Abstract
This chapter provides an overview of relevant political framework conditions for German bioenergy policy. European and national policy levels are focused on, because it is here that major incentives for bioenergy use originate. It is shown that bioenergy policy affects a wide range of policy aims from diverse policy areas, and that the political prioritisation of aims has changed over time. Furthermore, there is a complex mix of policy instruments that influence bioenergy allocation decisions. Instruments identified as the most relevant for bioenergy allocation include command-and-control instruments and market-based incentive instruments, which can be further divided into indirect instruments which increase the costs of fossil fuel substitutes and direct instruments which set positive incentives for bioenergy use. Direct, sectoral instruments such as the Renewable Energy Sources Act in the electricity sector, the Renewable Energy Heat Act and the Market Incentive Programme in the heating sector, and the biofuels quota in the transport sector are the most relevant policy drivers for bioenergy expansion in Germany. Moreover, the chapter assesses the German bioenergy policy mix in relation to the market and government failures discussed in Chap. 2, and reviews major strands of critique in the public debate. The chapter concludes with a review of recommendations for reforming the German bioenergy policy mix, to allow for a comparison to the NIE-based policy advice developed in this book.
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Notes
- 1.
Energy efficiency was not addressed as part of the climate and energy package, but was covered instead by the 2011 Energy Efficiency Plan and the Energy Efficiency Directive (cf. DG CLIMA 2014a).
- 2.
- 3.
This long-term GHG mitigation target is also supported by 2013s new coalition agreement (Federal Government of Germany 2013: 50f.).
- 4.
This corresponds to an absolute increase in energetic biomass use from 14,025 GWh in 2005 to 49,457 GWh in 2020 in the electricity sector, 7261 ktoe in 2005 to 11,355 ktoe in 2020 in heating, and 1919 ktoe in 2005 to 5473 ktoe in 2020 in transport (cf. ECN 2011).
- 5.
While the theoretical potential describes the biophysically possible—i.e. the energy content of the total biomass in a specific region during a certain time interval—the technical potential describes that part of the theoretical potential which can be developed under the given technical, structural, environmental, administrative and legal restrictions (BMVBS 2010: 20f.).
- 6.
For example, the federal state-level water acts differ in the proscription of sizes for riparian buffer stripes, which impact pesticide run-off from fields and therefore the environmental impacts of bioenergy production (Bunzel et al. 2014); also, federal states have adopted widely diverging practices in providing investment support for short rotation coppice (SRC) plantations, even though these measures are financed by federal and EU structural support funds (Marx 2012).
- 7.
For example, public funding for R&D in the bioenergy conversion stage is provided by the “Biomass for Energy” programme, which from 2011 to 2013 provided six million euros annually to optimise conversion technologies according to GHG mitigation characteristics (BMU 2011b).
- 8.
Besides legislation at the national level, federal state-level environmental legislation is also relevant.
- 9.
Specifically, N2O emissions from the production of nitric, adipic, glyoxal and glyoxylic acids and PFC emissions from aluminium production are included (DG CLIMA 2014b).
- 10.
Electricity from RES is only exempt if it is sourced from a separate grid or power line fed exclusively from renewables (section 9 (1) No. 1 StromStG); in practice, this is only of relevance for the self-consumption of solar power (Diekmann et al. 2013: 4f.).
- 11.
What kinds of biomass are eligible for funding under the EEG is regulated in the Biomass Ordinance (BiomasseV).
- 12.
Additional income through demand-oriented feed-in is defined by the average peak-offpeak-spread on electricity markets, which amounted to 1.94 ct/kWh between 2007 and 2010 (Rohrig et al. 2011: 17).
- 13.
From 2016, reference prices are reduced by 0.5 % every three months (section 28 (2) EEG 2014); if the “breathing cap” of 100 MW is exceeded, this dynamic decrease is accelerated to 1.27 % (section 28 (3) EEG 2014). The 100 MW cap relates to the gross expansion of bioenergy capacity, taking not only new plants, but also extensions of existing plants into account.
- 14.
As a concession to planning security, plants that become operational after 2017 continue to be eligible for remuneration according to FIT or feed-in premium for a transitional period (section 102 EEG 2014).
- 15.
Moreover, section 3 (4) no. 2 EEWärmeG determines that federal states are allowed to impose a renewables obligation also on the existing building stock.
- 16.
For comparisons of estimates of GHG mitigation costs of different bioenergy pathways, see e.g. WBA (2007: 153ff.), Leible et al. (2009), Sterner and Fritsche (2011), Hennig and Gawor (2012) and Rehl and Müller (2013); due to differences in methodologies and assumptions, estimates vary significantly across studies.
- 17.
In 2011, 70.16 % of all biomass certified according to Biokraft-NachV and BioSt-NachV originated from Germany, 12.44 % from other European states and 6.17 % from the USA (BLE 2012: 35).
- 18.
Rather than the current emissions-based EU-ETS, the SRU recommends for the long-term perspective a shift towards an upstream system accounting for emissions at primary trade level (ibid.: 97f.). As a second-best solution, the SRU suggests the use of pricing policies (i.e. carbon taxes) to simulate such primary trade level emissions trading (ibid.: 98).
- 19.
Once RES come to dominate electricity supply, the WBGU envisions a role for bioenergy in providing balancing power, thereby contributing to the reliability of electricity supply (WBGU 2008: 217).
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Purkus, A. (2016). The Case of German Bioenergy Policy. In: Concepts and Instruments for a Rational Bioenergy Policy. Lecture Notes in Energy, vol 55. Springer, Cham. https://doi.org/10.1007/978-3-319-31135-7_4
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