Home
Intern
Alle grundlegenden Regelungen bezüglich der Erzeugung, Einspeisung und Vergütung von Erneuerbaren Energien (EE) sind im Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) gebündelt. Darüber hinaus ist die deutsche Energiewirtschaft von einem umfassenden regulatorischen Rahmen mit zahlreichen steuer-, abgaben- und umlagerechtlichen Belastungen geprägt, die wesentlichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von regenerativen Erzeugungsanlagen haben.
Die garantierte, gesetzlich festgelegte Einspeisevergütung ist das im Kleinanlagensegment dominante Marktmodell für Erzeuger Erneuerbarer Energien in Deutschland. Auch wenn der Grundsatz der Förderung für den Erzeuger gleich blieb wurde dieses Modell in Folge der Einführung der geförderten Direktvermarktung von Marktprämienmodellen (§20 EEG)1 verdrängt.
Seit dem EEG 2014 wurde die garantierte, gesetzlich festgelegte Förderung für größere Anlagen durch ein Ausschreibungssystem mit wettbewerblich ermittelten Fördersätzen ersetzt. Erzeuger von EE-Strom werden nach den Vorschriften des EEG 2021 auch weiterhin über einen Zeitraum von maximal 20 Jahren und je nach Fall zzgl. des Inbetriebnahmejahres gefördert.
Seit dem EEG 2023 (somit ab 1.1.2023) besteht die Möglichkeit durch eine Volleinspeisung neuer Dachanlagen eine erhöhte Förderung von bis zu maximal 13,4 ct/kWh zu erhalten (§ 48 Abs. 2a EEG 2023). Auch der anzulegende Wert einer Teileinspeisung wurde angehoben und beträgt bis zu 8,6 ct/kWh (§ 48 Abs. 2 EEG 2023). Die Höhe der Vergütung richtet sich nach dem Vergütungsmodell und der Anlagengröße. Die anzulegenden Werte bzw. Vergütungssätze sind technologieabhängig und richten sich nach §40 ff. Bis zum EEG 2023 wurde die Förderung nach dem EEG über die EEG-Umlage, die bei Stromverbrauchern erhoben wird, finanziert. Seit dem 01. Juli 2022 wird die EEG-Umlage nicht mehr erhoben und die Einspeisevergütung wird künftig durch den Energie- und Klimafonds finanziert.
HERAUSFORDERUNGEN
Mit der Einführung der EEG-Novelle 23 wurden die Ausschreibungsmengen deutlich angehoben (§ 28 ff. EEG 2023). Darüber hinaus wurde ein Ausbaupfad für die installierte Leistung von Windenergieanlagen sowie Solaranlagen definiert (§ 4 EEG 2023). Die zu erwartenden Ausbauzahlen führen bei PV einerseits ggfs. zu höherer Konkurrenz um den „anzulegenden Wert”, allerdings werden auf Grund der aktuellen Strompreisniveaus auch Anlagen bereits auf Basis von offsite corporate oder merchant PPA finanziert und realisiert. Des Weiteren ist die Verfügbarkeit von diversen Photovoltaik- Komponenten derzeit schwierig. Durch unerwartete Engpässe bei vielen Rohstoffen, Halbleitern, etc. kommt es bei nahezu allen Komponenten zu langen Wartzeiten von bis zu 6 Monaten. Hinzu kommt, dass Deutschland für den erhöhten Fachkräftebedarf in den kommenden Jahren Lösungen mittels Zuwanderungen angewiesen sein wird.
Bezüglich der Windkraft Onshore kommen zusätzlich zum langwierigen, teuren und oft mit negativem Ergebnis beschiedenem Genehmigungsweg bundeslandspezifische Einschränkungen. Zum Beispiel verhindert die „10-H-Regelung” in Bayern aktuell praktisch jeglichen Zubau von Windparks. Zu erwähnen ist auch eine neue Regelung für PV-Dachanlagen größer 300 kWp und kleiner 1000 kWp: Wenn sich Betreiber dieser Anlagen nicht an Ausschreibungen beteiligen, wird nur noch die Hälfte des produzierten Stroms vergütet, wobei grundsätzlich die andere Hälfte zur Deckung des Eigenverbrauchs genutzt werden kann (§ 48 Abs. 5 EEG 2021). Mit der Einführung des EEG 2023 wird die Förderung der gelieferten Strommenge auf 80% erhöht. Ab 2023 fällt diese Begrenzung gänzlich weg.
Die Bundesregierung hat sich das Ziel gesteckt bis 2030 einen Anteil von 80% des deutschen Stroms durch EE zu erzeugen. Durch steigenden Stromverbrauch durch Elektrifizierung des Industrie-, Wärme- und Mobilitäts-sektors nimmt der Bedarf an EE-Strom noch weiter zu. Durch das erklärte Ziel der Marktintegration und der vermehrte Einsatz von Ausschreibungsmodellen ist mittelfristig davon auszugehen, dass die monetäre Förderung durch das EEG an Bedeutung verliert. Gleichzeitig bleibt die Mindestpreisabsicherung durch das EEG insbesondere bei immer volatiler werdenden Strompreise relevant. In diesem Zusammenhang ist auch der neuste Entschließungsantrag zu nennen, der verbesserte Rahmenbedingungen für PPAs vorsieht.
Speziell im Bereich kleiner und mittelgroßer Dachanlagen ist der Eigenverbrauch von großer wirtschaftlicher Bedeutung, da durch die Substitution von Strombezug eine hohe ökonomische Wertschöpfung für den selbst erzeugten Strom möglich ist. Mit dem EEG 2023 wird auch der Verbot des Eigenverbrauchs bei Ausschreibungsanlagen (oberhalb von 300 kWp/750 kWp) aufgehoben, was die Möglichkeiten in dieser Vermarktungsart deutlich verbessert.
Die Eigenversorgung ist nicht zuletzt deshalb wirtschaftlich attraktiv, da durch die Substitution des Strombezuges Netzentgelte und weitere Umlagen und Entgelte nicht erhoben werden. Ob die „Befreiung” von den Netzentgelten Bestand hat oder ob nicht etwa grundlegende Änderungen der Abgabensystematik folgen, ist derzeit fraglich.
Die Befreiung von Netzentgelten und weiterer Umlagen und Entgelte stellt durch potenzielles Wegfallen eben dieser Privilegierungen ein wirtschaftliches Risiko dar. Bei Unternehmensverflechtungen und diversen Stromverbrauchern in einem Gebäude/ einer Kundenanlagen mit Eigenversorgung ist die korrekte Erfassung und Abrechnung des Eigenstroms sicherzustellen. Im Rahmen des Novellierungsprozesses des EEG 2023 wurden hier weder wesentliche Änderungen vorgenommen noch angedacht. Lediglich das System zur Umlage der Kosten des EEG wurde überarbeitet.
Das Potenzial des Eigenversorgungs-Modells ist und bleibt mittel- bis langfristig sehr hoch:
PPAs weisen in Deutschland noch, im Gegensatz zu Ländern wie der USA oder auch Skandinavien, ein kleines Marktvolumen auf. Allerdings haben viele deutsche Unternehmen aufgrund des seit Dezember 2021 bestehenden Preisanstiegs vermehrt PPAs (onsite & offsite) abgeschlossen.
Aktuell ist den Strommarktakteuren in Deutschland das Konstrukt des PPAs, insbesondere in der Umsetzung, noch eher unbekannt, aber die Wachstumsraten sind erheblich. Außerdem gibt es mehrere verschiedene Arten von PPAs (Utility/ Corporate, on-/ offsite, non-/sleeved, synthetic, etc.), deren Gestaltung unterschiedlich ist. Die Wahl des richtigen PPA-Konstruktes ist somit oft herausfordernd. Aus diesen Faktoren ergeben sich verhältnismäßig hohe Transaktionskosten.
Die Bundesregierung hat sich einer markt-orientierteren Förderung von EE-Anlagen verschrieben. Ein PPA/OTC-Vermarktung ist auch besonders wichtig für Anlagen, die ab 2023 aus der garantieren, gesetzlich festgelegten Einspeisevergütung fallen werden. PPAs liefern hier ein großes, jedoch bislang noch ungenutztes Potenzial, welches durch verbesserte Rahmenbedingungen im aktuellen Entschließungsantrag des Bundestags schon bald tiefer ausgeschöpft werden soll. Darüber hinaus reagieren Banken zunehmend auf den Trend. Die Umweltbank beispielsweise bietet bereits eine standardisierte Finanzierung für PPAs an. Das Interesse in Deutschland an PPAs ist in den letzten Jahren gestiegen und wird auch weiter steigen. Das Modell bietet sich vor allem für Unternehmen an, die 100% auf Ökostrom setzen und Preisstabilität für diesen Stromanteil erreichen wollen.
Das Pachtmodell richtet sich vor allem an kleinere und mittlere Unternehmen sowie private Investoren. Pachtmodelle sind üblich bei PV- und BHKW-Anlagen, welche insbesondere zur Eigenstromversorgung genutzt werden sollen. Pächter können PV-Anlagen von einem freien Anbieter oder einem Energieversorgungsunternehmen pachten. Der Investor wird somit Besitzer und Betreiber der Anlage. In Deutschland wird üblicherweise der Strom zur Eigenversorgung sowie Einspeisung gemäß EEG genutzt (s. 2.2).
Die rechtlich notwendige Personenidentität im Eigenverbrauchsmodell stellt eine Herausforderung bei der Gestaltung des Pachtvertrages dar. Da es im Vergleich zum reinen Eigenverbrauchsmodell wirtschaftlich nachteilig ist, bietet sich dieses Modell für Fälle an, in denen die Finanzierung der PV-Anlage nicht vom Nutzer der PV-Anlage getätigt werden kann. Mit dem Wegfall der EEG-Umlage verlieren Pachtmodelle, deren vorrangiger Zweck oftmals die Vermeidung der Zahlung der EEG-Umlage war ihre Attraktivität.
Solange die Finanzierung von Eigenverbrauchsanlagen auf Basis der Absicherung durch das EEG möglich ist, werden Pachtmodelle auf dem deutschen Markt eher von geringerer Bedeutung sein. Sollte es zukünftig zu einer Änderung im Marktmodell, insbesondere bei einer Änderung der Einspeiseregelung, kommen, kann das Pachtmodell erheblich an Bedeutung gewinnen. Große Energieversorger könnten beispielsweise als Investoren im Rahmen eines Pachtmodells auftreten und durch die Abnahme des Reststroms das Absatz- und Preisrisiko übernehmen.
Des Weiteren sind in der Praxis Mieterstrommodelle sowie sonstige lokale Direktvermarktungen üblich.Beim Mieterstrommodell wird der Strom in der Immobilie erzeugt und an die Hausbewohner verkauft. Dabei kann nun der Vermieter gem. § 21 Abs. 3 S. 1 EEG 2021 die Durchführung der Stromlieferung an einen Dritten auslagern (sog. Lieferkettenmodell), ohne um die Förderfähigkeit der Anlage fürchten zu müssen. Die gelieferten Strommengen werden bis 1 MWp PV-Anlagengröße auf Wohngebäuden gemäß des EEG vergütet, unterliegen jedoch weiteren Auflagen bezüglich der Preisgestaltung. Die Reststrommengen sind ebenfalls vom Anlagenbetreiber bereitzustellen. Im EEG 2021 wurden die Förderung für Mieterstromprojekt wieder deutlich angehoben. Durch die Befreiung der EEG-Umlage der aktuellsten EEG-Novellierung wird etwas Bürokratie abgebaut und das Modell so wirtschaftlich deutlich attraktiver.
Die lokale Direktvermarktung sieht den Verkauf von Überschussmengen an Strom aus der Anlage des Besitzers im räumlichen Zusammenhang vor. In diesem Fall greifen diverse Privilegien:
Das Mieterstrommodell bleibt aufgrund der regulatorischen Hürden und Komplexität bisher hinter den Erwartungen der Bundesregierung zurück. Der Abwicklungsaufwand der Endkunden auf Seiten des Anbieters ist nicht zu unterschätzen und stand insbesondere bei kleineren Projekten nicht im Verhältnis zur ökonomischen Attraktivität.
AUSBLICK
Grundsätzlich wird dem Mieterstrommodell ein hohes Potential aufgrund von vielen Mietwohnungen in Ballungszentren eingeräumt. Mit dem EEG 23 wurden die Konditionen des Mieterstrommodells noch weiter verbessert bzw. vereinfacht. So können Mieterstrommodelle für alle Beteiligten ein attraktives Geschäftsmodell bieten. Ob die vorgenommenen Änderungen ausreichen, damit das Modell sein volles Potenzial ausschöpfen kann, bleibt allerdings abzuwarten. Es ist des Weiteren damit zu rechnen, dass sich Lokalstrommodelle neben der Eigenversorgung zunehmend etablieren werden. Maßgeblich hierfür ist die Entwicklung der Einspeisevergütung und des Endkundenstrompreises. Der lokalen Vermarktung wird ein großes Potenzial zugesprochen, sofern sie als Peer-to-Peer-Marktmodell mit Hilfe von Blockchain sogar national C2C-Handel ermöglicht.
Zurück zur Übersicht
Kai Imolauer
Diplom-Wirtschaftsingenieur (FH)
Partner
Anfrage senden
