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Die europäische EE-Richtlinie sieht eine Stärkung des Eigenverbrauchs bei dezentraler Erzeugung vor. In diesem Artikel soll der regulatorische Rahmen in Deutschland und anderen Ländern verglichen werden und die Auswirkungen der EU-EE-Richtlinie aufgezeigt werden.
Das Thema dezentraler Eigenstromverbrauch spielt aktuell für die Erzeugung mittels Photovoltaik (PV), Blockheizkraftwerk (BHKW) und kleine Windkraft eine Rolle. Die Möglichkeit, Strom aus der eigenen Anlage primär selbst zu verbrauchen, überschüssigen Strom in das Netz einzuspeisen und somit zum „Prosumenten” zu werden, ist für viele ein Sinnbild einer dezentralen und nachhaltigen Stromerzeugung. Darüber hinaus unterstützen Prosumenten durch das Investment in regenerative Anlagen die Verbesserung der Nachhaltigkeit des gesamten Stromsystems und folglich auch das mögliche Erreichen von politisch gesetzten Umweltzielen, wie z. B. das Ziel der Reduzierung des Primärenergieverbrauchs um 50 Prozent bis 2050 gegenüber 2008.
Auch die Gesamtkosten der Energiewende werden durch Lastverschiebung (Dezentralität) reduziert. Es können Verteilernetze entlastet werden, insbesondere wenn Strom zu Spitzenzeiten erzeugt und verbraucht wird (ggfs. auch in Kombination mit Batterien und zukünftig mit aktivem Peak-Shaving im produzierenden Gewerbe bzw. Elektromobilität).
Durch die Bagatellgrenze bspw. bei PV von 10 kWp und der Privilegierung bei EEG-Umlage und Netzentgelte werden wirtschaftliche Anreize geschaffen, um Verbraucher zur Investition in die eigene Anlage zu bewegen. Die EEG-Vergütung (bzw. auch der KWK-Zuschlag nach KWKG-Förderung bei BHKW) sichert dann auch einen kalkulierbaren Mindesterlös bei Einspeisung der Überschüsse in Schwachlastzeiten ab. Es bleibt aber der Anreiz, möglichst viel Strom direkt selbst zu verbrauchen, da so die höchste Wertschöpfung bei Ersatz des Strombezugs erreicht werden kann. Das folgende Schaubild zeigt den regulatorischen Rahmen auf:
Bei der Eigenversorgung von Strom haben Prosumenten einige rechtliche Rahmenbedingungen zu beachten. Da ist zum einen die Mitteilungspflicht nach § 74a EEG sowie die Zahlung der EEG-Umlage auf Eigenstrom nach §§ 61 EEG ff. Die EEG-Umlage auf Eigenstromverbrauch fällt bei einer Nutzung von erneuerbaren Energieanlagen, Grubengas oder effizienten KWK-Anlagen in reduziertem Umfang von 40 Prozent an. Die EEG-Umlage entfällt komplett, wenn bei PV-Anlagen nur bis zu 10 kW Leistung installiert werden bzw. pro Jahr 10 MWh Eigenstrom im Sinne des Gesetzes verbraucht werden. Laut §§ 19, 21 EEG können Anlagen mit einer installierten Leistung bis zu 100 kW die gesetzlich festgelegte Einspeisevergütung beziehen. Dagegen wird das Vermarktungsrisiko von größeren Anlagen für die Anlagen mit einer Leistung von 100 bis 750 kW durch die am gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert bemessene Marktprämie aufgefangen, während Anlagen mit mehr als 750 kW zusätzlich das Risiko der Zuschlagserteilung und der wettbewerblichen Festlegung des anzulegenden Werts in einem Ausschreibungsverfahren tragen müssen (§ 22 EEG). Dabei ist bei einer Förderung über das Ausschreibungsverfahren der Eigenverbrauch gesetzlich verboten (§ 27a EEG). Jedoch fallen weder Netzentgelte noch Stromsteuer (bei Anlagen unter 2 MW) an (§ 9 Abs. 1 StromStG).
Das folgende Schaubild fasst die EU-EE-Richtlinie in diesem Sachverhalt zusammen:
Die EU-Richtlinie 2018/2001, die am 11. Dezember 2018 von dem Europäischen Parlament und dem Rat zur Förderung der Nutzung von Energien aus erneuerbaren Quellen verabschiedet wurde, adressiert stark das Eigenversorgungsmodell in den einzelnen Mitgliedsländern der EU. Die Richtlinie soll bis zum 30. Juni 2021 in den einzelnen EU-Ländern umgesetzt werden. Sie definiert nach Art. 2 Abs. 14 Eigenversorgung als Erzeugung, Speicherung und Verbrauch von erneuerbarem Strom in definierten Grenzen.
Im Artikel 21 verpflichtet die Richtlinie z. B. die Mitgliedsstaaten zu einer Ermöglichung der Erzeugung, Speicherung und den des Peer-to-Peer-Verkaufs von selbst erzeugtem erneuerbarem Strom bzw. die Nutzung von Aggregatoren. Aggregatoren beschränken sich auf die Vermarktung bzw. Bündelung von Überschussmengen. Sie verbietet im Weiteren auch, dass der selbst verbrauchte bzw. eingespeiste Strom der Anlage „unverhältnismäßigen Verfahren, Umlagen und Abgaben sowie Netzentgelten unterworfen ist, die nicht kostenorientiert sind”. Auch zusammengeschaltete Stromspeichersysteme sollen ermöglicht werden, ohne dass eine doppelte Belastung durch Umlagen oder Abgaben anfällt. Darüber hinaus sind die Rechte und Pflichten der Endverbraucher zu bewahren.
Jedoch werden auch Ausnahmen zur Belastung des Stroms durch Umlagen, Abgaben und Gebühren in Art. 21 Abs. 3 genannt. Sie dürfen nur auferlegt werden, solange erneuerbare Elektrizität effektiv gefördert wird ohne die Rentabilität des Projekts zu untergraben, wenn die Anlage eine installierte Leistung von über 30 kW aufweist oder wenn Eigenversorgungsanlagen nach dem 1. Dezember 2026 einen Anteil von über 8 Prozent an der gesamten nationalen Stromerzeugungskapazität ausmachen. In letzterem Fall muss dann eine Kosten-Nutzen-Analyse der Regierung erstellt werden, um zu sehen, ob die Förderung zu unverhältnismäßiger Belastung des Stromsystems führt und nicht zwingend notwendig ist für einen kosteneffizienten Einsatz von Erneuerbaren Energien.
Unterschiedliche Definitionen Eigenstromverbrauch
Ein besonders auffälliger Unterschied zwischen EE-Richtlinie und EEG 2017 ist, dass in der Definition der EE-Richtlinie nur von erneuerbarem Strom gesprochen wird, wohingegen es im EEG generell um die Stromerzeugung bzw. dessen Verbrauch aus konventionellen als auch erneuerbaren Energiequellen geht.
Ein weiterer großer Unterschied ist hier die herausgestellte Position der „Aggregatoren”. Aggregatoren sind laut Weißbuch des BMWI „spezielle Anbieter von Lastmanagement”. In der Definition des EEG 2017 ist die Rede von „selbst betriebenen” Anlagen. Diese wird in der EE-Richtlinie noch erweitert auf die Errichtung, den Betrieb und die Wartung von Anlagen durch Aggregatoren bzw. Dritte.
Zudem muss der jeweilige Staat gewährleisten, dass ein direkter Handel des (überschüssigen) Stroms mit anderen Marktteilnehmern möglich ist. Genannt werden hier Peer-to-Peer-Liefervereinbarungen bis zu Renewable Power Purchase Agreements. Auch über Aggregatoren muss dieser Handel ermöglicht werden. Darüber hinaus gibt es Änderungsbedarf im Bereich der gemeinschaftlichen Eigenversorgung. Laut EE-Richtlinie dürfen mehrere Personen gemeinsam als handelnde Eigenversorger fungieren unter der Voraussetzung, dass diese im gleichen Gebäude leben. Dies steht im Widerspruch zum aktuellen EEG. Zudem würde dann das deutsche Mieterstrommodell nicht den EE-Richtlinien entsprechen, da z. B. gemeinsam agierende Eigenversorger dann als Lieferanten eingestuft werden und dementsprechenden Pflichten nachgehen müssen und so diskriminiert werden.
In der EE-Richtlinie wird Eigenversorgung speziell geschützt durch die Verhinderung der Belastung von Umlagen, Abgaben oder Gebühren. Da im Eigenversorgungsmodell aktuell weder Netzentgelte noch Stromsteuer veranschlagt werden, besteht hier auch kein Änderungsbedarf.
Bei Anlagen mit einer Leistung unter 10 kW bzw. Bestandsanlagen ist keine Änderung des EEGs zu erwarten. Für Anlagen bis zu einer installierten Nennleistung von 30 kW dürfen Umlagen, Abgaben und Gebühren erhoben werden, wenn die Anlage „effektiv” gefördert wird. Das Wording von „effektiv” fördern lässt großen Interpretationsspielraum zu. Hier wird nicht weiter spezifiziert, ob der selbst verbrauchte und/oder eingespeiste Strom „effektiv” gefördert werden muss. So ist dadurch anzunehmen, dass es primär auf die gesamte Rentabilität der Anlage ankommt, obgleich nur der eingespeiste Strom der Anlage gefördert wird. Dadurch, dass die Investition in Anlagen mit einer installierten Leistung von 10 bis 30 kW in den meisten Fällen in Deutschland rentabel ist, kann davon ausgegangen werden, dass hier keine Änderung des EEGs vonnöten ist. Im Falle jedoch, dass diese Rentabilität nicht mehr gewährleistet ist, kann eine Reduzierung bzw. ein Erlass der gesamten EEG-Umlage die Folge sein. Ab einer installierten Leistung von 30 kW dürfen Anlagen belastet werden und so sind hier auch keine Änderungen zu erwarten.
Bei Anlagen hingegen mit einer Leistung unter 30 kW, die keinen Zahlungsanspruch aufweisen, kann eine Erhebung der EEG-Umlage als rechtswidrig angesehen werden. Dies wäre der Fall bei PV-Eigenversorgungsanlagen, die oberhalb des 52-GW-Ausbaudeckels installiert werden und so keinen Anspruch auf eine Einspeisevergütung hätten. Auch unter diese Gruppe fallen ausgeförderte Anlagen, die während des 20-jährigen Zahlungsanspruchs erweitert, erneuert oder versetzt wurden. Diese sind verpflichtet, die (reduzierte) EEG-Umlage zu zahlen. In diesen Fällen können Änderungen im EEG folgen. Generell dürfen Anlagen mit einer Leistung von mehr als 30 kW laut Art. 21 Abs. 3c der EE-Richtlinie unabhängig vom Zahlungsanspruch mit Umlagen, Abgaben und Gebühren belastet werden. Dies ist jedoch nur in einem Rahmen erlaubt solange diese nicht diskriminiert werden.
Wie sieht ein idealer regulatorischer Rahmen für das Eigenversorgungsmodell aus? Laut der European Consumer Organisation gehören zu einem idealen regulatorischen Rahmen eines Eigenversorgermodells:
Diese Faktoren erfüllen das derzeitige EEG bzw. die EE-Richtlinie größtenteils. Wohingegen die verstärkte Entlastung von energie-intensiven Unternehmen oder die Subvention von nicht-erneuerbaren Energien immer noch in Deutschland praktiziert wird. Dies hat zur Folge, dass die gleiche EEG-Umlage auf weniger Träger anfällt und so die Umlage steigt. Tarife müssen implementiert werden, die die Systemkosten bzw. –nutzen widerspiegeln und damit Umlagen und Entgelte gerecht verteilt werden. Darüber hinaus ist das EEG sehr komplex, wie sich bei den unterschiedlichsten Mitteilungspflichten bei verschiedensten Institutionen (z. B. Mitteilungspflichterlass bei 7 kW und EEG-Umlageerlass bei 10 kW) schon zeigt. Zudem ist die Netzinfrastruktur nicht ausreichend. Obwohl der Anschluss an das öffentliche Netz garantiert wird, ist ein smarter Ausbau weiterhin mangelnd. Dies liegt z. B. daran, dass Netzbetreiber nicht dazu angehalten sind, intelligente Netze auszubauen, da die Kosten hierfür nicht umgelegt werden dürfen. Letztendlich wird jeder zukünftige regulatorische Rahmen eben die Frage nach noch nötigem Netzzugang und somit Refinanzierung der bestehenden Infrastruktur sowie den Zugang zum Markt bzw. zur Vermarktung diskriminierungsfrei beantworten müssen.
Im Frühjahr 2019 wurde in Spanien beschlossen, dass mehrere Verbraucher mit derselben Erzeugungsanlage verbunden werden können. Dies fördert das Eigenverbrauchsmodell im Bereich der Wohn- und Industriegebiete. Darüber hinaus wurden bürokratische Hürden wie Mitteilungspflichten gesenkt und die kommunale Eigenversorgung, bei der Nachbarn sich gegenseitig mit Strom versorgen können, ist nun möglich. Darüber hinaus wurde in Spanien die „Sonnensteuer” abgeschafft und so der Eigenverbrauch von steuerlichen Lasten befreit.
Der in Österreich in das Netz eingespeiste Strom wird von der „Ökostrom-Verarbeitungsbehörde” (OeMAG) auf der Grundlage vorgegebener Tarife für einen garantierten Zeitraum (13 bis 15 Jahre) vergütet und ist bis zu einem jährlichen Haushaltseinkommen von 30.000 Euro umsatzsteuerfrei. Diese Änderung ist auch konform zur EE-Richtlinie Art. 21 Abs. 6a. Zudem wurde im April dieses Jahres beschlossen, dass ab 2020 keine Eigenstromsteuer mehr erhoben wird auf Eigenstrom aus PV-Anlagen.
Abschließend lässt sich sagen, dass durch die EE-Richtlinie keinen großen Änderungen im EEG angestoßen werden. Bezüglich der EEG-Umlage im Eigenversorgungsmodell wird die EE-Richtlinie keine großen Veränderungen bewirken. In Fällen hingegen, in denen keine Förderung erfolgt und dennoch eine EEG-Umlagepflicht für Eigenstrom besteht, könnte ein Umsetzungsbedarf für das nationale Recht bestehen. Besonders interessant sind auch die neuen europarechtlichen Vorgaben zum gemeinschaftlichen Betrieb von Eigenversorgungsanlagen. Hier können auch Änderungen erwartet werden. Jedoch fällt auf, dass viele Herausforderungen bestehen bleiben, wie die Verringerung der Netzentgelte bei der Industrie, die unterschiedlichen Anlaufstellen bzw. Mitteilungspflichten oder der schleppende Netzausbau.
Dass kostenechte, einfache und verständliche Regelungen des Eigenstromverbrauchs möglich sind, zeigen Modelle aus vielen anderen Ländern. So zum Beispiel das Net- Metering-System in Dänemark. Auch die Kopplung der Förder- Umlagen an das Jahreseinkommen in Österreich könnte neue Regulierungsansätze zur Lösung der deutschen „Strompreisbremsen- Debatte” und zur Sicherstellung einer sozialverträglichen Förderkostenverteilung bieten.
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Kai Imolauer
Diplom-Wirtschaftsingenieur (FH)
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Joachim Held
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