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Vermarktungsmodelle Erneuerbare Energien Deutschland

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Einspeisevergütung

​ STATUS QUO

Alle grundlegenden Regelungen bezüglich der Erzeugung, Einspeisung und Vergütung von Erneuerbaren Energien (EE) sind im Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) gebündelt. Darüber hinaus ist die deutsche Energiewirtschaft von einem umfassenden regulatorischen Rahmen mit zahlreichen steuer-, abgaben- und umlagerechtlichen Belastungen geprägt, die einen wesentlichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von regenerativen Erzeugungsanlagen haben.

Betreiber von EE-Anlagen können bei der Erfüllung bestimmter Voraussetzungen in diversen Anlagensegmenten nach dem EEG eine Förderung über 20 Jahre erhalten. Das EEG sieht für das Kleinanlagensegment eine garantierte, gesetzlich festgelegte Einspeisevergütung vor, bei welchem der zuständige Netzbetreiber den Strom abnimmt. Bei höheren installierten Leistungen ist der Anlagenbetreiber i.d.R. verpflichtet, den produzierten EE-Strom direkt zu vermarkten (gleitende Marktprämie​1).

Für große Anlagen wurde seit dem EEG 2014 die garantierte, gesetzlich festgelegte Förderung durch ein Ausschreibungssystem mit wettbewerblich ermittelten Fördersätzen ersetzt. Pro Ausschreibungsrunde ist ein bestimmtes Leistungsvolumen festgeschrieben, um einen Wettbewerb um den Erhalt einer Förderung anzureizen. Die Ergebnisse der Ausschreibungsrunden differenziert nach der Erzeugungstechnologie werden auf der Seite der Bundesnetzagentur veröffentlicht.2

Zahlreiche Neuerungen im Kontext der Förderung von Photovoltaik (PV)-Anlagen wurden im Rahmen des „Solarpakets 1“ im Mai 2024 beschlossen. Das Solarpaket 1 enthält eine Reihe von Maßnahmen, die zur Beschleunigung des PV-Ausbaus und zur Entbürokratisierung beitragen sollen. Unter anderem rücken naturschutzfachliche und landwirtschaftliche Aspekte bei PV-Freiflächenanlagen weiter in den Fokus. Im Kontext von PV-Dachanlagen wurden Maßnahmen zur Entbürokratisierung ergriffen sowie zusätzliche Anreize für die Installation von größeren Anlagen ab 40 kWp gesetzt.3

Bis zum EEG 2023 wurde die Förderung nach dem EEG über die EEG-Umlage, die bei Stromverbrauchern erhoben wurde, finanziert. Seit dem 01. Juli 2022 wird die EEG-Umlage nicht mehr erhoben und die Förderung wird durch den Energie- und Klimafond finanziert.4​


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).

Insbesondere der PV-Zubau ist in Deutschland zuletzt stark angestiegen. Im Jahr 2023 wurde eine installierte PV-Leistung von ca. 15 GW zugebaut.5 Im Allgemeinen gehen mit dem verstärkten Zubau volatiler erneuerbarer Energien auch Herausforderungen einher. So führt beispielsweise der verstärkte PV-Zubau zu Stromangebotsspitzen insbesondere in der Mittagszeit, welche bei einer geringen Nachfrage mit niedrigen oder sogar negativen Börsenstrompreisen einhergehen können (Kannibalisierungseffekt). Das Auftreten von negativen Stunden ist auch für Anlagenbetreiber im Rahmen einer EEG-Förderung relevant, da der Vergütungsanspruch nach dem Auftritt einer bestimmten Anzahl aufeinanderfolgender Stunden mit negativen Preisen für den entsprechenden Zeitraum entfällt (§ 51 EEG 2023).

Der hohe PV-Zubau führte zudem zu einem hohen Wettbewerb in den Ausschreibungen um den Erhalt einer Förderung nach dem EEG. Die letzten Ausschreibungsrunden im Bereich PV zeichneten sich dadurch aus, dass nur ein Teil der Anlagenbetreiber, die ein Gebot abgegeben haben, auch bezuschlagt wurden und somit eine Förderung erhalten haben.6 Neben der EEG-Vergütung stellen für Anlagenbetreiber auf der anderen Seite Power Purchase Agreements (PPA) eine Möglichkeit dar, einen bestimmten Erlösstrom zu sichern (vgl. auch nachfolgende Ausführungen).

Des Weiteren ist die Verfügbarkeit von bestimmten Photovoltaik-Komponenten, wie Umspannwerke und Trafostationen, derzeit schwierig und dementsprechend durch lange Wartezeiten gekennzeichnet. Hinzu kommt, dass Deutschland für den erhöhten Fachkräftebedarf in den kommenden Jahren auf Lösungen mittels Zuwanderungen angewiesen sein wird.

Im Kontext von Wind-an-Land-Anlagen stellte der langwierige, teure und oft mit negativem Ergebnis beschiedenem Genehmigungsweg eine zusätzliche Hürde im Kontext des Ausbaus dar. In der jüngsten Zeit wurde jedoch dieses Problem von der Politik erkannt und im Rahmen von Gesetzesänderungen adressiert. Im Vergleich zu PV zeichnen sich die Ausschreibungsrunden zur Erzeugungstechnologie „Wind-an-Land“ durch einen deutlich geringeren Wettbewerb aus, sodass in den letzten Runden fast alle Anlagenbetreiber, die ein Gebot abgegeben haben, auch bezuschlagt wurden.7

AUSBLICK

Die Bundesregierung hat sich das Ziel gesteckt, bis zum Jahr 2030 einen Anteil von 80 Prozent des deutschen Bruttostromverbrauchs durch EE zu erzeugen. Getrieben durch den steigenden Stromverbrauch aufgrund der Elektrifizierung des Industrie-, Wärme- und Mobilitätssektors nimmt der Bedarf an EE-Strom in Zukunft weiter zu.

Gleichzeitig stellt die zunehmende Integration erneuerbarer Energien unter anderem aufgrund Ihrer Volatilität eine Herausforderung für den Strommarkt dar. Vor diesem Hintergrund wird derzeit diskutiert, wie der Strommarkt von morgen aussehen könnte. Ein wesentlicher Aspekt in diesem Kontext betrifft auch die Ausgestaltung eines geeigneten Investitionsrahmens für EE-Anlagen. Dies ist auch vor dem Hintergrund relevant, dass die aktuelle EEG-Regelung der gleitenden Marktprämie nur noch bis Ende des Jahres 2026 eine europarechtliche Genehmigung hat. Anschließend muss ein Fördersystem etabliert werden, bei welchem Einkünfte der Anlagenbetreiber, die höher als Förderbedarf sind, zurückgezahlt werden müssen.8

Grundsätzlich ist durch das erklärte Ziel der Marktintegration und des vermehrten Einsatzes von Ausschreibungsmodellen 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 Strompreisen relevant.

Eigenversorgung

​ STATUS QUO

Die Eigenversorgung stellt in Deutschland ein wirtschaftlich attraktives Modell dar, da auf den selbst erzeugten und ohne Nutzung des öffentlichen Netzes verwendeten Strom keine Netzentgelte und daran gekoppelte Umlagen anfallen und unter bestimmten Voraussetzungen auch die Stromsteuer eingespart werden kann. Durch die Substitution des Strombezugs aus dem Netz der öffentlichen Versorgung mit dem eigenerzeugten Strom kann folglich durch den Entfall von Strompreisbestandteilen eine hohe ökonomische Wertschöpfung erzielt werden.
Im Haushaltssektor haben neben PV-Dachanlagen auch sogenannte Balkon-Solaranlagen an Bedeutung gewonnen. Im Vergleich zu PV-Dachanlagen weisen diese eine geringere installierte Leistung auf und können direkt über die Steckdose angeschlossen werden.9  Zudem wurden u. a. für Privatpersonen unter bestimmten Voraussetzungen bei der Beschaffung einer PV-Anlage steuerliche Erleichterungen eingeführt.10


HERAUSFORDERUNGEN

Die Eigenversorgung ist nicht zuletzt deshalb wirtschaftlich attraktiv, da durch die Substitution des Strombezuges bestimmte Strompreisbestandteile (Netzentgelte und daran gekoppelte Umlagen etc.) nicht erhoben werden.  Dennoch sind stets auch regulatorische Unsicherheiten im Blick zu behalten und in die eigene Bewertung mit aufzunehmen. In diesem Kontext zeigt zum Beispiel das wegweisende EuGH-Urteil vom 28.11.2024 (Az. C-293/23), welches die deutsche Ausgestaltung der Kundenanlage als europarechtswidrig eingestuft hat, dass auch über mehrere Jahre „gelebte“ Regelungen nicht felsenfest sind.
Zudem ist bei Unternehmensverflechtungen und diversen Stromverbrauchern in einem Gebäude/ einer Kundenanlagen mit Eigenversorgung die korrekte Erfassung und Abrechnung des Eigenstroms sicherzustellen.  


AUSBLICK

Das Potenzial des Eigenversorgungs-Modells ist und bleibt mittel- bis langfristig sehr hoch:
da das Verhältnis von Stromgestehungskosten und Strompreis sich positiv für den Eigenverbrauch darstellt,
da immer günstiger werdende Energiespeicher den Eigenverbrauchsanteil und somit den Autarkiegrad erheblich steigern und für Peak-Shaving genutzt werden können und
da die zunehmende Sektorenkopplung (Elektromobilität, Wärmepumpe etc.) eine höhere Stromabnahme aus der Eigenversorgung darstellt.

PPA

​ STATUS QUO

Der deutsche PPA-Markt hat im Jahr 2023 sowohl im Kontext der Anzahl abgeschlossener PPA-Verträge als auch im Kontext der installierten Leistung deutlich Fahrt aufgenommen und gehört zu den größeren PPA-Märkten in Europa. Im PPA-Markt sind insbesondere die Technologien PV und Wind Offshore präsent.11 
Grundsätzlich gibt es verschiedene Motivationen für Anlagenbetreiber zum Abschluss eines PPAs wie z.B. die Sicherung eines konstanten Erlösstroms, da die Anlage nicht bzw. nicht mehr EEG-förderfähig ist.
Auch Onsite-PPAs (der erzeugte EE-Strom wird mittels Direktleitung an den Endverbraucher geliefert) können durch den Entfall von Netzentgelten und an Netzentgelte gekoppelte Umlagen und ggf. der Stromsteuer einen attraktiven Business-Case für den Anlagenbetreiber und den Stromabnehmer darstellen.  


HERAUSFORDERUNGEN

Grundsätzlich 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. Zudem werden bei PPAs weitere Dienstleister benötigt (z. B. Direktvermarkter, Energieversorger zur Lieferung der Residualstrommenge etc.), was die Komplexität in diesem Kontext zusätzlich erhöht. Aus diesen Faktoren können sich verhältnismäßig hohe Transaktionskosten ergeben. Ein weiteres Risiko ergibt sich für den Anlagenbetreiber im Kontext der Refinanzierung der Investition in der Kreditwürdigkeit des Abnehmers.


AUSBLICK

Die Bundesregierung hat sich einer markt-orientierteren Förderung von EE-Anlagen verschrieben. Auch die Europäische Union hat im Rahmen der EU-Strommarktreform beschlossen, dass Hindernisse im Kontext der Umsetzung von PPAs durch die Mitgliedsstaaten abgebaut und die Etablierung dieser unterstützt werden sollen.12 Darüber hinaus reagieren Banken zunehmend auf den Trend und erkennen PPAs als Erlösabsicherung an. Das Interesse in Deutschland an PPAs ist in den letzten Jahren gestiegen und wird voraussichtlich auch weiter steigen. Das Modell bietet sich vor allem auch für Unternehmen an, die auf 100 Prozent Ökostrom setzen und Preisstabilität für diesen Stromanteil erreichen wollen.

Pachtmodell

​ STATUS QUO

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 Pächter wird somit Besitzer und Betreiber der Anlage. In Deutschland wird üblicherweise der Strom zur Eigenversorgung sowie Einspeisung gemäß EEG genutzt. 


HERAUSFORDERUNGEN

Da es im Vergleich zum reinen Eigenverbrauchsmodell wirtschaftlich nachteilig ist, bietet sich dieses Modell insbesondere 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. Jedoch kann das Pachtmodell unter bestimmten Voraussetzungen Vorteile gegenüber dem PPA-Modell aufweisen: So ist in diesem Fall beispielsweise der Pächter Anlagenbetreiber, sodass regulatorische und organisatorische Erleichterungen möglich sind. 


AUSBLICK

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.

Direktvermarktung

​STATUS QUO

Des Weiteren sind in der Praxis Mieterstrommodelle sowie sonstige lokale Direktvermarktungen üblich. Zudem wurde im Rahmen des Solarpaket 1 das Konzept der „Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung“ zusätzlich eingeführt.

Mieterstrommodell: Beim Mieterstrommodell wird der Strom in der Immobilie erzeugt und an die Hausbewohner verkauft. Da bei diesem Konstrukt nicht das öffentliche Netz genutzt wird, können durch den Entfall der Netzentgelte und daran gekoppelten Umlagen ebenfalls wirtschaftliche Vorteile generiert werden. Grundsätzlich gibt es in Deutschland unterschiedliche Ausgestaltungsmöglichkeiten von Mieterstrommodellen (ohne oder mit einer Förderung nach dem EEG). Im Allgemeinen schreibt das EEG verschiedene Voraussetzungen dem Anlagenbetreiber vor, die erfüllt werden müssen, um eine EEG-Förderung in Form eines Mieterstromzuschlags zu erhalten. Im Rahmen des Solarpakets 1, welches Mitte Mai 2024 in Kraft trat, wurden weitere Vereinfachungen des Modells implementiert.13


Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung: Neben den Vereinfachungen im Kontext des Mieterstrommodells, hat das Solarpaket 1 das Modell der „Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung“ eingeführt. Dieses Modell zeichnet sich gegenüber dem Mieterstrommodell durch einen geringeren bürokratischen Aufwand aus, da z. B. die Weiterleitung des erzeugten Stroms an Hausbewohner weitestgehend von der Lieferantenpflicht freigestellt ist. In diesem Modell gibt es jedoch keine Förderung für den Strom, der innerhalb des Gebäudes verbraucht wird.14

Lokale Direktvermarktung: 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:
  • Die Stromsteuer entfällt in vielen Fällen bei Anlagen bis 2 MW, wenn der Stromverbrauch im räumlichen Zusammenhang erfolgt (gemäß § 9 StromStG). Der räumliche Zusammenhang umfasst dabei Entnahmestellen im Umkreis von 4,5 km um die Stromerzeugungsanlage.
  • Die Netzentgelte und daran gekoppelte Umlagen fallen nur bei Nutzung des öffentlichen Netzes an.


HERAUSFORDERUNGEN

Im Kontext des Mieterstrommodells gibt es weiterhin ein hohes, noch nicht genutztes Potential.15 Grundsätzlich ist der Abwicklungsaufwand der Endkunden auf Seiten des Anbieters nicht zu unterschätzen. Es bleibt abzuwarten, wie sich die Vereinfachungen im Rahmen des Solarpakets auf die Umsetzungsattraktivität dieses Modells auswirkt und welche Rolle das Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung einnimmt.
Analog zu den anderen vorgestellten Nutzungs- bzw. Vermarktungsformen besteht auch in diesem Kontext grundsätzlich das regulatorische Risiko im Wegfall / Änderung von Privilegierungen.


AUSBLICK

Grundsätzlich wird dem Mieterstrommodell ein hohes Potential aufgrund von vielen Mietwohnungen in Ballungszentren eingeräumt. Mit dem EEG 23 und dem Solarpaket 1 wurden die Konditionen des Mieterstrommodells noch weiter verbessert bzw. vereinfacht. Zudem wurde im Rahmen des Solarpaket 1 die gemeinschaftliche Energieversorgung eingeführt. Insbesondere im Kontext von Mehrparteienhäusern stehen den Akteuren nun unterschiedliche Ausgestaltungsmöglichkeiten zur Verfügung und es kann sich je nach vorherrschenden Rahmenbedingungen für das vorteilhafteste Modell entschieden werden. 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.
           




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1 Fördermodell „gleitende Marktprämie“: Bei der gleitenden Marktprämie wird der sogenannte anzulegende Wert entweder gesetzlich vorgegeben oder in einem wettbewerblichen Verfahren ermittelt. Ist der Marktwert einer bestimmten Erzeugungstechnologie kleiner als der anzulegende Wert, bekommt der Anlagenbetreiber für diese Zeitperiode eine Marktprämie (= Anzulegender Wert – Marktwert) als Förderung ausbezahlt. Ist der Marktwert größer als der anzulegende Wert, ist die Marktprämie gleich Null. Eine Abschöpfung sehr hoher Erlöse ist bei dem Modell der gleitenden Marktprämie grundsätzlich nicht vorgesehen.

2 Vgl. auch EEG 2023, § 22 ff..

3 Vgl. solarpaket-im-ueberblick.pdf (bmwk.de) (Letzter Zugriff am 02.09.2024).

4 Vgl. Ausbau erneuerbarer Energien beschleunigen | Bundesregierung (Letzter Zugriff am 28.11.2024).

5 Vgl. Installierte Leistung | Energy-Charts (Letzter Zugriff am 02.09.2024).

6 Vgl. Bundesnetzagentur - Beendete Ausschreibungen / Statistiken und Bundesnetzagentur - Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 28.11.2024).

7 Vgl. Bundesnetzagentur - Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 28.11.2024).

8 Vgl. Strommarktdesign der Zukunft (bmwk.de), S. 5 (Letzter Zugriff am: 02.09.2024).

9 Vgl. z. B. Bundesnetzagentur - Presse - Zubau Erneuerbarer Energien im ersten Halbjahr 2024 (Letzter Zugriff am: 02.09.2024) und Bundesnetzagentur - Homepage - Balkon-Solaranlagen (Letzter Zugriff am: 02.09.2024).

10 Vgl. Bundesfinanzministerium - FAQ „Umsatzsteuerliche Maßnahmen zur Förderung des Ausbaus von Photovoltaikanlagen“ (Letzter Zugriff am 29.11.2024).

11 Vgl. Deutsche Energie-Agentur (Hrsg.) (dena, 2024) „PPA-Marktanalyse Deutschland 2023 (Hier steht der titel der präsentation, Letzter Zugriff am 29.11.2024).

12 Vgl. pdf (europa.eu), S. 21, 67, (Letzter Zugriff am 02.09.2024) und Strommarktreform: Rat verabschiedet aktualisierte Vorschriften - Consilium (europa.eu) (Letzter Zugriff am 02.09.2024).

13 Vgl. Bundesnetzagentur - Solaranlagen auf Mehrparteiengebäuden: Mieterstromzuschlag und Einspeisevergütung (Letzter Zugriff am 02.09.2024) und solarpaket-im-ueberblick.pdf (bmwk.de) (Letzter Zugriff am 02.09.2024).

14 Vgl. solarpaket-im-ueberblick.pdf (bmwk.de) (Letzter Zugriff am 02.09.2024).

15 Vgl. Großes ungenutztes Potenzial beim Mieterstrom* - Institut der deutschen Wirtschaft (IW) (Letzter Zugriff am 29.11.2024).​


Kontakt

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Kai Imolauer

Diplom-Wirtschaftsingenieur (FH)

Partner

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