rektvermarkter	zu	finden,	der	zumindest	einen	größeren	Anteil	der	Erlöse	weiterreicht.	 Diese	Variante	sorgt	ferner	automatisch	dafür,	dass	der	Ausfallvermarkter	nur	in	Notsi‐ tuationen	 einspringt	 und	 der	 Regelfall	 die	 Vermarktung	 des	 Erneuerbare‐Energien‐ Stroms	durch	einen	im	Wettbewerb	befindlichen	Direktvermarkter	bleibt.	Die	Nutzung	 eines	 Ausfallvermarkters	 muss	 damit	 nicht	 an	 eine	 tatsächliche	 Insolvenz	 oder	 andere	 zu	definierende	Situationen	geknüpft	sein.	 Als	Ausfallvermarkter	bieten	sich	die	Übertragungsnetzbetreiber	an.	Sie	nehmen	bereits	 dauerhaft	Strom	von	Bestands‐Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	auf,	die	nicht	das	System	 der	für	sie	optionalen	gleitenden	Marktprämie	nutzen	und	verkaufen	diesen	an	der	Bör‐ se	EPEX.	Da	Bestandsanlagen	aus	Gründen	des	Bestandsschutzes	nicht	gezwungen	wer‐ den	 können,	 in	 die	 Direktvermarktung	 zu	 wechseln,	 wird	 es	 vermutlich	 noch	 für	 rund	 20	Jahre	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	geben,	die	die	feste	Einspeisevergütung	nutzen	 werden.	 Darüber	 hinaus	 werden	 die	 Netzbetreiber	 aufgrund	 der	 vorgesehenen	 De‐ Minimis‐Regel,	 nach	 der	 kleine	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 nach	 wie	 vor	 die	 feste	 Einspeisevergütung	nutzen	können,	auch	für	diese	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	diese	 Aufgabe	wie	bisher	übernehmen.	Damit	liegt	das	dafür	notwendige	Know‐how	bei	den	 Netzbetreibern	bereits	vor,	bei	ihnen	sind	die	entsprechenden	Prozeduren	grundsätzlich	 eingespielt.	 Nicht	 zuletzt	 stehen	 die	 Netzbetreiber	 nicht	 im	 Wettbewerb	 mit	 anderen	 Direktvermarktern,	 da	 sie	 die	 Vermarktung	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Strom	 nur	 in	 definierten	 Situationen	 übernehmen	 und	 es	 wird	 ihnen	 durch	 das	 EEG	 und	 der	 Aus‐ glMechV	vorgeschrieben,	wo	und	wie	sie	den	Strom	zu	vermarkten	haben.	 Das	 Eckpunktepapier	 des	 BMWi	 vom	 21.1.2014	 und	 der	 Entwurf	 des	 EEG	 vom	 18.2.2014	sieht	eine	Ausfallvermarktung	durch	einen	Ausfallvermarkter	für	den	Fall	vor,	 dass	 die	 Einnahmen	 eines	 Anlagenbetreibers	 etwa	 durch	 den	 Ausfall	 eines	 Direktver‐ markters	 nicht	 durchgehend	 gesichert	 sind.	 Die	 Höhe	 der	 Einspeisevergütung	 für	 eine	 dann	eingespeiste	Strommenge	soll	danach	auf	80	%	des	zur	Ermittlung	der	Marktprä‐

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mie	 anzulegenden	 Wertes,	 der	 praktisch	 der	 früheren	 festen	 Vergütung	 zuzüglich	 der	 Vermarktungskosten	entspricht,	beschränkt	werden	(BMWi	2014b).	Dies	würde	für	den	 Zeitraum	 der	 Inanspruchnahme	 des	 Ausfallvermarkters	 im	 Falle	 einer	 Windenergiean‐ lage	an	Land	mit	einer	Vergütung	von	8,9	Ct/kWh	Mindereinnahmen	von	1,78	Ct/kWh	 zur	 Folge	 haben.	 Im	 Falle	 einer	 Biogasanlage	 mit	 einer	 Vergütung	 von	 beispielsweise	 14	Ct/kWh	wären	es	Mindereinnahmen	von	2,8	Ct/kWh.	Dies	ist	in	beiden	Fällen	deut‐ lich	mehr	als	die	Vermarktungskosten,	die	im	EEG‐Entwurf	mit	0,4	Ct/kWh	für	fluktuie‐ rende	 und	 0,2	Ct/kWh	 für	 andere	 erneuerbare	 Energien	 angesetzt	 werden	 (BMWi	 2014b).		 Bei	Biogasanlagen	könnten	diese	Mindereinnahmen	dazu	führen,	dass	sich	der	Betrieb	 der	Anlage	mit	einem	Ausfallvermarkter	nicht	rentiert,	da	sowohl	die	Mindereinnahmen	 mit	2,84	Ct/kWh	als	auch	die	Betriebskosten,	insbesondere	die	Kosten	für	die	Biomasse,	 sehr	hoch	sind.	Bei	Windenergie‐	und	PV‐Anlagen	dürfte	das	aufgrund	der	sehr	geringen	 Betriebskosten	 anders	 sein.	 Insgesamt	 führt	 diese	 Regelung	 dazu,	 dass	 die	 Minderein‐ nahmen	 bei	 teureren	 Anlagen,	 beispielsweise	 Offshore‐Windenergieanlagen	 oder	 klei‐ nen	 PV‐Anlagen	 höher	 sind	 als	 bei	 günstigeren,	 beispielsweise	 Wind‐an‐Land‐Anlagen	 oder	 großen	 PV‐Anlagen.	 Damit	 ist	 der	 Anreiz	 beispielsweise	 für	 kleine	 PV‐Anlagen,	 schnell	einen	neuen	Direktvermarkter	zu	suchen	größer	als	für	große	PV‐Anlagen.	 4.3.1.2 Bedeutung	für	Bürgerenergie	 Zunächst	bedeutet	die	Schaffung	eines	Ausfallvermarkters	für	die	Betreiber	von	Erneu‐ erbare‐Energien‐Anlagen	eine	erhebliche	Reduzierung	der	Risiken,	die	mit	der	Abschaf‐ fung	der	festen	Einspeisevergütung	einhergehen.	Denn	die	potenziellen	Verluste	durch	 Zahlungsunfähigkeit	 eines	 Direktvermarkters	 werden	 deutlich	 reduziert.	 Damit	 dürfte	 der	 geforderte	 DSCR	 leichter	 erfüllbar	 werden	 und	 Anforderungen	 der	 Kreditinstitute	 an	 Eigenkapitalhöhe	 und	 Kreditzinsen	 sinken.	 Dies	 gilt	 am	 stärksten,	 wenn	 keine	 Ein‐ schränkung	 der	 Wechselmöglichkeit	 auf	 bestimmte	 Situationen	 besteht,	 der	 mögliche	 Zeitraum	für	die	Nutzung	eines	Ausfallvermarkters	lang	und	die	 Einnahmeverluste	ge‐ ring	sind.	Sollten	die	Einnahmeverluste	in	engen	Grenzen	gehalten	werden,	könnte	die	 Institution	eines	Ausfallvermarkters	gegenüber	den	Banken	eine	mit	der	festen	Einspei‐ severgütung	vergleichbare	Funktion	einnehmen	und	günstige	Kreditkonditionen	erlau‐ ben.	 4.3.1.3 Andere	Auswirkungen	 Im	Wesentlichen	bekommt	der	Ausfallvermarkter,	d.h.	ggf.	die	Übertragungsnetzbetrei‐ ber,	 zusätzliche	 Aufgaben	 zugewiesen.	 Der	 Ausfallvermarkter	 muss	 sehr	 kurzfristig	 Strommengen	aufnehmen	und	am	Markt	verkaufen	und	die	Einnahmen	zumindest	teil‐ weise	an	die	Anlagenbetreiber	weiterleiten.		 Für	 die	 Übernahme	 dieser	 Aufgaben	 muss	 der	 Ausfallvermarkter	 entschädigt	 werden.	 Im	Falle	der	Vermarktung	von	Erneuerbare‐Energien‐Strommengen	durch	die	Übertra‐ gungsnetzbetreiber	ist	dieses	System	bereits	sehr	gut	eingespielt,	auch	in	Bezug	auf	gro‐ ße	 Strommengen.	 Im	 Jahr	 2014	 dürfte	 gut	 ein	 Drittel	 des	 gesamten	 EEG‐vergütungs‐ fähigen	Stroms	mit	der	Festvergütung	finanziert	werden.	Diese	Strommenge	muss	von	 den	 Übertragungsnetzbetreibern	 vermarktet	 werden.	 Die	 Prognose	 der	 Übertragungs‐ netzbetreiber	zu	den	zu	erwartenden	Kosten	liegt	bei	169	Mio.	Euro.	Dies	macht	im	Ver‐ gleich	zu	den	Gesamtkosten	der	EEG‐Umlage	weniger	als	0,8	%	aus	und	entspricht	Kos‐ ten	von	rund	0,3	Ct/kWh	vermarkteter	Strom	(Amprion	GmbH	et	al.	2013).	Die	Bundes‐ netzagentur	(2012)	nennt	0,16	bis	0,17	Ct/kWh	Kosten	der	bisherigen	Vermarktung	von	 EEG‐vergüteten	 Strom	 (BNetzA	 2012,	 S.	34–35).	 Zwar	 weichen	 diese	 Zahlen	 deutlich	

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voneinander	 ab,	 sie	 sind	 aber	 im	 Vergleich	 zu	 den	 Vergütungen	 für	 den	 Erneuerbare‐ Energien‐Strom	oder	die	Umlagenhöhe	sehr	gering.	Auch	eine	Erhöhung	der	durch	die	 Übertragungsnetzbetreiber	zu	vermarkteten	Strommenge	würde	damit	im	Vergleich	zu	 den	gesamten	Umlagekosten	zu	geringen	Kosten	führen.	Für	die	EEG‐Umlage	relevanter	 wären	die	Einsparungen	durch	die	geringere	Vergütung	dieses	Stroms	aufgrund	des	Ma‐ lus,	 der	 mit	 der	 Nutzung	 des	 Ausfallvermakters	 verbunden	 ist.	 Beim	 Vorschlag	 des	 BMWi	liegen	die	Mindereinnahmen	und	damit	die	Einsparungen	für	das	EEG‐Konto	bei	 mindestens	 dem	 Vierfachen	 bis	 über	 dem	 Zehnfachen	 der	 Vermarktungskosten	 der	 Übertragungsnetzbetreiber,	sodass	jede	Nutzung	des	Ausfallvermarkters	zu	einer	Redu‐ zierung	der	EEG‐Umlage	führt.	 Nach	den	Vorschlägen	des	BMWi	zum	EEG	vom	28.03.2014	führt	die	Nutzung	des	Aus‐ fallvermarkters	aber	auch	dazu,	dass	die	Anlagenbetreiber	in	dieser	Zeit	eine	feste	Ein‐ speisevergütung	erhalten,	sodass	das	Preissignal	des	Marktes	nicht	mehr	bei	ihnen	an‐ kommt	und	kein	finanzieller	Anreiz	mehr	besteht,	die	Anlage	bedarfsgerecht	zu	betrei‐ ben.	Damit	wird	in	dieser	Zeit	ein	zentrales	Ziel	der	verpflichtenden	Direktvermarktung	 verfehlt	(siehe	Abschn.	3.1.2	und	Abschn.	6.1).	 4.3.2 Regulierung	der	Direktvermarkter/Monopolaufsicht	 4.3.2.1 Problemstellung	 Wird	bei	Analysen	zur	Direktvermarktung	auf	die	zunehmende	Konzentration	im	Markt	 hingewiesen,	 so	 wird	 damit	 implizit	 oder	 explizit	 die	 These	 verbunden,	 dass	 eine	 stei‐ gende	Konzentration	wettbewerbspolitisch	aufgrund	der	Nutzung	von	Preisspielräumen	 problematisch	ist.	Diese	so	genannte	Marktmachtthese	spielt	in	der	Wettbewerbstheorie	 bei	 Vertreter_innen	 des	 Struktur‐Verhalten‐Ergebnis‐Paradigmas	 bzw.	 der	 Konzeption	 des	 Workable	 Competition	 eine	 bedeutende	 Rolle.	 Sie	 ist	 für	 unterschiedliche	 Märkte	 untersucht,	 aber	 nur	 in	 wenigen	 Fällen	 empirisch	 bestätigt	 worden	 (Kerber	 2007,	 S.	380).	 Im	Rahmen	von	neoklassischer	Preistheorie	und	theoretischer	Industrieökonomik	sind	 verschiedene	Modelle	zur	Erklärung	des	Marktgeschehens	im	Oligopol	entwickelt	wor‐ den.	Dabei	zeigt	sich,	dass	das	Ergebnis	hinsichtlich	Preis	und	Menge	stark	von	den	ge‐ troffenen	Annahmen	abhängt	(Kerber	2007,	S.	377).	Es	reicht	von	sinkenden	Preisen	mit	 zunehmender	 Marktkonzentration	 im	 COURNOT21‐Fall	 zu	 gleichen	 Preisen	 und	 Mengen	 wie	bei	polypolistischer	Konkurrenz	im	Fall	von	BERTRAND22‐Preiswettbewerb.23	 Aufgrund	 der	 noch	 jungen	 Geschichte	 der	 Direktvermarktung	 im	 EEG	 dürften	 wenigs‐ tens	für	diesen	Markt	nur	sehr	wenige	Daten	vorliegen,	was	eine	fundierte	Analyse	er‐ schwert.	In	jedem	Fall	sind	weitere	Merkmale	der	Marktstruktur	zu	berücksichtigen:	die	 Höhe	 von	 Marktzutritts‐	 und	 ‐austrittsschranken,	 Nachfragerkonzentration,	 Markt‐ transparenz,	 Produktheterogenität,	 Produktionsflexibilität,	 Größenvorteile	 (Skalen‐/	 Verbundvorteile)	oder	personelle	und	finanzielle	Verflechtungen	(Kerber	2007,	S.	379).	 Zwar	 sind	 die	 Markteintrittsbarrieren	 für	 einzelne	 Schritte	 entlang	 der	 Wertschöp‐ fungskette	bei	der	Direktvermarktung	wohl	eher	gering.	Dies	würde	im	Sinne	der	Theo‐ rie	 der	 contestable	 markets	 für	 einen	 starken	 potenziellen	 Wettbewerb	 sprechen.	 Zu‐ gleich	bestehen	aber	Größenvorteile,	v.	a.	Vorteile	eines	großen,	regional	diversifizierten	 Portfolios.	 																																																								
21		

Antoine‐Augustin	Cournot	(1801‐1877),	französischer	Mathematiker	und	Ökonom.	 Joseph	Louis	François	Bertrand	(1822‐1900),	französischer	Mathematiker.	 23		 Im	 vorliegenden	 Fall	 besteht	 das	 Oligopol	 auf	 der	 Nachfrageseite.	 Die	 Ergebnisse	 sind	 jedoch	 iden‐ tisch,	mit	dem	Unterschied,	dass	hier	geringere	Preise	gezahlt	werden	als	im	Polypol.	
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Kommt	es	zur	Ausnutzung	von	Marktmacht,	so	sinkt	die	Wirtschaftlichkeit	der	Anlagen.	 Damit	 wird	 zugleich	 die	 Finanzierbarkeit	 eingeschränkt.	 Ein	 Problem	 besteht	 ferner,	 wenn	der	Kontrakt	eines	Anlagenbetreibers	endet	oder	der	Direktvermarkter	Insolvenz	 anmeldet	 und	 den	 Markt	 verlassen	 muss.	 In	 diesem	 Fall	 dürfte	 mit	 sinkender	 Zahl	 an	 Direktvermarktern	zeitgleicht	die	Unsicherheit	darüber	steigen,	ob	und	wann	ein	neuer	 Direktvermarkter	gefunden	werden	kann. 4.3.2.2 Regulierungsansätze	 Das	 Problem	 der	 Oligopolbildung	 ist	 kein	 Problem	 im	 Energiebereich	 alleine	 und	 erst	 Recht	 nicht	 von	 Direktvermarktern	 für	 erneuerbaren	 Strom.	 Entsprechend	 bestehen	 allgemeine	 Instrumente,	 mit	 denen	 in	 verschiedenen	 Wirtschaftsbereichen	 die	 Bildung	 von	marktbeherrschenden	und	marktstarken	Stellungen	und	die	Ausübung	von	Markt‐ macht	 unterbunden	 werden	 soll.	 Der	 hier	 relevante	 Sachverhalt	 betrifft	 die	 Miss‐ brauchsaufsicht,	die	in	den	§§	19‐21	GWB	geregelt	ist.24	Das	Bundeskartellamt	als	Auf‐ sichtsbehörde	hat	die	Möglichkeit,	in	einem	Verwaltungsverfahren	ein	bestimmtes	Ver‐ halten	zu	beanstanden	und	die	Beendigung	des	beanstandeten	Verhaltens	anzuordnen.	 Darüber	hinaus	kann	das	Bundeskartellamt	Bußgelder	verhängen.	 Die	Rechtsordnungen	der	meisten	Länder	setzen	bei	der	Bestimmung	von	Marktmacht	 bei	 Konzentrationsmaßen	 an.	 So	 wird	 gemäß	 §	19	Abs.	3	 des	 Gesetzes	 gegen	 Wettbe‐ werbsbeschränkungen	(GWB)	dann	eine	marktbeherrschende	Stellung	vermutet,	wenn	 der	Marktanteil	eines	Unternehmens	mindestens	ein	Drittel	beträgt,	von	bis	zu	drei	Un‐ ternehmen	mindestens	50	%	und	bei	bis	zu	fünf	Unternehmen	der	gemeinsame	Markt‐ anteil	zwei	Drittel	erreicht	oder	übersteigt.	Sei	ai	der	Marktanteil	eines	Unternehmens,	j	 die	Anzahl	der	betrachteten	Unternehmen	und	CRj	die	Konzentrationsrate	der	j	Unter‐ nehmen,	so	gilt:	 (1)	 ∑ .	 Marktmacht	wird	also	gemäß	GWB	dann	vermutet,	wenn:	  0,333,	 0,5		 oder	  0,667.	  Darüber	 hinaus	 muss	 jedoch	 nachgewiesen	 werden,	 dass	 tatsächlich	 ein	 missbräuchli‐ ches	Verhalten	vorliegt.	 Kartellrechtlich	 verboten	 ist	 auch	 die	 Behinderung	 anderer	 Marktteilnehmer	 und	 eine	 sachlich	 ungerechtfertigte	 unterschiedliche	 Behandlung	 durch	 marktmächtige	 und		 ‐starke	 Unternehmen	 (Diskriminierungsverbot	 gem.	 §	20	GWB).	 In	 §	20	 Abs.	2	GWB	 ist	 ferner	 geregelt,	 dass	 Behinderung	 und	 sachlich	 nicht	 gerechtfertigte	 Ungleichbehand‐ lung	kleiner	und	mittlerer	Unternehmen	nicht	gestattet	ist,	wenn	diese	Firmen	vom	dis‐ kriminierenden	 Unternehmen	 abhängig	 sind.	 Die	 Rechtsfolgen	 sind	 die	 gleichen	 des	 §	19	GWB.	 Es	wäre	auch	denkbar,	dass	ex	ante	Maßnahmen	ergriffen	würden,	die	die	Entwicklung	 einer	marktbeherrschenden	oder	marktstarken	Stellung	unterbinden:	Der	Staat	könnte	 kleine	 und	 mittlere	 Marktakteure	 –	 hier	 Direktvermarkter	 –	 finanziell	 fördern,	 um	 so	 Differenzen	 aufgrund	 fehlender	 Größeneffekte	 auszugleichen	 und	 eine	 Verdrängung	 kleiner	Akteure	vom	Markt	zu	verhindern	(Bartling	und	Luzius	2012,	S.	111–112).	Deis‐ 																																																								
24		

Im	 Europarecht	 relevant	 ist	 Art.	102	 AEUV.	 Daneben	 bestehen	 für	 einige	 Märkte	 Regelungen	 einer	 besonderen	Missbrauchsaufsicht	–	z.	B.	im	Energienetzbereich	die	§§	30,	31	und	65	EnWG.	

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senroth	 schlägt	 hierfür	 eine	 höhere	 Managementprämie	 für	 kleinere	 Direktvermarkter	 vor	(„Kompensationsprämie“),	die	über	die	Umlage	finanziert	würde	(DLR	2013).	 4.3.2.3 Bedeutung	für	Bürgerenergie	 Wenn,	wie	oben	festgestellt	wurde,	Bürger_innen	prinzipiell	kleinere	Projekte	umsetzen	 und	 deshalb	 grundsätzlich	 eine	 schwache	 Verhandlungsposition	 besitzen,	 sind	 Maß‐ nahmen	 zur	 Begrenzung	 von	 Marktmacht(ausübung)	 von	 besonderer	 Bedeutung	 für	 Bürgerenergie.	 Bürger_innen,	 die	 sich	 finanziell	 im	 Bereich	 erneuerbarer	 Energien	 en‐ gagieren,	dürften	daher	ein	besonderes	Interesse	an	einer	wirksamen	Missbrauchsauf‐ sicht	haben.	 Sie	 können	 sich	 aber	 auch	 zu	 Kooperationen	zusammenschließen,	 um	 der	 Marktmacht	 großer	 Unternehmen	 zu	 begegnen.	 Selbst	 NischenanBieter_innen	 können	 eine	 diszipli‐ nierende	Wirkung	im	Sinne	von	contestable	markets	haben.	Wenigstens	dürfte	die	Ver‐ handlungsmacht	 von	 Kooperationen	 größer	 sein	 als	 die	 einzelner	 Bürger_innen	 bzw.	 Bürgerenergiegesellschaften.	Kooperationsgesellschaften	können	unterschiedliche	Akti‐ vitäten	entlang	der	Wertschöpfungskette	übernehmen	und	damit	die	Kosten	für	Bürger‐ energie	verringern.	Es	sind	in	diesem	Fall	aber	immer	noch	höhere	Transaktionskosten	 als	ohne	(verpflichtende)	Direktvermarktung	zu	verzeichnen.	 4.3.2.4 Andere	Auswirkungen	 Die	Instrumente	zur	Vermeidung	der	Oligopolbildung	bei	der	Direktvermarktung	haben	 Auswirkungen	auf	den	Staat:	Dieser	muss	im	Rahmen	seiner	Wettbewerbspolitik	Insti‐ tutionen	unterhalten,	die	den	Wettbewerb	auf	dem	jeweiligen	Markt	sichern.	Bei	neuen	 Märkten	ist	der	Aufbau	einer	hinreichenden	Expertise	für	die	Beobachtung	und	Bewer‐ tung	notwendig.	 Werden	ex	ante	Maßnahmen	zur	Verhinderung	des	Aufbaus	von	Marktmacht	ergriffen,	 etwa	 über	 eine	 Kompensationsprämie,	 so	 entstehen	 im	 System	 höhere	 Kosten,	 die	 die	 EEG‐Umlage	steigen	lassen.	 4.3.3 Warenkreditversicherungen	und	Bürgschaften	 4.3.3.1 Funktionsweise	von	Warenkreditversicherungen	und	Bürgschaften	 Mit	 Warenkreditversicherungen	 oder	 Bürgschaften	 können	 Zahlungsausfälle	 von	 Di‐ rektvermarktern	 gegenüber	 Anlagenbetreibern	 zumindest	 teilweise	 ausgeglichen	 wer‐ den.	 Diese	 Instrumente	 sind	 in	 anderen	 wirtschaftlichen	 Zusammenhängen	 üblich	 und	 könnten	auf	das	Verhältnis	zwischen	Erneuerbare‐Energien‐Anlagenbetreibern	und	Di‐ rektvermarkter	übertragen	werden.		 Die	Warenkreditversicherung	ist	eine	laufende	Versicherung	(§§	53	ff	Versicherungsver‐ tragsgesetz),	mit	der	sich	ein	Lieferant	dagegen	versichert,	dass	sein	Abnehmer	die	ge‐ lieferte	Ware	nicht	bezahlt.	Sie	deckt	damit	das	Ausfallrisiko	einer	unbezahlt	bleibenden	 Forderung	von	kurzen	bis	mittleren	Laufzeiten	ab.	Dafür	fallen	marktübliche	Entgelte	an	 (Wagner	2010).	Übertragen	auf	die	Direktvermarktung	bedeutet	das,	dass	die	Warenk‐ reditversicherung	zumindest	Teile	der	vertraglich	zugesicherten	Zahlungen	des	Direkt‐ vermarkters	 gegenüber	 dem	 Anlagenbetreiber	 übernimmt,	 wenn	 dieser	 säumig	 wird.	 Für	die	Kosten	dieser	Versicherung	muss	der	Anlagenbetreiber	aufkommen.	Es	gibt	al‐ lerdings	 unterschiedliche	 Aussagen	 darüber,	 ob	 Warenkreditversicherungen	 für	 das	 Verhältnis	 zwischen	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagebetreiber	 und	 Direktvermarkter	 auf	 dem	Markt	überhaupt	angeboten	werden	können.	Für	den	Fall,	dass	sich	keine	privaten	 Warenkreditversicherer	finden	und	ein	hinreichend	großes	öffentliches	Interesse	an	der	

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Risikoabsicherung	 besteht,	 könnte	 an	 eine	 öffentlich	 garantierte	 Kreditversicherung	 ähnlich	den	staatlichen	Exportkreditgarantien	(sog.	Hermes‐Deckung)	gedacht	werden.	 Diese	Versicherung	kann	im	Rahmen	der	Grenzen	des	EU‐Beihilferechts	subventioniert	 sein.	 Staatliche	Bürgschaften	oder	Garantien	werden	normalerweise	als	Instrument	der	Wirt‐ schaftsförderung	eingesetzt,	in	dem	der	Staat	eine	Risikoübernahme	bewilligt	und	somit	 eine	Kreditaufnahme	trotz	mangelnder	Bonität	ermöglicht.	In	der	Regel	handelt	es	sich	 dabei	 um	 ein	 schwer	 abschätzbares	 Risiko	 wie	 beispielsweise	 bei	 Geschäften	 im	 Aus‐ land.	Die	Bürgschaft	bezieht	sich	auf	einen	festgelegten	Zeitraum,	in	der	eine	festgelegte	 Transaktion	 erfolgt.	 Tritt	 ein	 Schadensfall	 ein,	 sind	 vertraglich	 geregelte	 Zahlungsver‐ pflichtungen	 durch	 den	 Staat	 die	 Folge.	 Staatliche	 Bürgschaften	 können	 eine	 kosten‐ günstige	Form	von	Sicherungen	sein,	wobei	allerdings	die	Grenzen	des	EU‐Beihilferechts	 zu	beachten	sind.	Dieses	Instrument	wird	bereits	seit	vielen	Jahren	auch	für	die	erneu‐ erbaren	 Energien	 im	 Strombereich	 verwendet.	 So	 gibt	 es	 aufgrund	 des	 hohen	 techni‐ schen	Risikos	bei	der	Geothermie	eine	Bürgschaft	z.B.	zur	Absicherung	des	Fündigkeits‐ risikos	(Bundesregierung	2009),	auf	Landesebene	wird	in	Hessen	für	verschiedene	Er‐ neuerbare‐Energien‐Sparten	eine	Ausfallbürgschaft	angeboten	(Doelling	2013).	 Staatliche	Bürgschaften	könnten	für	viele	Direktvermarkter	sehr	hilfreich	sein.	Denn	von	 wenigen	 sehr	 großen	 Energieversorgern	 und	 solide	 aufgestellten	 Stadtwerken	 mit	 öf‐ fentlich‐rechtlichen	 Haftungshintergrund	 (hinreichend	 solventer	 Gemeinden)	 abgese‐ hen	 sind	 Stromhandelsgesellschaften	 aufgrund	 ihres	 kurzfristigen	 und	 volatilen	 Ge‐ schäftsmodells	 als	 Schuldner	 für	 langfristige	 Abnahmeverpflichtungen	 nicht	 geeignet.	 Entsprechende	langfristige	Bankbürgschaften	zur	Absicherung	des	Abnahmerisikos	sind	 für	Handelsgesellschaften	in	der	Regel	nicht	verfügbar.	Diese	aber	werden	von	Banken	 oft	 verlangt.	 Staatliche	 Bürgschaften	 könnten	 für	 diese	 Handelsgesellschaften	 die	 feh‐ lenden	Bankbürgschaften	ersetzen.	Allerdings	sind	diese	Staatsbürgschaften	aus	beihil‐ ferechtlichen	Gründen	mit	marktüblichen	Kosten	zu	belegen,	die	von	den	Handelsgesell‐ schaften	an	die	Betreiber	im	Zweifelsfall	weitergereicht	würden.		 Auch	staatliche	Bürgschaften	für	die	Kredite	der	Erneuerbaren‐Energien‐Gesellschaften	 könnten	 die	 Banken	 veranlassen,	 bei	 zunehmender	 Unsicherheit	 des	 Projektzahlungs‐ stroms	aufgrund	einer	verpflichtenden	Direktvermarktung	ohne	Rückkehrrecht	weiter‐ hin	 sehr	 langfristige	 Darlehen	 zu	 günstigen	 Zinssätzen	 zu	 vergeben.	 Ähnlich	 könnten	 Haftungsfreistellungen	 für	 die	 Hausbanken	 bei	 den	 staatlichen	 Förderkrediten	 wirken,	 wenn	die	öffentlichen	Haushalte	den	Förderbanken	die	dafür	benötigten	Mittel	zur	Ver‐ fügung	stellen	würden.	 4.3.3.2 Bedeutung	für	Bürgerenergie	 Staatliche	 Bürgschaften	 und	 Warenkreditversicherungen	 können	 einen	 Großteil	 der	 Einnahmeausfälle	 im	 Falle	 von	 Zahlungsschwierigkeiten	 eines	 Direktvermarkters	 aus‐ gleichen.	Ein	Restrisiko	dürfte	verbleiben,	da	in	beiden	Fällen	in	der	Regel	nicht	die	ge‐ samten	Ausfälle	ausgeglichen	werden	und	der	Zeitraum,	der	überbrückt	wird,	begrenzt	 sein	dürfte.	Dennoch	bietet	das	Instrument	eine	hohe	Sicherheit,	was	die	Anforderungen	 an	den	Eigenkapitalanteil	und	die	Zinshöhe	reduzieren	dürfte.		 Soweit	 es	 sich	 allerdings	 nicht	 um	 eine	 subventionierte	 staatliche	 Bürgschaft	 bzw.	 Ga‐ rantie	handelt,	fallen	Kosten	für	die	Versicherung	an.	Aufgrund	der	kaum	vorliegenden	 Erfahrung	würden	diese	bei	einer	privaten	Versicherung	vermutlich	relativ	hoch	ausfal‐ len.	 Die	 Kosten	 wären	 ferner	 abhängig	 davon,	 wie	 der	 Versicherer	 den	 jeweiligen	 Di‐ rektvermarkter	einschätzt.	Möglicherweise	würden	bestimmte	Direktvermarkter	durch	 die	Preissetzung	begünstigt.	In	jedem	Fall	würde	sich	die	Markteintrittsbarriere	für	neue	

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Direktvermarkter	 erhöhen,	 weil	 diese	 mangels	 Erfahrung	 entweder	 nicht	 oder	 nur	 zu	 erhöhten	 Sätzen	 versichert	 würden.	 Das	 könnte	 die	 Oligopolbildung	 und	 das	 Oligopol‐ verhalten	 der	 Direktvermarkter	 fördern,	 sodass	 eine	Umverteilung	der	 Wertschöpfung	 zu	 Gunsten	 der	 Direktvermarkter	 durch	 Ausübung	 von	 Marktmacht	 begünstigt	 wird.	 Wenn	 es	 um	 eine	 staatliche	 Bürgschaft	 für	 die	 Zahlungsverpflichtungen	 der	 Direktver‐ markter	 oder	 Garantien	 für	 die	 Erfüllung	 von	 Abnahmeverpflichtungen	 geht,	 müssten	 entweder	 marktübliche	 Preise	 gezahlt	 werden.	 Diese	 Beträge	 würden	 die	 Kosten	 der	 Direktvermarktung	 erhöhen	 und	 mindestens	 teilweise	 auf	 die	 Anlagenbetreiber	 über‐ wälzt	werden.	Oder	das	EU‐Beihilferecht	würde	bei	subventionierten	Bürgschaftsprovi‐ sionen	mindestens	für	größere	Direktvermarkter	die	Höhe	Bürgschaften	und	damit	die	 Wirkung	begrenzen.	Daher	können	weder	Versicherungen	noch	staatliche	Bürgschaften	 und	 Garantien	 für	 Direktvermarkter	 die	 Situation	 für	 die	 Bürgerenergiegesellschaften	 bei	 einem	 Wegfall	 der	 Rückkehroption	 zur	 festen	 Einspeisungsvergütung	 wesentlich	 verbessern.		 Günstiger	 sieht	 es	 bei	 einer	 Subvention	 von	 Versicherungsprämien	 bei	 einer	 zu	 grün‐ denden	 staatlichen	 Warenkreditversicherung	 oder	 bei	 staatlichen	 Bürgschaften	 zu	 Gunsten	 der	 Anlagenbetreiber	 aus.	 Eine	 Subventionierung	 von	 Versicherungsprämien	 könnte	 bei	 den	 kleinen	 Bürgerbeteiligungsgesellschaften	 im	 Rahmen	 des	 EU‐Beihilfe‐ rechts	 durchgeführt	 werden	 und	 die	 für	 die	 Kreditaufnahme	 bei	 Banken	 benötigte	 Si‐ cherheit	der	Zahlungen	aus	Stromverkäufen	geben,	ohne	die	Kosten	der	Anlagenbetrei‐ ber	zu	erhöhen.	Insbesondere	staatliche	Bürgschaften	für	die	Kredite	der	Energiegesell‐ schaften	 selbst	 könnten	 gerade	 Bürgerenergiegesellschaften	 wegen	 ihrer	 meist	 kleine‐ ren	Finanzierungsvolumina	durchaus	helfen.	Das	EU‐Beihilferecht	würde	nämlich	über	 die	 De‐Minimis‐Regelungen	 eine	 weitgehende	 Unterstützung	 der	 Projekte	 selbst	 bei	 kleineren	Windparks	erlauben.	Denkbar	wäre	bei	entsprechendem	öffentlichen	Interes‐ se	sogar	die	gezielte	Förderung	der	Bürgerbeteiligungen	durch	Auflage	von	Bürgschafts‐	 oder	Kreditprogrammen	für	diese	Zielgruppe.	 4.3.3.3 Andere	Auswirkungen	 Im	Gegensatz	zu	den	EEG‐Umlagen	belasten	subventionierte	Prämienzahlungen	für	Wa‐ renkreditversicherungen	 oder	 staatlichen	 Bürgschaften,	 die	 subventioniert	 vergeben	 werden,	den	Staatshaushalt.	Diese	Beträge	können	beträchtlich	sein,	wenn	man	die	Kos‐ ten	mit	den	üblichen	Sätzen	für	Warenkreditversicherungen,	die	bei	rund	1	%	des	Um‐ satzes	 liegen	 (Euler	 Hermes	 2014)	 oder	 mit	 den	 üblichen	 Bürgschaftsprovisionen	 der	 öffentlich	 geförderten	 Bürgschaftsbanken,	 die	 im	 Standardfall	 1	%	 p.a.	 (und	 einmalig	 1,5	%)	der	Bürgschaftsvolumens	betragen	(Bürgschaftsbank	Nordrhein‐Westfalen	o.	J.),	 ansetzt.		 Anders	 als	 bei	 der	 Option	 eines	 Ausfallvermarkters	 löst	 die	 Warenkreditversicherung	 zudem	nicht	das	Problem,	ob	der	Anlagenbetreiber	ohne	den	zahlungsunfähigen	Direkt‐ vermarkter	seinen	Strom	überhaupt	ins	Netz	einspeisen	kann.	Denn	wenn	ihm	der	Ak‐ teur	 fehlt,	 der	 einen	 Abnehmer	 findet,	 könnte	 das	 rein	 technisch	 ausgeschlossen	 sein.	 Das	 würde	 insbesondere	 bei	 Strom	 aus	 Wind‐	 und	 Solaranlagen	 bedeuten,	 dass	 Strom	 mit	 sehr	 geringen	 Grenzkosten	 nicht	 produziert,	 eingeleitet	 und	 genutzt	 würde,	 auch	 wenn	das	Stromsystem	diesen	Strom	gerade	aufnehmen	könnte.	Andere	Stromerzeuger	 mit	höheren	Grenzkosten	müssten	einspringen.	Da	dies	in	der	Regel	fossile	Kraftwerke	 sein	dürften,	entstünden	nicht	nur	höhere	Kosten,	sondern	auch	zusätzliche	Treibhaus‐ gasemissionen.	

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4.3.4 Spartenspezifische	De‐Minimis‐Grenze	 4.3.4.1 Funktionsweise	einer	De‐Minimis‐Grenze	 Bei	der	direkten	Vermarktung	von	Strom	fallen	Kosten	an,	die	teilweise	unabhängig	von	 der	 jeweiligen	 Erneuerbare‐Energien‐Anlage	 sind.	 Das	 gilt	 auch	 für	 Anlagenbetreiber,	 die	 einen	 Direktvermarkter	 mit	 der	 Vermarktung	 des	 Erneuerbare‐Energien‐Stroms	 beauftragen.	Allein	die	Suche	eines	Direktvermarkters,	die	Vertragsverhandlungen	und	 der	Aufwand	für	die	Umsetzung	des	Vertrages	und	dessen	Kontrolle	benötigen	Zeit	und	 damit	Geld.	Dieser	Aufwand	ist	für	kleine	Anlagen	mit	einer	geringen	Stromproduktion	 relativ	viel	höher	als	bei	größeren	Anlagen	und	insgesamt	vergleichsweise	hoch.	Daher	 ist	 eine	 Direktvermarktung	 von	 Strom	 aus	 solchen	 Anlagen	 weder	 aus	 Sicht	 der	 Anla‐ genbetreiber	 noch	 aus	 volkswirtschaftlicher	 Sicht	 sinnvoll.	 Dies	 ist	 der	 Hintergrund,	 weshalb	die	Bundesregierung	eine	De‐Minimis‐Regel	für	Anlagen	unter	100	kW	einfüh‐ ren	 möchte.	 Sie	 ist	 dabei	 nicht	 nach	 einzelnen	 Erneuerbare‐Energien‐Sparten	 differen‐ ziert	(BMWi	2014b).	Agora	Energiewende	(2013)	hat	eine	Grenze	von	1	MW,	ebenfalls	 für	 alle	 Erneuerbare‐Energien‐Sparten,	 vorgeschlagen.	 Anlagen	 unter	 dieser	 installier‐ ten	Kapazität	können	dementsprechend	weiterhin	die	feste	Einspeisevergütung	erhalten	 und	müssen	ihren	Strom	nicht	direkt	vermarkten.	 Im	 Bereich	 der	 Windenergie	 würden	 bei	 einem	 De‐Minimis‐Wert	 von	 100	kW	 nur	 Kleinwindenergieanlagen	unter	diesen	Wert	fallen.	Sie	machen	nur	einen	Bruchteil	der	 Windstromproduktion	in	Deutschland	aus.	Der	absolute	Großteil	der	Windenergie	–	und	 damit	 nahezu	 alle	 Bürgerwindparks	 –	 wäre	 damit	 praktisch	 vollständig	 in	 der	 ver‐ pflichtenden	 Direktvermarktung.	 Dagegen	 waren	 im	 Jahr	 2013	 mit	 rund	 121.000	 neu	 installierten	 PV‐Anlagen	 zwar	 die	 meisten	 PV‐Anlagen	 unter	 100	kW.	 Sie	 machen	 aber	 mit	einer	kumulierten	Leitung	von	gut	1,3	GW	(BNetzA	2014)	nur	rund	40	%	der	gesam‐ ten	im	Jahr	2013	in	Deutschland	installierten	Leistung	von	rund	3,3	GWp	aus	(Bundes‐ verband	Solarwirtschaft	e.V.	2014).	 Die	Betrachtung	der	Anlagengröße	allein	lässt	dabei	einige	Aspekte	unberücksichtigt.	So	 kann	 eine	 Biogasanlage	 mit	 gleicher	 installierter	 Leistung	 im	 Vergleich	 zu	 einer	 PV‐ Anlage	 die	 sechs‐	 bis	 achtfache	 Menge	 Strom	 erzeugen.	 Dadurch,	 und	 zusätzlich	 durch	 die	deutlich	höheren	Vergütung	pro	eingespeister	Strommenge,	hat	sie	insgesamt	deut‐ lich	höhere	Erlöse.	Hinzu	kommt,	dass	eine	Biogasanlage	ihre	Stromeinspeisung	grund‐ sätzlich	 steuern	 und	 dem	 schwankenden	 Strompreis	 an	 der	 Börse	 anpassen	 kann.	 Sie	 hat	 damit	 deutlich	 geringere	 Ausgleichskosten,	 die	 Teil	 der	 Vermarktungskosten	 sind.	 Damit	sind	die	relativen	Kosten	der	Direktvermarktung	einer	Biogasanlage	deutlich	ge‐ ringer	als	bei	einer	gleich	großen	PV‐Anlage,	während	der	energie‐	und	volkswirtschaft‐ liche	Nutzen	spürbar	höher	sein	kann.	 Ebenfalls	nicht	berücksichtigt	werden	bei	der	Festlegung	einer	pauschalen	einheitlichen	 De‐Minimis‐Grenze	die	unterschiedlichen	Größenstrukturen	der	Erneuerbare‐Energien‐ Sparten.	Während	ein	großer	Anteil	der	PV‐Anlagen	unter	100	kW	installierter	Leistung	 liegen,	ist	dies	bei	Windenergieanlagen	nur	in	den	relativ	seltenen	Kleinstwindenergie‐ anlagen	 der	 Fall.	 Praktisch	 werden	 keine	 „Standard‐Windenergieanlagen“	 unter	 die	 100	kW	De‐Minimis‐Schwelle	fallen.	Damit	können	auch	keine	entsprechenden	Bürger‐ windparks	von	der	Regel	profitieren,	während	dies	bei	PV‐	und	Biogasanlagen	der	Fall	 sein	dürfte.	 Vor	 diesem	 Hintergrund	 könnten	 spartenspezifische	 De‐Minimis‐Grenzen	 festgelegt	 werden,	 die	 insbesondere	 für	 Windparks	 größer	 sein	 müssten.	 So	 sind	 nach	 dem	 Ent‐ wurf	der	Europäischen	Kommission	für	die	neuen	Beihilferichtlinien	Installationen	mit	

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bis	zu	6	MW	oder	6	Anlagen	davon	ausgenommen,	nur	über	einen	Ausschreibungspro‐ zess	finanziert	werden	zu	können.25	 Würde	 diese	 Grenze	 übernommen,	 könnten	 kleinere	 Bürgerwindparks	 davon	 profitie‐ ren.	Die	Grenze	für	PV‐Anlagen	könnte	so	angehoben	werden,	dass	ihre	Stromprodukti‐ on	und	damit	die	Vermarktungskosten	pro	kWh	Stromproduktion	mit	der	von	Biogasan‐ lagen	mit	einer	Kapazität	von	100	kW	vergleichbar	ist.	Sie	könnte	dann	bei	rund	750	kW	 liegen.	 4.3.4.2 Bedeutung	für	Bürgerenergie	 Eine	 solche	 Erneuerbare‐Energien‐spartenspezifisch	 angepasste	 De‐Minimis‐Grenze	 würde	es	deutlich	mehr	Bürgerenergieparks	ermöglichen,	unter	dem	Regime	der	festen	 Einspeisevergütung	 zu	 planen	 und	 Kredite	 gewährt	 zu	 bekommen.	 Für	 sie	 könnte	 die	 Möglichkeit	offen	gehalten	werden,	die	optionale	Direktvermarktung	auf	Basis	der	glei‐ tenden	Marktprämie	zu	nutzen.	 4.3.4.3 Andere	Auswirkungen	 Gegenüber	 einer	 spartenunspezifischen	 De‐Minimis‐Grenze	 bei	 einer	 Leistung	 von	 100	kW	 dürfte	 mehr	 Erneuerbare‐Energien‐Strom	 mit	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 finanziert	werden.	Allerdings	ist	es	gut	möglich,	dass	viele	der	Anlagen	dennoch	die	op‐ tionale	gleitende	Marktprämie	nutzen.	Für	den	Erneuerbare‐Energien‐Strom,	der	durch	 eine	 Erneuerbare‐Energien‐spartenspezifische	 De‐Minimis‐Grenze	 tatsächlich	 nicht	 di‐ rekt	vermarktet	wird,	werden	die	theoretisch	bestehenden	Vorteile	der	Direktvermark‐ tung	nicht	wirksam.	Dies	kann	jedoch	aufgefangen	werden,	indem	auch	diesen	Anlagen	 die	kurzfristigen	Preisschwankungen	an	der	Börse	weitergereicht	werden	(siehe	Abschn.	 3.1.2	und	Abschn.	6.1).	 4.3.5 Ausnahmeregelung	für	Bürgerenergieprojekte	 4.3.5.1 Funktionsweise	von	Ausnahmeregelungen	 Während	grundsätzlich	die	feste	Einspeisevergütung	abgeschafft	werden	soll,	soll	es	laut	 Entwurf	 des	 EEG	 vom	 28.3.2014	 für	 kleine	 Anlagen	 unter	 einer	 installierten	 Leistung	 von	 100	 kW	 eine	 Ausnahme	 geben.	 Entsprechend	 dieser	 De‐Minimis‐Grenze	 können	 Anlagen	 mit	 geringerer	 Leistung	 weiterhin	 wählen	 zwischen	 der	 Direktvermarktung	 z.	B.	auf	Basis	der	gleitenden	Marktprämie	oder	der	festen	Einspeisevergütung.	Dies	be‐ deutet,	 dass	 auch	 in	 Zukunft	 für	 manche	 Neuanlagen	 das	 System	 der	 festen	 Einspeise‐ vergütung	grundsätzlich	erhalten	bleiben	soll.		 Zentraler	Grund	für	die	Beibehaltung	der	festen	Einspeisevergütung	für	kleine	Anlagen	 dürfte	 sein,	 dass	 für	 die	 Vermarktung	 von	 Strom	 einer	 Erneuerbare‐Energien‐Anlage	 zum	Teil	Fixkosten	anfallen.	Diese	sind	bei	kleinen	Anlagen	im	Vergleich	zum	gesamten	 Umsatz	 und	 Gewinn	 relativ	 groß,	 sodass	 der	 energie‐	 und	 volkswirtschaftliche	 Nutzen	 einer	Direktvermarktung	von	kleinen	Anlagen	nicht	im	Verhältnis	zu	deren	Kosten	ste‐ hen	würde.	 Bleibt	das	System	der	festen	Einspeisevergütung	grundsätzlich	erhalten,	wäre	eine	Aus‐ weitung	der	Ausnahmen	von	der	verpflichtenden	Direktvermarktung	strukturell	relativ	 leicht	umsetzbar.	Vor	diesem	Hintergrund	könnte	die	Ausnahmeregel	ausgeweitet	wer‐ 																																																								
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Paper	 of	 the	 Services	 of	 DG	 Competition	 containing	 draft	 Guidelines	 on	 environmental	 and	 energy	 aid	 for	 2014‐2020.	 Online	 verfügbar	 unter	 http://ec.europa.eu/competition/	 consultations/2013_state_aid_environment/draft_guidelines_en.pdf,	hier:	S.	35,	Rn.	120.	

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den,	 sodass	 nicht	 nur	 kleine	 Anlagen	 von	 der	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 aus‐ genommen	sind,	sondern	grundsätzlich	auch	Bürgerenergieparks.	Um	dies	rechtlich	si‐ cher	umsetzen	zu	können,	ist	eine	klare	Definition	von	Bürgerenergie	notwendig.	Wäre	 diese	erfüllt,	könnte	dann	–	unabhängig	von	der	Größe	der	Anlage	–	auch	bei	Neuanla‐ gen	weiterhin	die	feste	Einspeisevergütung	genutzt	werden.	 Eine	 rechtliche	 Definition	 im	 EEG	 könnte	 sich	 grundsätzlich	 an	 der	 hier	 verwendeten	 Begriffsbestimmung	von	Bürgerenergie	orientieren	(siehe	Box	3,	S.	4).	Sie	wäre	hinsicht‐ lich	 der	 Regionalität	 und	 der	 Größe	 der	 Gewerbebetriebe	 bzw.	 Nutzung	 der	 Gebäude	 (Gewerbe	dort,	wo	zugleich	private	Nutzung)	zu	präzisieren.	Denkbar	wären	auch	Rege‐ lungen,	 wie	 sie	 in	 Dänemark	 bestehen.	 Dort	 müssen	 Anlagenbetreiber	 all	 denjenigen	 Personen,	die	im	Umkreis	von	4,5	km	um	eine	Windkraftanlage	ihren	Wohnsitz	haben,	 einen	 bestimmten	 Prozentsatz	 der	 Anteile	 an	 der	 Projektgesellschaft	 anbieten.26	 Eine	 solche	geografische	Abgrenzung	wäre	nach	Projekttyp	zu	präzisieren.	 4.3.5.2 Bedeutung	für	Bürgerenergie	 Für	 Bürgerenergieinitiativen,	 die	 den	 festgelegten	 Kriterien	 entsprechen,	 würde	 quasi	 der	 Status	 quo	 des	 geltenden	 EEG	 erhalten	 bleiben.	 Damit	 würden	 die	 guten	 Investiti‐ onsbedingungen	und	die	niedrigen	Anforderungen	an	den	Eigenkapitalanteil	sowie	ver‐ gleichsweise	 niedrige	 Kreditzinsen	 erhalten.	 Das	 würde	 es	 der	 Bürgerenergie	 ermögli‐ chen,	 weiterhin	 aus	 nicht‐ökonomischen	 Gründen	 in	 den	 Ausbau	 der	 erneuerbaren	 Energien	zu	investieren	(siehe	Abschn.	2.3.1).	 Es	 muss	 allerdings	 im	 Einzelfall	 geprüft	 werden,	 ob	 eine	 Initiative	 tatsächlich	 den	 An‐ forderungen	 des	 Gesetzes	 entspricht.	 Eine	 solche	 Prüfung	 sollte	 durchgeführt	 werden,	 bevor	 größere	 Investitionen	 in	 die	 Planung	 eines	 Bürgerenergieparks	 getätigt	 werden.	 Damit	wäre	zu	Beginn	eines	Projekts	sichergestellt,	unter	welchen	rechtlichen	und	öko‐ nomischen	 Rahmenbedingungen	 investiert	 wird.	 Fände	 eine	 solche	 Prüfung	 erst	 statt,	 wenn	 bereits	 investiert	 wurde,	 könnte	 sich	 herausstellen,	 dass	 der	 zentrale	 Plan,	 nach	 einem	festen	Einspeisesystem	zu	arbeiten,	nicht	umgesetzt	werden	kann,	weil	die	Initia‐ tive	die	entsprechenden	Kriterien	nicht	erfüllt.	Auch	für	die	Kreditgeber	ist	es	entschei‐ dend,	dass	sichergestellt	ist,	dass	eine	Initiative	offiziell	als	Bürgerenergieinitiative	an‐ erkannt	ist.	 Allerdings	entwickeln	sich	Bürgerenergieorganisationen	oftmals	erst	in	den	ersten	tech‐ nischen	 Planungsphasen	 des	 Projektes.	 Die	 technische	 Planung	 eines	 Bürgerenergie‐ parks	verläuft	ferner	parallel	zur	Sicherung	der	Finanzierung,	z.	B.	durch	die	Suche	nach	 Teilhabern.	Entsprechend	müsste	die	Erfüllung	der	Kriterien	regelmäßig	überprüft	wer‐ den,	 nicht	 nur	 zu	 Beginn	 eines	 Vorhabens	 –	 denn	 sie	 könnten	 sich	 im	 Laufe	 der	 Zeit	 maßgeblich	verändern.	Dies	kann	grundsätzlich	als	Risiko	gelten.	Sind	die	Kriterien	aber	 klar	und	transparent	formuliert,	kann	die	Organisation	in	ihrer	Entwicklung	sicherstel‐ len,	dass	sie	auch	weiterhin	die	Kriterien	erfüllt	und	somit	die	Rahmenbedingungen	wei‐ terhin	gelten.		 																																																								
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Im	Wortlaut	der	nicht‐amtlichen	englischen	Übersetzung	heißt	es:	„Any	person	over	18	years	who,	at	 the	time	of	the	offer	for	sale,	according	to	the	National	Register	of	Persons,	has	his	or	her	permanent	 residence	at	a	distance	of	no	more	than	4.5	km	from	the	site	of	installation,	shall	be	entitled	to	make	a	 purchase	 offer.	 If	 several	 turbines	 are	 erected	 in	 a	 group,	 the	 distance	 shall	 be	 calculated	 from	 the	 nearest	turbine.”	(Sec.	15(1)	Promotion	of	Renewable	Energy	Act);	Act	no.	1392	of	27	December	2008,	 online	 verfügbar	 unter	 http://www.ens.dk/sites/ens.dk/files/supply/renewable‐energy/Renewable	 %20Energy%20Act%20_VE%20loven.pdf.	 Sec.	 13(1)	 sieht	 eine	 Mindestbeteiligungsquote	 von	 20	%	 für	Anwohner_innen	vor.	

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Durch	die	Antragstellung	und	den	laufenden	Nachweis	entstehen	den	Bürgerenergieor‐ ganisationen	 Kosten.	 Diese	 können	 im	 Vergleich	 zu	 den	 Gesamtkosten	 eines	 Projekts	 aber	 als	 gering	 eingeschätzt	 werden.	 In	 Abhängigkeit	 von	 den	 aufgestellten	 Kriterien	 könnte	deren	Erfüllung	dazu	führen,	dass	die	Initiative	in	ihrer	inneren	Struktur	einge‐ schränkt	ist.	So	könnte	in	der	Definition	für	Bürgerenergie	verlangt	sein,	dass	nur	Bür‐ ger_innen	in	der	nahen	Umgebung	Kapital	geben	dürfen	oder	ein	einzelner	Kapitalgeber	 nur	einen	kleinen	Prozentsatz	des	gesamten	Kapitals	geben	darf.	Damit	könnte	die	Kapi‐ talbeschaffung	 erschwert	werden.	 Bei	einer	 zielgerichteten	 Definition	 der	 Kriterien	 er‐ scheint	auch	dieses	Risiko	eher	gering.	 4.3.5.3 Andere	Auswirkungen	 Für	 diejenigen	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen,	 die	 aufgrund	 einer	 Ausnahmeregel	 für	 Bürgerenergie	ihren	Strom	tatsächlich	nicht	direkt	vermarkten,	würden	die	theoretisch	 bestehenden	 Vorteile	 der	 Direktvermarktung	 auf	 Basis	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 nicht	wirksam.	Es	ist	allerdings	zu	vermuten,	dass	trotz	der	Wahlmöglichkeit	so	wie	be‐ reits	heute	die	meisten	neuen	Windparks	und	Biomasseanlagen	auf	Bürgerenergiebasis	 ihren	Strom	direkt	vermarkten	würden.	Das	gleiche	dürfte	für	große	PV‐Anlagen	gelten	 (siehe	Abschn.	3.2).		 Bei	 denjenigen	 Anlagen,	 die	 nicht	 die	 Option	 der	 Direktvermarktung	 wählen,	 werden	 deren	 theoretisch	 bestehenden	 Vorteile	 nicht	 wirksam.	 Dies	 kann	 jedoch	 aufgefangen	 werden,	indem	auch	diesen	Anlagen	die	kurzfristigen	Preisschwankungen	an	der	Börse	 weitergereicht	werden	(siehe	hierzu	Abschn.	6.1).	 Der	Staat	muss	neben	der	Aufstellung	der	Kriterien	für	Bürgerenergie	die	dann	gestell‐ ten	Anträge	auf	Zulassung	als	Bürgerenergieorganisation	prüfen	und	bescheiden.	Ferner	 muss	 bei	 zugelassenen	 Initiativen	 regelmäßig	 verifiziert	 werden,	 ob	 die	 Kriterien	 wei‐ terhin	 erfüllt	 sind.	 Um	 diese	 Prüfung	 durchzuführen,	 sind	 Strukturen	 in	 Behörden	 zu	 schaffen,	die	eine	solche	Prüfung	ermöglichen.	Zwar	müssen	für	die	Bürgerenergieparks,	 die	 es	 heute	 gibt,	 keine	 Anträge	 gestellt	 und	 beschieden	 werden,	 da	 sie	 aufgrund	 des	 Bestandsschutzes	weiterhin	das	feste	Einspeisesystem	nutzen	können.	Die	Zahl	von	heu‐ te	mehr	als	1.300	bestehenden	Bürgerenergiegesellschaften27	gibt	aber	eine	grobe	Vor‐ stellung	davon,	welcher	Aufwand	für	den	Staat	entstehen	würde.	Hierbei	ist	zu	beachten,	 dass	die	Anzahl	der	Projekte	und	damit	zumindest	teilweise	auch	der	Bürgerenergieor‐ ganisationen	von	Jahr	zu	Jahr	zunimmt.	Da	eine	Prüfung	einer	Initiative	über	die	Laufzeit	 regelmäßig	 wiederholt	 werden	 muss,	 nimmt	 also	 der	 Aufwand	 ständig	 zu.	 Damit	 er‐ scheint	neben	den	zusätzlichen	Strukturen	und	Regelungen	auch	zusätzliches	Personal	 in	der	zuständigen	Behörde	notwendig.	 4.3.6 Direktversorgung	mit	erneuerbaren	Energien	aus	Bürgerhand	 4.3.6.1 Funktionsweise	der	Direktversorgung	 Eine	Direktversorgung	von	EEG‐vergütungsfähigem	Strom	ist	bereits	im	geltenden	EEG	 geregelt.	Besonders	relevant	sind	dabei	insbesondere	folgende	Regelungen:	 																																																								
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Eine	 genaue	 Zahl	 der	 Bürgerenergiegesellschaften	 gibt	 es	 nicht.	 In	 der	 Datenbank	 der	 Professur	 für	 Finanzierung	und	Finanzwirtschaft	sind	622	Bürgerenergiegenossenschaften,	307	mal	die	GmbH/UG	 (haftungsbeschränkt)	&	Co.	KG,	29	mal	die	GmbH/UG	(haftungsbeschränkt)	sowie	2	mal	die	AG/AG	&	 Co.	 enthalten.	 GbRs	 sind	 bislang	 nicht	 systematisch	 in	 der	 Datenbank	 erfasst,	 zumal	 sie	 regelmäßig	 keiner	 Publizitätspflicht	 unterliegen	 und	 nicht	 im	 Handelsregister	 eingetragen	 werden,	 damit	 über	 den	 elektronischen	 Bundesanzeiger	 oder	 das	 Handelsregister	 nicht	 zu	 finden	 sind.	 Bei	 der	 GmbH	&	 Co.	KG	dürfte	etwa	die	Hälfte	der	Bürgerenergiegesellschaften	diesen	Typs	erfasst	sein.	

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 Eigenstromverbrauch	 Betreiber	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 können	 einerseits	 für	 Strom,	 den	 sie	 ins	 Netz	einspeisen,	eine	Einspeisevergütung	bzw.	eine	Marktprämie	erhalten	und	anderer‐ seits	den	erzeugten	Strom	auch	selbst	verbrauchen.	Für	den	selbst	verbrauchten	Erneu‐ erbare‐Energien‐Strom	muss	keine	EEG‐Umlage	bezahlt	werden,	wenn	er	in	räumlichem	 Zusammenhang	 zu	 der	 Stromerzeugungsanlage	 verbraucht	 oder	 nicht	 durch	 ein	 Netz	 durchgeleitet	wird	(§	37	Abs.	3	EEG).	  Direktverbrauch	 Die	EEG‐Umlage	wird	um	2	Ct/kWh	reduziert,	wenn	Strom	aus	PV‐Anlagen	nicht	durch	 ein	 Netz	 durchgeleitet	 oder	 in	 einem	 räumlichen	 Zusammenhang	 zu	 der	 Stromerzeu‐ gungsanlage	verbraucht	wird	–	auch	wenn	der	Strom	von	anderen	Verbrauchern	abge‐ nommen	wird	(solares	Grünstromprivileg,	§	39	Abs.	3	EEG).	 Entsprechend	dem	Entwurf	für	eine	Novelle	des	EEG	vom	28.3.2014	soll	die	Direktver‐ sorgung	eingeschränkt	werden,	insbesondere	durch	eine	Beteiligung	von	Strom	aus	Er‐ neuerbare‐Energien‐Anlagen,	der	im	Eigenverbrauch	genutzt	wird,	an	der	Finanzierung	 der	 EEG‐Umlage.	 Das	 Bündnis	 Bürgerenergie	 dagegen	 setzt	 sich	 dafür	 ein,	 diese	 Rege‐ lungen	zu	erhalten	und	wie	folgt	auszuweiten:	  Sowohl	 beim	 Eigenstromverbrauch	 als	 auch	 beim	 Direktverbrauch	 soll	 die	 EEG‐ Umlage	vollständig	entfallen	bzw.	mindestens	so	gering	sein,	dass	keine	wirtschaft‐ lichen	Nachteile	gegenüber	alten	und	abgeschriebenen	Kraftwerken	entstehen.	  Die	 Begünstigungen	 sowohl	 beim	 Eigenstromverbrauch	 als	 auch	 beim	 Direktver‐ brauch	sollen	für	den	gesamten	„Bürgerstrom“	gelten.	Dazu	gehören	alle	Technolo‐ gien	 der	 erneuerbaren	 Energien	 sowie	 Kraft‐Wärme‐Kopplungs‐Anlagen	 (KWK‐An‐ lagen),	soweit	ihre	Leistung	10	MW	nicht	überschreitet.	  Die	 Begünstigungen	 sollen	 ferner	 ausgeweitet	 werden	 auf	 die	 Direktlieferung	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Strom.	 Dabei	 darf	 das	 öffentliche	 Netz	 genutzt	 werden.	 Al‐ lerdings	 muss	 der	 Strom	 in	 Echtzeit	 aus	 klar	 definierten	 EEG‐Anlagen	 verbunden	 mit	der	Grünstromeigenschaft	an	 den	Verbraucher	geliefert	werden	(Bündnis	Bür‐ gerenergie	e.V	2014).	 Mit	diesen	Regelungen	bestünden	neben	der	gleitenden	Marktprämie	weitere	Optionen,	 Strom	 direkt	 zu	 vermarkten.	 In	 allen	 Fällen	 soll	 auch	 eine	 anteilige	 Vermarktung	 des	 Stroms	 in	 der	 Direktversorgung	 möglich	 sein,	 sodass	 ein	 anderer	 Anteil	 der	 eigenen	 Stromproduktion	 beispielsweise	 über	 die	 gleitende	 Marktprämie	 vermarktet	 werden	 könnte.	 4.3.6.2 Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	 Der	 Erhalt	 und	 die	 Ausweitung	 der	 Direktversorgung	 als	 eine	 Variante	 der	 Direktver‐ marktung	erweitern	für	die	Anlagenbetreiber	die	Möglichkeiten,	ihren	Strom	direkt	zu	 vermarkten.	 Sie	 sind	 damit	 nicht	 ausschließlich	 auf	 die	 Direktvermarkter	 angewiesen,	 die	auf	Basis	der	gleitenden	Marktprämie	arbeiten.	Allerdings	sind	bislang	nur	sehr	we‐ nige	Vermarkter	im	Bereich	der	Direktversorgung	aktiv,	und	auch	hier	dürften	Vermark‐ ter	mit	einem	großen	Portfolio	und	guten	Bonitäten	im	Vorteil	sein	gegenüber	kleinen.	 Ferner	 sind	 die	 Auswirkungen	 einer	 ausgeweiteten	 Direktversorgung	 sehr	 stark	 von	 deren	 Ausgestaltung	 abhängig.	 Vor	 diesem	 Hintergrund	 wären	 die	 konkreten	 Wirkun‐ gen	auf	Bürgerenergie	in	einer	eigenständigen	Analyse	detaillierter	zu	prüfen.	

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4.3.6.3 Andere	Auswirkungen	 Grundsätzlich	 führt	 die	 Direktversorgung	 dazu,	 dass	 der	 entsprechende	 Strom	 sehr	 weitgehend	 in	 den	 Strommarkt	 integriert	 ist.	 Die	 Anlagenbetreiber	 bzw.	 deren	 Direkt‐ vermarkter	 müssen	 für	 ihren	 Erneuerbare‐Energien‐Strom	 Produktionsprognosen	 er‐ stellen,	 Ausgleichsenergie	 organisieren,	 Stromkunden	 an	 sich	 binden	 und	 Strom	 ent‐ sprechend	deren	Lastkurve	einspeisen.	Die	Direktversorgung	kann	daher	einen	wichti‐ gen	Beitrag	zur	Marktintegration	der	erneuerbaren	Energien	leisten.	 Die	Wirkungen	einer	ausgeweiteten	Direktversorgung	sind	allerdings	bislang	kaum	un‐ tersucht.	 Von	 besonderer	 Bedeutung	 ist	 die	Wirkung	 auf	 die	 EEG‐Umlage.	 Eine	 Direkt‐ versorgung	 hat	 dabei	 zwei	 gegenläufige	 Effekte.	 Einerseits	 müssen	 bei	 einer	 Nutzung	 der	 Direktversorgung	 weniger	 Vergütungen	 ausgezahlt	 werden,	 da	 der	 entsprechende	 Erneuerbare‐Energien‐Strom	 keine	 Vergütungen	 erhält.	 Andererseits	 muss	 für	 den	 Strom	aus	der	Direktversorgung	keine	oder	nur	eine	reduzierte	EG‐Umlage	gezahlt	wer‐ den.	Das	führt	dazu,	dass	die	Umlage	auf	immer	weniger	Strom	verteilt	wird	–	was	die	 Umlage	nach	oben	treibt.	Welcher	Effekt	stärker	ist	hängt	von	verschiedenen	Faktoren	 ab,	 u.	a.	 der	 Vergütung	 der	 jeweiligen	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen,	 dem	 Börsens‐ trompreis	 und	 den	 konkreten	 Regelungen,	 insbesondere	 der	 Höhe	 des	 Anteils	 an	 der	 EEG‐Umlage,	der	auch	bei	der	Direktversorgung	noch	bezahlt	werden	muss.	Daher	kann	 hier	keine	generelle	Aussage	getroffen	werden.	 4.4 Schlussfolgerungen	 zur	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 und	 alternativen	 Vermarktungswegen	

Derzeit	ist	das	sichere	System	der	festen	Einspeisevergütung	Grundlage	für	die	Kredit‐ bedingungen	von	Banken	und	anderen	Kapitalgebern.	Wie	in	Abschn.	3.2.4	gezeigt	wird,	 wären	 die	 derzeitigen	 Finanzierungskonditionen	 ohne	 die	 feste	 Einspeisevergütung	 nicht	 denkbar.	 Denn	 im	 geltenden	 EEG	 besteht	 die	 Option,	 immer	 wieder	 in	 die	 feste	 Einspeisevergütung	zurückzukehren,	auch	wenn	fast	alle	neuen	Windenergie‐	und	Bio‐ masseanlagen	und	die	meisten	neuen	großen	PV‐Anlagen	die	optionale	gleitende	Markt‐ prämie	 nutzen.	 Entsprechend	 wird	 heute	 nur	 noch	 gut	 ein	 Drittel	 des	 gesamten	 nach	 EEG	vergütungsfähigen	Stroms	mit	der	Festvergütung	finanziert.		 Wird	 die	 Option	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zugunsten	 der	 verpflichtenden	 Direkt‐ vermarktung	 auf	 Basis	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 abgeschafft,	 müssen	 Banken	 dies	 berücksichtigen.	Kredite	würden	teurer	und	knapper.	Dies	ist	gerade	für	Bürgerenergie‐ projekte	problematisch,	da	sie	Risiken	nicht	oder	nur	sehr	begrenzt	streuen	können	und	 bei	Problemen	in	einem	Projekt	somit	viel	schneller	in	Zahlungsschwierigkeiten	geraten	 als	 größere	 Unternehmen	 oder	 Konzerne.	 Darüber	 hinaus	 sind	 Bürgerenergieprojekte	 aufgrund	 ihrer	 Eigentümerstruktur	 in	 besonders	 hohem	 Maße	 auf	 eine	 überschaubare	 und	berechenbare	Entwicklung	ihrer	Gewinnsituation	angewiesen,	da	sich	mit	den	lokal	 ansässigen	Bürger_innen	Menschen	ohne	besondere	Erfahrungen	mit	oder	viel	Zeit	für	 Geschäftskalkulationen	 beteiligen	 sollen.	 Hier	 führt	 die	 Streichung	 der	 „Rückfalloption	 Festvergütung“	 zu	 einer	 sehr	viel	 komplexeren	 Lage,	 insbesondere	 für	 Menschen	 ohne	 Erfahrungen	mit	den	Energiemärkten.	 Einige	der	in	diesem	Kapitel	diskutierten	Optionen	zur	Umsetzung	der	verpflichtenden	 Direktvermarktung	 sind	 in	 der	 Lage,	 das	 mit	 ihr	 einhergehende	 zusätzliche	 Risiko	 für	 die	Anlagenbetreiber	spürbar	zu	senken.	Dies	gilt	grundsätzlich	für	den	Ausfallvermark‐ ter	und	für	die	Versicherungs‐/Bürgschaftslösungen.	Beide	Optionen	helfen	ferner	nicht,	 wenn	sich	aufgrund	einer	möglichen	Oligopolsituation	bei	den	Vermarktern	deren	Kon‐ ditionen	für	Verträge	mit	Bürgerenergieorganisation	deutlich	verschlechtern	sollten.	Im	 Falle	von	Ausnahmeregelungen	für	Bürgerenergie	entsteht	für	sie	kein	neues	Risiko,	da	

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hier	weiterhin	die	Option	der	festen	Einspeisevergütung	genutzt	werden	kann.	Bei	einer	 spartenspezifischen	De‐Minimis‐Grenze	ist	dies	für	Bürgerenergieprojekte,	die	entspre‐ chend	klein	sind,	ebenso.	All	diese	Optionen	können	damit	bei	angemessener	Ausgestal‐ tung	die	Chancen	für	Bürgerenergie	auch	zukünftig	erhalten.	 Eine	 wirkungsvolle	 Nutzung	 der	 Instrumente	 des	 Wettbewerbsrechts	 im	 Bereich	 der	 Direktvermarkter	 mit	 dem	 Ziel,	 eine	 Oligopol‐	 bzw.	 Monopolsituation	 bzw.	 die	 Aus‐ übung	von	Marktmacht	zu	verhindern,	kann	zwar	hierdurch	entstehende	Risiken	deut‐ lich	 reduzieren.	 Tatsächlich	 kann	 die	 Regulierung	 aber	 nicht	 das	 grundsätzliche	 Risiko	 beseitigen,	das	durch	die	Abschaffung	der	festen	Einspeisevergütung	entsteht.	 Alle	Optionen,	mit	Ausnahme	der	Direktversorgung	mit	erneuerbaren	Energien	aus	Bür‐ gerhand,	haben	den	Nachteil,	dass	ein	mehr	oder	weniger	großer	Anteil	der	Anlagen	den	 Preissignalen	des	Strommarktes	zumindest	zeitweise	nicht	mehr	ausgesetzt	wäre.	Damit	 würde	ein	aus	Sicht	der	Befürworter	der	verpflichtenden	Direktvermarktung	wichtiger	 Effekt	nicht	mehr	erreicht.	Für	diese	Anlagen	würde	kein	finanzieller	Anreiz	mehr	gege‐ ben,	ihre	Stromproduktion	so	weit	wie	möglich	an	den	Bedarf	anzupassen.	Der	Ausfall‐ vermarkter	und	eine	staatliche	Bürgschaft	führen	zwar	zu	Kosten	für	die	Übertragungs‐ netzbetreiber	bzw.	den	Staat,	diese	sind	aber	relativ	gering.	 Mit	der	Direktversorgung	durch	erneuerbare	Energien	aus	Bürgerhand	wird	ein	relativ	 neues	Geschäftsfeld	erweitert,	das	in	den	letzten	Monaten	und	Jahren	von	manchen	Bür‐ gerenergiegesellschaften	betreten	wurde.	Ob	und	in	welchem	Maße	es	tatsächlich	eine	 umfassende	 Option	 für	 Bürgerenergie	 werden	 könnte	 und	 was	 für	 Auswirkungen	 das	 auf	das	restliche	Energiesystem,	den	Energiemarkt	und	die	EEG‐Umlage	hätte,	ist	bislang	 noch	nicht	ausreichend	untersucht.	 	 	

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5 Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	
5.1 Überblick	

Im	Entwurf	des	BMWi	für	das	neue	EEG	vom	28.03.2014	ist	in	§	2a	„Grundsätze	des	Ge‐ setzes“	die	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	„bis	spätestens	2017“	aufgeführt.	 Dies	bedeutet	beispielsweise	im	Hinblick	auf	die	Planungszeiten	von	Windenergieparks	 an	Land	von	in	der	Regel	deutlich	mehr	als	drei	Jahren	eine	vergleichsweise	kurzfristige,	 sehr	 grundsätzliche	 Änderung	 der	 Finanzierungsphilosophie	 und	 hat	 somit	 potentiell	 deutliche	 Auswirkungen	 auf	 die	 Realisierungschancen	 auch	 und	 gerade	 von	 Bürger‐ energieprojekten.	 Im	 Folgenden	 wird	 untersucht,	 was	 sich	 durch	 die	 Umstellung	 auf	 Ausschreibungen	 für	 Bürgerprojekte	 gegenüber	 heute	 ändert	 und	 inwiefern	 Bürger‐ energieprojekte	 anders	 betroffen	 sind	 als	 die	 Projekte	 größerer	 Unternehmen.	 Insbe‐ sondere	 spielt	 das	 in	 Art	 und	 Höhe	 geänderte	 Risiko	 für	 die	 Investoren	 hier	 eine	 ent‐ scheidende	Rolle.	 Die	 Pläne	 zur	 Umstellung	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 werden	 in	 der	 energiepoliti‐ schen	Diskussion	aber	auch	unabhängig	von	der	Bürgerenergie	kritisch	betrachtet.	Dies	 betrifft	insbesondere	die	folgenden	Punkte,	für	die	auf	die	jeweilige	Literatur	verwiesen	 sei:	  Internationale	 Erfahrungen	 haben	 gezeigt,	 dass	 die	 Ausbauziele	 oftmals	 nicht	 er‐ reicht	werden.	Das	trifft	in	vielen	Fällen	auch	dann	zu,	wenn	Pönalen	festgelegt	wur‐ den	(siehe	Abschn.	5.3.1)	(IZES	et	al.	2013;	arrhenius	consult	GmbH	2013).		  Ferner	haben	internationale	Erfahrungen	gezeigt,	dass	die	Kosten	pro	erzeugter	Ki‐ lowattstunde	 Erneuerbare‐Energien‐Strom	 mit	 Ausschreibungen	 nicht	 unbedingt	 niedriger	sind	als	in	gut	ausgestalteten	Einspeisevergütungssystemen	wie	beispiels‐ weise	im	geltenden	EEG	(arrhenius	consult	GmbH	2013,	S.	72;	Kleßmann	2011).	Ge‐ rade	wenn,	wie	im	Bereich	der	Windenergie	an	Land,	ein	jährliches	Ausbauvolumen	 geplant	ist,	das	über	dem	durchschnittlichen	Ausbau	der	vergangenen	Jahre	liegt,	be‐ steht	die	Gefahr,	dass	–	wenn	das	Ausbauvolumen	erreicht	werden	soll	–	auch	sehr	 teure	Angebote	einen	Zuschlag	erhalten	müssen.	Ferner	liegen	die	Transaktionskos‐ ten	 eines	 Ausschreibungssystems	 vergleichsweise	 hoch.	 Mit	 ihm	 wird	 letztendlich	 eine	Preis‐	durch	eine	Mengensteuerung	ersetzt,	womit	sich	ähnliche	Problemfelder	 ergeben	 dürften,	 wie	 sie	 aus	 der	 Literatur	 zum	 Emissionshandelssystem	 (Mengen‐ steuerung)	als	Alternative	zur	Steuer	(Preissteuerung)	bekannt	sind.	  Erfahrungen	mit	Ausschreibungen	im	Bereich	der	erneuerbaren	Energien,	aber	auch	 in	ganz	anderen	Bereichen,	haben	gezeigt,	dass	große	Akteure	dominieren.	Damit	be‐ steht	die	Gefahr,	dass	die	derzeitige	Akteursvielfalt	–	auch	über	die	Frage	der	Bürge‐ renergie	hinaus	–	nach	einer	Umstellung	auf	ein	Ausschreiungssystem	kleiner	wird	 (IZES	2013).	  Soll	bis	spätestens	2017	die	Höhe	der	finanziellen	Förderung	für	Strom	aus	Erneuer‐ baren	Energien	durch	Ausschreibungen	ermittelt	werden,	liegen	zwischen	geplanter	 Verabschiedung	des	Gesetzes	durch	Bundestag	und	Bundesrat	bis	zur	vollständigen	 Umstellung	der	Finanzierungssystematik	nur	gut	zwei	Jahre.	Diese	schnelle	Umstel‐ lung	 auf	 ein	 System,	 für	 das	 international	 bislang	 keine	 nachgewiesener	 Maßen	 er‐ folgreiche	 Beispiele	 vorliegen,	 birgt	 eine	 große	 Gefahr.	 Für	 einen	 Übergang	 ohne	 Ausbau‐	 und	 Technologiebrüche	 sowie	 Kostensteigerungen	 wäre	 eine	 längere	 Frist	 notwendig.	 In	 der	 müsste	 für	 jede	 Sparte	 in	 Pilotprojekten	 nachgewiesen	 werden,	 dass	(a)	ein	Ausschreibungssystem	die	energiepolitischen	Ziele	der	Bundesregierung	 besser	erreicht	als	das	bestehende	EEG,	und	(b)	zwischen	Festlegung	der	konkreten	 Ausschreibungsmodalitäten	 und	 tatsächlicher	 Umstellung	 auf	 ein	 Ausschreibungs‐

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system	mindestens	so	viel	Zeit	liegen,	wie	die	jeweilige	Erneuerbare‐Energien‐Sparte	 an	durchschnittlichen	Planungszeiten	benötigt.	 5.1.1 Grundsätzliche	Risiken	 Die	Planung	und	der	Betrieb	von	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	sind	auch	mit	dem	gel‐ tenden	EEG	mit	Risiken	sowohl	in	der	Planungsphase	als	auch	nach	der	Inbetriebnahme	 verbunden	(siehe	Abschn.	3.1.3).	 Im	Vergleich	zum	bestehenden	Modell	der	festen	Einspeisevergütung	bzw.	der	gleiten‐ den	 Marktprämie	 kommen	 bei	 einer	 Umstellung	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 neue	 Risiken	 hinzu,	 die	 sich	 insbesondere	 auf	 die	 Planungsphase	 beziehen.	 Das	 wesentliche	 Risiko	ist,	dass	ein_e	potenzielle_r	Investor_in	bei	der	Teilnahme	an	einer	Ausschreibung	 nicht	 erfolgreich	 ist	 –	 obwohl	 ein	 wirtschaftlich	 vernünftiges	 Konzept	 ausgearbeitet	 wurde.	 Faktisch	 ist	 dies	 der	 Normalfall,	 denn	 eine	 Ausschreibung	 kann	 aus	 Sicht	 der	 ausschreibenden	Institution	nur	dann	zu	einem	günstigen	Ergebnis	führen,	wenn	viele	 AnBieter_innen	im	Wettbewerb	standen	und	keine	strategischen	Absprachen	getroffen	 wurden.	 Nur	 so	 können	 die	 theoretisch	 möglichen	 Vorteile	 eines	 Ausschreibungssys‐ tems,	 insbesondere	 ein	 niedriger	 Preis,	 zum	 Tragen	 kommen.	 Wenn	 aber	 eine	 große	 Zahl	von	Bieter_innen	teilnimmt,	werden	es	später	zwangsläufig	viele	Bieter_innen	sein,	 die	nicht	zum	Zuge	kommen.	 Anders	 herum	 können	 die	 Kosten	 für	 den	 erneuerbaren	 Strom	 sehr	 stark	 ansteigen,	 wenn	sich	zu	wenige	Bieter_innen	an	der	Ausschreibung	beteiligen.	Wie	stark	die	Teil‐ nahme	an	einer	Ausschreibung	aber	sein	wird	ist	heute	kaum	abzuschätzen.	Beispiels‐ weise	im	Bereich	Windenergie	an	Land	könnte	die	insgesamt	angebotene	Leistung	oder	 Strommenge	 im	 Vergleich	 zum	 Ausbauziel	 gering	 sein.	 So	 liegt	 der	 vom	 BMWi	 ange‐ strebte	Zubau	von	2.500	MW	pro	Jahr	bereits	über	dem	durchschnittlichen	Ausbau	der	 vergangenen	 zehn	 Jahre,	 der	 bei	 knapp	 1900	MW	 lag	 (AGEE‐Stat	 2013).	 Hinzu	 kommt	 das	 Repowering	 von	 alten	 Anlagen	 entsprechend	 der	 Vereinbarung	 des	 Energiegipfels	 vom	1.4.2014.28	Aufgrund	der	hohen	Unsicherheit	über	das	ab	spätestens	2017	geltende	 Förderinstrument	 ist	 es	 eher	 wahrscheinlich,	 dass	 in	 diesem	 und	 in	 den	 kommenden	 Jahren	 weniger	 neue	 Flächen	 entwickelt	 werden	 als	 bisher.	 Da	 Investoren	 eine	 solche	 Situation	antizipieren	können,	ist	es	nicht	ausgeschlossen,	dass	sie	mit	vergleichsweise	 teuren	Angeboten	in	eine	Ausschreibung	gehen.	 Ein	Ausschreibungssystems	stellt	vor	allem	wegen	der	relativ	hohen	Kosten	in	der	Pla‐ nungsphase	ein	Problem	dar.	Vorbereitungskosten,	die	im	Rahmen	der	Angebotserstel‐ lung	 entstehen,	 setzen	 sich	 insbesondere	 aus	 folgenden	 Positionen	 zusammen	 (IZES	 2013,	S.	19):	  Sicherung	des	Grundstücks,	  Durchführung	des	Genehmigungsverfahrens,	  Erstellung	von	Gutachten	über	Wind‐	bzw.	Strahlungsverhältnisse,	  Sicherung	von	Anlagenkomponenten,	  Erfüllung	der	formalen	Anforderungen	zur	Teilnahme	an	der	Ausschreibung,	  ggf.	Vertragsabschluss	mit	einem	Direktvermarkter	bzw.	eigenem	Kunden,	  Abschätzung	der	Wartungskosten.	

																																																								
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Informationen	 hierzu	 können	 der	 Pressemitteilung	 der	 Bundesregierung	 entnommen	 werden;	 Bun‐ desregierung	(2014).	

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Im	 Laufe	 einer	 Ausschreibung	 für	 Windenergie	 an	 Land	 können	 diese	 Planungskosten	 mehrere	Hunderttausend	Euro	betragen.29	Bei	kleineren	Projekten	wie	einer	Photovol‐ taikanlage	sind	die	Planungskosten	zwar	geringer,	dafür	aber	auch	der	spätere	Umsatz	 und	 die	 potenzielle	 Rendite.	 Es	 handelt	 sich	 somit	 um	 ein	 durchaus	 relevantes	 Risiko,	 das	 von	 Seiten	 der	 Bewerber	nur	 sehr	 begrenzt	 minimiert	werden	kann.	 Dieses	 Risiko	 kommt	zu	den	bereits	bestehenden	Risiken	hinzu.	Ferner	ist	in	einem	Ausschreibungs‐ system	bis	zum	Abschluss	des	Verfahrens	offen,	ob	das	Vorhaben	überhaupt	in	irgendei‐ ner	Weise	durchgeführt	werden	kann.	Bekommt	das	Projekt	keinen	Zuschlag,	handelt	es	 sich	 um	 einen	 Totalausfall.	 Einen	 solchen	 gibt	 es	 beim	 geltenden	 EEG	 nur	 selten	 und	 wenn	 dann	 meist	 zu	 frühen	 Planungszeiten,	 wenn	 noch	 nicht	 sehr	 viel	 Geld	 investiert	 wurde	(siehe	Abschn.	2.5).	Die	derzeit	bestehenden	Risiken	bedeuten	in	der	Regel,	dass	 ein	Vorhaben	zwar	durchgeführt	werden	kann,	aber	ggf.	nicht	in	seiner	geplanten	Form.	 So	kann	es	zwar	sein,	dass	ein	Windpark	nicht	so	genehmigt	wird	wie	geplant,	aber	in	 einer	anderen,	vielleicht	abgespeckten	Form	gebaut	werden	darf.	Oder	einzelne	Kosten‐	 oder	Erlöspositionen	verändern	sich	ungünstig.		 Vor	dem	Hintergrund	steigen	die	Eigen‐	und	Fremdkapitalkosten	für	die	Planungsphase	 bei	einer	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	(DIW	2014)	(siehe	Abschn.	3.4).	 Wie	hoch	und	welcher	Art	die	zusätzlichen	Risiken	sind,	hängt	sehr	stark	von	der	Ausge‐ staltung	der	Ausschreibung	ab.	So	wird	beispielsweise	häufig	verlangt,	dass	ein	Pönale	 zu	zahlen	ist,	wenn	ein_e	Investor_in	nach	dem	Zuschlag	für	ein	Projekt	dieses	nicht	ent‐ sprechend	seines	Angebots	 umsetzt	 (siehe	 Abschn.	5.3.1).	 In	 Abschn.	 5.3	 werden	Optio‐ nen	 diskutiert,	 mit	 denen	 die	 Risiken	 für	 Bürgerenergieinstitutionen	 bei	 einem	 Aus‐ schreibungssystem	reduziert	werden	können.	Welche	Auswirkungen	in	Frage	kommen‐ de	 Vergütungsmechanismen	 auf	 die	 Risikostruktur	 vor	 allem	 in	 der	 Betriebsphase	 ha‐ ben	und	die	jeweiligen	Implikationen	werden	in	Abschn.	5.2	analysiert.	Alle	hier	genann‐ ten	Aspekte	eines	Ausschreibungssystems	haben	großen	Einfluss	auf	die	Erfolgschancen	 von	Bürgerenergieprojekten	unter	einem	Ausschreibungsregime.	 Da	sich	die	Bundesregierung	bislang	noch	nicht	festgelegt	hat,	wie	ein	Ausschreibungs‐ system	praktisch	aussehen	soll,	ist	es	lohnenswert,	die	verschiedenen	möglichen	Optio‐ nen	zu	diskutieren	(§	64	Entwurf	des	EEG)	(Baake	2014;	BMWi	2014b).	Allerdings	kann	 in	diesem	Vorhaben	nur	ein	erster	Blick	auf	die	wichtigsten	Varianten	geworfen	werden.	 Tatsächlich	 gibt	 es	 eine	 kaum	 überblickbare	 Anzahl	 von	 Designvarianten	 für	 ein	 Aus‐ schreibungssystem	für	erneuerbare	Energien.	 5.1.2 Spezifische	Herausforderungen	für	Bürgerenergie	im	Ausschreibungssystem	 In	Zusammenhang	mit	den	o.g.	zusätzlichen	Risiken	ergibt	sich	für	Bürgerenergieparks	 eine	Reihe	von	Herausforderungen.	Sollen	weiterhin	Bürgerenergieparks	realisiert	wer‐ den,	müssen	diese	Herausforderungen	entweder	durch	das	Ausschreibungsdesign	redu‐ ziert	oder	von	den	Bürgerenergieakteuren	gemeistert	werden.	Diese	Herausforderungen	 sind	insbesondere:	  In	 Ausschreibungssystemen	 haben	 große	 Akteure	 in	 der	 Regel	 größere	 Erfolgsaus‐ sichten	 als	 kleinere.	 Grund	 sind	 u.	a.	 Größenvorteile	 schon	 bei	 der	 Planung	 eines	 Vorhabens,	sodass	sie	die	Transaktionskosten	einer	Ausschreibung	besser	minimie‐ ren	 können,	 und	 eine	 gute	 Verhandlungsposition	 gegenüber	 Lieferanten.	 Größere	 Akteure	 können	 ferner	 das	 zusätzliche	 Risiko	 besser	 streuen	 und	 damit	 abfedern		 (IZES	2014;	DIW	2014).	 																																																								
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Telefongespräch	mit	Knudsen,	Nicole	zum	Thema	Transaktionskosten.	Kiel,	14.03.2014.	Telefonat	mit	 Uwe	Nestle.	

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Es	kann	für	Bürgerenergieakteure	noch	schwieriger	werden	als	für	andere	Akteure,	 ausreichend	Risikokapital	für	die	Planungsphase	sowohl	von	Bürger_innen	als	auch	 von	 anderen	 Kapitalgebern	 einzuwerben	 (siehe	 Abschn.	 2.5.3).	 Dies	 liegt	 einerseits	 daran,	 dass	 Bürgerenergieprojekte	 meist	 keine	 Möglichkeit	 der	 Risikostreuung	 ha‐ ben.	Andererseits	ist	es	auch	möglich,	dass	die	Finanzierungssituation	aufgrund	des	 notwendigen	 Ausschreibungsprozesses	 zu	 komplex	 wird,	 um	 das	 notwendige	 Ver‐ trauen	 von	 Bürger_innen	 in	 die	 Geldanlage	 zu	 bilden.	 Sie	 werden	 dann	 von	 einem	 Engagement	 abgeschreckt,	 da	 sie	 kein	 Gefühl	 dafür	 entwickeln	 können,	 ob	 diese	 Geldanlage	für	sie	geeignet	sein	könnte.	 Wie	unter	3.2.2	beschrieben,	wiegt	der	häufige	Engpass	bei	der	Eigenkapitalbeschaf‐ fung	für	Bürgerenergieprojekte	besonders	schwer,	da	sie	für	Eigenkapital	keinen	Zu‐ gang	 zum	 Kapitalmarkt	 haben.	 Generell	 zeigen	 aber	 auch	 die	 Interviews	 mit	 den	 Banken,	 dass	 die	 Finanzierung	 derartiger	 Projekte	 unter	 den	 Bedingungen	 eines	 Ausschreibungssystems	kaum	noch	attraktiv	ist.	Wie	unter	3.2.3	gezeigt,	hat	ein	ver‐ lässliches	regulatorisches	Umfeld	mit	prognostizierbaren	Einnahmen	eine	entschei‐ dende	 Bedeutung	 für	 die	 Bereitschaft	 von	 Banken,	 Bürgerenergieprojekte	 zu	 finan‐ zieren.	Dies	gilt	besonders	für	Kredite	mit	so	langen	Laufzeiten,	wie	bei	Bürgerener‐ gieprojekten	üblich.	Zwar	bestehen	auch	bisher	schon	Risiken	insbesondere	im	Ge‐ nehmigungsverfahren.	Diese	Risiken	sind	aber	für	die	Bürger_innen	deutlich	greifba‐ rer,	da	sie	sich	in	ihrer	eigenen	Gemeinde	in	der	Regel	gut	auskennen.	Die	Chancen	 und	Risiken	einer	Erneuerbare‐Energien‐Ausschreibung,	deren	Abschluss	möglicher	 Weise	erst	in	einigen	Jahren	zu	erwarten	ist,	sind	für	die	Akteure	vor	Ort	hingegen	 kaum	greifbar.	 Bürgerenergieprojekte	können	auch	deshalb	besonders	betroffen	sein,	weil	die	Bür‐ ger_innen	 oft	 nur	 an	 einem	 lokal	 verankerten	 Projekt	 beteiligt	 sind	 und	 somit	 ein	 Ausfall	 nicht	 durch	 Gewinne	 mit	 Projekten	 an	 anderen	 Orten	 ausgeglichen	 werden	 können.	 Bürgerenergieparks	 leben	 von	 einer	 breiten	 finanziellen	 Beteiligung	 vieler	 Anwoh‐ ner_innen.	 Diese	 erhöht	 die	 Akzeptanz	 für	 die	 Projekte	 (windcomm	 schleswig‐ holstein	2012).	Selbst	wenn	das	notwendige	Risikokapital	gefunden	wird,	kann	das	 ganze	Projekt	an	fehlender	Akzeptanz	vor	Ort	und	damit	möglicherweise	an	der	feh‐ lenden	Unterstützung	im	Gemeinderat	scheitern,	wenn	die	Konditionen	zu	komplex	 oder	zu	riskant	sind	für	eine	breite	Beteiligung.	 In	 einem	 Ausschreibungssystem	 fallen	 bis	 zum	 Zuschlag	 bzw.	 der	 Genehmigung	 ei‐ nes	 Projektes	 höhere	 Transaktionskosten	 an,	 u.	a.	 durch	 das	 zusätzliche	 Verfahren	 der	 Ausschreibung	 und	 der	 Erstellung	 der	 dafür	 notwendigen	 Dokumente	 und	 Nachweise.	Entsprechendes	zusätzliches	Risikokapital	bereitzustellen,	kann	für	Bür‐ gerenergieparks	schwer	sein	(siehe	Abschn.	2.5.3).		 In	Abhängigkeit	von	den	Teilnahmevoraussetzungen	könnten	Bürgerenergieakteure	 praktisch	 von	 vornherein	 ausscheiden.	 So	 könnten	 als	 Teilnahmevoraussetzungen	 neben	dem	Preis	ausreichendes	Eigenkapital	und	Bürgschaften,	die	eine	Realisierung	 des	Projekts	gewährleisten,	Bonität	oder	langjährige	technische	Erfahrung	mit	einer	 entsprechenden	 Referenzliste	 über	 bisherige	 Projekte,	 verlangt	 werden.	 Solche	 An‐ forderungen	sind	von	kleinen	und	jungen	Akteuren	in	der	Regel	nicht	zu	erfüllen.	 Ein	 Ausschreibungssystem	 kann	 bürokratische	 Prozesse	 nach	 sich	 ziehen,	 die	 für	 Bürgerenergieakteure	 aufgrund	 ihrer	 internen	 Struktur	 schlechter	 zu	 bewältigen	 sind	als	für	große	konventionelle	Akteure.	Diese	haben	beispielsweise	häufig	bereits	 langjährige	 Erfahrungen	 mit	 Ausschreibungsprozessen.	 Bürgerenergieakteure	 müs‐ sen,	 um	 innerhalb	 ihrer	 Organisation	 eine	 hohe	 Akzeptanz	 für	 alle	 Entscheidungen	 zu	 bewahren,	 im	 Vergleich	 zu	 konventionellen	 Akteuren	 umständlichere	 und	 zeit‐

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aufwändigere	 Abstimmungsprozesse	 durchführen.	 Dies	 kann	 bei	 kurzen	 Fristen	 im	 Ausschreibungsprozess	zu	einer	Herausforderung	werden.	 5.1.3 Zentrale	Ebenen	eines	Ausschreibungsdesigns	 Insbesondere	auf	drei	Ebenen	müssen	grundsätzliche	Festlegungen	bei	dem	Design	von	 Ausschreibungen	getroffen	werden.	Diese	Ebenen	sind:	  Was	wird	ausgeschrieben	(Ausschreibungsgegenstand)	 Über	 eine	 Ausschreibung	 will	 der	 Staat	 ein	 bestimmtes	 Produkt	 erhalten,	 einen	 „Aus‐ schreibungsgegenstand“.	In	der	Diskussion	um	das	EEG	und	in	den	meisten	internatio‐ nalen	Beispielen	ist	dieses	Produkt	die	installierte	Leistung	beispielsweise	von	PV‐Frei‐ flächenanlagen.	Es	ist	aber	genauso	denkbar	–	und	wurde	teilweise	bereits	umgesetzt	–	 dass	 das	 Produkt	 bzw.	 der	 Ausschreibungsgegenstand	 eine	 bestimmte	 erneuerbar	 er‐ zeugte	Strommenge	ist.	Dies	erscheint	insbesondere	dann	sinnvoll,	wenn	eine	technolo‐ gieneutrale	 Ausschreibung	 erfolgt.	 Denn	 wenn	 beispielsweise	 der	 Staat	 20.000	 MWh	 Strom	 aus	 erneuerbaren	 Energien	 über	 eine	 Ausschreibung	 in	 das	 Stromsystem	 integ‐ rieren	will,	müsste	eine	deutlich	geringere	installierte	Leistung	von	Biogasanlagen	ange‐ boten	werden	als	von	Windenergieanlagen	oder	gar	PV‐Anlagen.	Bei	einer	technologie‐ neutralen	 Ausschreibung	 eine	 installierte	 Leistung	 auszuschreiben	 würde	 bedeuten,	 dass	 der	 Staat	 zunächst	 völlig	 ungewiss	 darüber	 sein	 muss,	 wie	 viel	 Erneuerbare‐ Energien‐Strom	er	durch	diese	Ausschreibung	geliefert	bekommt.	 Der	Entwurf	des	BMWi	zum	EEG	vom	28.03.2014	ermöglicht	in	seiner	Verordnungser‐ mächtigung	(§	85)	zwar	sowohl	die	Ausschreibung	einer	installierten	Leistung	als	auch	 einer	 Strommenge.	 In	 der	 politischen	 Diskussion	 wird	 aber	 meist	 die	 Ausschreibung	 einer	Leistung	diskutiert.	Ferner	erscheinen	aus	Sicht	der	Bürgerenergie	keine	grundle‐ gend	unterschiedlichen	Auswirkungen	zu	erwarten	sein.	Daher	werden	die	beiden	Vari‐ anten	in	dieser	Studie	nicht	weiter	diskutiert.	 	

	 Abb.	34:	 Zentrale	Ausgestaltungsmöglichkeiten	eines	Ausschreibungsdesigns	für	 erneuerbare	Energien	für	den	Strombereich	
Quelle:	 Eigene	Darstellung	

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 Für	was	wird	ein	Preis	angeboten	(Vergütungsmechanismus)	 Unabhängig	davon,	wie	der	Ausschreibungsgegenstand	definiert	ist	–	als	Leistung	oder	 als	 Strommenge	 –	 muss	 in	 der	 Ausschreibung	 festgelegt	 werden,	 für	 was	 die	 Bie‐ ter_innen	einen	Preis	angeben	sollen	und	für	was	sie	im	Falle	eines	Zuschlages	eine	Ver‐ gütung	 erhalten.	 Preis	 und	 Vergütung	 können	 sich	 wiederum	 auf	 die	 eingespeiste	 Strommenge	 beziehen	 oder	 auf	 die	 installierte	 Leistung,	 und	 sie	 können	 insbesondere	 vom	 Strompreis	 abhängen.	 So	 kann	 der	 Vergütungsmechanismus	 beispielsweise	 eine	 feste	Einspeisevergütung	oder	auch	eine	gleitende	Prämie	sein	(siehe	hierzu	Abschn.	5.2).	 Für	was	der	Preis	angeboten	und	später	die	Vergütung	gezahlt	wird,	kann	sich	vom	oben	 beschriebenen	Ausschreibungsgegenstand	unterscheiden.		  Wie	wird	ausgeschrieben	 Aufbauend	auf	den	Festlegungen	bezüglich	des	Ausschreibungsgegenstandes	und	Vergü‐ tungsmechanismus	 gibt	 es	 unterschiedliche	 Optionen,	 wie	 eine	 Ausschreibung	 umge‐ setzt	werden	kann.	Diese	Optionen	werden	in	Abschn.	5.3	diskutiert.	 Darüber	hinaus	kann	unterschieden	werden,	ob	der	Zuschlag	erst	bei	vorliegender	Ge‐ nehmigung	 erteilt	 wird	 oder	 schon	 zu	 einem	 früheren	 Zeitpunkt.	 Zwar	 gibt	 der	 frühe	 Zuschlag	 zu	 einem	 früheren	 Zeitpunkt	 des	 Projektes	 Sicherheit	 über	 den	 erzielbaren	 Erlös.	Gerade	für	Bürgerprojekte	wäre	er	aber	im	Zusammenspiel	mit	einem	Pönale	sehr	 schwer	 zu	 handeln,	 weil	 bei	 einem	 Scheitern	 des	 Vorhabens	 beispielsweise	 aufgrund	 einer	nicht	erteilten	Genehmigung	die	Ausfallkosten	weit	höher	liegen	können	als	nur	in	 Höhe	der	Planungskosten.	Dies	gilt	auch,	wenn	das	Vorhaben	zwar	nicht	scheitert,	aber	 weniger	Erneuerbare‐Energien‐Strom	erzeugt	werden	kann	als	durch	den	Zuschlag	ver‐ langt.	 Auch	 dafür	 wären	 dann	 Pönalen	 fällig.	 Im	 Folgenden	 wird	 davon	 ausgegangen,	 dass	der	Zuschlag	an	genehmigte	Projekte	gegeben	wird.	Das	hat	auch	für	den	Staat	den	 Vorteil,	dass	die	erfolgreichen	Bieter_innen	mit	größerer	Wahrscheinlichkeit	in	der	Lage	 sind,	tatsächlich	entsprechend	ihres	Angebotes	zu	liefern.	 5.1.4 Grundsätzliche	 Anforderungen	 an	 das	 Ausschreibungsdesign	 aus	 Sicht	 der	 Bür‐ gerenergie	 Im	Vergleich	zur	traditionellen,	konventionellen	Energiewirtschaft	sind	Bürgerenergie‐ organisationen	kleine	und	junge	Akteure.	Viele	der	investierenden	Bürger_innen	verfü‐ gen	zumeist	über	keine	oder	nur	wenig	Erfahrungen	mit	Energiemärkten	oder	Projekt‐ finanzierung.	 Sie	 kennen	 aber	 die	 lokalen	 Begebenheiten	 sehr	 gut	 und	 sind	 direkt	 von	 den	 Auswirkungen	 der	 Projekte	 betroffen.	 Auch	 die	 Projekte	 der	 Bürgerenergie	 sind	 vergleichsweise	 klein.	 Diesen	 Strukturen	 muss	 ein	 Ausschreibungsmodell	 entsprechen,	 wenn	 –	wie	 im	 Koalitionsvertrag	 festgehalten	 –	 Bürgerenergieprojekte	 weiterhin	 mög‐ lich	sein	sollen	(CDU	et	al.	2013).	 So	ist	darauf	zu	achten,	dass	nicht	schon	für	die	Bieter_innen	selbst	Präqualifikationsan‐ forderungen	 aufgestellt	 werden,	 die	 Bürgerenergie	 praktisch	 ausschließen.	 Über	 die	 Präqualifikation	 werden	 beispielsweise	 die	 Sachkunde,	 die	 Leistungsfähigkeit	 und	 die	 Zuverlässigkeit	 der	 Bieter_innen	 geprüft.	 Werden	 hier	 zwingend	 jahrelange	 Projekter‐ fahrung	oder	hohe	finanzielle	Rücklagen	verlangt,	kann	das	Bürgerenergie	ausschließen.	 Ferner	 muss	 darauf	 geachtet	 werden,	 dass	 auch	 einzelne	 und	 vergleichsweise	 kleine	 Projekte	an	einer	Ausschreibung	teilnehmen	können.	So	ist	die	Losgröße	bei	Ausschrei‐ bungen	in	Brasilien	auf	0,1	MW	begrenzt	(arrhenius	consult	GmbH	2013,	S.	69).	Insbe‐ sondere	für	Windprojekte	erscheint	dies	eine	akzeptable	Größe	zu	sein.	Für	Photovolta‐ ikanlagen	 erscheint	 diese	 Losgröße	 deutlich	 zu	 groß.	 Die	 meisten	 PV‐Anlagen,	 die	 in	 Deutschland	in	den	letzten	Jahren	gebaut	wurden,	sind	deutlich	kleiner.		

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Dies	 stellt	 ein	 Dilemma	 einer	 vollständigen	 Umstellung	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 unter	 Beibehaltung	 der	 Chancen	 der	 Bürgerenergie	 dar:	 Wollte	 man	 beim	 Ausbau	 der	 Photovoltaik	 die	 technische	 Struktur	 der	 letzten	 Jahre	 beibehalten,	 müssten	 jährlich	 zehntausende	 von	 PV‐Projekten	 einen	 Zuschlag	 erhalten.	 All	 diese	 Anlagen	 müssten	 über	 die	 gesamte	 Laufzeit	 von	 möglicher	 Weise	 20	Jahren	 vom	 Staat	 kontrolliert	 wer‐ den,	um	sicherzustellen,	dass	sie	auch	die	zugesagte	Strommenge	erzeugen.	Für	diejeni‐ gen	 Anlagen,	 die	 das	 nicht	 tun,	 müssten	 ergänzende	 Ausschreibungen	 durchgeführt	 werden,	um	das	Ausbauziel	nicht	zu	verfehlen	und	ggf.	Pönalen	zu	verhängen.	 5.2 Gestaltung	des	Vergütungsmechanismus	

5.2.1 Überblick	 In	diesem	Kapitel	werden	die	vier	aus	Sicht	der	Autor_innen	wichtigsten	Vergütungsme‐ chanismen	 erläutert	 und	 diskutiert.	 Der	 Mechanismus	 kann	 angelehnt	 werden	 an	 die	 feste	 Einspeisevergütung,	 sodass	 im	 Angebot	 ein	 Preis	 für	 die	 gelieferte	 Strommenge	 (in	kWh)	genannt	und	später	auch	vergütet	wird.	Auf	gleicher	Basis	ließe	sich	ebenfalls	 in	Anlehnung	an	das	geltende	EEG	eine	gleitende	Marktprämie	vergüten.	Die	Bewerber	 können	aber	auch	aufgefordert	werden,	die	verlangte	Höhe	einer	fixen	Prämie	für	eine	 Strommenge	zu	nennen,	die	dann	unabhängig	vom	aktuellen	Strompreis	vergütet	wür‐ de.	Neben	der	Strommenge	kann	die	installierte	Leistung	(in	kW)	finanziert	werden.	Da	 in	 diesem	 Fall	 eine	 Teilnahme	 am	 Strommarkt	 immer	 stattfindet,	 handelt	 es	 sich	 stets	 um	eine	Prämie	zusätzlich	zu	dem	Erlös	am	Strommarkt	(siehe	Abb.	34).	 5.2.2 Ausschreibung	einer	festen	Einspeisevergütung	für	die	Strommenge	 Wird	in	einer	Ausschreibung	als	Vergütungsmechanismus	eine	feste	Einspeisevergütung	 zugrunde	 gelegt,	 erhalten	 die	 erfolgreichen	 Bieter_innen	 zu	 jedem	 Zeitpunkt	 über	 die	 gesamte	 Laufzeit	 einen	 festen	 Preis	 für	 die	 jeweils	 eingespeiste	 Strommenge.	 Diese	 ist	 sowohl	 kurz‐	 als	 auch	 langfristig	 unabhängig	 vom	 Strompreis	 an	 der	 Börse.	 Die	 Anla‐ genbetreiber	 müssen	 sich	 nicht	 mit	 der	 Vermarktung	 ihres	 Stroms	 beschäftigen	 –	 sie	 haben	 auch	 keinen	 ökonomischen	 Anreiz,	 auf	 den	 aktuellen	 Strombedarf	 zu	 reagieren.	 Diesbezüglich	 wären	 die	 erfolgreichen	 Anlagenbetreiber	 nach	 dem	 Zuschlag	 in	 einer	 Situation,	wie	sie	vor	Einführung	der	optionalen	gleitenden	Marktprämie	bestand.	 Beim	 internationalen	 Vergleich	 fällt	 auf,	 dass	 die	 meisten	 bislang	 verwendeten	 Aus‐ schreibungssysteme	 für	 erneuerbare	 Energien	 für	 die	 Gewinner	 einer	 Ausschreibung	 eine	 feste	 Einspeisevergütung	 vorgesehen	 haben	 (IZES	 2013,	 S.	 2).	 Dies	 war	 zwischen	 1990	 und	 2002	 in	 Großbritannien	 und	 zwischen	 2003	 und	 2007	 in	 China	 der	 Fall.	 In	 Brasilien	 wird	 eine	 solche	 Regelung	 seit	 2008	 genutzt,	für	 PV‐Dachanlagen	 gilt	 das	 für	 Frankreich	(arrhenius	consult	GmbH	2013,	S.	80)	und	auch	in	Ägypten	wird	durch	Aus‐ schreibungen	 eine	 feste	 Einspeisevergütung	 vergeben	 (Weinhold	 2014).	 Auch	 bei	 der	 Förderung	 eines	 Atomkraftwerkes	 in	 Großbritannien	 wird	 quasi	 ein	 solches	 Prinzip	 verwendet.	 Ein	 Vertrag	 zwischen	 der	 Britischen	 Regierung	 und	 Électricité	 de	 France	 (EDF)	für	den	Bau	und	den	Betrieb	eines	neuen	Atomkraftwerks	in	Hinkley	Point	C	sieht	 eine	feste	Vergütung	für	35	Jahre	vor	(Thomson	Reuters	2013).	Die	in	Deutschland	ange‐ führten	Vorteile	der	Integration	in	den	Spot‐	und	Terminmarkt	wie	die	bedarfsgerechte	 Einspeisung	von	Strom	aus	erneuerbaren	Energien	oder	Atomenergie30	kommen	in	die‐ sen	Fällen	dann	nicht	zur	Geltung.	 																																																								
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Auch	 an	 Atomstrom	 könnte	 man	 die	 Anforderung	 stellen,	 die	 Stromeinspeisung	 an	 Angebot‐	 und	 Nachfrage	auszurichten.	Bei	in	den	kommenden	Jahrzehnten	potenziell	auch	in	Großbritannien	stark	 steigenden	Anteil	von	Strom	aus	Wind	und	Sonne	dürfte	es	zukünftig	auch	dort	Zeiten	geben,	in	denen	

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Würde	 als	 Vergütungsmechanismus	 ein	 festes	 Einspeisevergütungssystem	 verwendet,	 würde	 das	 im	 Vergleich	 zum	 noch	 geltenden	 EEG	 die	 geringsten	 Änderungen	 bei	 der	 Umstellung	 auf	 Ausschreibungen	 bedeuten.	 Da	 aber	 die	 feste	 Einspeisevergütung	 im	 EEG	 bereits	 vorher	 abgeschafft	 werden	 soll,	 wäre	 dies	 ein	 „hin	 und	 her“,	 und	 sie	 ent‐ spräche	nicht	der	derzeitigen	Philosophie	der	Bundesregierung.	Denn	die	Integration	in	 den	Strommarkt,	wie	sie	durch	die	geplante	Abschaffung	der	festen	Einspeisevergütung	 zugunsten	 der	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 forciert	 werden	 soll,	 würde	 damit	 wieder	aufgegeben.	Anlagenbetreiber	müssten	eben	nicht	ihren	Erneuerbare‐Energien‐ Strom	 am	 Strommarkt	 vertreiben	 oder	 Dritte	 damit	 beauftragen.	 Daher	 scheint	 diese	 Variante	aus	politischer	Sicht	für	Deutschland	sehr	unwahrscheinlich.	Diese	Ausschrei‐ bungsvariante	soll	hier	dennoch	als	Option	und	zum	Vergleich	aufgeführt	werden.	 Bei	 der	 Bewerbung	 muss	 eine	 Erneuerbare‐Energien‐Leistung	 oder	 eine	 Erneuerbare‐ Energien‐Strommenge	 zu	 einem	 konkreten	 Preis	 pro	 gelieferter	 Strommenge	 (in	 Ct/kWh)	 angeboten	 werden.	 Der	 angebotene	 Preis	 wird	 das	 zentrale	 Kriterium	 sein,	 nach	dem	bestimmt	wird,	wer	den	Zuschlag	erhält.	Grundsätzlich	dürften	die	Angebote	 mit	den	niedrigsten	Preisen	einen	Zuschlag	erhalten.	Daneben	können	bestimmte	Krite‐ rien	 definiert	 oder	 Informationen	 gefordert	 sein.	 So	 könnte	 eine	 Mindestvolllaststun‐ denzahl	 verlangt	 werden	 oder	 Angaben	 über	 die	zu	 erwartende	 Stromproduktion.	 Sol‐ che	 Anforderungen	 können	 auch	 verlangt	 werden,	 wenn	 andere	 Vergütungsmechanis‐ men	zugrunde	gelegt	werden,	wie	sie	in	den	Abschn.	5.2.2	bis	5.2.5	dargestellt	sind.	 In	der	Ausschreibung	können	seitens	des	Staates	konkrete	Rahmenbedingungen	festge‐ legt	werden,	so	z.	B.	die	Laufzeit,	über	die	die	angebotene	Einspeisevergütung	ausgezahlt	 werden	soll,	ggf.	Pönalen,	wenn	die	angebotene	Leistung	im	Falle	eines	Zuschlages	nicht	 erbracht	 oder	 Anforderungen	 an	 die	 zu	 liefernden	 Leistungen	 neben	 der	 Strommenge	 selbst	nicht	erfüllt	werden	(z.	B.	Systemdienstleistungen).	Auch	diese	Festlegungen	kön‐ nen	 bei	 der	 Ausschreibung	 mit	 anderen	 Vergütungsmechanismen	 vorgenommen	 wer‐ den.	 5.2.3 Ausschreibung	einer	gleitenden	Marktprämie	für	die	Strommenge	 Bei	 dieser	 Variante	 der	 Ausschreibung	 wird	 die	 bestehende	 gleitende	 Marktprämie	 übertragen	 und	 stellt	 damit	 im	 Vergleich	 zu	 den	 folgenden	 Varianten	 eine	 vergleichs‐ weise	 kleinere	 Änderung	 dar.	 Der	 Unterschied	 zum	 bestehenden	 System	 ist	 praktisch	 darauf	begrenzt,	dass	die	Bestimmung	der	Prämienhöhe	nicht	mehr	durch	den	Staat	de‐ finiert	 sondern	 über	 Ausschreibungen	 bestimmt	 wird.	 Ein	 solches	 Ausschreibungssys‐ tem	 wird	 in	 den	 Niederlanden	 seit	 2011	 praktiziert	 und	 in	 arrhenius	 consult	 GmbH	 (2013,	S.	78)	diskutiert.	 Praktisch	wird	von	den	Teilnehmern	einer	Ausschreibung	verlangt	werden,	wie	bei	der	 Ausschreibung	 einer	 festen	 Einspeisevergütung	 einen	 Preis	 für	 jede	 eingespeiste	 Kilo‐ wattstunde	 Erneuerbare‐Energien‐Strom	 anzubieten.	 Anlagenbetreiber,	 die	 einen	 Zu‐ schlag	 bekommen,	 erhalten	 dann	 entsprechend	 der	 Systematik	 der	 bestehenden	 glei‐ tenden	 Marktprämie	 den	 von	 ihnen	 genannten	 Preis	 abzüglich	 des	 durchschnittlichen	 Strompreises	an	der	Börse.	Dieser	Börsenstrompreis	wird	nachträglich	und	spartenspe‐ zifisch	 bestimmt.	 Zusätzlich	 zu	 der	 Vergütung	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 erzielt	 der	 Anlagenbetreiber	 Erlöse	 aus	 dem	 Verkauf	 seines	 Erneuerbare‐Energien‐Stroms	 am	 Strommarkt	(siehe	Abschn.	3.2).	Auf	eine	Managementprämie	kann	verzichtet	werden,	da	 																																																																																																																																																																													
ausreichend	Strom	aus	Wind	und	Sonne	im	System	ist	und	die	Einspeisung	aus	Atomkraftwerken	ver‐ zichtbar	wird.	

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die	Anbieter_innen	die	Kosten	der	Vermarktung	in	ihrem	Angebot	bereits	berücksichti‐ gen	können	bzw.	müssen.		 Wie	 bei	 der	 Option	 in	Abschn.	 5.2.2	 können	 seitens	 des	 Staates	 konkrete	 Angaben	 wie	 die	 erwartete	 Volllaststundenzahl	 oder	 die	 erwartete	 Stromproduktion	 verlangt	 und	 Rahmenbedingungen	festgelegt	werden	wie	die	Laufzeit,	ggf.	Pönalen	oder	Anforderun‐ gen	an	Systemdienstleistungen	etc.	 5.2.4 Ausschreibung	einer	fixen	Marktprämie	für	die	Strommenge	 Bei	der	Ausschreibung	einer	fixen	Marktprämie	wird	wie	in	den	Optionen	5.2.2	und	5.2.3	 die	Strommenge,	also	jede	Kilowattstunde	Strom	vergütet.	Wie	bei	der	Option	5.2.3	er‐ hält	 der	 Anlagenbetreiber	 zusätzlich	 Erlöse	 aus	 dem	 Verkauf	 seines	 Erneuerbare‐ Energien‐Stroms	 am	 Strommarkt.	 Die	 fixe	 Marktprämie	 wird	 aber	 nicht	 mehr	 an	 den	 mittel	 und	 langfristig	 schwankenden	 Strompreis	 an	 der	 Börse	 angepasst,	 wie	 dies	 bei	 der	gleitenden	Marktprämie	der	Fall	ist.	Diese	Option	wird	in	arrhenius	consult	GmbH	 (2013)	und	BDEW	(2013)	diskutiert.	 Praktisch	bieten	die	Bieter_innen	die	Höhe	der	fixen	Marktprämie	für	jede	eingespeiste	 Kilowattstunde	 Strom	 an.	 Dabei	 müssen	 sie	 berücksichtigen,	 wie	 hoch	 die	 Einnahmen	 aus	dem	Stromverkauf	am	Strommarkt	in	den	kommenden	ggf.	20	Jahren	sein	dürften.	 Da	dieser	nur	sehr	schwer	abschätzbar	ist,	steigt	das	Risiko	deutlich,	was	den	angebote‐ nen	 Preis	 nach	 oben	 treiben	 muss	 (siehe	 Abschn.	 5.2.6).	 Bewerber,	 die	 einen	 Zuschlag	 erhalten,	 werden	 mit	 dieser	 fixen	 Marktprämie	 vergütet	 und	 erhalten	 zusätzliche	 Ein‐ nahmen	aus	dem	Stromverkauf	am	Strommarkt.		 Wie	 in	 den	 vorgenannten	 Optionen	 können	 seitens	 des	 Staates	 konkrete	 Angaben	 wie	 die	 erwartete	 Volllaststundenzahl	 oder	 die	 erwartete	 Stromproduktion	 verlangt	 und	 Rahmenbedingungen	festgelegt	werden	wie	die	Laufzeit,	ggf.	Pönalen	oder	Anforderun‐ gen	an	Systemdienstleistungen.	 5.2.5 Ausschreibung	einer	fixen	Kapazitätsprämie	 Der	zentrale	Unterschied	dieser	Ausschreibungsoption	gegenüber	den	oben	genannten	 ist,	dass	nicht	die	Strommenge,	sondern	die	Kapazität	bzw.	Leistung	(in	MW)	einer	Anla‐ ge	 vergütet	 wird.	 Zusätzlich	 zu	 diesen	 Kapazitätszahlungen	 erzielt	 der	 Erneuerbare‐ Energien‐Anlagenbetreiber	Erlöse	am	Strommarkt.	Eine	solche	Variante	von	Ausschrei‐ bungen	wird	in	VKU	(2013)	diskutiert.	IZES	et	al.	(2013)	schlägt	sie	für	Wind‐Offshore	 vor	sowie	als	optionale	Finanzierungsoption	für	Wind	an	Land	und	Photovoltaik,	für	die	 aber	wahlweise	auch	die	feste	Einspeisevergütung	erhalten	bleiben	soll.	Eine	Ausschrei‐ bung	einer	gleitenden	Kapazitätsprämie,	bei	der	die	Kapazitätsvergütungen	von	der	mit‐ tel‐	bis	langfristigen	Höhe	des	Strompreises	an	der	Börse	abhängig	gemacht	wird,	wird	 in	 der	 Literatur	 bisher	 nicht	 diskutiert.	 Sie	 hätte	 für	 Bürgerenergieprojekte	 in	 keinem	 Fall	Vorteile	gegenüber	den	hier	diskutierten	Varianten.	 Praktisch	bieten	potenzielle	Anlagenbetreiber	den	Preis	für	eine	bestimmte	installierte	 Leistung	von	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	an,	die	günstigsten	Angebote	erhalten	den	 Zuschlag.	Die	Vergütungen	für	die	Kapazität	werden	über	die	vom	Auktionator	bestimm‐ te	Laufzeit	ausgezahlt.	 Wie	 in	 den	 vorgenannten	 Optionen	 können	 seitens	 des	 Staates	 konkrete	 Angaben	 wie	 die	 erwartete	 Volllaststundenzahl	 oder	 die	 erwartete	 Stromproduktion	 verlangt	 und	 weitere	Rahmenbedingungen	festgelegt	werden	wie	z.	B.	ggf.	Pönalen	oder	Anforderun‐ gen	an	Systemdienstleistungen.	

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5.2.6 Vergleich	der	Auswirkungen	auf	Bürgerenergiegesellschaften	 Eine	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	hat	in	jedem	Fall	erhebliche	Folgen	für	 die	zukünftigen	Chancen	von	Bürgerenergieprojekten.	Von	den	in	Abschn.	5.1.1	und	Ab‐ schn.	 5.1.2	 beschriebenen	 Risiken	 und	 Herausforderungen	 beeinflusst	 der	 Vergütungs‐ mechanismus	vor	allem	die	Höhe	und	die	Art	des	Risikos,	dem	sich	Investoren	nach	In‐ betriebnahme	der	Anlagen	ausgesetzt	sehen.	Wie	unter	Abschn.	5.1.2	beschrieben,	trifft	 dieses	Risiko	Bürgerenergieprojekte	härter	als	größere	Unternehmen	und	auch	in	einer	 ganz	anderen	Dimension	als	die	unter	den	heutigen	Rahmenbedingungen	bestehenden	 Risiken.	Dabei	ist	dieses	Risiko	auch	höher	einzustufen	als	auf	den	meisten	Warenmärk‐ ten.	Zum	einen	entsteht	der	im	Ausschreibungssystem	gefundene	Preis	für	Erneuerbare‐ Energien‐Strom	 erst	 in	 einem	 staatlich	 geschaffenen	 Markt	 und	 es	 gibt	 keine	 Erfah‐ rungswerte	 oder	 sichere	 Kontinuität	 für	 diese	 Preisfindung.	 Zum	 anderen	 ist	aufgrund	 des	ungleichmäßigen	Zubaus	der	Vergangenheit	zu	erwarten,	dass	dieser	Preis	von	Jahr	 zu	 Jahr	 stark	 schwanken	 kann.	 Entsprechend	 kann	 diese	 Unberechenbarkeit	 Bürger‐ energieprojekte	vielerorts	unmöglich	machen.		 Unabhängig	von	den	o.	g.	Risiken	ist	innerhalb	von	Ausschreibungen	das	Vergütungssys‐ tem	einer	festen	Einspeisevergütung	für	die	Strommenge	die	Option	mit	den	geringsten	 zusätzlichen	 Risiken	 (siehe	 Abschn.	 5.2.1).	 Wie	 im	 Falle	 des	 derzeitigen	 Systems	 der	 staatlich	 festgelegten	 festen	 Einspeisevergütung	 besteht	 hier	 für	 die	 Anlagenbetreiber	 nach	dem	Zuschlag	kein	Risiko	mehr	bezüglich	der	Höhe	der	Einnahmen	pro	eingespeis‐ ter	Strommenge.	Auch	wenn	es	noch	eine	Reihe	von	Projektrisiken	gibt,	besteht	bei	die‐ ser	 Variante	 nach	 dem	 Zuschlag	 eine	 vergleichsweise	 hohe	 Sicherheit.	 Die	 grundsätzli‐ chen	Risiken,	die	durch	eine	Umstellung	auf	ein	Ausschreiungssystem	zusätzlich	entste‐ hen,	kommen	aber	auch	bei	dieser	Variante	wie	auch	allen	folgenden	Varianten	voll	zum	 Tragen	(siehe	Abschn.	5.1).	 Auch	 bei	 der	 Ausschreibung	 auf	 der	 Grundlage	 einer	 gleitenden	 Marktprämie	 für	 die	 Strommenge	(Abschn.	5.2.2)	ist	das	Risiko	nach	dem	Zuschlag	für	die	Anlagenbetreiber	 überschaubar.	Der	Unterschied	zur	Ausschreibung	einer	festen	Einspeisevergütung	be‐ steht	aus	den	gleichen	Gründen	und	ist	vergleichsweise	gleich	groß	wie	der	Unterschied	 vom	 Übergang	 von	 der	 staatlich	 festgelegten	 festen	 Einspeisevergütung	 zur	 ver‐ pflichtenden	Direktvermarktung	auf	Basis	der	gleitenden	Marktprämie	(siehe	Kap.	4).	 Mit	einem	deutlich	 größeren	 zusätzlichen	 Risiko	 sind	 die	 Anlagenbetreiber	 in	den	 Mo‐ dellen	 der	 Ausschreibung	 auf	 Grundlage	 einer	 fixen	 Marktprämie	 für	 die	 Strommenge	 und	 einer	 fixen	 Kapazitätsprämie	 auf	 die	 installierte	 Leistung	 konfrontiert.	 In	 beiden	 Fällen	 müssen	 die	 Bieter_innen	 bei	 der	 Erstellung	 ihres	 Angebots	 berücksichtigen,	 wie	 hoch	ihre	Einnahmen	aus	dem	Verkauf	ihres	Stroms	für	den	Zeitraum	der	Laufzeit	sein	 werden.	Die	Einnahmen,	die	ihnen	dann	noch	fehlen,	um	einen	wirtschaftlichen	Betrieb	 der	Anlage	zu	gewährleisten,	müssen	sie	über	die	Ausschreibung	erzielen	und	in	ihrem	 Angebot	aufführen.	Praktisch	sind	das	die	Höhen	der	fixen	Marktprämie	oder	der	fixen	 Kapazitätsprämie.		 Um	 die	 Einnahmen	 aus	 dem	 Stromverkauf	 über	 20	Jahre	 zu	 ermitteln,	 sind	 Annahmen	 notwendig,	wie	viel	Strom	verkauft	wird	und	wie	hoch	der	Strompreis	sein	wird.	Wäh‐ rend	eine	Prognose	der	Stromerzeugung	in	allen	anderen	Fällen	ebenfalls	erstellt	wer‐ den	 muss	 und	 vergleichsweise	 gut	 zu	 bewerkstelligen	 ist,	 ist	 die	 Prognose	 des	 Strom‐ preises	 über	 mehrere	 Jahre	 höchst	 schwierig	 und	 birgt	 sehr	 große	 Risiken.	 Denn	 viele	 Faktoren	 spielen	 bei	 der	 Bildung	 des	 Großhandelsstrompreises	 eine	 Rolle	 –	 und	 die	 meisten	davon	sind	kaum	abschätzbar.	Dazu	gehören	der	konventionelle	Strommix,	der	 Anteil	der	erneuerbaren	Energien	am	gesamten	Strommix	und	deren	Zusammensetzung,	

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die	 Kosten	 insbesondere	 für	 Kohle,	 Gas	 und	 CO2‐Zertifikate,	 ggf.	 weitere	 Steuern	 und	 Abgaben	wie	z.	B.	die	Kernbrennstoffsteuer	oder	der	gesamte	Stromverbrauch.		 Das	Öko‐Institut	hat	im	Rahmen	einer	Studie	für	die	Agora	Energiewende	im	Jahr	2013	 eine	 Bandbreite	 der	 möglichen	 Großhandelsstrompreise	 angegeben.	 Dieser	 könne	 im	 Jahr	 2025	 zwischen	 rund	 3,8	 und	 9,2	Ct/kWh	 und	 im	 Jahr	 2045	 zwischen	 3,2	 und	 11,2	Ct/kWh	 liegen	 (Öko‐Institut	 e.V.	 2013).	 Anhand	 der	 unterstellten	 Annahmen	 ist	 erkennbar,	 dass	 die	 Bandbreite	 noch	 deutlich	 breiter	 sein	 kann.	 So	 wird	 für	 das	 Jahr	 2045	 von	 einem	 Stromverbrauch	 von	 mindestens	 564,7	TWh/a	 und	 maximal	 568,7	TWh/a	ausgegangen.	Dabei	ist	nicht	auszuschließen,	dass	sich	in	den	kommenden	 30	Jahren	 der	 Stromverbrauch	 deutlich	 anders	 entwickelt.	 Würde	 beispielsweise	 das	 Ziel	 der	 Bundesregierung	 aus	 dem	 Energiekonzept	 von	 2010	 erreicht,	 den	 Stromver‐ brauch	 bis	 2050	 gegenüber	 2008	 um	 25	%	 zu	 senken,	 läge	 er	 bei	 nur	 gut	 400	 TWh	 (Bundesregierung	2010,	S.	5).	Ein	noch	anspruchsvolleres	Stromeinsparziel	in	Höhe	von	 40	%	bis	2050	wird	von	der	Prognos	AG	und	dem	Öko‐Institut	für	möglich	gehalten	und	 in	 einer	 Studie	 im	 Auftrag	 des	 World	 Wide	 Fund	 for	 Nature	 (WWF)	 unterlegt.	 Dieser	 Wert	wird	in	einer	aktuellen	Studie	der	Prognos	AG	und	Institut	für	elektrische	Anlagen	 und	Energiewirtschaft	(IAEW)	für	Agora‐Energiewende	aufgegriffen	(Öko‐Institut	e.V.	et	 al.	2009;	Agora	Energiewende	2014,	S.	11,	21).	Ein	solch	deutlich	reduzierter	Strombe‐ darf	 würde	 den	 Preis	 noch	 unter	 die	 o.	g.	 unteren	 Werte	 drücken,	 da	 eine	 sinkende	 Nachfrage	im	funktionierenden	Markt	zu	einem	sinkenden	Preis	führt.	Es	gibt	aber	auch	 Studien	 und	 Szenarien,	 die	 davon	 ausgehen,	dass	 der	 Stromverbrauch	 mittel‐	 bis	 lang‐ fristig	 deutlich	 steigen	 wird,	 da	 in	 einer	 regenerativen	 Energiezukunft	 immer	 mehr	 Strom	für	Wärme/Kälte	und	im	Verkehrsbereich	direkt	oder	indirekt	eingesetzt	werden	 könnte.	Unter	solchen	Rahmenbedingungen	ist	langfristig	ein	Stromverbrauch	von	1.000	 und	mehr	TWh/a	denkbar	(DLR	et	al.	2012).	Dies	würde	die	o.	g.	oberen	Werte	für	den	 Strompreis	spürbar	nach	oben	treiben.	 Bedenkt	 man,	 dass	 die	 Vollkosten	 von	 Windenergieanlagen	 an	 Land	 deutlich	 unter	 10	Ct/kWh	und	von	PV‐Anlagen	schon	heute	im	Bereich	von	10	Ct/kWh	liegen,	sind	die	 Unsicherheiten	bezüglich	des	zukünftigen	Großhandelspreises	für	Strom	enorm.	Je	nach	 Annahme	über	den	zukünftigen	Strompreis	können	die	notwendigen	zusätzlichen	Mittel,	 die	über	eine	Ausschreibung	erzielt	werden	müssen,	durchaus	auf	das	Doppelte	steigen	 –	oder	auf	die	Hälfte	sinken.	Wer	einen	zu	hohen	Strompreis	erwartet,	kann	später	seine	 Kosten	 nicht	 decken.	 Wer	 einen	 zu	 niedrigen	 Strompreis	 ansetzt,	 wird	 sich	 gegen	 die	 Konkurrenten	nicht	durchsetzen	können.		 Diese	 Herausforderung	 entsteht	 sowohl	 bei	 der	 Ausschreibung	 der	 fixen	 Marktprämie	 auf	die	Strommenge	als	auch	bei	der	Ausschreibung	der	fixen	Kapazitätsprämie	auf	die	 installierte	 Leistung.	 Die	 Unterschiede	 zwischen	 diesen	 beiden	 Varianten	 erscheinen	 dagegen	 deutlich	 geringer	 als	 die	 Unterschiede	 der	 ersten	 beiden	 Optionen	 feste	 Ein‐ speisevergütung	und	gleitende	Marktprämie.	 5.2.7 Vergleich	anderer	Auswirkungen	 Unabhängig	 von	 der	 konkreten	 Ausgestaltung	 bedeutet	 die	 Umstellung	 auf	 ein	 Aus‐ schreibungssystem,	dass	für	den	Staat	neuer	und	zusätzlicher	Aufwand	entsteht.	Dieser	 Aufwand	ist	für	eine	Ausschreibung	oder	ein	Projekt	teilweise	einmalig,	teilweise	ist	er	 wiederkehrend.	Insbesondere	sind	hier	zu	nennen:	  Für	 die	 Zulassung	 der	 Bieter_innen	 bzw.	 der	 Gebote	 einer	 Ausschreibung	 müssen	 angemessene	 Präqualifikationsbedingungen	 definiert	 werden.	 Hier	 spielen	 bei‐ spielsweise	die	Finanzkraft	und	die	technische	Erfahrung	der	Bieter_innen	eine	Rol‐ le.	Der	Staat	muss	hier	eine	gute	Balance	finden	zwischen	der	notwendigen	Seriosität	

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der	Bieter_innen	und	der	Minimierung	von	Zutrittsbarrieren	für	kleinere	und	neuere	 Anbieter.	  Die	Ausschreibung	und	die	Bewertung	der	Angebote	müssen	durchgeführt	werden.	  Es	müssen	Mechanismen	zur	Verhinderung	von	Marktmacht	entwickelt	werden.	 Der	Staat	und	insbesondere	die	Netz‐	und	Kraftwerksbetreiber	können	theoretisch	auch	 Vorteile	 und	 Erleichterungen	 durch	 die	 Umstellung	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 ha‐ ben.	Dies	gilt	insbesondere	wenn	es	gelingt,	einen	kontrollierten	Zubau	von	Erneuerba‐ re‐Energien‐Anlagen	 und	 einen	 kontrolliertes	 Wachstum	 der	Anteile	 der	erneuerbaren	 Energien	 im	 Strombereich	 zu	 realisieren.	 In	 diesem	 Fall	 besteht	 mehr	 Investitionssi‐ cherheit	 beispielsweise	 bei	 der	 Netzplanung,	 dem	 Bau	 von	 Anlagen	 zum	 Ausgleich	 der	 schwankenden	 Einspeisung	 von	 Strom	 aus	 fluktuierenden	 erneuerbaren	 Energien	 und	 ggf.	der	Modernisierung	oder	dem	Bau	neuer	konventioneller	Kraftwerke.	 Allerdings	ist	darauf	hinzuweisen,	dass	es	regional	bereits	gute	Möglichkeiten	gibt,	auch	 mit	dem	bestehenden	EEG	gute	Prognosen	über	den	Ausbau	der	erneuerbaren	Energien	 zu	 erstellen.	 Hilfreich	 ist	 dabei	 beispielsweise	 die	 Ausweisung	 von	 Vorrangflächen,	 auf	 deren	 Grundlage	 Abschätzungen	 über	 den	 Zubau	 erleichtert	 werden.	 Bezüglich	 des	 Übertragungsnetzes	ist	zu	beachten,	dass	hier	Vorlaufzeiten	von	mindestens	zehn	Jahren	 bestehen.	Ein	Ausschreibungsmodell	könnte	nur	dann	eine	bessere	Planung	garantieren,	 wenn	 die	 Ausschreibungsmengen	 über	 mehrere	 Legislaturperioden	 sehr	 verlässlich	 festgelegt	und	sicher	eingehalten	werden.	Das	erscheint	in	einer	Demokratie	nicht	rea‐ listisch.	Ferner	müsste	bekannt	und	sichergestellt	sein,	wo	welche	Anlagen	gebaut	wer‐ den.	 Sollte	 sich	 herausstellen,	 dass	 in	 einem	 Bundesland	 beispielsweise	 aufgrund	 rest‐ riktiver	 Politik	 der	 Landesregierung	 weniger	 Anlagen	 gebaut	 werden	 als	 geplant	 und	 dafür	in	anderen	Bundesländern	mehr,	würde	dies	die	Netzplanung	wieder	erschweren.	 Auch	dies	erscheint	durchaus	wahrscheinlich.	Mit	diesen	verbleibenden	Unsicherheiten	 müssen	auch	potenzielle	Investoren	für	flexible	Kraftwerke	und	Speicher	rechnen.	 Die	oben	genannten	Vorteile	entstehen	unabhängig	von	den	in	den	Abschnitten	5.2.1	bis	 5.2.4	ausgeführten	unterschiedlichen	Optionen	für	Ausschreibungen.	Ob	und	inwiefern	 zwischen	 diesen	 Optionen	 unterschiedliche	 Vor‐	 und	 Nachteile	 für	 Staat,	 Netz‐	 und	 Kraftwerksbetreiber	entstehen,	ist	in	der	Literatur	umstritten.	So	wird	von	vielen	–	aber	 nicht	allen	–	Akteuren	vermutet,	dass	die	Integration	der	erneuerbaren	Energien	in	das	 bestehende	 Stromsystem	 von	 der	 Ausschreibung	 auf	 Basis	 eines	 Vergütungsmechanis‐ mus	eines	festen	Einspeisesystems	über	eine	gleitende	Marktprämie	hin	zu	einer	fixen	 Marktprämie	und	schließlich	fixen	Kapazitätsprämie	besser	wird.	Die	Stromgestehungs‐ kosten	 für	 Erneuerbare‐Energien‐Strom	 steigen	 aber	 in	 dieser	 Reihenfolge,	 da	 das	 In‐ vestitionsrisiko	immer	weiter	zunimmt	(IZES	et	al.	2013;	Öko‐Institut	e.V.	2013).	 Die	 Wirkung	 des	 Vergütungsmechanismus	 fixe	 Marktprämie	 wird	 in	 Abb.	35	 schema‐ tisch	dargestellt.	Wollen	die	Bieter_innen	sichergehen,	dass	ihre	Erträge	aus	dem	Strom‐ verkauf	für	einen	wirtschaftlichen	Betrieb	ausreichen,	müssen	sie	im	Prinzip	den	nied‐ rigsten	 denkbaren	 Strompreis	 für	 ihren	 Strom	 in	 ihre	 Kalkulation	 aufnehmen	 –	 so	 schwer	eine	solche	Prognose	auch	ist	(siehe	Abschn.	5.2.6).	Tun	sie	das	nicht,	lägen	ihre	 Einnahmen	 unter	 den	 Kosten,	 sobald	 dieser	 niedrigste	 denkbare	 Strompreis	 zustande	 kommt.	Soweit	er	das	aber	nicht	tut,	liegen	ihre	Einnahmen	ggf.	deutlich	über	ihren	Kos‐ ten.	Dies	wirkt	sich	steigernd	auf	die	EEG‐Umlage	aus.	

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	 Abb.	35:	 Wirkung	 einer	 fixen	 Marktprämie	 auf	 die	 Erlöse	 eines	 Erneuerbare‐ Energien‐Anlagenbetreibers	am	Beispiel	der	Windenergie	an	Land	
Anmerkungen:	 Höhe	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 und	 der	 Vermarktungskosten	 angelehnt	 an	 BMWi‐ Entwurf	EEG	vom	28.3.2014.	Die	Höhe	der	Vermarktungserlöse	gilt	für	Strom	aus	Wind‐ energieanlagen	entsprechend	ihrem	Einspeiseprofil	für	das	Jahr	2025	(nach	Öko‐Institut	 2013).	

5.3

Art	der	Ausschreibung	

5.3.1 Pönalen	bei	Nichterfüllung	eines	Zuschlages	 5.3.1.1 Die	Funktionsweise	von	Pönalen	 Ein	 häufig	 angeführtes	 Argument	 für	 Ausschreibungen	 ist,	 dass	 mit	 ihnen	 eine	 gute	 Steuerung	 des	 Ausbaus	 der	 erneuerbaren	 Energien	 möglich	 sei.	 Dies	 ist	 auch	 für	 die	 Bundesregierung	ein	wichtiges	Argument.	So	kündigte	bereits	der	damalige	Bundesum‐ weltminister	 (damals	 innerhalb	 der	 Bundesregierung	 zuständig	 für	 die	 erneuerbaren	 Energien)	und	heutige	Kanzleramtsminister	Altmaier	nach	den	Koalitionsgesprächen	an,	 dass	der	„Ausbaupfad	im	Zusammenspiel	mit	Ausschreibungen	zentrales	Instrument	der	 Steuerung“	werden	solle	(zit.	n.	Bauchmüller	2013).	 Klar	 ist	 dabei,	 dass	 der	 Umstieg	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 garantieren	 kann,	 dass	 der	 Erneuerbare‐Energien‐Ausbau	 nach	 oben	 begrenzt	 wird.	 Das	 Instrument	 der	 Aus‐ schreibungen	kann	aber	nicht	garantieren,	dass	ein	Minimum	an	Zubau	auch	tatsächlich	 bzw.	zum	geplanten	Zeitpunkt	zustande	kommt.	So	wurde	international	vielfach	die	Er‐ fahrung	 gemacht,	 dass	 Investoren	 den	 geplanten	 Termin	 für	 die	 Inbetriebnahme	 nicht	 einhalten	können	oder	gar	das	gesamte	Vorhaben	nicht	umgesetzt	wird.	Mögliche	Ursa‐ chen	dafür	sind	(IZES	et	al.	2013):	  ein	nicht	antizipierter	Preisanstieg	bei	Anlagenkomponenten,	  die	nicht	antizipierte	Verteuerung	der	Kapitalaufnahme	durch	allgemeine	ökonomi‐ sche	Entwicklungen,	  eine	nicht	oder	nur	verspätet	erteilte	Baugenehmigung/Umweltverträglichkeitsprü‐ fung,	  Schwierigkeiten	beim	Anschluss	an	das	lokal	Stromnetz,	

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gerichtliche	 Auseinandersetzungen	 z.	B.	 wegen	 Ablehnung	 des	 Projekts	 durch	 die	 lokale	Bevölkerung.	 Unter	anderem	in	den	Ländern	Großbritannien,	Frankreich,	Irland	und	Brasilien	wurden	 entsprechende	Erfahrungen	gemacht	(IZES	et	al.	2013;	arrhenius	consult	GmbH	2013).	 Das	Ziel	der	Ausschreibungen,	zu	einem	bestimmten	Zeitpunkt	eine	definierte	neue	in‐ stallierte	 Leistung	 an	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 in	 Betrieb	 zu	 haben,	 kann	 dann	 nicht	erreicht	werden.	Ein	Ausschreibungsmodell	als	Mittel	zur	Steuerung	des	Erneuer‐ bare‐Energien‐Ausbaus	 kann	 daher	 –	 im	 Vergleich	 zu	 einer	 festen	 Eispeisevergütung	 oder	 einem	 Prämienmodell	 –	 nur	 verhindern,	 dass	 nicht	 „zu	 viele“	 Erneuerbare‐ Energien‐Anlagen	gebaut	werden.	 Ein	 wichtiges	 Instrument,	 mit	 dem	 versucht	 werden	 kann,	 eine	 Unterschreitung	 des	 Ziels	zu	vermeiden,	ist	ein	Pönale.	Es	würde	verhängt,	wenn	ein	Bieter_innen	sein	Ange‐ bot,	für	das	er	einen	Zuschlag	erhalten	hat,	nicht	realisiert.	Ein	solches	Pönale	muss	da‐ bei	 hoch	 genug	 sein,	 um	 sicherzustellen,	 dass	 ein_e	 Investor_in	 trotz	 ggf.	 auftretenden	 unerwarteten	 Problemen	 sein	 Projekt	 termingerecht	 umsetzt.	 Andererseits	 darf	 das	 Pönale	auch	nicht	zu	hoch	sein,	da	es	ansonsten	potenzielle	Investoren	zu	stark	davon	 abschrecken	 könnte,	 sich	 an	 einer	 Ausschreibung	 überhaupt	 zu	 beteiligen.	 Konkrete	 Aussagen	oder	Vorschläge	über	die	Höhe	von	Pönalen	wurden	in	den	wesentlichen	Stu‐ dien	der	aktuellen	politischen	und	wissenschaftlichen	Debatte	kaum	getroffen.	Ausnah‐ me	 ist	 der	 Hinweis	 auf	 Regelungen	 in	 Portugal,	 nach	 denen	 eine	 Kaution	 in	 Höhe	 von	 10	%	der	gesamten	Investitionskosten	zu	zahlen	ist,	um	sicherzustellen,	dass	ein	Pönale	 gezahlt	werden	kann	wenn	eine	Anlage	nicht	errichtet	wird.	Dennoch	ergaben	sich	bis‐ lang	starke	Verzögerungen	bei	der	Fertigstellung	der	Projekte,	die	einen	Zuschlag	erhiel‐ ten	(arrhenius	consult	GmbH	2013).		 Grundsätzlich	 bestehen	 Möglichkeiten,	 ein	 solches	 Pönale	 zu	 umgehen.	 So	 können	 für	 einzelne	Projekte	Tochtergesellschaften	gegründet	werden,	die	über	kein	großes	Kapital	 verfügen.	Sollte	eine	solche	Tochtergesellschaft	ein	Projekt	nicht	umsetzen	wollen,	kann	 sie	 Insolvenz	 anmelden.	 Damit	 könnte	 sie	 dann	 auch	 kein	 Pönale	 mehr	 bezahlen.	 Um	 dies	zu	vermeiden,	könnte	wiederum	bei	der	Beteiligung	an	einem	Ausschreibungsver‐ fahren	 verlangt	 werden,	 eine	 entsprechende	 Kaution	 zu	 hinterlegen	 (IZES	 2013;	 VKU	 2013).	 Ferner	 gibt	 es	 Situationen,	 in	 denen	 eine	 Strafzahlung	 nicht	 angemessen	 er‐ scheint,	obwohl	es	zu	einer	Verzögerung	kommt.	Beispielsweise	könnte	diese	verursacht	 sein	durch	eine	nur	langsame	Genehmigung	durch	den	Staat.	Entsprechende	Regelungen	 gibt	es	z.	B.	in	Brasilien	(arrhenius	consult	GmbH	2013,	S.	70).	Schließlich	wäre	es	kaum	 nachvollziehbar,	wenn	der	Staat	den	Projektierer	dafür	bestrafen	würde,	dass	seine	ei‐ genen	Behörden	zu	langsam	arbeiten.	Hier	wie	bei	anderen	Ursachen	für	Verzögerungen	 kann	es	leicht	zu	unklaren	Situationen	kommen,	in	denen	nicht	eindeutig	ist,	wer	welche	 Verantwortung	 für	 eine	 Verzögerung	 trägt.	 Damit	 kann	 die	 praktische	 Umsetzung	 von	 Pönalen	komplexer	werden,	als	es	auf	den	ersten	Blick	erscheint.	 5.3.1.2 Auswirkungen	auf	Bürgerenergie		 Pönale	für	Verzögerungen	beim	Projektbeginn	oder	den	Abbruch	des	Projektes	erhöhen	 das	 Projektrisiko.	 Die	 Höhe	 des	 zusätzlichen	 Risikos	 ist	 abhängig	 von	 der	 Höhe	 des	 Pönale	und	den	Regelungen,	unter	welchen	Umständen	es	zu	zahlen	ist.	Liegt	das	Pönale	 wie	die	Kaution	in	Portugal	in	der	Größenordnung	von	10	%	der	gesamten	Investitions‐ kosten	(arrhenius	consult	GmbH	2013),	kann	es	die	Summe	des	Risikokapitals	für	eine	 Teilnahme	 an	 einer	 Ausschreibung	 leicht	 vervielfachen.	 Das	 ausschreibungsspezifische	 Risiko	ist	damit	nicht	mehr	allein	darauf	begrenzt,	bei	der	Ausschreibung	nicht	zum	Zu‐ ge	zu	kommen	und	damit	die	bisherigen	Investitionen	zu	verlieren.	Vielmehr	kann	es	im	

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Falle	eines	Zuschlags	nicht	nur	dazu	kommen,	dass	die	Projektkosten	höher	und	die	Er‐ löse	niedriger	sind	als	geplant,	zusätzlich	droht	die	Zahlung	des	Pönale.	Dies	hat	negati‐ ve	 Auswirkungen	 auf	 die	 Kreditbedingungen	 vor	 und	 nach	 Abschluss	 der	 Ausschrei‐ bung.	 Dabei	 gibt	 es	 Wechselwirkungen,	 da	 Bieter_innen	 in	 den	 Bewerbungsunterlagen	 sicher	nachweisen	müssen,	dass	sie	im	Falle	eines	Zuschlags	das	notwendige	Kapitel	zur	 Verfügung	haben,	um	das	Projekt	auch	umzusetzen.	Mit	diesem	Risiko	umzugehen	ist	für	 kleine	und	junge	Akteure	schwerer	als	für	große,	da	große	Akteure	Risiken	streuen	und	 den	Kreditgebern	Sicherheiten	geben	können	und	leichter	eine	höhere	Eigenkapitalquo‐ te	realisieren	können.	 Wird	 im	 Zusammenhang	 mit	 einem	 Pönale	 eine	 Kaution	 verlangt,	 die	 sicherstellt,	 dass	 ein	Pönale	nach	Zuschlag	auch	bezahlt	werden	kann,	führt	dies	zu	weiteren	Schwierig‐ keiten	 für	 kleine	 und	 neue	 Akteure.	 Es	 könnte	 für	 Bürgerenergieakteure	 schwieriger	 werden,	 überhaupt	 ausreichend	 Risikokapital	 zu	 finden.	 Bürger_innen	 könnten	 durch	 das	 erhöhte	 Risiko	 abgeschreckt	 werden,	 Banken	 und	 andere	 Kreditgeber	 mögen	 sich	 scheuen,	in	dieser	Phase	Kapital	zur	Verfügung	zu	stellen	(siehe	Abschn.	2.5.3).	 Eine	 Pönalregelung	 verschärft	 damit	 die	 ungünstige	 Wettbewerbsposition	 der	 Bürger‐ energie	gegenüber	größeren	Akteuren,	kann	die	Akquise	von	Risikokapital	erschweren,	 erhöht	 die	 Transaktionskosten	 und	 kann	 die	 Teilnahmevoraussetzungen	 für	 Bürger‐ energie	verschlechtern.		 5.3.1.3 Andere	Auswirkungen,		 Eine	 Pönalregelung	 soll	 die	 Zielerreichung	 beim	 Ausbau	 der	 erneuerbaren	 Energien	 verbessern.	Gelingt	dies,	kann	sie	die	Notwendigkeit,	mit	zusätzlichen	Ausschreibungs‐ runden	nachzusteuern,	reduzieren.	Das	spart	Verwaltungskosten	auf	Seiten	des	Staates.	 Auch	für	die	Netzbetreiber	kann	es	vorteilhaft	sein,	wenn	sie	stärker	darauf	vertrauen	 können,	dass	geplante	Projekte	auch	tatsächlich	umgesetzt	werden.	Sie	haben	dann	the‐ oretisch	mehr	Planungssicherheit	für	Betrieb,	Optimierung	und	Ausbau	des	Netzes.	Fer‐ ner	 können	 Betreiber	 von	 flexiblen	 Kraftwerken	 und	 Stromspeichern	 sowie	 entspre‐ chende	 potenzielle	 Investoren	 besser	 planen.	 Denn	 auch	 die	 Anforderungen	 an	 sie	 än‐ dern	 sich,	 wenn	 ein	 höherer	 Anteil	 fluktuierender	 erneuerbarer	 Energien	 kurzzeitig	 ausgeglichen	 werden	 muss.	 Allerdings	 ist	 darauf	 hinzuweisen,	 dass	 es	 regional	 bereits	 gute	Möglichkeiten	gibt,	auch	mit	dem	bestehenden	EEG	gute	Prognosen	über	den	Aus‐ bau	der	erneuerbaren	Energien	zu	erstellen	(siehe	Abschn.	5.2.7).	 5.3.2 Freie	Ausschreibung	von	Strommenge	oder	Leistung	 5.3.2.1 Die	Funktionsweise	einer	freien	Ausschreibung	 Bei	 einer	 „freien	 Ausschreibung“	 für	 Anlagen	 zur	 Stromerzeugung	 mit	 erneuerbaren	 Energien	gibt	der	Staat	nur	sehr	wenig	vor.	Er	legt	insbesondere	fest,	für	welche	instal‐ lierte	 Leistung	 an	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 oder	 welche	 Erneuerbare‐Energien‐ Stromproduktion	er	Angebote	haben	möchte,	wie	der	Vergütungsmechanismus	konkret	 definiert	ist	(siehe	Abschn.	5.2),	ob	im	Falle	von	Projektverzögerungen	Pönalen	verhängt	 werden	und	nach	welchen	Kriterien	ausgewählt	wird,	wer	einen	Zuschlag	bekommt.	 Die	Bieter_innen	sind	damit	sehr	frei	auszuwählen,	wie	sie	ein	günstiges	Angebot	erstel‐ len	möchten.	Sie	können	sich	einen	geeigneten	Standort	beispielsweise	eines	Windparks	 und	die	am	besten	geeignetsten	Windenergieanlagen	auswählen,	inklusive	deren	Größe,	 Leistung,	 anderer	 technischer	 Komponenten	 und	 beispielsweise	 die	 Art	 der	 Vermark‐ tung	und	den	Direktvermarkter.	Im	Wettbewerb	mit	anderen	Bieter_innen	wird	derjeni‐ ge	die	besten	Chancen	haben,	der	hier	die	beste	Wahl	trifft,	die	gesamten	notwendigen	

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Vorarbeiten	 am	 kostengünstigsten	 durchführen	 kann	 und	 das	 gesamte	 Projekt	 am	 knappsten	 kalkuliert.	 Zu	 diesen	 Vorarbeiten	 gehört	 die	 gesamte	 Vorentwicklung	 des	 konkreten	Standortes.		 Besonders	wichtig	ist	dabei	die	Standortsuche.	Diese	umfasst	die	Prüfung	von	Standor‐ ten	auf	ihre	technische	Eignung,	beispielsweise	ihre	Windhöffigkeit	und	die	netztechni‐ sche	Eignung.	Will	oder	muss	man	sicherstellen,	dass	im	Falle	eines	Zuschlages	auch	tat‐ sächlich	termingerecht	Strom	geliefert	werden	kann,	müssen	auch	Genehmigungen	ein‐ geholt	 werden,	 beispielsweise	 nach	 dem	 Umweltrecht	 oder	 für	 den	 Netzanschluss.	 In	 Abhängigkeit	 von	 den	 konkreten	 Ausschreibungsmodalitäten	 sind	 ggf.	 vorläufige	 Ge‐ nehmigungen	ausreichend.	So	sind	beispielsweise	die	Regelungen	in	Brasilien	(arrheni‐ us	 consult	 GmbH	 2013).	 Darüber	 hinaus	 muss	 sichergestellt	 werden,	 dass	 und	 zu	 wel‐ chen	 Konditionen	 wie	 Preis	 und	 Lieferzeitpunkt	 die	 entsprechenden	 Anlagen	 geliefert	 und	installiert	werden	können.	Bieter,	die	hier	unzureichend	planen,	laufen	Gefahr,	spä‐ ter	finanzielle	oder	zeitliche	Probleme	zu	bekommen.	Denn	sind	die	Kosten	für	den	Bau	 der	Anlagen	höher	als	geplant,	dann	wird	der	im	Ausschreibungsverfahren	angebotene	 Preis	für	den	eingespeisten	Strom	nicht	ausreichen,	um	die	Kosten	zu	decken.	Verläuft	 der	 Baufortschritt	 langsamer	 als	 geplant,	 drohen	 Pönalen.	 Unter	 diesen	 Bedingungen	 sind	 daher	 alle	 Bieter_innen	 gezwungen,	 eine	 umfassende	 und	 sorgfältige	 Vorentwick‐ lung	eines	Standortes	vorzunehmen,	bevor	sie	sich	an	einem	Ausschreibungsverfahren	 beteiligen.	 5.3.2.2 Auswirkungen	auf	Bürgerenergie		 Bei	 einer	 „freien	 Ausschreibung“	 müssen	 die	 Bieter_innen	 im	 Ausschreibungsprozess	 einen	 Standort	 finden	 und	 dafür	 eine	 sehr	 umfassende	 Vorentwicklung	 durchführen.	 Diese	 kann	 bei	 Windparks	 mehrere	 Jahre	 dauern	 und	 im	 Bereich	 von	 mehreren	 Hun‐ derttausend	Euro	liegen.31	Erst	nach	diesem	Prozess	wissen	die	Bieter_innen,	ob	sie	ei‐ nen	Zuschlag	bekommen	und	das	Projekt	tatsächlich	umgesetzt	werden	kann.	Wird	da‐ von	 ausgegangen,	 dass	 sich	 im	 Ausschreibungsverfahren	 ein	 guter	 Wettbewerb	 mit	 ei‐ ner	ausreichenden	Anzahl	von	Wettbewerbern	ergibt,	ist	das	Risiko	groß,	dass	man	kei‐ nen	Zuschlag	bekommt	und	damit	die	Kosten	für	die	Vorentwicklung	verloren	sind.	Die‐ ses	Risiko	ist	nur	schwer	zu	beeinflussen	und	abzuschätzen.	Im	Gegensatz	zu	vielen	Ri‐ siken,	die	im	Planungsprozess	bereits	heute	bestehen,	ist	das	Ausschreibungsrisiko	ein	 „Alles	 oder	 nichts“‐Risiko.	 Bekommt	 ein_e	 Bieter_in	 keinen	 Zuschlag,	 sind	 die	 Bewer‐ bungskosten	vollständig	verloren.	Die	Risiken	im	derzeitigen	EEG	betreffen	dagegen	oft	 gewisse	 Mehrkosten	 oder	 Mindereinnahmen	 –	 keinen	 Totalausfall.	 So	 lässt	 sich	 durch	 Veränderungen	in	der	Planung	ein	Projekt	oft	auch	dann	umsetzen,	wenn	die	ursprüng‐ liche	Planung	nicht	genehmigungsfähig	sein	sollte	(siehe	Abschn.	3.1.3).		 Für	Bürgerenergiegesellschaften	ist	ein	solches	erhöhtes	und	kaum	abschätzbares	Risi‐ ko	des	Totalausfalls	nach	der	Vorentwicklung	eine	große	Herausforderung.	Größere	Un‐ ternehmen	bereiten	möglicherweise	eine	Reihe	von	Projekten	vor	und	gehen	davon	aus,	 dass	ein	bestimmter	Anteil	davon	einen	Zuschlag	bekommt.	Sie	können	Verluste	streuen	 und	mit	Gewinnen	aus	anderen	Abteilungen	des	Unternehmens	abfedern.	Da	kleine	Bie‐ ter_innen	und	damit	auch	Bürgerenergiegesellschaften	dies	nicht	oder	nur	sehr	begrenzt	 machen	können,	stellt	die	Notwendigkeit	der	umfassenden	Vorentwicklung	eines	Stan‐ dortes	in	einem	Ausschreibungssystem	eine	beachtliche	Hürde	für	Bürgerenergieparks	 dar.	 																																																								
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Telefongespräch	mit	Knudsen,	Nicole	zum	Thema	Transaktionskosten.	Kiel,	14.03.2014.	Telefonat	mit	 Uwe	Nestle.	

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Diese	Variante	der	Ausschreibung	lässt	alle	Herausforderungen	für	Bürgerenergieakteu‐ re	 voll	 zur	 Geltung	 kommen,	 keines	 wird	 eingeschränkt.	 Es	 entstehen	 hohe	 Bewer‐ bungskosten,	die	vollständig	vom	Bieter/von	der	Bieterin	übernommen	werden	müssen	 und	mit	dem	vollen,	hohen	Risiko	verbunden	sind.		 5.3.2.3 Andere	Auswirkungen	 Die	 „freie	 Ausschreibung“	 erzeugt	 einen	 großen	 Wettbewerb	 zwischen	 allen	 Bie‐ ter_innen,	da	von	allen	die	Suche	nach	einem	Standort	und	dessen	vollständige	Vorent‐ wicklung	durchgeführt	werden	muss.	Sie	werden	dabei	durch	die	Ausschreibung	kaum	 oder	 gar	 nicht	 eingeschränkt.	 Alle	 Bieter_innen	 sind	 damit	 gezwungen,	 alle	 damit	 zu‐ sammenhängenden	 Aufgaben	 wie	 die	 Erstellung	 von	 Wind‐	 oder	 Strahlungsgutachten,	 die	 Beantragung	 von	 Genehmigungen	 oder	 Auswahl	 von	 Anlagen	 und	 Verhandlungen	 mit	 Anlagenherstellern	 durchzuführen	 bzw.	 durchführen	 zu	 lassen.	 Um	 bei	 der	 Aus‐ schreibung	erfolgreich	sein	zu	können,	müssen	sie	die	gesamte	Vorentwicklung	so	effi‐ zient	wie	möglich	durchführen.		 Der	 Staat	 als	 Durchführer	 der	 Ausschreibung	 hat	 zunächst	 einen	 relativ	 geringen	 Auf‐ wand,	 da	 die	 Suche	 und	 die	 Vorentwicklung	 von	 Standorten	 durch	 die	 Bieter_innen	 übernommen	 werden.	 Allerdings	 könnte	 es	 zu	 einem	 relativ	 hohen	 Aufwand	 bei	 den	 Genehmigungsbehörden	 kommen,	 wenn	 deutlich	 mehr	 Projekte	eine	 umweltrechtliche	 Genehmigung	 beantragen,	 als	 später	 einen	 Zuschlag	 erhalten.	 So	 kommt	 es	 zu	 einem	 Verwaltungsaufwand	auch	für	Projekte,	die	es	faktisch	gar	nicht	geben	wird.	Das	gleiche	 gilt	 für	 die	 Netzbetreiber	 bei	 der	 Prüfung	 von	 Netzanschlüssen,	 die	 ggf.	 für	 alle	 Bie‐ ter_innen	durchgeführt	werden	muss,	auch	wenn	nur	ein	Teil	davon	einen	Zuschlag	er‐ hält	und	später	tatsächlich	einen	Anschluss	benötigt.	 5.3.3 Ausschreibung	vorentwickelter	Standorte	 5.3.3.1 Die	Funktionsweise	der	Ausschreibung	vorentwickelter	Standorte	 Um	 die	 hohen	 Kosten	 der	 Standortauswahl	 und	 –entwicklung	 für	 die	 Bieter_innen	 zu	 senken,	kann	der	Staat	Teile	dieser	Aufgaben	übernehmen.	So	werden	in	Ägypten	poten‐ zielle	Standorte	für	Windparks	von	Seiten	des	Staates	festgelegt.	Die	Suche	nach	einem	 geeigneten	 Standort	 entfällt	 dann	 für	 die	 Bieter_innen	 einer	 Ausschreibung.	 Weitere	 Leistungen	 wie	 die	 Erstellung	 von	 Windgutachten	 müssen	 allerdings	 von	 den	 Bie‐ ter_innen	übernommen	werden	(Weinhold	2014).	Auch	in	Portugal	wurden	in	den	Jah‐ ren	von	2005	bis	2008,	als	dort	ein	Ausschreibungssystem	genutzt	wurde,	Windstandor‐ te	vorgegeben	(arrhenius	consult	GmbH	2013,	S.	76),	ebenso	in	Dänemark	für	Offshore‐ Windenergie	 (Ruokonen	 et	 al.	 2010).	 In	 China	 hat	 die	 Regierung	 Standorte	 für	 Wind‐ parks	gesucht	und	zur	Verfügung	gestellt	und	war	für	die	Umweltgenehmigung	verant‐ wortlich,	 wobei	 der/die	 erfolgreiche	 Bieter_in	 die	 Kosten	 dafür	 übernehmen	 musste	 (Cozzi	2012,	S.	17).	IZES	et	al.	(2013,	S.	82)	schlagen	vor,	dass	durch	eine	Projektgesell‐ schaft	 genehmigungsfähige	 Standorte	 vorentwickelt	 werden	 könnten,	 für	 die	 der	 Ge‐ setzgeber	 das	 Genehmigungsrisiko	 übernimmt.	 Die	 Angebote	 der	 Bieter_innen	 unter‐ scheiden	sich	dann	vor	allem	durch	deren	unterschiedliche	technische	Anlagenkonzep‐ tionen.	 Die	 Vorarbeiten	 des	 Staates	 können	 sehr	 unterschiedlich	 weitgehend	 sein.	 Der	 Staat	 kann	 mögliche	 Standorte	 konkret	 vorgeben	 und	 genau	 für	 diese	 Ausschreibungen	 durchführen,	 während	 alle	 anderen	 Arbeiten	 für	 die	 Entwicklung	 der	 Standorte	 vom/von	der	Bieter_in	durchgeführt	werden	müssen.	Der	Staat	kann	aber	auch	bereits	 Gutachten	über	die	Windhöffigkeit	oder	die	Strahlungsintensität	zur	Verfügung	stellen,	

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den	 Standort	 genehmigungsfähig	 machen	 oder	 gar	 die	 Genehmigungen	 einholen.	 Je	 mehr	der	Staat	von	der	Entwicklung	eines	Standortes	übernimmt,	desto	weniger	muss	 vom	 Bieter_innen	 übernommen	 werden.	 Dies	 reduziert	 sein	 Risiko,	 nimmt	 aber	 auch	 immer	 mehr	 Leistungen	 aus	 dem	 Wettbewerb,	 die	 eigentlich	 durch	 die	 Ausschreibung	 kosteneffizient	 erbracht	 werden	 sollten.	 Damit	 wird	 es	 für	 die	 Wettbewerber_innen	 auch	immer	schwieriger,	sich	von	den	anderen	Wettbewerber_innen	zu	unterscheiden.	 5.3.3.2 Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	 Je	weiter	die	Vorentwicklung	von	Standorten	durch	den	Staat	geht,	desto	geringer	wer‐ den	 die	 Kosten	 für	 Bieter_innen	 bei	 der	 Teilnahme	 an	 einer	 Ausschreibung	 und	 desto	 niedriger	 ist	 das	 Risiko,	 das	 Bürgerenergieorganisationen	 eingehen	 müssen.	 Dies	 kann	 die	Chancen	für	Bürger_innen,	an	einer	Ausschreibung	teilzunehmen,	erhöhen.	 Gleichzeitig	 geht	 Bürgerenergieakteuren	 ein	 wichtiger	 Wettbewerbsvorteil	 verloren.	 Denn	aufgrund	der	Ortskenntnis	und	der	persönlichen	Vernetzung	vor	Ort	kann	es	sein,	 dass	 Bürger_innen	 schneller	 geeignete	 Standorte	 finden	 und	 sichern	 können,	 ggf.	 auch	 zu	 günstigeren	 Konditionen	 als	 größere	 Akteure.	 Die	 Möglichkeiten,	 dass	 die	 Bevölke‐ rung	 in	 ihrer	 Umgebung	 Standorte	 für	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 nutzbar	 macht,	 werden	somit	eingeschränkt.	Dabei	ist	genau	diese	erhöhte	Akzeptanz	für	lokale	Stand‐ orte	 ein	 wesentlicher	 Vorteil	 von	 Bürgerenergieprojekten,	 der	 einen	 wichtigen	 Beitrag	 zu	einer	erfolgreichen	und	kostengünstigen	Energiewende	leisten	kann.		 Auch	 für	 den	 Fall,	 dass	 die	 Auswahl	 des	 Staates	 nicht	 abschließend	 wäre	 und	 Bie‐ ter_innen	auch	mit	Projekten	auf	anderen	Standorten	an	der	Ausschreibung	teilnehmen	 könnten,	hätten	diese	Bürgerenergieparks	Nachteile.	Denn	für	diese	Projekte	müssten	–	 anders	 als	 bei	 den	 vom	 Staat	 vorentwickelten	 –	 die	 gesamten	 Vorentwicklungskosten	 übernommen	werden,	inklusive	des	Risikos,	später	keinen	Zuschlag	zu	bekommen.	 Die	 Nutzung	 vorentwickelter	 Standorte	 reduziert	 das	 im	 Ausschreibungsprozess	 not‐ wendige	 Risikokapital,	 was	 die	 zusätzlichen	 Transaktionskosten	 überkompensieren	 dürfte.		 5.3.3.3 Andere	Auswirkungen,	insbesondere	auf	den	Staat	und	die	Netzbetreiber	 Bei	einer	weitgehenden	Vorentwicklung	von	Standorten	durch	den	Staat	würde	auf	die	 ausschreibende	 Stelle	 ein	 großer	 Aufwand	 zukommen.	 Bei	 einem	 Ziel,	 jedes	 Jahr	 neue	 Windenergieanlagen	 mit	 einer	 installierten	 Leistung	 von	 beispielsweise	 2.500	MW	 zu	 installieren,	 müsste	 der	 Staat	 dafür	 die	 entsprechenden	 Standorte	 finden	 und	 entspre‐ chend	 vorentwickeln.	 Dies	 wäre	 für	 deutlich	 über	 100	Standorte	 notwendig.	 Die	 Vor‐ entwicklung	all	dieser	Standorte	könnte	Kosten	in	zweistelliger	Millionenhöhe	verursa‐ chen.	 Vor	 allem	 aber	 müsste	 der	 Staat	 eine	 Institution	 mit	 der	 Vorentwicklung	 dieser	 Standorte	betrauen	und	entsprechend	qualifiziertes	Personal	einstellen.	 Ein	 ebenfalls	 recht	 großer	 administrativer	 Aufwand	 entstünde	 für	 die	 Vorentwicklung	 von	Standorten	für	PV‐Freiflächenanlagen	und	große	Dachanlagen.	Eine	Vorentwicklung	 für	kleine	PV‐Anlagen,	die	bisher	die	deutliche	Mehrzahl	der	Anlagen	ausgemacht	haben,	 erscheint	kaum	machbar.	Denn	diese	werden	in	der	Regel	auf	privaten	Gebäuden	instal‐ liert.	Auf	diesen	kann	der	Staat	keine	Standorte	festlegen	oder	vorentwickeln.	 Sehr	 zentral	 ist	 die	 Frage,	 wie	 gut	 es	 dem	 Staat	 im	 Vergleich	 zur	 derzeitigen	 Situation	 tatsächlich	 gelingen	 kann,	 ausreichend	 Flächen	 zu	 finden.	 Derzeit	 stehen	 viele	 Flächen	 nur	 deshalb	 für	 Windparks	 zur	 Verfügung,	 weil	 Bürger_innen	 vor	 Ort	 dort	 investieren	 wollen.	 Es	 erscheint	 fraglich,	 ob	 der	 Staat	 die	 notwendige	 Akzeptanz	 vor	 Ort	 finden	 würde,	wenn	die	Menschen	vor	Ort	deutlich	weniger	intensiv	in	den	Prozess	eingebun‐

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den	sind	und	unklar	ist,	ob	sie	später	ökonomisch	vom	Windpark	vor	der	eigenen	Haus‐ tür	profitieren	können.		 Auf	 der	 Ebene	 der	 Genehmigungsbehörden	 könnte	 dagegen	 im	 Vergleich	 zur	 „freien	 Ausschreibung“	ein	geringerer	administrativer	Aufwand	entstehen.	Denn	die	Standorte,	 die	 vom	 Staat	 vorentwickelt	 werden,	 dürften	 in	 der	 Regel	 auch	 mit	 Erneuerbare‐Ener‐ gien‐Anlagen	bebaut	werden.	Es	dürfte	die	Ausnahme	sein,	dass	eine	Genehmigungsbe‐ hörde	 sich	 mit	 der	 Genehmigung	 eines	 Standortes	 beschäftigen	 muss,	 der	 später	 nicht	 genutzt	 wird.	 Bei	 einer	 „freien	 Ausschreibung“	 dagegen	 müssten	 sich	 die	 Genehmi‐ gungsbehörden	 auch	 mit	 Standorten	 beschäftigen,	 für	die	 der/die	 Bieter_in	 später	 kei‐ nen	Zuschlag	erhält	und	an	denen	entsprechend	kein	Energiepark	gebaut	wird.	 5.3.4 Staatliche	finanzielle	Unterstützung	von	Bieter_innen		 5.3.4.1 Die	Funktionsweise	der	staatlichen	Unterstützung	von	Bieter_innen	 Um	 die	 Hürden	 für	 eine	 Teilnahme	 an	 einer	 Ausschreibung	 zu	 reduzieren,	 könnte	 der	 Staat	die	Bieter_innen	bei	der	Erstellung	der	Antragsunterlagen,	d.	h.	auch	bei	der	Vor‐ entwicklung	eines	Standortes,	finanziell	unterstützen.	Dies	wurde	beispielsweise	in	Dä‐ nemark	 bei	 der	 Ausschreibung	 von	 Offshore‐Windenergieanlagen	 durchgeführt.	 Hier	 wurde	 der	 Ausschreibungsantrag	 staatlich	 bezuschusst,	 um	 die	 Bieter_innen	 vor	 dem	 Hintergrund	des	Risikos,	keinen	Zuschlag	zu	erhalten,	von	den	hohen	Vorbereitungskos‐ ten	zu	entlasten	(IZES	2013).	Auch	in	anderen	Bereichen	wird	ein	ähnliches	Prinzip	ge‐ nutzt.	So	werden	kleine	und	mittlere	Unternehmen	(KMU)	im	EU‐Rahmenprogramm	für	 Forschung	 und	 Innovation,	 Horizon	 2020,	 für	 die	 Erstellung	 einer	 Machbarkeits‐	 oder	 Durchführungsstudie	 pauschal	 mit	 50.000	 Euro	 gefördert,	 was	 rund	 70	%	 der	 durch‐ schnittlichen	erstattungsfähigen	Kosten	entspricht.	Mit	einem	darauf	aufbauenden	Busi‐ nessplan	kann	dann	eine	Bewerbung	für	Phase	2	erfolgen,	in	der	Innovationsaktivitäten	 mit	0,5	bis	2,5	Mio.	Euro	gefördert	werden	können	(NKS	2014).	Dieses	System	ließe	sich	 auf	die	Ausschreibung	von	Anlagen	der	erneuerbaren	Energien	übertragen.	 Um	die	Kosten	für	den	Staat	zu	begrenzen,	erscheint	es	sinnvoll,	nur	eine	limitierte	An‐ zahl	 von	 Bieter_innen	 entsprechend	 zu	 bezuschussen.	 Hier	 könnte	 eine	 Vorauswahl	 durchgeführt	 werden,	 zum	 Beispiel	 durch	 eine	 Art	 Vorausschreibung	 oder	 durch	 das	 Zufallsprinzip.	Die	Bieter,	die	dann	eine	staatliche	Bezuschussung	erhalten,	können	da‐ mit	einen	Teil	ihrer	Kosten	abdecken.	Andere	Bieter_innen	müssen	deswegen	nicht	von	 der	 Ausschreibung	 ausgeschlossen	 sein,	 haben	 allerdings	 wirtschaftliche	 Nachteile,	 da	 sie	 die	 gesamten	 Kosten	 für	 Standortsuche	 und	 dessen	 Vorentwicklung	 übernehmen	 müssen.	 Bei	 der	 Kalkulation	 des	 anzubietenden	 Preises	 ihres	 Erneuerbare‐Energien‐ Stroms	muss	dies	berücksichtigt	werden,	wobei	für	sie	das	gleiche	Risiko	besteht,	dass	 sie	keinen	Zuschlag	erhalten.	 Eine	weitere	Möglichkeit	zur	Begrenzung	der	Kosten	für	den	Staatshaushalt	wäre,	dass	 die	 erfolgreichen	 Bieter_innen	 die	 finanziellen	 Zuschüsse	 später	 zurückzahlen	 müssen.	 Sie	 könnten	 auch	 die	 Zuschüsse	 an	 die	 anderen,	 nicht	 erfolgreichen	 Bieter_innen	 zu‐ rückzahlen.	 Sie	 könnten	 dies	 bereits	 im	 Angebot	 berücksichtigen.	 Es	 müsste	 dabei	 be‐ kannt	sein,	wie	viele	Bieter_innen	tatsächlich	eine	entsprechende	finanzielle	Unterstüt‐ zung	 bekommen	 bzw.	 wie	 viel	 Geld	 für	 die	 Rückzahlung	 eingeplant	 werden	 muss	 und	 wann	es	zu	zahlen	ist.		 Diese	Rückzahlung	würde	den	von	den	Bieter_innen	angebotenen	Preis	für	Erneuerba‐ re‐Energien‐Strom	erhöhen,	die	entsprechenden	Kosten	würden	umgelegt	und	von	den	 Stromkund_innen	 finanziert	 werden.	 Die	 finanzielle	 Unterstützung	 der	 Bieter_innen	 führt	 allerdings	 auch	 zu	 niedrigeren	 angebotenen	 Preisen.	 Denn	 das	 Risiko,	 bei	 einer	

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selbst	 finanzierten	 Teilnahme	 an	 einer	 Ausschreibung	 leer	 auszugehen	 und	 damit	 die	 entsprechenden	Kosten	vollständig	verloren	zu	haben,	muss	in	die	Kalkulation	des	an‐ gebotenen	Preises	einfließen.	 Dieses	 Risiko	 kann	 hier	 zum	 großen	 Teil	 ausgeschlossen	 werden,	was	Kapitalkosten	senkt.	 Um	innerhalb	dieses	Systems	die	Chancen	für	Bürgerenergieparks	weiter	zu	verbessern,	 könnten	 „Vorrangregeln“	 für	 lokale	 Bürgerenergieprojekte	 eingeführt	 werden.	 Damit	 könnte	 sichergestellt	 werden,	 dass	 –	 bei	 Interesse	 –	 Menschen	 vor	 Ort	 zumindest	 eine	 Chance	 haben,	 in	 ihrer	 eigenen	 Umgebung	 einen	 Bürgerenergiepark	 zu	 bauen	 und	 zu	 betreiben,	 statt	 möglicherweise	 aufgrund	 der	 Vorauswahl	 bereits	 praktisch	 ausge‐ schlossen	zu	sein.	 5.3.4.2 Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	 Wenn	Projekte	nach	einer	Vorauswahl	eine	finanzielle	Unterstützung	für	die	Teilnahme	 an	 einer	 Ausschreibung	 erhalten,	 kann	 dies	 Wettbewerbsnachteile	 für	 Bürgerenergie‐ projekte	reduzieren.	Denn	durch	die	Konzentration	auf	ein	einziges	Projekt	ist	das	Risi‐ ko	des	Totalverlustes	des	eingesetzten	Kapitals	für	Bürgerprojekte	deutlich	höher	als	für	 das	 große	 Portfolio	 eines	 Konzerns.	 Werden	 die	 Kosten	 teilweise	 vom	 Staat	 übernom‐ men,	entfällt	das	Risiko,	diese	Mittel	zu	verlieren,	weil	man	keinen	Zuschlag	bekommt.	 Die	Erleichterung	gilt	vor	allem,	wenn	die	Unterstützung	einen	Großteil	der	anfallenden	 Kosten	für	die	Teilnahme	abdeckt.	In	diesem	Fall	ist	das	finanzielle	Risiko	für	die	enga‐ gierten	Bürger_innen	deutlich	kleiner,	da	bis	zum	möglichen	Zuschlag	deutlich	weniger	 Risikokapital	notwendig	ist.		 Die	 zusätzlichen	 Transaktionskosten	 werden	 mit	 einer	 staatlichen	 Unterstützung	 des	 Bewerbungsprozesses	vermutlich	überkompensiert.		 Entscheidend	 dafür,	 ob	 dieses	 Instrument	 die	 Chancen	 für	 Bürgerenergieprojekte	 ver‐ bessert,	dürfte	sein,	wie	anfangs	ausgewählt	wird,	wer	eine	finanzielle	Unterstützung	bei	 der	Bewerbung	erhält.	Hier	muss	sichergestellt	werden,	dass	Bürgerenergieorganisatio‐ nen	zu	den	begünstigten	Bewerber_innen	gehört.	Ist	dies	der	Fall,	wird	durch	eine	staat‐ liche	Bezuschussung	der	Bewerberkosten	der	Nachteil	kleiner	gegenüber	großen	Akteu‐ ren	eingeschränkt	und	die	Herausforderung,	frühzeitig	Risikokapital	einzuwerben,	wird	 kleiner,	was	indirekt	zu	Steigerung	der	Akzeptanz	führen	kann.		 5.3.4.3 Andere	Auswirkungen,	insbesondere	auf	den	Staat	und	die	Netzbetreiber	 Wie	bei	der	Ausschreibung	mit	vorentwickelten	Standorten	entstehen	dem	Staat	bezie‐ hungsweise	 der	 ausschreibenden	 Institution	 zusätzliche	 Kosten.	 Diese	 dürften	 auch	 dann	 spürbar	 höher	 liegen,	 wenn	 die	 Anzahl	 der	 finanziell	 unterstützten	 Bieter_innen	 begrenzt	wird.	Denn	in	jedem	Fall	muss	die	Vorentwicklung	von	mehr	Standorten	finan‐ ziert	werden,	als	später	nach	der	Ausschreibungsrunde	einen	Zuschlag	bekommen.	Dies	 erhöht	nach	IZES	et	al.	(2013)	die	Kosten	des	Gesamtsystems	und	schwächte	das	Argu‐ ment,	dass	ein	Ausschreibungssystem	zu	mehr	Kosteneffizienz	führe.	 Entwickelt	der	Staat	die	Flächen	selbst	vor,	wird	er	dagegen	nur	so	viele	vorentwickeln,	 wie	 tatsächlich	 benötigt	 werden	 bzw.	 gewollt	 sind.	 Wird	 von	 den	 erfolgreichen	 Bie‐ ter_innen	verlangt,	diese	Kosten	zurückzuzahlen,	können	die	Kosten	für	den	Staat	in	Ab‐ hängigkeit	von	den	Rückzahlkonditionen	auf	bis	zu	Null	reduziert	werden.	

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5.3.5 Besondere	Ausschreibungslinie	für	Bürgerenergie	 5.3.5.1 Die	Funktionsweise	einer	besonderen	Ausschreibungslinie	 Wie	 oben	 dargestellt,	 besteht	 bei	 einem	 Ausschreibungssystem	 für	 erneuerbare	 Ener‐ gien	 die	 Gefahr,	 dass	 Bürgerenergie	 gegenüber	 größeren	 Investor_innen	 benachteiligt	 würde.	 Um	 dies	 zu	 vermeiden,	 könnte	 in	 einer	 Ausschreibung	 eine	 spezifische	 „Linie“	 angeboten	 werden,	 unter	 der	 sich	 explizit	 und	 ausschließlich	 Bürgerenergieprojekte	 bewerben	können.		 Dafür	ist	zum	einen	eine	rechtlich	klare	Definition	für	Bürgerenergie	notwendig.	Diese	 kann	 sich	 an	 der	 Definition	 von	 trend:research	 und	 der	 Universität	 Lüneburg	 (2013)	 orientieren	(siehe	Abschn.	1.2,	Box	3).	Ferner	muss	eine	solche	Regelung	so	ausgestaltet	 werden,	dass	sie	mit	dem	EU‐Recht,	insbesondere	dem	Beihilferecht,	konform	ist.	Eine	 solche	Ausschreibungslinie	muss	auf	die	spezifischen	Eigenschaften	von	Bürgerenergie‐ parks	 ausgerichtet	 sein,	 sodass	 eine	 Teilnahme	 für	 Bürgerenergieprojekte	 tatsächlich	 möglich	 ist	 (siehe	 Abschn.	 5.1.2).	 Unter	 diesen	 Bedingungen	 würden	 in	 dieser	 Linie	 die	 verschiedenen	 Bürgerenergieprojekte	 in	 einen	 Wettbewerb	 treten,	 in	 dem	 andere	 und	 größere	Konkurrent_innen	ausgeschlossen	sind.		 Bei	einer	solchen	Regelung	taucht	verstärkt	das	Problem	auf,	die	richtige	Höhe	des	jähr‐ lich	gewünschten	Zubaus	zu	wählen	(siehe	Abschn.	5.1.1).	Wird	ein	zu	hohes	Ziel	ange‐ strebt,	besteht	die	Gefahr,	dass	auch	schlechte	Standorte	oder	Bieter_innen,	die	schlecht	 planen	oder	eine	sehr	hohe	Rendite	fordern,	zum	Zuge	kommen,	da	ansonsten	das	Ziel	 nicht	erreicht	werden	kann.	Das	würde	den	Zubau	sowohl	gegenüber	einem	Ausschrei‐ bungssystem	ohne	Ausschreibungslinie	für	Bürgerenergie	als	auch	gegenüber	dem	heu‐ tigen	System	der	Festlegung	der	Vergütung	durch	den	Staat	zumindest	für	einige	Projek‐ te	 erhöhen.	 Wäre	 es	 allerdings	 für	 die	 Akteure	 erkennbar,	 dass	 der	 Staat	 auch	 relativ	 teure	Angebote	annehmen	muss,	um	sein	Ziel	zu	erreichen,	könnten	auch	Bieter_innen	 mit	eigentlich	guten	Standorten	einen	hohen	Preis	verlangen,	in	der	Hoffnung,	dennoch	 einen	Zuschlag	zu	bekommen.	 Wird,	um	dies	zu	vermeiden,	ein	recht	geringes	Ziel	für	die	Ausschreibungslinie	Bürger‐ energie	festgelegt,	sinken	die	Chancen	jedes	einzelnen	Projekts,	bei	einer	Ausschreibung	 einen	Zuschlag	zu	erhalten.	 5.3.5.2 Auswirkungen	auf	Bürgerenergie	 Wenn	Bürgerenergieprojekte	an	einer	eigenen	Ausschreibungslinie	teilnehmen	können,	 müssen	sie	nicht	mehr	gegen	größere	und	tendenziell	mit	Wettbewerbsvorteilen	ausge‐ stattete	 Wettbewerber_innen	 antreten.	 Damit	 könnte	 das	 Risiko	 für	 Geldgeber	 sinken	 und	sich	deren	Bereitschaft	erhöhen,	sich	überhaupt	zu	beteiligen.	Dies	kann	die	Umset‐ zung	 von	 Bürgerenergieprojekten	 im	 Vergleich	 zu	 einer	 Ausschreibung	 ohne	 eigene	 Ausschreibungslinie	deutlich	erleichtern.	Allerdings	bleibt	das	Risiko,	in	der	Ausschrei‐ bung	 keinen	 Zuschlag	 zu	 erhalten.	 Es	 wird	 auch	 nicht	 leichter,	 eine	 künftige	 Preisent‐ wicklung	abzuschätzen,	als	in	einer	allgemeinen	Ausschreibung.	Ob	das	Risiko	tatsäch‐ lich	geringer	ist	als	in	einer	allgemeinen	Ausschreibung	ohne	Ausschreibungslinie	Bür‐ gerenergie,	 hängt	 maßgeblich	 von	 der	 Ausgestaltung	 der	 Ausschreibungen	 ab.	 Wenn	 beispielsweise	die	Ausschreibungslinie	Bürgerenergie	sehr	klein	ist,	d.	h.	nur	ein	gerin‐ ger	 Teil	 der	 insgesamt	 ausgeschriebenen	 Menge	 über	 diese	 vergeben	 wird,	 könnte	 es	 überdurchschnittlich	viele	Bewerber_innen	geben.	Auch	wenn	alle	Bieter_innen	Bürger‐ energieprojekte	 sind,	 verringert	 dies	 die	 Chancen,	 einen	 Zuschlag	 zu	 bekommen.	 Dies	 erhöht	die	Kapitalkosten	und	führt	zu	höheren	Angebotspreisen.	

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Insgesamt	beseitigt	diese	Option	den	Nachteil	von	Bürgerenergieorganisationen	gegen‐ über	größeren	Akteuren.	Es	kann	aber	nur	unter	bestimmten	Voraussetzungen	und	ggf.	 nur	 teilweise	 die	 Möglichkeiten	 verbessern,	 Risikokapital	 einzuwerben	 und	 Bür‐ ger_innen	vor	Ort	mit	ins	Boot	zu	holen	und	damit	für	Akzeptanz	zu	sorgen.	Weder	be‐ züglich	 der	 Transaktionskosten,	 noch	 bezüglich	 Präqualifikationsbedingungen	und	 den	 Herausforderungen	der	Bürokratie	hat	dieses	Instrument	Auswirkungen.	 5.3.5.3 Andere	Auswirkungen,	insbesondere	auf	den	Staat	und	die	Netzbetreiber	 Eine	Ausschreibungslinie	für	Bürgerenergie	dürfte	zu	höheren	Preisen	bei	den	Angebo‐ ten	 mit	 Zuschlag	 führen,	 insbesondere	 dann,	 wenn	 die	 Linie	 recht	 groß	 ausgestaltet	 wird,	 um	 einen	 großen	 Anteil	 an	 Bürgerenergieparks	 möglich	 zu	 machen.	 Denn	 dann	 kommen	 auch	 Bieter_innen	 zum	 Zuge,	 die	 auf	 schlechten	 Standorten	 bauen	 wollen,	 schlecht	 planen	 oder	 hohe	 Renditen	 verlangen	 (siehe	 Abschn.	 5.1.1).	 Wird	 andererseits	 die	Linie	zu	klein	gehalten,	steigt	das	Risiko,	keinen	Zuschlag	zu	erhalten.	Das	wiederum	 verteuert	die	Kreditkosten	und	damit	wiederum	den	Angebotspreis.	Außerdem	steigen	 dann	möglicherweise	die	Preise	in	der	allgemeinen	Ausschreibungslinie.	 Darüber	 hinaus	 steigt	 die	 Gefahr	 von	 Absprachen	 zwischen	 den	 Bewerber_innen.	 Schließlich	 sind	 Bürgerenergiegesellschaften	 miteinander	 vernetzt	 und	 kennen	 sich	 teilweise	gut.	 Vor	 diesem	 Hintergrund	 könnte	 eine	 Ausschreibungslinie	 für	 Bürgerenergie	 den	 Preis	 für	Erneuerbare‐Energien‐Strom	erhöhen,	sowohl	gegenüber	einem	Ausschreibungssys‐ tem	 ohne	 Bürgerenergielinie	 als	 auch	 gegenüber	 dem	 bestehenden	 System	 der	 Festle‐ gung	des	Preises	durch	den	Staat.	 5.4 Schlussfolgerungen	zu	Ausschreibungssystemen	

Im	 Vergleich	 zur	 Abschaffung	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zu	 Gunsten	 der	 ver‐ pflichtenden	 Direktvermarktung	 auf	 Basis	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 stellt	 eine	 Um‐ stellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	das	deutlich	größere	Risiko	für	die	Bürgerener‐ gie	dar.	Dies	gilt	auch	deshalb,	weil	keine	der	hier	untersuchten	Ausgestaltungsoptionen	 für	die	Bürgerenergie	eine	wirklich	überzeugende	Lösung	darstellt.	 Grundsätzlich	werden	durch	die	Einführung	eines	Ausschreibungssystems	neue	Risiken	 geschaffen,	die	gerade	für	Bürgerenergieprojekte	kaum	zu	schultern	sind.	Während	der	 z.	B.	 im	 Falle	 von	 Windparks	 oft	 mehrere	 Jahre	 dauernden	 Planungsphase	 ist	 in	 einem	 Ausschreibungssystem	 keinerlei	 Berechenbarkeit	 der	 Gewinnsituation	 für	 Bürgerener‐ gieprojekte	gegeben.	Diese	zeichnen	sich	oft	dadurch	aus,	dass	sich	Bürger_innen	in	ei‐ nem	einzelnen	Projekt	ihrer	Region	engagieren	und	somit	keine	Möglichkeiten	der	Risi‐ kostreuung	haben,	wie	sie	bei	größeren	Unternehmen	existieren.	Kommt	das	eine	Pro‐ jekt	in	der	Ausschreibung	nicht	zum	Zuge,	bedeutet	es	den	Totalausfall	der	Einnahmen	–	 bei	bereits	erbrachten	hohen	Planungskosten.	Dies	wiegt	besonders	schwer,	da	im	vola‐ tilen	 Umfeld	 der	 Energiewende	 für	 die	 Bürger_innen	 nur	 sehr	 schwer	 abschätzbar	 ist,	 bei	 welchem	 Preis	 ein	 Angebot	 Chancen	 auf	 einen	 Zuschlag	 haben	 könnte.	 Dies	 macht	 die	 Projekte	 für	 Bürger_innen	 deutlich	 unattraktiver.	 Wenn	 damit	 auch	 die	 finanzielle	 Beteiligung	von	Bürger_innen	aus	der	Nachbarschaft	von	Anlagen	zurückgeht,	kann	die	 Akzeptanz	vor	Ort	einbrechen,	sodass	an	dem	entsprechenden	Standort	kein	Erneuerba‐ re‐Energien‐Projekt	mehr	gebaut	werden	kann.	 Die	mit	einem	Ausschreibungssystem	neu	entstehenden	Risiken	hängen	stark	davon	ab,	 welches	 Vergütungssystem	 verwendet	 werden	 soll.	 Das	kleinste	 –	 und	 dennoch	 relativ	 große	 –	 zusätzliche	 Risiko	 entstünde,	 wenn	 ein	 Anlagenbetreiber	 nach	 dem	 Zuschlag	

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eine	feste	Einspeisevergütung	erhielte.	Etwas	größer	wäre	das	Risiko,	wenn	er	eine	glei‐ tende	Marktprämie	erhielte,	die	an	die	bestehende	gleitende	Marktprämie	angelehnt	ist.	 Deutlich	höher	wäre	das	Risiko,	wenn	der	Vergütungsmechanismus	eine	fixe	Marktprä‐ mie	oder	gar	eine	fixe	Kapazitätsprämie	vorsehen	würde.	In	dieser	Reihenfolge	wird	es	 deutlich	unwahrscheinlicher,	dass	sich	kleine	und	junge	Akteure	bzw.	Bürgerenergie	an	 einer	 Ausschreibung	 beteiligen	 könnten.	 Genauso	 wird	 der	 Preis,	 den	 Bieter_innen	 an‐ bieten,	steigen.	Denn	mit	höherem	Risiko	steigen	Kosten	für	Kredite	und	Renditeanfor‐ derungen.	Dies	hat	eine	steigernde	Wirkung	auf	die	EEG‐Umlage.	 Nicht	 nur	 das	 Vergütungssystem,	 auch	 die	 untersuchten	 Ausgestaltungsoptionen	 zur	 Umsetzung	 der	 Ausschreibung	 haben	 unterschiedliche	 Auswirkungen	 auf	 Bürgerener‐ gie.	Jede	der	untersuchten	Optionen	ist	nur	in	der	Lage,	einzelne	Herausforderungen	für	 die	Bürgerenergie	zu	entschärfen	(siehe	Tab.	13).	Dabei	können	alle	Optionen	zu	jeweils	 unterschiedlichen	 Nachteilen	 führen,	 wie	 beispielsweise	 hohe	 Kosten	 für	 den	 Staat	 (Ausschreibung	vorentwickelter	Standorte,	finanzielle	Unterstützung	von	Bieter_innen)	 oder	höhere	Preise	für	den	Erneuerbare‐Energien‐Ausbau	(besondere	Ausschreibungs‐ linie	für	Bürgerenergie,	ggf.	Pönalen).	 Tab.	13:		 Wirkung	der	Ausgestaltungsoptionen	eines	Ausschreibungssystems	
Ausgestaltungsoptio‐ nen	 	 Pönalen	 Freie	 Aus‐ schrei‐ bung	 Vorentwi‐ ckelte	 Standorte	 Finanzielle	 Unterstützung	 im	 Bewer‐ bungsprozess	 Ausschrei‐ bungslinie	 Bürger‐ energie	 	 + +/‐ n + n

Herausforderungen	 für	 	 Bürgerenergie	 Skalenvorteile	 für	 große	 Akteure	 Akquise	von	Risikokapital	 Vorentwicklungs‐	 und	 Teilnahmekosten	 Teilnahmevoraussetzun‐ gen	 Administrativer	 Aufwand	 für	die	Ausschreibung	 Andere	Kriterien	 Zielerreichung	 Kosten	für	den	Staat	 Kosten	 für	 Stromver‐ braucher	

n	 ‐	 ‐	 n	 n	 	 +	 n	 ‐	

n ‐ ‐ n ‐

n + + n +

n	 +	 +	 n	 n	

n n n

‐ ‐ n

+	 ‐/n	 n	

+/‐ ‐

Anmerkungen:	 Die	Tabelle	stellt	die	Wirkungen	von	Ausgestaltungsoptionen	auf	die	Herausforderungen	 eines	Ausschreibungssystems	auf	die	Bürgerenergie	und	die	Wirkungen	auf	andere	Krite‐ rien	dar:		 ‐	 nachteilige	Auswirkungen;		 +	 vorteilhafte	Auswirkungen	 n	 neutral.	 Quelle:	 Eigene	Darstellung	

	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

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6 Mit	 Bürgerenergie	 verträgliche	 Optionen	 zur	 verpflichtenden	 Di‐ rektvermarktung	und	zur	Festlegung	der	Vergütungshöhe	
6.1 Ein	Ausnahmevermarkter	als	besserer	Ausfallvermarkter	

Die	in	Kap	4	diskutierten	Optionen	zur	Abfederung	der	Risiken,	die	mit	der	Abschaffung	 der	festen	Einspeisevergütung	und	der	Einführung	der	verpflichtenden	Direktvermark‐ tung	 einhergehen,	 überzeugen	 nicht	 vollständig.	 Daher	 wird	 hier	 mit	 dem	 Ausnahme‐ vermarkter	 eine	 Option	 skizziert,	 die	 sowohl	 aus	 Sicht	 der	 Bürgerenergie	 als	 auch	 aus	 Sicht	der	Systemintegration	und	der	Ausbaukosten	vorteilhaft	sein	könnte.	 Ein	zentrales	Ziel	der	Einführung	der	optionalen	Direktvermarktung	war,	dass	Anlagen‐ betreiber	 eine	 finanzielle	 Motivation	 erhalten,	 ihre	 Anlagen	 bedarfsgerecht	 auszulegen	 und	 zu	 betreiben.	 Das	 bedeutet	 konkret,	 dass	 sie	 einen	 höheren	 Anreiz	 haben	 dann	 Strom	einzuspeisen,	wenn	der	Preis	an	der	Börse	hoch	ist	und	einen	geringeren	Anreiz,	 bei	niedrigen	Strompreisen	einzuspeisen.	Sie	sollen	sich	also	besser	in	das	Stromsystem	 integrieren	–	soweit	das	technisch	möglich	ist.	 Anlagenbetreiber,	die	den	von	der	Bundesregierung	vorgesehenen	und	in	Abschn.	4.2.1	 diskutierten	Ausfallvermarkter	nutzen,	erhalten	dagegen	genau	diesen	finanziellen	An‐ reiz	nicht,	da	sie	mit	einem	festen	Preis	vergütet	werden.	Ferner	ist	der	Ausfallvermark‐ ter	 bewusst	 keine	 längerfristige	 Alternative	 zum	 Direktvermarkter,	 da	 der	 Anlagenbe‐ treiber	nur	80	%	der	Einnahmen	erzielen	soll,	die	er	sonst	aus	der	Marktprämie	und	aus	 dem	Stromverkauf	am	Markt	erlösen	würde.	Diese	hohen	Einnahmeverluste	sollen	einen	 starken	Anreiz	geben,	möglichst	schnell	einen	neuen	Direktvermarkter	zu	finden.32	Da‐ mit	sind	Anlagenbetreiber	nach	wie	vor	davon	abhängig,	mit	Direktvermarktern	akzep‐ table	Verträge	schließen	zu	können.	Eine	Rückfalloption,	wie	sie	das	feste	Einspeisesys‐ tem	bietet,	ist	der	Ausfallvermarkter	nicht.	 Vor	diesem	Hintergrund	wird	hier	vorgeschlagen,	einen	„Ausnahmevermarkter“	einzu‐ führen.	Dieser	soll	sehr	ähnliche	Funktionen	erfüllen	wie	der	im	EEG‐Entwurf	geplante	 Ausfallvermarkter.	 Die	 Aufgabe	 kann	 ebenfalls	 von	 den	 Übertragungsnetzbetreibern	 durchgeführt	 werden.	 Der	 Ausnahmevermarkter	 sollte	 aber	 so	 ausgestaltet	 werden,	 dass	 es	 für	 Anlagenbetreiber	 einerseits	 einen	 finanziellen	 Anreiz	 gibt,	 bedarfsgerecht	 einzuspeisen,	 und	 die	 entsprechende	 Anlage	 anderseits	 mittelfristig	 betrieben	 werden	 kann,	ohne	dass	der	Betreiber	dabei	in	eine	negative	Bilanz	rutscht.	 Um	beim	Ausnahmevermarkter	den	Anreiz	zu	geben,	bedarfsgerecht	einzuspeisen,	muss	 der	 kurzfristige	 Strompreis	 an	 der	 Börse	 an	 den	 Anlagenbetreiber	 weitergeleitet	 wer‐ den.	 Dafür	 muss	 bei	 der	 Erneuerbare‐Energien‐Anlage	 gemessen	 werden,	 in	 welcher	 Viertelstunde	welche	Strommenge	eingespeist	wurde.	Anlagen,	die	verpflichtend	direkt	 vermarkten,	 müssen	 dies	 ohnehin	 tun.	 Sie	 müssen	 bei	 Nutzung	 des	 Ausnahmever‐ markters	die	entsprechenden	Daten	an	die	Übertragungsnetzbetreiber	weiterleiten.	Die‐ se	wiederum	müssen	die	Viertelstundenpreise	mit	den	Einspeisedaten	jeder	Anlage	ver‐ binden.	Das	machen	heute	bereits	die	Direktvermarkter,	technisch	dürfte	dies	gerade	für	 die	Übertragungsnetzbetreiber	gut	möglich	sein.	 Das	hierdurch	entstehende	Risiko	ist	auch	für	Bürgerenergieanlagen	gering,	da	die	Höhe	 der	Marktprämie	entsprechend	der	Entwicklung	des	Strompreises	angepasst	wird.	Eine	 durchschnittliche	 Anlage	 an	 einem	 durchschnittlichen	 Standort,	 die	 durchschnittlich	 																																																								
32		

Siehe	die	Begründung	zum	EEG‐Entwurf	vom	28.03.2014,	Gesetzesfolgen,	Kapitel	1a.	

108	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

betrieben	 wird,	 bekommt	 damit	 die	 gleichen	 Vergütungen,	 wie	 sie	 sie	 in	 einer	 festen	 Vergütungssystematik	bekommen	würde	(siehe	Abschn.	3.2).	 Tab.	14:		 Nachteile	für	Anlagenbetreiber,	wenn	sie	nicht	auf	Basis	der	gleitenden	 Marktprämie	 vergütet	 werden	 –	 Vergleich	 von	 geltendem	 EEG,	 EEG‐ Entwurf	und	Ausnahmevermarkter	
In	Ct/kWh	 EEG	2012	 Vergütung	 nach	 EEG	 2012,	 gleitende	 Marktprämie,	 incl.	 Managementprämie,	 Inbetriebnahme	 2015,	 Durschnitts‐ werte	 Feste	Einspeisevergütung		 Mindereinnahmen	bei	Verzicht	auf	Direktvermarktung Malus,	wenn	nicht	direkt	vermarktet	wird Vergütung	nach	Entwurf	EEG	2014	 Gleitende	Marktprämie Ausfallvermarkter	 Mindereinnahmen	bei	Verzicht	auf	Direktvermarktung Malus,	wenn	nicht	direkt	vermarktet	wird Vergütung	nach	Vorschlag	Ausnahmevermarkter Gleitende	Marktprämie Ausnahmevermarkter	 Mindereinnahmen	bei	Verzicht	auf	Direktvermarktung Malus,	wenn	nicht	direkt	vermarktet	wird Vermarktungskosten	nach	Entwurf	EEG
Quelle:	 Eigene	Darstellung	

Wind‐ energie	 an	Land	 9,0 8,5 0,5 0,1 8,9 7,12 1,78 1,38 8,9 8,3 0,6 0,2 0,4

PV	 (klein)	 	 12,5	 12,0	 0,5	 0,1	 	 12,4	 9,92	 2,48	 2,08	 	 12,4	 11,8	 0,6	 0,2	 0,4	

Biogas

14,5 14,0 0,5 0,3 14,4 11,52 2,88 2,68 14,4 14,2 0,4 0,2 0,2

Der	 Ausnahmevermarkter	 sollte	 zwar	 eine	 längerfristige	 Alternative	 zum	 Direktver‐ markter	 darstellen,	 dennoch	 sollte	 ein	 Anreiz	 erhalten	 bleiben,	 lieber	 einen	 Direktver‐ markter	auf	dem	freien	Markt	zu	suchen.	Wer	also	den	Ausnahmevermarkter	nutzt,	soll	 mit	einem	finanziellen	Malus	versehen	werden.	Ein	Betrieb	der	entsprechenden	Erneu‐ erbare‐Energien‐Anlage	sollte	aber	weiter	möglich	sein,	ohne	dass	der	Betreiber	dabei	 Defizite	 machen	 müsste	 oder	 seine	 Kredite	 nicht	 fristgerecht	 abbezahlen	 könnte.	 Dies	 wäre	 machbar,	 wenn	 der	 Malus	 des	 Ausnahmevermarkters	 deutlich	 geringer	 wäre	 als	 der	des	Ausfallvermarkters.	Er	müsste	aber	höher	sein	als	die	Vermarktungskosten,	die	 dem	 Anlagenbetreiber	 bei	 der	 Direktvermarktung	 direkt	 oder	 durch	 den	 beauftragten	 Direktvermarkter	entstehen.	 Da	die	Kosten	unabhängig	von	der	Höhe	der	Vergütung	einer	Anlage	sind,	sollte	der	Ma‐ lus	also	nicht	prozentual	an	der	Vergütung	bemessen	werden,	wie	dies	beim	Ausfallver‐ markter	 der	 Fall	 ist.	 Vielmehr	 sollte	 er	 sich	 an	 den	 tatsächlichen	 Vermarktungskosten	 orientieren.	 Die	 derzeitige	 Managementprämie	 könnte	 daher	 eine	 Orientierung	 geben.	 Damit	würde	die	Systematik	der	bisherigen	optionalen	gleitenden	Marktprämie	weiter‐ geführt.	 Tab.	14	zeigt	für	das	geltende	EEG,	den	BMWi‐Entwurf	des	EEG	vom	28.3.2014	und	den	 hier	 vorgeschlagenen	 Ausnahmevermarkter	 die	 Vergütungen	 für	 eine	 Onshore‐ Windenergieanlage,	einerseits	für	den	Fall	der	Direktvermarktung	auf	Basis	der	gleiten‐ den	Marktprämie	und	andererseits	für	die	Nutzung	der	festen	Einspeisevergütung,	des	

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Ausfallvermarkters	oder	des	Ausnahmevermarkters.	Ferner	werden	die	Mindereinnah‐ men	und	der	Malus	für	diejenigen	Betreiber,	die	keine	Direktvermarktung	vornehmen,	 dargestellt.	 Der	 Malus	 berechnet	 sich	 aus	 den	 o.	g.	 Mindereinnahmen	 abzüglich	 der	 Vermarkungskosen,	die	nicht	mehr	anfallen,	wenn	nicht	direkt	vermarktet	wird.	 Es	wird	deutlich,	dass	der	Entwurf	des	EEG	für	alle	Sparten	einen	sehr	hohen	Malus	vor‐ sieht.	Für	Biomasseanlagen	ist	er	dabei	in	absoluten	Zahlen	fast	doppelt	so	hoch	wie	bei	 Onshore‐Windenergieanlagen.	 Der	 Malus	 beim	 Ausnahmevermarkter	 ist	 dagegen	 für	 Wind‐	und	Solaranlagen	zwar	doppelt	so	hoch	wie	im	geltenden	EEG,	aber	immer	noch	 deutlich	kleiner	als	im	EEG‐Entwurf	des	BMWi.	 Dieser	Malus	motiviert	Anlagenbetreiber,	einen	Direktvermarkter	zu	suchen,	gleichzei‐ tig	ist	er	nicht	zu	hoch,	sodass	auch	bei	einer	mittelfristigen	Nutzung	ein	Betrieb	der	An‐ lage	ohne	Defizite	möglich	ist.	Der	Ausnahmevermarkter	könnte	daher	gegenüber	Ban‐ ken	 eine	 ähnliche	 Funktion	 einnehmen	 wie	 bisher	 die	 feste	 Einspeisevergütung.	 Das	 würde	 die	 Eigenkapitalforderungen	 und	 die	 Kreditzinsen	 senken.	 Ferner	 könnte	 diese	 Regelung	 vor	 den	 Gefahren	 einer	 Oligopolbildung	 schützen.	 Denn	 dann	 könnten	 Anla‐ genbetreiber,	wenn	sie	von	den	wenigen	übriggebliebenen	Direktvermarktern	nur	noch	 Verträge	mit	sehr	schlechten	Konditionen	bekommen,	auf	den	Ausnahmevermarkter	als	 Fall‐back‐Option	zurückgreifen.	 Die	Einrichtung	eines	solchen	Ausnahmevermarkters	hätte	weitere	Vorteile.	Die	in	Ab‐ schn.	 4.2.1	 dargestellte	 und	 in	 Tab.	12	 erkennbare	 Ungleichbehandlung	 von	 Technolo‐ gien	 mit	 unterschiedlichen	 Vergütungen	im	 System	 des	Ausfallvermarkters	 würde	 auf‐ gehoben.	Beispielsweise	würde	eine	Biogasanlage,	wenn	gerade	kein	Direktvermarkter	 genutzt	werden	kann	oder	soll,	nicht	nur	deswegen	deutlich	höhere	spezifische	Minder‐ einnahmen	 als	 eine	 Windenergieanlage	 erzielen,	 weil	 bei	 Biogasanlagen	 die	 Vergütun‐ gen	relativ	hoch	sind.	 Ein	 wichtiger	 Vorteil	 kann	 die	 grundsätzliche	 Übertragbarkeit	 auf	 alle	 Anlagen	 sein	 –	 auch	auf	kleine.	Die	derzeit	vorgesehene	De‐Minimis‐Grenze,	unter	der	keine	Pflicht	zur	 Direktvermarktung	besteht,	könnte	praktisch	wegfallen,	wenn	kleine	Anlagen	ebenfalls	 den	 Ausnahmevermarkter	 nutzen	 können.	 Sie	 haben	 damit	 keine	 Vermarktungskosten	 zu	tragen	und	ihre	Betreiber	müssen	sich	weder	mit	der	Vermarktung	von	Strom	noch	 mit	 der	 Suche	 nach	 einem	 Direktvermarkter	 beschäftigen,	 was	 beispielsweise	 für	 Be‐ treiber	kleiner	PV‐Dachanlagen	kaum	zumutbar	wäre.	Vielmehr	würden	diese	automa‐ tisch	–	solange	sie	nichts	anderes	bestimmen	–	vom	Ausnahmevermarkter	betreut.	Das	 kann	dann	wie	heute	der	Netzbetreiber	sein,	der	Übertragungsnetzbetreiber	übernähme	 die	Vermarktung.	Als	Zusatzkosten	käme	bei	diesen	Anlagen	die	zeitabhängige	Einspei‐ semessung	hinzu,	die	aber	für	Neuanlagen	in	der	Regel	keine	allzu	hohen	absoluten	und	 relativen	Zusatzkosten	verursachen	dürften.	Diese	Kosten	könnten	ferner	bei	der	Festle‐ gung	der	Vergütungen	für	kleine	Anlagen	berücksichtigt	werden,	ebenso	wie	die	Tatsa‐ che,	dass	die	Direktvermarktung	für	diese	Anlagen	kaum	sinnvoll	ist.		 Mit	diesem	System	des	Ausnahmevermarkters	würde	das	Marktsignal	auch	für	diejeni‐ gen	 Anlagen	 einen	 Anreiz	 bieten,	 bedarfsgerecht	 einzuspeisen,	 die	 entsprechend	 des	 EEG‐Entwurfs	 vom	 28.03.2014	 unter	 die	 De‐Minimis‐Grenze	 fallen	 und	 die	 somit	 auch	 weiterhin	eine	feste	Einspeisevergütung	erhalten	können.	Vor	allem	bei	Photovoltaikan‐ lagen	wird	es	damit	wirtschaftlicher,	sie	nicht	strikt	nach	Süden	auszurichten	und	damit	 besonders	 in	 den	 Mittagsstunden	 Strom	 einzuleiten,	 wenn	 bereits	 heute	 oft	 viel	 Solar‐ strom	im	Netz	ist.	Dies	wäre	aus	Sicht	der	Systemintegration	ein	deutlicher	Vorteil	ge‐ genüber	 dem	 geltenden	 EEG	 und	 dem	 Entwurf	 des	 BMWi	 für	 ein	 neues	 EEG	 vom	 28.03.2014.	

110	 6.2

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Statt	Ausschreibungssystem	den	Staat	schlauer	machen	

Als	zentrales	Argument	für	die	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	führen	Befür‐ worter_innen	an,	dass	die	Festlegung	der	Höhe	der	Vergütung	durch	den	Staat	zu	Über‐ förderungen	führe.	Denn	der	Staat	sei	oft	unzureichend	informiert,	ihm	fehlten	die	not‐ wendigen	 Marktdaten	 und	 ‐kenntnisse.	 In	 einem	 Ausschreibungssystem	 würden	 diese	 Informationen	 offengelegt,	 sodass	 bei	 einer	 Preisfindung	 am	 freien	 Markt	 Überförde‐ rung	 effektiver	 vermieden	 werden	 könne.	 Im	 Folgenden	 wird	 dargestellt,	 wie	 diesem	 Ansinnen	auch	ohne	eine	allgemeine	Einführung	eines	Ausschreibungsmodells	entspro‐ chen	werden	kann.	 Die	wichtigsten	Informationen	bezüglich	der	Höhe	der	Stromgestehungskosten	und	der	 entsprechend	 notwendigen	 Vergütungen	 für	 die	 verschiedenen	 Erneuerbare‐Energien‐ Anlagen	 erhalten	 die	 politischen	 Entscheidungsträger	 derzeit	 von	 wissenschaftlichen	 Instituten	 und	 Beratungsunternehmen.	 Diese	 bekommen	 vor	 einer	 EEG‐Novelle	 For‐ schungsaufträge	mit	einer	Laufzeit	von	zwei	bis	drei	Jahren.	In	diesem	Zeitraum	versu‐ chen	 sie,	 insbesondere	 über	 Befragungen	 der	 Wirtschaftsakteure	 Informationen	 zu	 er‐ langen.	 Damit	 ist	 die	 Basis	 für	 deren	 Aussagen	 relativ	 dünn.	 Ferner	 erhalten	 die	 For‐ schungs‐	und	Beratungsinstitute	nicht	nur	von	der	Bundesregierung,	sondern	auch	von	 Unternehmen	 und	 Wirtschaftsverbänden	 Aufträge.	 Die	 Unabhängigkeit	 der	 Wissen‐ schaftler_innen	 wird	 dabei	 teilweise	 in	 Frage	 gestellt.	 Im	 politischen	 Prozess	 erhalten	 Bundesregierung,	Bundestag	und	Bundesrat	weitere	Informationen	von	Wirtschaftsver‐ bänden,	Unternehmen	und	anderen	politischen	Akteuren,	die	nicht	unbedingt	mit	dem	 Ziel	 der	 Steigerung	 des	 gesamtgesellschaftlichen	 Wohls	 oder	 der	 Reduzierung	 der	 Er‐ neuerbare‐Energien‐Ausbaukosten	 kommuniziert	 werden.	 Damit	 ist	 der	 Staat	 derzeit	 tatsächlich	nicht	optimal	informiert.	 Es	gibt	aber	Wege,	wie	der	Staat	sich	deutlich	besser	informieren	kann.	Daher	könnte	die	 Festlegung	der	Vergütungshöhe	zwar	beim	Staat	verbleiben.	Dessen	System	zur	Findung	 der	richtigen	–	nicht	zu	hohen,	aber	auskömmlichen	–	Vergütungshöhe	sollte	aber	opti‐ miert	werden.	Mit	einem	systematischen	und	längerfristigen	Ansatz	ist	es	möglich,	den	 politischen	Entscheidungsträgern	einen	deutlich	besseren	Einblick	in	die	wahre	Kosten‐ situation	zu	ermöglichen.		 Konkret	könnte	dieser	systematische	Ansatz	u.	a.	folgende	Gedanken	aufgreifen:	  Einrichtung	einer	„Staatlichen	Institution	zur	Ermittlung	der	Stromgestehungskosten	 für	Erneuerbare	Energien“	(SIESEE).	Die	SIESEE	würde	sich	als	Arbeitseinheit	in	ei‐ ner	öffentlichen/staatlichen	Institution,	z.	B.	der	Bundesnetzagentur,	explizit	mit	den	 Stromgestehungskosten	 neuer	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 beschäftigen	 und	 Vorschläge	für	angemessene	Vergütungshöhen	machen.	Die	SIESEE	könnte	über	ei‐ nen	 längeren	 Zeitraum	 kontinuierlich	 Informationen	 sammeln	 und	 auswerten.	 Fer‐ ner	 wäre	 sie	 –	 anders	 als	 manche	 Forschungsinstitute	 –	 nicht	 von	 Einnahmen	 von	 Akteuren	 der	 erneuerbaren	 Energien	 abhängig	 und	 damit	 vertrauenswürdiger	 als	 Forschungsinstitute.	  Parallel	 zum	 System	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 und	 der	 optionalen	 gleitenden	 Marktprämie	könnte	der	Staat	spezifische	Ausschreibungen	vorsehen.	Diese	könnten	 beispielsweise	für	PV‐Anlagen	auf	Dächern	von	staatlichen	Gebäuden,	für	Windparks	 oder	PV‐Freiflächenanlagen	auf	staatlichen	Flächen	oder	auf	von	Staat	vorentwickl‐ ten	 Standorten	 durchgeführt	 werden.	 Mit	 diesem	 Ziel	 wurde	 bereits	 in	 China	 ein	 Ausschreibungssystem	 für	 erneuerbare	 Energien	 praktiziert	 (arrhenius	 consult	 GmbH	2013).	Die	Erfahrungen	aus	diesen	Ausschreibungen	sollten	in	der	SIESEE	ge‐ sammelt	und	analysiert	werden.	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

111	



 



Bereits	heute	betreibt	der	Staat	EEG‐geförderte	Anlagen,	beispielsweise	auf	den	Dä‐ chern	seiner	Gebäude.	Die	SIESEE	könnte	auf	diesen	Erfahrungen	aufbauen.	Sie	oder	 andere	 staatliche	 Einrichtungen	 könnten	 weitere	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	 bauen	und	betreiben	(lassen),	um	mehr	über	die	Kostensituation	zu	lernen.	In	Frage	 kommen	 staatliche	 Flächen,	 Militärgebiete,	 staatliche	 Immobilien,	 etc.	 Die	 SIESEE	 sollte	daran	in	allen	Fällen	eng	beteiligt	werden,	um	mehr	über	die	aktuelle	Kostensi‐ tuation	zu	erfahren.	 SIESEE	sollte	Kosteninformationen	erhalten	und	auswerten,	die	im	Rahmen	von	öf‐ fentlichen	oder	staatlichen	Erneuerbare‐Energien‐Projekten	anfallen.	 Bereits	 heute	 hat	 der	 Staat	 Zugang	 zu	 manchen	 internen	 Unternehmensdaten.	 Die	 Analyse	 von	 Regelungen	 wie	 den	 Monitoringberichten	 von	 BNetzA/Bundeskartell‐ amt,	dem	Energiestatistikgesetz,	Steuerregelungen	von	Biokraftstoffen	etc.	und	eine	 Prüfung	einer	möglichen	Nutzung	durch	die	SIESEE	könnte	weitere	Optionen	aufzei‐ gen,	wie	der	Staat	zusätzliche	ökonomische	Daten	erhalten	kann.	 Der	Staat	fördert	intensiv	die	Erforschung	von	Erneuerbare‐Energien‐Technologien.	 Aus	diesen	Vorhaben	könnte	der	Staat	Informationen	über	die	tatsächlichen	Kosten	 ziehen	und	der	SIESEE	zur	Verfügung	stellen.	Dafür	müssten	die	geförderten	Unter‐ nehmen	als	Gegenleistungen	Informationen	über	ihre	Kosten	preisgeben.		 	

	 	

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

	

Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

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7 Schlussfolgerungen	
7.1 Ergebnisse	der	Untersuchungen	

 Größe	von	Bürgerenergieanlagen	 Bürgerenergieprojekte	sind	in	Deutschland	von	ihrer	Größenordnung	her	ein	wesentli‐ cher	Bestandteil	der	Energiewende.	Bürgerenergieprojekte	machen	mit	33	GW	46	%	der	 gesamten	 installierten	 Leistung	 von	 Wind‐Onshore‐,	 Photovoltaik‐	 und	 Biomasseanla‐ gen	aus.	Bei	der	installierten	Gesamtleistung	aller	Bürger_innen	halten	die	Einzeleigen‐ tümer_innen	 den	 größten	 Anteil.	 Bei	 Betrachtung	 der	 durchschnittlichen	 Größe	 von	 Bürgerenergie	stellt	sich	heraus,	dass	diese	stark	von	der	Energie‐	und	Rechtsform	ab‐ hängig	ist.	Im	Bereich	der	Photovoltaik	betreiben	vor	allem	die	Energiegenossenschaften	 mehrere	kleine	Anlagen.	Diese	haben	laut	eigenen	Untersuchungen	eine	durchschnittli‐ che	Größe	von	46	kW.	Kumuliert	ergeben	sich	für	die	Gesellschaften	Werte	von	durch‐ schnittlich	238	kW	installierter	Leistung.	Diese	Ergebnisse	werden	ebenso	von	der	Stu‐ die	des	DGRV	unterlegt,	nach	der	37	%	der	Energiegenossenschaften	eine	Leistung	zwi‐ schen	100	kW	und	300	kW	installiert	haben.	Bei	der	Rechtsform	der	GmbH	&	Co.	KG	zei‐ gen	 sich	 im	 PV‐Bereich	 erste	 Unterschiede.	 Diese	 Gesellschaften	 haben	 wenige,	 jedoch	 größere	Anlagen	in	ihrem	Bestand.	 Im	 Bereich	 Wind	 gibt	 es	 bisher	 wenige	 Genossenschaften,	 die	 mehrere	 Windkraftanla‐ gen	 betreiben.	 Für	 Projekte	 mit	 höheren	 Volumina	 wird	 meistens	 die	 Rechtsform	 der	 GmbH	&	Co.	KG	gewählt.	Diese	betreiben	durchschnittlich	mehrere	Anlagen,	die	bedingt	 durch	das	Alter	der	Windkraftanlagen	jeweils	eine	Leistung	zwischen	1,5	MW	und	2	MW	 haben.	Somit	ergeben	sich	Größenordnungen	von	bis	zu	25	MW	installierter	Leistung	in	 der	Spitze	für	einzelne	Bürgerenergiegesellschaften.	Über	alle	Energiearten	und	Rechts‐ formen	zeigt	sich	somit	eine	große	Bandbreite	installierter	Leistungen	von	Bürgerener‐ gieanlagen.	 Dieser	 Umstand	 ist	 bei	 der	 Diskussion	 der	 Auswirkungen	 von	 De‐Minimis‐ Regelungen	zu	beachten.	  Motivation	von	Bürger_innen	 Die	 Befragungen	 von	 Bürgerenergiegesellschaften	 ergaben,	 dass	 vielen	 Investor_innen	 der	ökologische	Aspekt	wichtiger	erscheint	als	die	Generierung	von	Rendite.	Die	Motiva‐ tion	 der	 Bürger_innen,	 sich	 an	 Erneuerbaren‐Energien‐Projekten	 zu	 beteiligen,	 kann	 finanziellen	 oder	 nicht‐finanziellen	 Zielen	 folgen.	 Das	 regionale	 Anlageinteresse	 oder	 ethisch‐ökologische	 Investitionen	 überwiegen	 bei	 einigen	 Anleger_innen,	 sodass	 diese	 teilweise	bereit	sind,	auf	Rendite	zu	verzichten,	wenn	mit	der	Investition	bestimmte	so‐ ziale	oder	ökologische	Ziele	verfolgt	werden.	Die	Hauptmotive	vieler	Bürger_innen	sind	 der	 Umweltschutz	 und	 das	 Vorantreiben	 der	 Energiewende,	 wobei	 finanzielle	 Motive	 nicht	ganz	vernachlässigt	werden	können.	 Diese	Ergebnisse	können	nach	bestimmten	Aspekten,	wie	der	Energie‐	und	Rechtsform	 der	 Gesellschaft,	 differenziert	 werden.	 Bei	 einer	 Betrachtung	 der	 Rechtsform	 gibt	 es	 deutliche	Unterschiede.	Mitglieder	von	Genossenschaften	bewerten	das	Renditeziel	mit	 einem	 durchschnittlichen	 Wert	 von	 2,52	 (auf	 einer	 Skala	 von	 1=unwichtig	 bis	 5=sehr	 wichtig)	und	stufen	es	damit	als	weniger	wichtig	ein.	Dies	ist	bei	Genossenschaften	der	 geringste	 Wert	 innerhalb	 der	 Befragung	 im	 Vergleich	 möglicher	 Motive.	 Bei	 GmbH	&	 Co.	KGs	 ergibt	 sich	 ein	 signifikant	 höherer	 Wert	 von	 3,93.	 Der	 Umweltschutz	 und	 die	 Energiewende	haben	hingegen	für	Investoren	bei	Bürgerenergieprojekten	aller	Rechts‐	 und	Energieformen	die	höchste	Priorität	mit	durchschnittlichen	Werten	von	über	4,5.		

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Marktrealität	Bürgerenergie	&	Auswirkungen	rechtlicher	Änderungen	

Diese	 Ergebnisse	 lassen	 die	 Schlussfolgerung	 zu,	 dass	 viele	 Bürger_innen	 das	 Engage‐ ment	in	erneuerbare	Energien	durch	den	Gedanken	des	Umweltschutzes	begründen,	der	 Renditeaspekt	jedoch	nicht	vollkommen	nebensächlich	ist.	Bei	unsichereren	Renditeer‐ wartungen	könnten	Bürger_innen	bezüglich	eines	finanziellen	Engagements	in	erneuer‐ bare	Energien	zurückhaltender	agieren.	  Renditeerwartungen	bei	erneuerbaren	Energien	 Erwartete	Renditen	im	Energiebereich	können	stark	zwischen	den	Energieformen,	den	 Finanzierungsformen	 und	 den	 Investoren	 schwanken.	 Institutionelle	 Investor_innen	 haben	 höhere	 Renditeerwartungen	 als	 Energieversorger	 oder	 Bürger_innen.	 Ebenso	 lassen	 sich	 Unterschiede	 bei	 den	 Energieformen	 erkennen.	 Die	 Eigenkapitalrendite	 im	 Solarbereich	liegt	deutlich	niedriger	als	z.	B.	die	der	Projekte	im	Offshore‐Windbereich.	 Die	 erwarteten	 Renditen	 bei	 Bürgerenergievorhaben	 liegen	 im	 Durchschnitt	 unter	 de‐ nen	der	institutionellen	Investor_innen.	Bei	Genossenschaften	werden	Renditen	im	PV‐ Bereich	zwischen	2,2	%	und	6,4	%	vor	Steuern	erwartet.	Ein	Blick	auf	Nachrangdarlehen	 bei	 Energiegenossenschaften	 zeigt	 ein	 ähnliches	 Bild.	 Die	 Verzinsung	 dieser	 Darlehen	 liegt	 bei	 mehreren	 Gesellschaften	 verhältnismäßig	 niedrig	 mit	 durchschnittlich	 3,89	%	 über	alle	Laufzeiten.	Die	Laufzeiten	betragen	teilweise	bis	zu	20	Jahre.	 Diese	 Ergebnisse	 verdeutlichen,	 dass	 sich	 die	 Bürgerenergie	 momentan	 an	 einer	 sehr	 niedrigen	Renditegrenze	bewegt.	Die	vorherigen	Ergebnisse	machen	aber	auch	deutlich,	 dass	 Bürger_innen	 die	 Rendite	 nicht	 unwichtig	 ist.	 Aus	 diesem	 Grund	 muss	 bei	 einer	 Neuregelung	 der	 Vergütung	 darauf	 geachtet	 werden,	 dass	 Bürgerenergieprojekte	 noch	 rentabel	wirtschaften	können	und	Bürger_innen	ihr	Engagement	weiterführen,	wenn	die	 Akteursvielfalt	erhalten	bleiben	soll.	  Finanzierung	von	Bürgerenergievorhaben	 Die	Beschaffung	von	Kapital	stellt	für	viele	Projekte	eine	Herausforderung	dar.	Auf	der	 einen	Seite	stellen	Bürger_innen	den	Gesellschaften	Eigenkapital	zur	Verfügung,	welches	 jedoch	relativ	niedrige	Volumina	pro	Person	aufweist.	Die	meisten	Bürger_innen	beteili‐ gen	 sich	 in	 einem	 Bereich	 zwischen	 1.000	Euro	 und	 10.000	Euro.	 Nur	 wenige	 haben	 deutlich	 höhere	 finanzielle	 Beteiligungen	 von	 bis	 zu	 200.000	Euro,	 die	 vor	 allem	 über	 KG‐Modelle	im	Windbereich	möglich	sind.	 Kleinere	 PV‐Projekte	 können	 sich	 durch	 das	 Eigenkapital	 finanzieren,	 bei	 größeren	 fi‐ nanziellen	Vorhaben,	wie	der	Stromproduktion	durch	Windenergie,	stößt	eine	reine	Ei‐ genkapitalfinanzierung	 schnell	 an	 ihre	 Grenzen.	 In	 diesem	 Fall	 benötigen	 Bürgerener‐ gievorhaben	zusätzliches	Fremdkapital.	  Das	geltende	EEG	 Derzeit	ist	das	sichere	System	der	festen	Einspeisevergütung	Grundlage	für	Investitions‐ entscheidungen	 in	 Anlagen	 zur	 Stromerzeugung	 aus	 erneuerbaren	 Energien.	 Dies	 be‐ trifft	sowohl	die	Kreditvergabe	von	Banken	und	anderen	Geldgebern	als	auch	die	Bereit‐ stellung	 von	 Eigenkapital	 durch	 Bürger_innen.	 Diese	 Finanzierungssystematik	 ist	 für	 Bürger_innen	 als	 potenzielle	 Investoren	 gut	 verständlich,	 auch	 wenn	 sie	 keine	 Finanz‐	 oder	 Energieexpert_innen	 sind.	 Das	 hat	 dazu	 geführt,	 dass	 viele	 Bürger_innen	 in	 die	 Geldanlage	Bürgerenergiepark	Vertrauen	gefasst	und	sich	selbst	finanziell	beteiligt	ha‐ ben.	Dies	wiederum	ist	ein	zentraler	Grund	dafür,	dass	etwa	die	Hälfte	des	Stroms	aus	 erneuerbaren	Energien	heute	aus	Bürgerhand	kommt	und	der	Anteil	der	Erneuerbaren	 an	der	Stromversorgung	in	Deutschland	in	wenigen	Jahren	von	unter	5	%	auf	über	25	%	

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gestiegen	 ist.	 Mit	 der	 optionalen	 Einführung	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 hat	 sich	 das	 nicht	geändert,	da	die	Option	der	festen	Einspeisevergütung	nach	wie	vor	offen	stand.	  Die	Einführung	der	verpflichtenden	Direktvermarktung	 Obwohl	bereits	heute	fast	alle	neuen	Windenergie‐	und	Biomasseanlagen	und	die	meis‐ ten	 großen	 Photovoltaik‐Anlagen	 die	 optionale	 gleitende	 Marktprämie	 nutzen,	 möchte	 die	 Bundesregierung	 die	 Option	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 abschaffen	 und	 durch	 eine	verpflichtende	Direktvermarktung	ersetzen.	Da	diese	dann	als	Grundlage	der	Inves‐ titionsentscheidungen	herangezogen	werden	muss,	werden	Kredite	knapper,	teurer	und	 kurzfristiger.	 Dies	 liegt	 insbesondere	 an	 dem	 Risiko	 eines	 Zahlungsausfalls	 bei	 den	 Di‐ rektvermarktern	und	an	den	Risiken	der	Vermarktungskosten,	die	dann	nicht	mehr	zu	 umgehen	 sind.	 Dies	 kann	 gerade	 für	 Bürgerenergieprojekte	 problematisch	 sein,	 da	 sie	 Risiken	nicht	oder	nur	sehr	begrenzt	streuen	können	und	bei	Problemen	in	einem	Pro‐ jekt	 somit	 viel	 schneller	 in	 Zahlungsschwierigkeiten	 geraten	 als	 größere	 Unternehmen	 oder	 Konzerne.	 Auch	 für	 die	 Bürger_innen	 selbst,	 die	 sich	 meist	 noch	 nie	 mit	 Energie‐ märkten	beschäftigt	haben,	wird	die	Situation	deutlich	schwerer	einschätzbar.	 Die	 in	 dieser	 Studie	 diskutierten	 Optionen	 zur	 Umsetzung	 der	 verpflichtenden	 Direkt‐ vermarktung	sind	grundsätzlich	in	der	Lage,	das	mit	ihr	einhergehende	zusätzliche	Risi‐ ko	 für	 Bürgerenergieprojekte	 teilweise	 spürbar	 zu	 senken.	 Dies	 gilt	 grundsätzlich	 für	 den	Ausfallvermarkter	und	für	die	Bürgschafts‐	und	Versicherungslösung,	die	dann	grei‐ fen,	wenn	der	gewählte	Direktvermarkter	in	Zahlungsschwierigkeiten	gerät.	Allerdings	 kann	der	Ausfallvermarkter	in	seiner	im	EEG‐Entwurf	vorgesehenen	Ausgestaltung	für	 betroffene	Betreiber	zu	schmerzhaften	Gewinneinbrüchen	führen.	 Würden	für	Bürgerenergie	Ausnahmeregelungen	geschaffen,	entstünde	für	diese	Projek‐ te	kein	neues	Risiko,	da	hier	weiterhin	die	Option	der	festen	Einspeisevergütung	genutzt	 werden	 kann.	 Bei	 einer	 spartenspezifischen	 De‐Minimis‐Grenze	 ist	 dies	 für	 entspre‐ chend	kleine	Bürgerenergieprojekte	ebenso.	All	diese	Optionen	können	damit	bei	ange‐ messener	Ausgestaltung	die	Chancen	für	Bürgerenergie	auch	zukünftig	erhalten.	 Die	Marktregulierung	im	Bereich	der	Direktvermarkter	mit	dem	Ziel,	eine	Oligopol‐	bzw.	 Monopolsituation	zu	verhindern,	kann	zwar	die	mögliche	Entstehung	und	Ausübung	von	 Marktmacht	 deutlich	 verhindern.	 Sie	 kann	 aber	 nicht	 die	 grundsätzlichen	 zusätzlichen	 Risiken	 einer	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 reduzieren.	 Für	 Banken	 und	 andere	 Geldgeber	 ist	 dies	 daher	 keine	 adäquate	 Sicherheit,	 um	 weiterhin	 niedrige	 Finanzie‐ rungskosten	zu	gewährleisten.		 Mit	 der	 Direktversorgung	 durch	 erneuerbare	 Energien	 aus	 Bürgerhand	 besteht	 ein	 al‐ ternatives	 Modell	 zur	 Vermarktung	 von	 Erneuerbare‐Energien‐Strom.	 Mit	 ihr	 wird	 ein	 relativ	neues	Geschäftsfeld	erweitert,	das	in	den	letzten	Monaten	und	Jahren	von	man‐ chen	Bürgerenergiegesellschaften	betreten	wurde.	Ob	und	in	welchem	Maße	die	Direkt‐ vermarktung	tatsächlich	eine	umfassende	Option	für	Bürgerenergie	werden	könnte	und	 was	 für	 Auswirkungen	 das	 auf	 das	 restliche	 Energiesystem,	 den	 Energiemarkt	 und	 die	 EEG‐Umlage	hätte,	ist	bislang	noch	nicht	ausreichend	untersucht.		 Alle	Optionen,	mit	Ausnahme	der	Direktversorgung,	haben	den	Nachteil,	dass	ein	mehr	 oder	weniger	großer	Anteil	der	Anlagen	den	Preissignalen	des	Strommarktes	zumindest	 zeitweise	 nicht	 mehr	 ausgesetzt	 wäre.	 Damit	 würde	 ein	 aus	 Sicht	 der	 Befürworter	 der	 verpflichtenden	Direktvermarktung	wichtiger	Effekt	nicht	mehr	erreicht.	Für	diese	An‐ lagen	 wäre	 kein	 finanzieller	 Anreiz	 mehr	 gegeben,	 ihre	 Stromproduktion	 so	 weit	 wie	 möglich	an	den	Bedarf	anzupassen.		 Eine	 sowohl	 für	 Bürgerenergie	 als	 auch	 für	 das	 Stromsystem	 bessere	 Option	 für	 einen	 Umstieg	 auf	 die	 verpflichtende	 Direktvermarktung	 könnte	 der	 „Ausnahmevermarkter“	

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sein,	 der	 in	 dieser	 Studie	 in	 Grundzügen	 entwickelt	 wurde.	 Er	 unterscheidet	 sich	 vom	 Ausfallvermarkter	in	zwei	Punkten:	Erstens	wird	mit	ihm	auch	das	kurzfristige	Preissig‐ nal	 der	 Strombörse	 an	 den	 Erneuerbare‐Energien‐Anlagenbetreiber	 weitergeleitet.	 Da‐ mit	erhält	er	weiterhin	den	Anreiz,	seine	Anlagen	bedarfsgerecht	auszulegen	und	zu	be‐ treiben.	Zweitens	ist	der	Malus	gegenüber	der	Direktvermarktung	gerechter	ausgestal‐ tet.	Es	bleibt	der	Anreiz	für	die	Direktvermarktung	erhalten,	dennoch	kann	bei	Nutzung	 des	Ausnahmevermarkters	für	eine	begrenzte	Zeit	eine	Anlage	betrieben	werden,	ohne	 dabei	insgesamt	Defizite	machen	zu	müssen.	Ferner	werden	unterschiedlich	teure	Anla‐ gen	nicht	ungerechtfertigt	ungleich	behandelt.	 Bei	entsprechender	Ausgestaltung	könnte	das	System	des	Ausnahmevermarkters	es	er‐ möglichen,	allen	neuen	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen,	auch	den	kleinen,	einen	finanzi‐ ellen	Anreiz	zu	geben,	ihre	Anlagen	bedarfsgerecht	auszulegen	und	zu	betreiben.	Dafür	 müssen	 auch	 die	 kleinen	 Anlagen	 insbesondere	 eine	 zeitabhängige	 Einspeisemessung	 vornehmen	 und	 die	 entsprechende	 Infrastruktur	 installieren,	 was	 zu	 relativ	 geringen	 Kosten	möglich	sein	sollte.	  Die	Umstellung	auf	ein	Ausschreibungssystem	 Im	 Vergleich	 zur	 Abschaffung	 der	 festen	 Einspeisevergütung	 zu	 Gunsten	 der	 ver‐ pflichtenden	 Direktvermarktung	 auf	 Basis	 der	 gleitenden	 Marktprämie	 stellt	 eine	 Um‐ stellung	 auf	 ein	 Ausschreibungssystem	 das	 deutlich	 größere	 und	 ein	 möglicherweise	 existenzielles	 Risiko	 für	 die	 Bürgerenergie	 dar.	 Dies	 gilt	 auch	 deshalb,	 weil	 keine	 der	 hier	untersuchten	Ausgestaltungsoptionen	für	die	Bürgerenergie	eine	wirklich	überzeu‐ gende	Lösung	darstellt.	 Grundsätzlich	werden	durch	die	Einführung	eines	Ausschreibungssystems	neue	Risiken	 geschaffen,	die	gerade	für	Bürgerenergieprojekte	schwer	zu	schultern	sind.	So	ist	wäh‐ rend	der	Planungsphase	in	einem	Ausschreibungssystem	keinerlei	Berechenbarkeit	der	 Gewinnsituation	gegeben.	Diese	kann	mehrere	Jahre	dauern,	in	denen	schon	erhebliche	 Kosten	in	gut	sechsstelliger	Höhe	anfallen	können.	Bürger,	die	sich	in	einem	einzelnen	 Projekt	in	ihrer	Region	engagieren,	haben	keine	Möglichkeiten	der	Risikostreuung,	wie	 sie	 bei	 größeren	 Unternehmen	 existieren.	 Sie	 sind	 von	 diesem	 Risiko	 also	 besonders	 hart	getroffen.		 Das	 durch	 die	 Ausschreibung	 verursachte	 Risiko	 hat	 dabei	 eine	 andere	 Dimension	 als	 die	bisherigen	Risiken	im	Genehmigungsprozess.	Denn	für	Bieter,	die	am	Ende	des	Aus‐ schreibungsprozesses	 keinen	 Zuschlag	 erhalten,	 sind	 die	 getätigten	 Investitionen	 voll‐ ständig	 verloren.	 Derzeit	 scheitern	 die	 meisten	 Projektplanungen	 zu	 einem	 relativ	frü‐ hen	Zeitraum,	zu	dem	noch	keine	großen	Investitionen	getätigt	wurden.	Ferner	kann	in	 vielen	 Fällen	 flexibel	 reagiert	 werden,	 wenn	 sich	 beispielsweise	 herausstellt,	 dass	 die	 bisherigen	 Baupläne	 so	 nicht	 genehmigungsfähig	 sind.	 Durch	 eine	 geänderte	 Planung	 kann	oft	noch	ein	Teil	des	Projektes	realisiert	werden,	sodass	es	sich	nicht	um	einen	To‐ talausfall	 handelt.	 Ferner	 ist	 eine	 solche	 Situation	 für	 die	 ortskundigen	 Bürger_innen	 sehr	viel	besser	einschätzbar	als	die	Chancen	eines	Ausschreibungsprozesses.		 Eine	 breite	 finanzielle	 Beteiligung	 von	 Bürger_innen	 kann	 aber	 nur	 erreicht	 werden,	 wenn	auch	Laien	auf	dem	Gebiet	der	Energiemärkte	genügend	Vertrauen	in	das	Projekt	 setzen	können.	Dies	wird	in	einem	Ausschreibungssystem	nur	noch	bei	deutlich	weniger	 Bürger_innen	 gelingen,	 weswegen	 die	 Zahl	 von	 Bürgerprojekten	 spürbar	 zurückgehen	 dürfte.	Wenn	aber	bei	Anrainern	die	finanzielle	Beteiligung	zurückgeht,	kann	die	Akzep‐ tanz	vor	Ort	einbrechen.	Damit	wird	es	wahrscheinlich,	dass	an	vielen	potenziellen	Bür‐ gerenergiestandorten	 beispielsweise	 kein	 Windpark,	 keine	 größere	 Solaranlage	 oder	

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kein	Bioenergieprojekt	gebaut	werden	kann	–	weder	von	Bürger_innen	noch	von	ande‐ ren	Investor_innen.	 Die	mit	einem	Ausschreibungssystem	neu	entstehenden	Risiken	hängen	stark	davon	ab,	 welches	 Vergütungssystem	 verwendet	 werden	 soll.	 Das	kleinste	 –	 und	 dennoch	 relativ	 große	 –	 zusätzliche	 Risiko	 entstünde,	 wenn	 ein	 Anlagenbetreiber	 nach	 dem	 Zuschlag	 eine	feste	Einspeisevergütung	erhielte.	Etwas	größer	wäre	das	Risiko,	wenn	er	eine	glei‐ tende	Marktprämie	erhielte,	die	an	die	bestehende	gleitende	Marktprämie	angelehnt	ist.	 Deutlich	höher	wäre	das	Risiko,	wenn	der	Vergütungsmechanismus	eine	fixe	Marktprä‐ mie	 oder	 gar	 eine	 fixe	 Kapazitätsprämie	 vorsehen	 würde.	 Dann	 würde	 das	 zusätzliche	 Risiko	 auch	 in	 die	 gesamte	 Betriebsphase	 ausgeweitet.	 In	 dieser	 Reihenfolge	 wird	 es	 immer	unwahrscheinlicher,	dass	sich	kleine	und	junge	Akteure	bzw.	Bürgerenergie	er‐ folgreich	 an	 einer	Ausschreibung	 beteiligen	 könnten.	 Genauso	 wird	 der	 Preis,	den	 Bie‐ ter_innen	anbieten,	in	dieser	Reihenfolge	steigen.	Denn	mit	höherem	Risiko	steigen	die	 Kosten	für	Kredite	und	die	Renditeanforderungen.	Dies	hat	eine	steigernde	Wirkung	auf	 die	EEG‐Umlage.	 Nicht	 nur	 das	 Vergütungssystem,	 auch	 die	 untersuchten	 Ausgestaltungsoptionen	 zur	 Umsetzung	 der	 Ausschreibung	 haben	 unterschiedliche	 Auswirkungen	 auf	 Bürgerener‐ gie.	Jede	der	untersuchten	Optionen	ist	nur	in	der	Lage,	einzelne	Herausforderungen	für	 die	 Bürgerenergie	 zu	 entschärfen.	 Alle	 Optionen	 führen	 aber	 zu	 jeweils	 unterschiedli‐ chen	 Nachteilen,	 wie	 beispielsweise	 hohen	 Kosten	 für	 den	 Staat	 (Ausschreibung	 vor‐ entwickelter	Standorte,	finanzielle	Unterstützung	von	Bieter_innen)	oder	höhere	Preise	 für	den	Erneuerbare‐Energien‐Ausbau	(besondere	Ausschreibungslinie	für	Bürgerener‐ gie,	ggf.	Pönalen).	 Da	 bezüglich	 der	 untersuchten	 Ausgestaltungsoptionen	 zur	 Umsetzung	 der	 Ausschrei‐ bung	keine	wirklich	überzeugen	konnte,	wird	vorgeschlagen,	das	Mittel	der	Ausschrei‐ bung	nur	zu	nutzen,	um	die	Stromgestehungskosten	der	erneuerbaren	Energien	für	den	 Staat	transparenter	zu	machen.	So	kann	der	Staat	auf	den	Dächern	seiner	Gebäude	die	 Installation	und	den	Betrieb	von	PV‐Anlagen	ausschreiben	und	in	seinen	staatseigenen	 Flächen	Wind‐	und	Solarparks.	Die	gewonnenen	Daten	und	Erfahrungen	könnten	in	ei‐ ner	Bundesbehörde	gesammelt	und	analysiert	werden.	Eine	solche	„Staatliche	Instituti‐ on	zur	Ermittlung	der	Stromgestehungskosten	Erneuerbarer	Energien“	(SIESEE)	könnte	 auch	 aus	 anderen	 Quellen	 Daten	 zu	 den	 Kosten	 der	 erneuerbaren	 Energien	 sammeln	 und	so	eine	deutlich	bessere	Grundlage	für	eine	staatliche	Festlegung	von	Einspeisever‐ gütungen	schaffen.	Am	Prinzip	der	Festlegung	der	Vergütungen	durch	den	Gesetzgeber	 sollte	jedoch	grundsätzlich	festgehalten	werden.	 7.2 Offene	Fragen	

In	der	Studie	ist	auch	deutlich	 geworden,	dass	es	hinsichtlich	 der	 Analyse	von	Bürger‐ energie	weiteren	Forschungsbedarf	gibt.	So	wäre	insbesondere	die	allgemeine	Datenba‐ sis	zu	verbessern.	Einzelne	Ansätze	hierzu	bestehen,	etwa	im	Rahmen	des	Forschungs‐ netzwerkes	Genossenschaften	in	der	Energiewende.	Ein	kleiner	Beitrag	konnte	im	Rah‐ men	dieser	Studie	geleistet	werden.	Im	Einzelnen	wären	die	folgenden	Sachverhalte	de‐ taillierter	zu	untersuchen:	  Durchschnitt	 und	 Verteilung	 der	 Größen	 von	 Bürgerenergieanlagen,	 getrennt	 nach	 Einzelinvestor_innen	und	Gemeinschaftsanlagen,	  Anlagemotive	 nach	 Typ	 der	 jeweiligen	 Bürgerenergiegesellschaft	 und	 Motive	 von	 Einzelinvestor_innen,	insbesondere	auch	Veränderungen	in	den	Motiven	und	deren	 Determinanten	 sowie	 Implikation	 für	 Organisation	 und	 Finanzierung	 der	 Energie‐ wende,	

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aktuelle	Veränderungen	in	den	Organisations‐	und	Finanzierungsmodellen	sowie	die	 wesentlichen	Determinanten	des	Wandels	sowie	  tatsächliche	 und	 erwartete	 Renditen	 von	 Bürgerenergievorhaben,	 getrennt	 nach	 Energie‐,	Rechtsform	und	Typ	der	Gesellschaft.	 Wenn	 der	 in	 dieser	 Studie	 skizzierte	 Ausnahmevermarkter	 eingeführt	 werden	 soll,	 müsste	 untersucht	 und	 geprüft	 werden,	 ob	 und	 inwiefern	 eine	 solche	 Weiterentwick‐ lung	 die	 Umsetzung	 der	 energie‐	 und	 klimapolitischen	 Ziele	 unterstützen	 kann.	 Dafür	 wäre	insbesondere	die	Höhe	eines	angemessenen	Malus	zu	ermitteln.	Ferner	sollte	un‐ tersucht	werden,	unter	welchen	Rahmenbedingungen	eine	Übertragbarkeit	des	Systems	 auf	kleine	Erneuerbare‐Energien‐Anlagen	möglich	wäre	und	welche	Auswirkungen	das	 auf	die	dann	nötigen	Vergütungen	hätte.	 Bezüglich	 der	 Einrichtung	 einer	 Staatlichen	 Institution	 zur	 Ermittlung	 der	 Stromgeste‐ hungskosten	für	Erneuerbare	Energien	(SIESEE)	sollte	untersucht	werden,	welche	Mög‐ lichkeiten	 sie	 bei	 einer	 systematischen	 und	 langfristigen	 Vorgehensweise	 zur	 Vermei‐ dung	 von	 Überförderungen	 bei	 der	 Finanzierung	 der	 erneuerbaren	 Energien	 haben	 könnte	 und	 welche	 Gesamteinsparungen	 damit	 für	 den	 Stromverbraucher	 erzielt	 wer‐ den	könnten.	Diese	Einsparungen	sollten	mit	den	realistischen	Einsparpotenzialen	eines	 Ausschreibungssystems	und	dessen	potenziellen	Nachteilen	im	Sinne	der	energiepoliti‐ schen	 Ziele	 der	 Bundesregierung	 verglichen	 werden.	 Ferner	 sollten	 die	 Kosten	 einer	 SIESEE,	insbesondere	für	das	nötige	Personal,	abgeschätzt	werden.	Nicht	zuletzt	müsste	 geprüft	werden,	welche	rechtlichen	Möglichkeiten	bestehen,	um	Daten	über	die	Kosten	 der	 erneuerbaren	 Energien	 zu	 erhalten,	 die	 derzeit	 nur	 den	 Unternehmen	 zugänglich	 sind.	 	 	 	

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Anhang	
A.1 Überblick	über	Datenquellen	 Tab.	A.1:	 Datenquellen	nach	Themengebieten	
Themengebiet	 Projektgröße	 	 Fragestellung/	Größe installierte	Leistung,	gesamt Quellen trend:research	 GmbH	 und	 Leuphana	 Universität	Lüneburg	(2013)	 DGRV	(2012,	2013)	 pro	 DGRV	(2012,	2013)	

installierte	 Leistung	 Gesellschaft	 	 installierte	 Leistung,	 pro	 Eigene	Erhebung Projekt	 	 Investitionsvolumina,	 ge‐ trend:research	 GmbH	 und	 Leuphana	 samt	 Universität	Lüneburg	(2013)	 DGRV	(2012,	2013)	 	 Investitionsvolumina,	 DGRV	(2012,	2013),	Debor	(forthc.) durchschnittlich	 Investitionsmotive	 Motive	 von	 Energiegenos‐ Volz	(2011,	2012) senschaften	 	 Motive	 der	 Mitglieder	 von	 Radtke	(2014) Bürgerenergiegesellschaften Eigene	Umfrage	 Renditen	 Vergleichszahlen:  Allgemein	 Lindlein	und	Mostert	(2005)	  Erneuerbare	Energien	 Deloitte	 &	 Touche	 GmbH	 und	 Norton	 	 Rose	LLP	(2013)	  Netzbereich	 BNetzA	  Tatsächliche	 Eigenkapi‐ E.ON,	RWE	 talrenditen	 und	 Kalkula‐ tionsansätze	 	 Renditeerwartungen	 von	 Holstenkamp	und	Ulbrich	(2010)	 PV‐Genossenschaften	 	 Dividendenzahlungen	 von	 DGRV	(2012,	2013)	 Energiegenossenschaften	 	 Dividendenzahlungen	 älte‐ Daldorf	(2013) rer	 Windparks	 (einschl.	 Bürgerwindparks)	 Konditionen	 von	 Energiegenossenschaften Eigene	Erhebung Nachrangdarlehen	 Beteiligungssum‐ Energiegenossenschaften DGRV	(2012,	2013)	 men	 	 Bürgerenergiegesellschaften Radtke	(2014) Eigene	Umfrage	 Eigenkapitalquoten	 Energiegenossenschaften DGRV	(2012,	2013),	Debor	 Degenhart	et	al.	
Quelle:	 Eigene	Darstellung.	

	

	

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A.2 Methodische	 Anmerkungen	 bzgl.	 der	 Umfrage	 zu	 Investitionsmotiven	 (Vorge‐ hen,	Rücklaufquoten)	  Fragebogen	

1)	Beteiligung	 a. Wie	lautet	der	Name	der	Gesellschaft	bei	der	eine	Beteiligung	vorliegt?		 b. Wie	 sind	 Sie	 auf	 die	 Beteiligungsmöglichkeit	 aufmerksam	 geworden?	 (Auswahlfrage)	 ■	Bank	 ■	Privatpersonen	 ■	Presse	 ■	Gemeinde	 ■	Verbände/	Vereine	 ■	Versorger	 ■	Unternehmen	 ■	Sonstiges	_________________	 c. Waren	Sie	bei	der	Gründung	der	Gesellschaft	beteiligt?	(ja/nein)	 d. Sind	Sie	bei	weiteren	Gesellschaften	im	Bereich	erneuerbare	Energien	beteiligt?	 (ja/nein)	 2)	Motivation	 a. Welche	 Motivation	 hat	 Sie	 damals	 zu	 Ihrem	 Engagement	 bewegt?	 (Mehrfach‐ nennungen	möglich)	 ■	Renditeerwartung	 ■	kostengünstige	Strom‐	oder	Wärmebezug	nutzen		 ■	regionale	Wertschöpfung	erhöhen		 ■	Umweltschutz/	CO2	Reduktion	 ■	Energiewende	vorantreiben	 ■	Möglichkeit	eines	direkten	Engagements	 ■	Mitgliedschaft	in	der	Gemeinschaft	 ■	Sonstiges_________________	 b. Haben	sich	Ihre	Erwartungen	erfüllt	hinsichtlich…(Tabelle	mit	Auswahl	1‐5)	(1=	 nicht	erfüllt;	5=	vollständig	erfüllt)	 …einer	hohen	Rendite	für	Ihre	Beteiligung?	 …des	kostengünstigen	Strom‐	und	Wärmebezugs?	 …der	Wertschöpfung	für	die	Region?	 …des	Umweltschutzes/	der	CO2	Reduktion?	 …des	Vorantreibens	der	Energiewende?	 …der	Möglichkeit	eines	direkten	Engagements?	 …der	Mitgliedschaft	in	der	Gemeinschaft?	 c. Wie	 wichtig	 schätzen	 Sie	 die	 folgenden	 Beteiligungsformen	 für	 Bürger	 bei	 Er‐ neuerbare‐Energien‐Projekten	ein?	 ■	Finanzieller	Ausgleich	(einmalige	Zahlung)	 ■	Information	(Zeitung,	Internet,	Informationsveranstaltungen)	 ■	Beteiligung	im	Planungsprozess	 ■	Runder	Tisch	 ■	Günstigerer	Wärme‐	oder	Strombezug	 ■	Finanzielle	Beteiligung	(dauerhafte	Beteiligung)	 d. Welche	Beteiligungsform	ist	besonders	wichtig?	

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Ordnen	Sie	die	Elemente	aus	Frage	c.	in	die	rechte	Liste	ein	(höchste	Bewertung	 oben)!	 3)	Akzeptanz	 a. Wie	hoch	schätzen	Sie	die	Professionalität	der	Gesellschaft,	an	der	Sie	beteiligt	 sind,	ein?	(Tabelle	mit	Auswahl	1‐5)	(1=	sehr	gering;	5=	sehr	hoch)	 b. Wie	hoch	schätzen	Sie	die	Akzeptanz	der	Gesellschaft,	an	der	Sie	beteiligt	sind,	 vor	Ort	ein?	(Tabelle	mit	Auswahl	1‐5)	(1=	sehr	gering;	5=	sehr	hoch)	 c. Wie	stark	hat	sich	Ihre	Einstellung	gegenüber	erneuerbaren	Energien	durch	die	 Beteiligung	verändert?	(Tabelle	mit	Auswahl	1‐5)	(1=	sehr	wenig;	5=	sehr	stark)	 d. Wie	 stark	 hat	 sich	 Ihre	 Einstellung	 gegenüber	 den	 Projekten	 der	 Gesellschaft	 durch	die	Beteiligung	verändert?	(Tabelle	mit	Auswahl	1‐5)	(1=	sehr	wenig;	5=	 sehr	stark)	 4)	Aktivität	innerhalb	der	Geschäftsführung	 a. Engagieren	Sie	sich	aktiv	in	der	Geschäftsführung	der	Gesellschaft?	(ja/nein)		 [b.	und	c.	erscheinen	nur	bei	der	Auswahl	„Ja“]	 b. c. Beruht	Ihr	Engagement	auf	unentgeltlicher	Basis?	(ja/nein)	 Wie	wichtig	sind	der	Gesellschaft,	an	der	Sie	beteiligt	sind,	die	folgenden	Ziele?	 (Tabelle	mit	Auswahl	1‐5)	(1=	unwichtig;	5=	sehr	wichtig)	 ■	professionelles	Handeln		 ■	Erwirtschaftung	eines	hohen	Gewinnes	 ■	Ausschüttung	eines	hohen	Gewinnes	 ■	Schaffung	langfristige	Stabilität	 ■	kostengünstige	Strom‐	oder	Wärmeversorgung	der	Region	 ■	Erhöhung	regionale	Wertschöpfung	 ■	Schaffung	von	Arbeitsplätze	 ■	Erweiterung	des	Geschäftsbetriebes	 ■	Umweltschutz/	CO2	Reduktion	 ■	Vorantreiben	der	Energiewende		 ■	Steigerung	der	Akzeptanz	vor	Ort	 ■	Sonstiges	

5)	Persönliche	Fragen	 a. Geschlecht	(Auswahlfrage)	 ■	männlich	 ■ weiblich b. Alter	(Auswahlfrage)	 ■	unter	20	 ■	zwischen	20	und	34	 ■	zwischen	35	und	49	 ■ zwischen 50 und 64 ■ über 64 c. Wie	hoch	ist	Ihre	Beteiligung	in	Euro?	(freies	Feld)	 d. Was	ist	Ihr	derzeitiges	Arbeitsverhältnis?	(Auswahlfrage)	 ■	Angestellter	 ■	Selbstständig	 ■	Schüler/	Student/	Auszubildender	 ■	Rentner/	Pensionär	

130	

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e.

■	Arbeitssuchend	 ■	Sonstiges_______________	 Was	ist	Ihr	höchster	Bildungsabschluss?	(Auswahlfrage)	 ■	Hauptschulabschluss	 ■	Realschulabschluss/	Mittlere	Reife	 ■	Fachhochschulreife	 ■	Abitur,	allgemeine	oder	fachgebundene	Hochschulreife	 ■	Hochschulabschluss	(Universität,	Fachhochschule)	 ■	Schule	beendet	ohne	Abschluss	 ■	Sonstiges	_____________	

6)	Kommentarfenster	

 Methodik	der	Umfrage	 Bei	der	Umfrage	steht	die	Motivation	der	Mitglieder	von	Bürgerenergiegesellschaften	im	 Vordergrund.	Aus	diesem	Grund	wurde	eine	Online‐Umfrage	erstellt,	die	durch	die	Ge‐ schäftsführung	der	Gesellschaften	an	ihre	Mitglieder	geleitet	wurde.	 Anhand	 einer	 Datenbank	 zu	 Bürgerenergiegesellschaften	 in	 Deutschland	 wurde	 –	 mit	 wenigen	 Ausnahmen	 –	 eine	 geschichtete	 Zufallsauswahl	 derjenigen	 Unternehmen	 vor‐ genommen,	die	als	Teilnehmende	an	der	Umfrage	in	Betracht	kommen.	Bei	der	Schich‐ tung	wurden	die	folgenden	Kriterien	berücksichtigt:	  Region:	Aufteilung	in	Nord	(Bremen,	Hamburg,	Niedersachsen,	Nordrhein‐Westfalen,	 Schleswig‐Holstein),	Ost	(Berlin,	Brandenburg,	Mecklenburg‐Vorpommern,	Sachsen,	 Sachsen‐Anhalt,	 Thüringen),	 Süd	 (Baden‐Württemberg,	 Bayern,	 Hessen,	 Rheinland‐ Pfalz,	Saarland),	  Energieform:	PV,	Wind,	Bioenergie,	  Gesellschaftsform:	eG,	GmbH	&	Co.	KG,	GbR,	sonstige,	  Gründungsjahr:	 ältere	 Gruppe	 (vor	 2001),	 mittlere	 Gruppe	 (2001‐2011),	 jüngere	 Gruppe	(nach	2011).	 Insgesamt	 wurden	 in	 diesen	 Kategorien	 375	 Gesellschaften	 angeschrieben.	 Bedingt	 durch	 die	 Anzahl	 der	 Gesellschaften	 in	 der	 Datenbank	 ergab	 sich	 ein	 leichtes	 Überge‐ wicht	in	den	Kategorien	PV	und	eG.	Die	Gruppen	GbR	und	Bioenergie	waren	am	kleins‐ ten.		 Durch	 den	 kurzen	 Antwortzeitraum	 nahmen	 bis	 zum	 28.	 März	 2014	 61	 Gesellschaften	 an	 der	 Umfrage	 teil.	 Innerhalb	 der	 Gesellschaften	 kam	 es	 zu	 einem	 gesamten	 Rücklauf	 von	274	Fragebögen.	Die	Umfrage	ist	immer	noch	aktiv,	damit	die	Rücklaufquote	weiter	 erhöht	werden	kann.	Bei	den	Rückläufern	gibt	es	durch	große	Gesellschaften	mit	vielen	 Mitgliedern	potenzielle	Verzerrungen	in	der	jeweiligen	Kategorie.	 Folgende	Rückläufer	aus	den	genannten	Kategorien	konnten	identifiziert	werden	(siehe	 Abb.	A1).	

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39 40 35 30 25 20 15 10 5 0 13 4 3 2 30 25 20 15 10 5 0 35

34

19

7

Süd

Nord

Ost

30 25 20 15 10 5 0

28

40 35 30 13 13 25 20 4 15 3 2 10 5 0

	 Abb.	A.1:		 Anzahl	an	Umfragerückläufern	nach	Kategorien	bezogen	auf	die	Bürge‐ renergiegesellschaften	(N	=	61)	
Quelle:	 Eigene	Darstellung.	

	

	

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A.3 Rechenbeispiel	 zu	 den	 Auswirkungen	 der	 verpflichtenden	 Direktvermarktung	 (Windkraftanlage)	 Tab.	A.2:	 Kalkulationsschema	
	 	 	 	 	 	

Kalkulationsannahmen	 Anlagen	Nennleistung	[MW]	 3,00 Investitionskosten	[Euro]	 5.139.000 Volllaststunden	[h/a]	 2.500 Jahresertrag	der	Modellregion	[kWh]	 7.500.000 Einspeisevergütung	[Euro/kWh]	 0,0913* 	 0,0472* *	 Erhöhte	Anfangsvergütung	15,5	Jahre:	0,0913	Euro/kWh,	danach	0,0472Euro/kWh	 Laufende	Kosten	pro	Jahr	 Wartung	&	Reparatur	[Euro/kWh]	 Pachtzahlungen	[Euro/kWh]	 Kaufm.	&	techn.	Betriebsführung	[Euro/kWh] Versicherungkosten	[Euro/kWh]	 Rücklagen	[Euro/kWh] Sonstige	Betriebskosten [Euro/kWh]	 Gesamt	[Euro/kWh]	
Quelle:	 Eigene	Darstellung.	

Jahr	1‐10 0,0105 0,0053 0,0041 0,0012 0,0010 0,0020 0,0241

Jahr	11‐20	 0,0147	 0,0051	 0,0036	 0,0007	 0,0014	 0,0013	 0,0268
        
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