7 Die dänische Energiepolitik an der Schwelle des 21. Jahrhunderts

• 7.1 Einleitung
• 7.2 Die dänische CO2-Abgabe für Industrie und Gewerbe
  • 7.2.1 Einführung einer CO2-Abgabe
  • 7.2.2 Charakterisierung der Co2-Abgabe
  • 7.2.3 Die Verknüpfung von CO2-Abgabe und Energiesparprogramm
  • 7.2.4 Verwendung der CO2-Steuer
  • 7.2.5 Die Folgen der ökologischen Steuerreform
• 7.3 Umsetzung des EU-Liberalisierungskonzepts in Dänemark
  • 7.3.1 Der Aufbau einer umweltschonenderen Stromversorgung
  • 7.3.2 Strompreise in Dänemark
  • 7.3.3 Die drei Elemente der Energierechtsreform in Dänemark
• 7.4 (Um-)Organisation der dänischen Stromwirtschaft
  • 7.4.1 Struktur der Stromwirtschaft
  • 7.4.2 Zusammenschluß der Kraftwerksgesellschaften
  • 7.4.3 Trennung der Funktionseinheiten
  • 7.4.4 Organisation der Verteilerunternehmen
  • 7.4.5 Gewinnmöglichkeiten der Energieunternehmen
  • 7.4.6 Die Beteiligung ausländischer Unternehmen
  • 7.4.7 Das Non-Profit-Prinzip
• 7.5 Erweiterung der staatlichen Aufsicht über die Stromwirtschaft
  • 7.5.1 Einführung eines "verantwortlichen Systemoperateurs"
  • 7.5.2 Die Behördenstruktur im Energiebereich
  • 7.5.3 Das Preissystem
  • 7.5.4 Auflockerung der vertikalen Unternehmensstruktur
  • 7.5.5 Versorgungspflicht
• 7.6 Das Vergütungsmodell für Windenergie als Beispiel für die Finanzierung öffentlicher Aufgaben
  • 7.6.1 Die Einspeisevergütung für Windkraftanlagen
  • 7.6.2 Bezugspreis ab Kraftwerk
• 7.7 Zusammenfassung

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7 Die dänische Energiepolitik an der Schwelle des 21. Jahrhunderts

7.1 Einleitung

Im Jahr 1996 hat die dänische Energiepolitik einen kräftigen Modernisierungsschub erlebt. Die beiden zentralen Themen hießen "CO₂-Abgabe für Industrie und Gewerbe" und „Teilliberalisierung der Strommärkte". Darüber hinaus wurde der Alltag der dänischen Energiepolitik von weiteren Ereignissen geprägt. So wurden die Vorschriften für die Erstellung und Umsetzung von energetischen Sanierungsplänen für Gebäude wesentlich verschärft, die schleppende Realisierung der im Rahmen der "Integrierten Ressourcenplanung" ermittelten Stromsparpotentiale durch die Bildung eines zentralen Stromsparfonds ein Stück weit aus der Verantwortung der Energieunternehmen genommen und schließlich durch die Vorlage des Energieplans 21 der Ausstieg aus der Kohlenutzung eingeleitet. Der derzeitige Kohleanteil am gesamten Primärenergiebedarf von 32% soll bis zum Jahre 2030 vor allem durch erneuerbare Energien ersetzt werden, deren Anteile von heute 8% auf ca. 35% steigen sollen. Sichtbares Zeichen dieser Umorientierung war die Versagung der Baugenehmigung für ein neues 400 MW-Kohleheizkraftwerk durch den dänischen Energieminister Sven Auken im Juni 1996.

7.2 Die dänische CO₂-Abgabe für Industrie und Gewerbe

7.2.1 Einführung einer CO₂-Abgabe

Zum 1. Januar 1996 hat Dänemark im nationalen Alleingang eine CO₂-Abgabe für Industrie und Gewerbe eingeführt, nachdem das Parlament bereits 1992 mit dem sog. CO₂-Paket eine CO₂-Komponente innerhalb der bestehenden Energiesteuern verabschiedet hatte. Seit 1985 werden die gesunkenen Weltmarktpreise für Energie durch eine allgemeine Energiesteuer für die privaten Haushalte ausgeglichen. Die CO₂-Abgabe ist zeitlich gestaffelt, nach Branchen differenziert und in ihrer Höhe durch freiwillige Vereinbarungen verhandelbar. Darüber hinaus wurde ebenfalls zum 1. Januar 1996 eine SO₂-Steuer in Höhe von 2,50 DM/kg für alle Verbrauchergruppen beschlossen. Nahezu das gesamte zusätzliche Steueraufkommen wird befristet zur Investitionsförderung für Effizienzmaßnahmen im Industriebereich eingesetzt. Ab dem Jahr 2000 dient dieses Aufkommen vollständig zur Senkung der Lohnnebenkosten.

7.2.2 Charakterisierung der Co₂-Abgabe

Die CO₂-Abgabe für die Industrie unterscheidet drei Bereiche: 1) Niedrigwärmeprozesse (Heizung und Warmwasser), 2) kaum energieintensive Prozesse, 3) energieintensive Prozesse.

Bis zum Jahr 2000 wird die CO₂-Abgabe in allen Bereichen jährlich erhöht. Für energieintensive Prozesse steigt sie von 1,25 DM/Tonne CO₂ auf 6,00 DM im Jahre 2000. Liegt ein mit der Energiebehörde ausgehandelter Energiesparplan vor, ermäßigt sich die Abgabe um bis zu 40%.

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Für wenige energieintensive Prozesse steigt die CO₂-Abgabe von etwa 12,00 DM / Tonne CO₂ auf 22,00 DM. Auch hier ist bei Vorlage eines Energiesparprogramms eine Ermäßigung möglich.

Für die CO₂-Emissionen des Raumwärmesektors im industriell-gewerblichen Bereich erfolgt bis zum Jahre 2000 eine Erhöhung auf das Steuerniveau der privaten Haushalte, das dann ca. 150,00 DM/Tonne CO₂ beträgt.

7.2.3 Die Verknüpfung von CO₂-Abgabe und Energiesparprogramm

Für die meisten Produktionsprozesse werden Standardpakete für Energiesparmaßnahmen ausgearbeitet, lediglich für die komplexeren Prozesse werden gemeinsam von Industrieverbänden und Energiebehörde Einzelfall-Lösungen erarbeitet. Insgesamt 57 Unternehmen hatten Anfang 1996 die Absicht bekundet, Abkommen über steigende Effizienz in der Energienutzung mit der Regierung abzuschließen.

Bis September 1996 waren Rabatt-Abkommen über eine steigende Effektivität in der Energienutzung mit 18 energieintensiven Unternehmen zustande gekommen. Der Energieverbrauch dieser Unternehmen beträgt etwa 10% des gesamten industriellen Energieverbrauchs. Die Unternehmen haben sich dazu verpflichtet, in den nächsten drei Jahren Energieeinsparprojekte für insgesamt rund 22 Mio. DM durchzuführen. Für 1997 werden weitete Vereinbarungen erwartet, weil der Rabatt dann von 0,50 DM auf 1,75 DM/Tonne CO₂ ansteigt. Einige Branchen wie die Gärtnereien und Ziegeleien wollen Branchenabkommen zur Effektivitätssteigerung in der Energienutzung abschließen.

7.2.4 Verwendung der CO₂-Steuer

Das Aufkommen der CO₂-Steuer des Industrie- und Gewerbereichs wird von 1996 bis zum Jahre 2000 von 180 Mio. DM/a auf ca. 540 Mio. DM/a anwachsen. Vom Gesamtvolumen werden bis 1999 knapp 500 Mio. DM über Investitionszuschüsse an die Industrieunternehmen zurückgeführt. Knapp 2 Mrd. DM werden zur Verminderung der Sozialbeiträge eingesetzt. Der überwiegende Teil der Investitionszuschüsse ist dem Aufbau der industriellen KWK gewidmet. Nachdem das Potential der dezentralen KWK in der öffentlichen Wärmeversorgung mit weit über 1.2000 Megawatt bereits fünf Jahre eher als ursprünglich geplant erschlossen werden konnte, konzertiert sich dänische Energiewirtschaft und Regierung darauf, das industrielle KWK-Potential mit bis zu 1.400 Megawatt zu erschließen.

Zusätzlich zu den staatlichen Maßnahmen sind die Energieunternehmen gesetzlich verpflichtet, im Rahmen der "Integrierten Ressourcenplanung" eigene Energiesparprogramme aufzulegen. Diese haben in den nächsten Jahren einen Umfang von etwa 50 Mio. DM/a.

Dezentrale KWK-Anlagen erhalten im übrigen einen staatlichen Zuschuß in Höhe von 2,5 Pf/kWh, der sich bei der Verwendung erneuerbarer Energien um weitere 4,5 Pf/kWh erhöht. Diese Zuwendungen werden aus dem Energiesteueraufkommen finanziert. Es ist allerdings vorgesehen, ein direktes Umlageverfahren außerhalb des Staatshaushalts aufzubauen, in das CO₂-belastende Energieträger einzahlen und

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CO₂-freie bzw. geringer belastende Energieträger entsprechend begünstigt werden. Dabei sollen diese Vergütungen möglicherweise von ca. 6,5 auf 5 Pf/kWh vermindert werden.

7.2.5 Die Folgen der ökologischen Steuerreform

Das dänische Energiesteuermodell zeigt, daß auch unter dem Gesichtspunkt der internationalen Konkurrenzfähigkeit ein nationaler Alleingang möglich ist, wenn der politische Wille für neue Wege in der Klimaschutzpolitik vorhanden ist. Es bedarf allerdings einer sehr differenzierten Ausgestaltung der Politik, die einen professionellen Behördenapparat erfordert, wie er in den vergangenen 20 Jahren in Dänemark im Zuge einer aktiven Energie- und Umweltpolitik Stück für Stück aufgebaut werden konnte. Die ökologische Steuerreform hat zudem dazu beigetragen, daß Dänemark unter den OECD-Ländern seit 1994 die höchsten Wachstumsraten aufweist und die Arbeitslosigkeit von über 12% auf 8% bemerkenswert reduzieren konnte.

7.3 Umsetzung des EU-Liberalisierungskonzepts in Dänemark

7.3.1 Der Aufbau einer umweltschonenderen Stromversorgung

Der nach zähem Ringen am 20. Juni 1996 von den Energieministern der Europäischen Union (EU) nunmehr einstimmig beschlossene Richtlinienentwurf für den Elektrizitätsbinnenmarkt enthält eine Reihe von Bestimmungen, die genutzt werden können, um in den Mitgliedsländern nicht nur eine preisgünstigere, sondern auch eine umweltschonendere Stromversorgung aufzubauen. Dänemark will mit Hilfe der nunmehr in den Richtlinienentwurf aufgenommene Regelung für sog. "öffentliche Aufgaben" seine umweltorientierte Energiepolitik fortsetzen.

Die EU-Mitgliedsstaaten können bei der Umsetzung der Binnenmarktrichtlinie den Stromversorgungsunternehmen gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen auferlegen, die beispielsweise dem Umweltschutz dienen (Art. 2 Abs. 2 des Richtlinienentwurfs). Die "öffentlichen Aufgaben" bieten Dänemark die Gelegenheit, die aufgrund einer konsequenten Energiepolitik erreichten hohen Anteile von KWK und erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung nicht nur aufrechtzuerhalten, sondern weiter auszubauen.

7.3.2 Strompreise in Dänemark

Obwohl in Dänemark inzwischen mehr als die Hälfte der Stromerzeugung auf KWK oder erneuerbaren Energien beruht, liegen die dortigen Strompreise für gewerbliche Kunden im Durchschnitt um 30% unter dem deutschen Niveau. Da mit der Einführung "öffentlicher Aufgaben" die bisherige Praxis lediglich "liberalisierungsfest" gestaltet wird, dürfte sich an den dänischen Strompreisen nicht viel ändern, auch wenn mittelfristig eine Quote von 80% der Stromerzeugung in KWK und durch erneuerbare Energien erreicht wird.

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7.3.3 Die drei Elemente der Energierechtsreform in Dänemark

Die Dänen haben sich auf drei Elemente ihrer Energierechtsreform konzentriert, die bereits am 12. Juni 1996 beschlossen wurde und nach dem EU-Energieministerbeschluß voraussichtlich Ende 1996 in Kraft treten wird:

In Dänemark haben nicht nur Industrieunternehmen mit einem Stromverbrauch von zunächst 100 GWh - davon gibt es in Dänemark nur 6-7 - einen sog. verhandelbaren Marktzutritt (NTPA) erhalten, sondern auch sämtliche Verteilerunternehmen, die diese Größenordnung überschreiten. Diese Grenze kann nach der EU-Entscheidung noch abgesenkt werden. Die Verteilerunternehmen dürfen ihre Stellung bei den Netzzugangsverhandlungen nicht diskriminierend ausnutzen. Sie erhalten für ein abgegrenztes Gebiet eine Konzession. Insgesamt werden über 90% des dänischen Strommarktes liberalisiert, wobei die kommunalen und regionalen Verteilerunternehmen sich über günstigen Stromeinkauf vor dem "Rosinenpicken" in ihren Versorgungsgebieten weitgehend schützen können.

Für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und dezentrale KWK gelten gesetzliche Einspeiseregelungen. Windstrom wird mit 85% des jeweils gültigen Haushaltstarifs vergütet. Dezentrale KWK-Anlagenbetreiber erhalten die langfristigen Grenzkosten erstattet. Auch Strom aus zentraler KWK muß zu Preisen abgenommen werden, der den Erzeugerkosten entspricht. Damit soll sichergestellt werden, daß wärmeseitig optimierte Heizkraftwerke auch dann ihre spezifischen Kosten erlösen können, wenn ein preisgünstigeres Stromangebot (z. B. aus Norwegen) vorliegt. Ein solches Kraftwerk ist dann bei der Einsatzplanung vorrangig abzurufen. Die dadurch entstehenden Mehrkosten werden auf alle Verbraucher umgelegt, gleichgültig, wo der Jeweilige Strom bezogen wird. Für alle diese genannten Erzeugungsarten gilt ein Vorrang bei der Einspeisung. Dadurch müssen alle Verbraucher zunächst den jeweils vorhandenen Anteil derart erzeugten Stroms beziehen bzw. bezahlen.

Die Betreiber des Höchstspannungsnetzes werden als sog. "Verantwortliche Systemoperateure" benannt. Sie müssen die damit verbundenen Aufgaben unabhängig von ihren übrigen Geschäftsbereichen ausüben. Eine rechnerische und organisatorische Trennung von anderen Aktivitäten ist vorgesehen. Zu ihren Aufgaben gehört neben der Gewährleistung einer sicheren und effektiven Stromversorgung die Sicherstellung der öffentlichen Aufgaben bei den Netzzugangsverhandlungen. Die Wahrnehmung dieser Aufgaben unterliegt einer staatlichen Aufsicht und bedarf einer entsprechenden Konzession.

Stromeinsparung ist nicht ausdrücklich bei den öffentlichen Ausgaben erwähnt. Hier hat sich gezeigt, daß die dänischen Energieunternehmen zwar gesetzlich vorgegebene "Integrierte Ressourcenplanung" durchführen, aber nicht alle Unternehmen die daraus ableitbaren Maßnahmen vollständig ergreifen. Daher beabsichtigt die dänische Regierung, eine Stromsparabgabe in Höhe von 0,15 Pf/kWh zu erheben. Mit dem daraus gespeisten Fonds werden Stromsparmaßnahmen ausgeschrieben, um die sich auch die Energieunternehmen, aber auch Dritte bewerben können. Weitergehende Stromsparaktivitäten der Energieunternehmen bleiben hiervon unberührt.

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7.4 (Um-)Organisation der dänischen Stromwirtschaft

7.4.1 Struktur der Stromwirtschaft

Die dänische Stromwirtschaft besteht derzeit aus zwei Verbundunternehmen, zehn Kraftwerksgesellschaften, die 19 Großkraftwerke betreiben, und rund 100 kommunalen oder genossenschaftlichen Verteilungsunternehmen, die zugleich Eigentümer der Kraftwerksgesellschaften sind. Die Unternehmen dürfen über die Strompreise lediglich die Bau- und Betriebskosten für genehmigte Anlagen umlegen, aber kaum Gewinne (s. u.) erwirtschaften, d. h. bisher sind die dänischen Energieversorgungsunternehmen als sog. Non-Profit-Unternehmen organisiert. Durch den nach der Teilliberalisierung entstehenden Wettbewerbsdruck auf Teile der Stromerzeugung läßt sich dieses Prinzip möglicherweise nicht mehr durchgängig aufrechterhalten. Daher untersuchen die Energieunternehmen z. Z. verschiedene Möglichkeiten der Umorganisation. Dies betrifft vor allem die jütländisch-finnische Stromversorgung, die im Verbundunternehmen ELSAM zusammengeschlossen ist.

7.4.2 Zusammenschluß der Kraftwerksgesellschaften

Bisher sind dort die Verteilerunternehmen in sechs Versorgungsgebieten tätig. Den Verteilerunternehmen eines jeden Versorgungsgebiets gehören jeweils die dort befindlichen Kraftwerke. Die Kraftwerksgesellschaften wiederum sind in ELSAM zusammengeschlossen, welche für gemeinsamen Brennstoffeinkauf, den Betrieb des Höchstspannungsnetzes, das Lastmanagement einschließlich des Stromaußenhandels zuständig ist.

7.4.3 Trennung der Funktionseinheiten

Vor einiger Zeit haben sich die Verteilerunternehmen im "ELSAM-Gebiet" durch Gründung einer eigenen Organisation (ELFOR) neu organisiert, um gegenüber den Beschlußorganen der ihnen gehörenden Kraftwerksgesellschaften an Einfluß zu gewinnen. Ursache hierfür war u. a., daß die Kraftwerksgesellschaften den Ausbau von dezentralen KWK-Projekten ablehnten, so daß diese jetzt privat betrieben werden. Durch die Einführung der verantwortlichen Systemoperateure ist es ohnehin erforderlich geworden, den ELSAM-Bereich insgesamt neu zu organisieren. Neben den Bereichen "Brennstoffeinkauf", "Stromhandel" und "Lastmanagement" muß der Betrieb des Höchstspannungsnetzes getrennt organisiert werden.

7.4.4 Organisation der Verteilerunternehmen

Die Verteilerunternehmen wollen erreichen, daß ihre Repräsentanten direkt in ELSAM-Gremien gewählt werden, und nicht mehr indirekt über die Kraftwerksgesellschaften. Möglicherweise sollen die Kraftwerksgesellschaften ähnlich wie bei ELKRAFT, dem für Seeland und die Inseln östlich des Großen Belts zuständigen Verbundunternehmen, in einer Gesellschaft (Seeländische Kraftwerke, SK) zusammengeschlossen werden. Darüber hinaus gibt es Pläne zur Fusionierung von Verteilerunternehmen. Einige Verteilerunternehmen im Bereich des ELSAM-Verbundes haben bereits begonnen, das 60 kV-Verteilnetz von der ihnen gehörenden Kraftwerksgesellschaft in eigene Regie zu übernehmen, und wollen hierfür in bestimmten Teilen Jütlands eigene Gesellschaften gründen.

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Mittelfristig ist davon auszugehen, daß eine Struktur entsteht, die die zusammengeschlossenen Kraftwerksgesellschaften stärker unter marktwirtschaftlichen Bedingungen organisiert, einschließlich der Möglichkeit, Gewinne zu erwirtschaften. Dies schließt die Aktivitäten des Stromhandels mit ein. Die Aufgaben des verantwortlichen Systemoperateur mit Betrieb des Höchstspannungsnetzes und der Überwachung der Lastverteilung im Hinblick auf die Vorrangregeln für bestimmte Stromerzeugungsarten werden in einer eigenen Gesellschaft zusammengefaßt. Die Verteilerunternehmen werden weiter fusioniert, wobei die Anteile bei den bisherigen Eigentümern (Genossenschaften und Kommunen) verbleiben.

7.4.5 Gewinnmöglichkeiten der Energieunternehmen

Inwieweit zusätzliche Eigentümer durch Aktienverkauf einbezogen werden, bleibt offen. Allerdings sehen die dänischen Behörden hier große Probleme mit der Aufrechterhaltung ihres Versorgungssystems, sollten kapitalkräftige ausländische Unternehmen Aktienanteile z. B. aus Spekulationsgründen erwerben. Diese Möglichkeit ergibt sich aus der spezifischen Organisation der dänischen Energieunternehmen. Als Non-Profit-Unternehmen können sie nur insgesamt in vier Bereichen Gewinnen erwirtschaften:

1. Verzinsung des Eigenkapitals
2. Rationalisierungsgewinne (z. B. durch Fusionierung)
3. Gewinne durch zusätzliche Aktivitäten (Contracting)
4. Kapitalvermögen vor Inkrafttreten des Stromversorgungsgesetzes vom 01. Januar 1997

Während die ersten drei Gewinnmöglichkeiten gewissen Beschränkungen des Energiegesetzes unterliegen, ist die Verwendung der Mittel aus dem Kapitalvermögen, das vor 1977 bestand, freigestellt. Einige Unternehmen haben ihre Gewinne zum Aufbau von Energiedienstleistungsunternehmen verwendet oder finanzieren Maßnahmen im Rahmen der integrierten Ressourcenplanung.

7.4.6 Die Beteiligung ausländischer Unternehmen

Nicht unproblematisch für die Zukunft der dänischen Energiewirtschaft ist die Tatsache, daß das in den Punkten 1 und 4 zusammengefaßte Eigenkapital mit ca. 2 bis 3 Mrd. DM weit unter dem Anlagevermögen in Höhe von ca. 40 Mrd. DM liegt. Durch die besondere Finanzierungsform, das den Energieunternehmen nach dänischem Recht erlaubt vor einer größeren Investition fünf Jahre lang entsprechende Rückstellungen zu bilden, sind die Anlagen grundsätzlich schuldenfrei. Um zu verhindern, daß dänische Energieunternehmen aus Spekulationsgründen aufgekauft werden, hat der Energie- und Umweltminister festgelegt, daß die dabei über dem Buchwert hinausgehenden Kaufpreise nicht in die Stromrechnung eingerechnet werden können, mit der Begründung, daß die Anlagen bereits von den Verbrauchern bezahlt wurden. Ob diese Position durchgehalten werden kann, ist noch offen. Nachdem sich das schwedische Stromunternehmen Vattenfall bereits bei dem Verteilerunternehmen NESA mit ca. 10% Aktienanteil kapitalmäßig beteiligt hat, bleibt abzuwarten, ob andere ausländische Stromunternehmen diesem Beispiel folgen und ob Vorlieferanten-Interessen geltend gemacht werden.

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7.4.7 Das Non-Profit-Prinzip

Das Non-Profit-Prinzip verhindert nicht, daß die Stromgesellschaften kommerzielle Aktivitäten zusätzlich zur Stromversorgung ausüben können. Aber dies setzt voraus, daß es eine klar Abgrenzung zwischen Non-Profit-Stromversorgungsaktivitäten und kommerziellen Nebenaktivitäten gibt, was nach der dänischen Stromgesetzgebung der Fall ist.

7.5 Erweiterung der staatlichen Aufsicht über die Stromwirtschaft

7.5.1 Einführung eines "verantwortlichen Systemoperateurs"

Durch die Einführung eines "verantwortlichen Systemoperateurs", dessen Tätigkeiten von den übrigen Unternehmensbereichen management- und rechnungsmäßig getrennt werden müssen, erweitern sich die Aufgaben der staatlichen Aufsicht über die Stromwirtschaft. Dabei soll die scharfe Trennung der Aufgaben zwischen Energiebehörde als Konzessionsgeber und Investitionsaufsicht auf der einen Seite und dem Strompreisausschuß als Preisaufsicht auf der anderen Seite beibehalten werden.

7.5.2 Die Behördenstruktur im Energiebereich

Die Energiebehörde wurde als technische Fachbehörde bereits Mitte der 70er Jahre gegründet und 1979 dem neuen Energieministeriums zugeordnet. 1994 wurde durch die Fusion von Umwelt- und Energieministerium die Integration beider Ressorts in einem Ministerium institutionalisiert. Eine neue Beratungsinstitution wurde 1996 geschaffen: Im Sommer wurde der aus 24 Persönlichkeiten bestehende Energie-Umwelt-Rat, der an die Stelle von Energiespar-Ausschuß, Stromspar-Rat und Rat für erneuerbare Energie trat, vom Minister berufen. Der Energie-Umwelt-Rat soll im Kontext von Energie 21 eine dauerhaft tragfähige Entwicklung des Energiesektors fördern.

Durch die Einführung der verantwortlichen Systemoperateure wird der derzeitige organisatorische Aufbau des Versorgungssystem einschließlich der Lastverteilung in wesentlichen Teilen bewahrt. Bei der Konkretisierung werden noch einige Veränderungen erwartet, insbesondere im Hinblick auf die 100 kV-Grenze, da vielerorts auch 50 bzw. 60 kV-Leitungen Transportfunktionen haben.

7.5.3 Das Preissystem

Wesentliche Änderungen ergeben sich für die Preisaufsicht durch die weitgehende Ausdifferenzierung der Tarife. Folgende Tarifkomponenten sind künftig vorgesehen:

1. Erzeugungstarif
2. reiner Transporttarif voraussichtlich über 100 kV, ggf. über 50 bzw. 60 kV
3. Versorgungssicherheitstarif (Reservekapazität)
4. Verbraucherschutztarif
5. Umwelttarif
6. Verteilungstarif
7. Verkaufstarif.

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Je nach Netzzugangsniveau sind die Tarifkomponenten 2 bis 5 von allen Verbrauchern zu zahlen, gleichgültig, wo der Strom erzeugt bzw. letztendlich abgenommen wird. Nach den bisherigen Berechnungen wird der reine Transporttarif etwa 1,4 Pf/kWh betragen, wobei ein einheitlicher, entfernungsunabhängiger Punkttarif für das gesamte Transportnetz vorgesehen ist. Der sog. Versorgungstarif umfaßt diejenigen Kosten, die durch die Vorhaltung einer Reservekapazität von 20% entstehen. Nach den bisherigen Preisprüfungen betragen diese Kosten 0,1 Pf/kWh.

Ein Verbraucherschutztarif fällt z. Z. nicht an, da alle Verbraucher für die eine Anschlußpflicht besteht, an das Stromnetz angeschlossen sind. Neu hinzu kommt ein sog. Umwelttarif, mit dem die Mehrkosten für die vorrangige Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK finanziert wird. Diese Mehrkosten betragen z. Z. 0,98 Pf/kWh (!). Durch die Verlagerung von Kostenkomponenten auf den Netzbetrieb, die bisher auf der Erzeugungsstufe angerechnet wurden, wird sich die Wirtschaftlichkeit von kleinen und mittleren Anlagen der dezentralen Stromerzeugung weiter verbessern.

7.5.4 Auflockerung der vertikalen Unternehmensstruktur

Die Trennung von Erzeugung, Transport und Verteilung (Unbundling) bezieht sich nach dem dänischen Gesetz auf die managementmäßige und rechnerische Heraustrennung der Aufgaben der verantwortlichen Systemoperateurs aus bestehenden Unternehmen. Eine weitere Auflockerung der vertikalen Integration wird erwartet (s. o.). So werden Lieferbeziehungen zwischen den Verteilerunternehmen und den ihnen gehörenden Kraftwerksgesellschaften nach Inkrafttreten der Gesetzesänderung vom Preisausschuß überprüft.

7.5.5 Versorgungspflicht

Mit der Gesetzesnovelle wurde im übrigen zum ersten Mal eine Versorgungspflicht innerhalb eines bestimmten Versorgungsgebietes gesetzlich festgelegt. Dadurch werden in Dänemark die de facto vorhandenen Demarkationen juristisch abgesichert. Diese Versorgungspflicht entfällt, wenn sich der Verbraucher eines Dritten zur Stromlieferung bedient. Es bleibt aber die Anschlußpflicht bestehen.

7.6 Das Vergütungsmodell für Windenergie als Beispiel für die Finanzierung öffentlicher Aufgaben

7.6.1 Die Einspeisevergütung für Windkraftanlagen

Von entscheidender Bedeutung für die Erreichung der Umweltziele wird in Dänemark - neben der KWK - der Ausbau der erneuerbaren Energien angesehen. Am Beispiel der Windenergieeinspeisungsregelung soll der künftige Mechanismus der "öffentlichen Verpflichtung" aufgezeigt werden.

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7.6.2 Bezugspreis ab Kraftwerk

Die Einspeisevergütung für Windkraftanlagen ist in Dänemark nach dem Gesetz über die Nutzung erneuerbarer Energien vom 29. Mai 1990 so festgelegt, daß Einspeiser grundsätzlich 85% des durchschnittlichen Tarifs für Haushaltskunden im jeweiligen Versorgungsgebiet erhalten. Die eingekaufte Energiemenge und die hierfür entrichtete Vergütung reicht das Verteilerunternehmen an die jeweilige Kraftwerksgesellschaft weiter. Energiemenge und Kaufpreis werden dem Verteilerunternehmen in Höhe der gesetzlich vorgeschriebenen Mindestvergütung von der vorgelagerten Kraftwerksgesellschaft erstattet. Im Gegenzug zahlt das Verteilungsunternehmen für die betreffende Energiemenge einen Preis, der dem Bezugspreis des Verteilerunternehmens entspricht. Dadurch ergeben sich für die Kraftwerksgesellschaften Mehrkosten, die in ihre Preiskalkulation einfließen.

Der jeweilige Bezugspreis ab Kraftwerk ist ein gewichtiger Durchschnittspreis der betreffenden Kraftwerksgesellschaft, wobei die Gewichtungen für die Stromproduktion aus Windenergie nach deren Lastverteilung vorgenommen wird, z. Z. 54% Schwachlast, 30% Normallast und 16% Spitzenlast. Transportverluste werden nicht eingerechnet. Die Kraftwerksgesellschaften senden einmal im Jahr eine Aufstellung von Menge und Vergütung für Windstrom an ihr jeweiliges Verbundunternehmen. Sie erhalten den Kaufpreis gutgeschrieben. Die damit auf Verbundebene entstehenden Mehrausgaben werden durch Ausgleichszahlungen auf alle Kraftwerksgesellschaften verteilt.

Die auf diese Weise mittelbar von der Kraftwerksgesellschaft an die Windkraftbetreiber geleistete Durchschnittsvergütung beträgt z. B. ca. 7,5 Pf/kWh. Die durchschnittlichen Erzeugungspreise betragen bei der oben beschriebenen Lastverteilung gegenwärtig ca. 6,0 Pf/kWh. Die tatsächlichen Mehrkosten, die von den Energieunternehmen bzw. den Verbrauchern zu tragen sind, liegen somit bei etwa 1,5 Pf/kWh. Zusätzlich erhalten Windkraftbetreiber staatliche Zuschüsse in Höhe von insgesamt ca. 6,5 Pf/kWh. Damit beträgt die Gesamtvergütung für Windstrom in Dänemark ca. 13,5 bis 14 Pf/kWh.

Das dänische Vergütungsmodell sieht einerseits eine festgelegte Einspeisevergütung im Verhältnis zum jeweils gültigen Haushaltstarif vor (85% anstelle von 90% in Deutschland). Es beinhaltet zunächst einen (vorläufigen) regionalen und schließlich einen auf Verbundebene endgültig vorgenommenen Ausgleich der Mehrkosten zwischen den einzelnen Kraftwerksgesellschaften. Schließlich enthält das dänische Modell eine Haushaltslösung, die aus dem Energiesteueraufkommen finanziert wird und etwa die Hälfte der Gesamtvergütung ausmacht.

7.7 Zusammenfassung

Der dänische Stromsektor erinnert mit seiner überwiegend privaten Eigentumsstruktur z. T. an den deutschen Stromsektor, wobei das Eigentum des zentralen Stromerzeugungssystems in Dänemark in höherem Grad in den Verteilungsgesellschaften verankert ist, und dabei dicht an den Verbraucherinteressen entweder in Form von kommunalen oder genossenschaftlichen Versorgungsunternehmen organisiert ist.

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Die dänische Stromwirtschaft hat, verglichen mit anderen EU-Ländern, geringe Erzeugungskosten und eine bedeutende Flexibilität im Hinblick auf die Wahrnehmung übergeordneter gesellschaftlicher Interessen, z. B. beim Umweltschutz und der Versorgungssicherheit. Verglichen mit anderen Ländern zeigt die Preisstruktur für Elektrizität in Dänemark, daß die kleineren Stromabnehmer in der derzeitigen Organisation des Marktes eine relativ starke Position haben. Diese positiven Seiten will die dänische Regierung auch in einem zukünftig mehr wettbewerbsorientierten Markt weiter ausbauen.

Es war ein dänisches Anliegen, während der EU-Verhandlungen über die Binnenmarktrichtlinie sicherzustellen, daß der public-service-Begriff den Umweltschutz umfaßt, und daß man weiterhin der Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbaren Energien einen Vorrang einräumen kann. Das Verhandlungsresultat hat diesen Wunsch erfüllt. Im neuen dänischen Gesetz wurde das umgesetzt, indem den Stromgesellschaften auferlegt wurde, die Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energieanlagen und der Stromerzeugung, die an Kraft-Wärme-Kopplung gebunden ist, zu gewährleisten. Die Stromgesellschaften erhalten im Gegenzug die Möglichkeit, den Netzzugang in dem Umfang abzuweisen, wie dieser verhindern würde, daß die Stromversorger diese Bedingungen erfüllen können.

Im Hinblick auf die Frage des Unbundlings und der Transparenz hat Dänemark in gewissem Maße die gleiche Position wie Deutschland vertreten, und zwar weil Schwierigkeiten im Verhältnis zu den privaten Betrieben bei einem Eingriff in die Eigentumsverhältnisse erwartet wurden. Es bestand offenkundig auch Einigkeit darüber, einen verhandelbaren Netzzugang (NPTA) vorzuziehen, der auf kommerziellen Vereinbarungen anstatt einer staatlich festgelegten Tarifierung des Netzzugangs beruht. Im Gegensatz zu Deutschland hat man von dänischer Seite eine rechnungsmäßige Transparenz unterstützt, teils weil eine solche in der dänischen Strompreisaufsicht bereits vorhanden ist, teils um den Verbraucherschutz zu gewährleisten, und um die Möglichkeiten der großen europäischen Gesellschaften für unfairen Wettbewerb zu vermindern.

Während in Dänemark die Kommunen, die regionalen Energieunternehmen, die Stadtwerke und die Umweltverbände mit dem EU-Ergebnis und der darauf aufbauenden nationalen Energierechtsreform gut leben können, sind die Kraftwerksplaner der beiden Verbundgesellschaften die einzigen, die etwas unzufrieden bleiben. Wegen des Booms bei den dezentralen Heizkraftwerken (über 1.200 MW in den letzten fünf Jahren), stehen die Zeichen für den Bau neuer zentraler Kraftswerksblöcke nicht sonderlich günstig. Zudem macht sich der Wettbewerb mit norwegischem Wasserkraftstrom bemerkbar.

Dänemark zeigte nicht zuletzt bei der Umsetzung des Energieplans 2000 mit dem Ziel einer Verminderung der CO₂-Emission um 20% wie marktwirtschaftliche und staatliche Instrumente optimal eingesetzt werden können, wenn klar definierte Ziele erreicht werden sollen. Auch nach der EU-Liberalisierung ist die dänische Stromwirtschaft mit ihren Non-Profit-Unternehmen für einen möglicherweise kommenden europäischen Preiswettbewerb gut gerüstet, während andererseits die gesellschaftlich für erforderlich gehaltenen Umweltschutzmaßnahmen politisch weiter realisiert werden können.

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Das dänische Beispiel veranschaulicht dem deutschen Beobachter, wie beide Zielsetzungen - billige Strompreise und Umweltschutz - miteinander vereinbart werden können. Daß in Deutschland nach jahrzehntelanger Untätigkeit gleichzeitig volkswirtschaftlich nicht vertretbare Monopolgewinne abgebaut und eine umweltschonendere Stromerzeugung aufgebaut werden müssen, macht die Aufgabe nicht eben leicht. Allerdings sollte die Chance der Liberalisierung genutzt werden, um die wenig transparenten Verfilzungen zwischen kommunalen, staatlichen und unternehmerischen Akteuren und Rollen in der Energiepolitik endlich aufzulösen. Eine klare Definition der "öffentlichen Aufgaben" bei gleichzeitigem Preiswettbewerb auf der Erzeugungsstufe unter Wahrung der bewährten Elemente zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit könnte einen gangbaren Weg darstellen.