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 Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) gebündelt. Darüber hinaus ist die deutsche Energiewirtschaft von einem umfassenden regulativen 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 und wurde in Folge der Einführung der geförderten Direktvermarktung im Wege 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  über einen Zeitraum von 20 Jahren (§ 21 Abschnitt 1 und 2 EEG 2017) zzgl. des Inbetriebnahmejahres gefördert. Die Höhe der Vergütung richtet sich nach dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Die anzulegenden Werte bzw. Vergütungssätze sind technologieabhängig und richten sich nach den §§ 40 ff. EEG 2017. Die Förderung nach dem EEG werden über die EEG-Umlage, die bei Stromverbrauchern erhoben wird, finanziert.

 

Herausforderungen

Das Ausschreibungssystem Ausschreibungen führt zu einem erheblichen Wettbewerb (siehe Ergebnisse der letzten Ausschreibungen) um die ausgeschriebenen Kapazitäten. Faktoren die der  Realisierung von EE-Vorhaben zusätzlich entgegenstehen, ist die Flächenkulisse, welche die verfügbaren Flächen, insbesondere für PV-Anlagen stark einschränkt, sowie die stellenweise mangelnde Akzeptanz der Bevölkerung hinsichtlich neuer Vorhaben. Hinzu kommen bundeslandspezifische Einschränkungen bei Flächen zur Erstellung von onshore-Windkraftanlagen wie zum Beispiel die „10-H-Regelung” in Bayern die aktuell praktisch jeglichen Zubau von Windparks verhindert. Für Photovoltaik (PV) greift voraussichtlich im ersten oder zweiten Quartal 2020 der bestehende 52 GW Deckel (wenn durch das Klimaschutzgesetzpaket nicht aufgehoben), bei dem insbesondere die Einspeisevergütung von neuen Anlagen bis 750 kWp ausgesetzt wird (EEG § 49 Absatz 5).

 

Ausblick

Die Bundesregierung hat sich das Ziel gesteckt bis 2030 einen Anteil von 60% des deutschen Stroms durch EE zu erzeugen. Durch steigenden Stromverbrauch durch Elektrifizierung des Industrie-, Wärme- und Mobilitätssektors nimmt der Bedarf an EE-Strom noch weiter zu. Durch die Obergrenzen bei der Förderung von EE durch Einspeisevergütung ist grundsätzlich davon auszugehen, dass diese Form der Förderung an Bedeutung verliert. Zuletzt bleibt die Frage, ob im Anschluss ein ähnlicher Anreizmechanismus durch den Gesetzgeber geschaffen wird.

 

1 Zitat EEG

 Eigenversorgung

Status Quo

Neben der Einspeisevergütung ist das Konstrukt der Eigenversorgung im EEG wesentlich. Eigenerzeugter und selbst verbrauchter Strom ist grundsätzlich mit der vollen EEG-Umlage belastet. Insbesondere für Eigenstrom aus Anlagen kleiner 10 kWp (bis 10 MWh pro Jahr) ist für 20 Jahre keine EEG-Umlage zu entrichten, während für Anlagen größer 10 kWp 40% der EEG-Umlage zu entrichten sind. 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.

 

Herausforderungen

Die Eigenversorgung ist nicht zuletzt deshalb wirtschaftlich attraktiv, da durch die Substitution des Strombezuges Netzentgelte 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 stellt durch potentielles 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.

 

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
  • da die zunehmende Elektromobilität einen zusätzlichen Abnehmer für Strom aus der Eigenversorgung darstellt

 PPA

Status Quo

PPAs weisen noch im Gegensatz zu Ländern wie die USA oder auch Skandinavien ein kleines Marktvolumen in Deutschland (ca. 1%) auf. PPAs sind nur für große und relativ energie-intensive Unternehmen attraktiv. Grund dafür ist, dass EE-Anlagenbetreiber oder Projektierer nicht gezwungen sind aufgrund der aktuellen regulatorischen Rahmenbedingungen nach Absatzmöglichkeiten zu suchen, da durch das EEG eine Absatz- und Preissicherung erfolgt.

 

Herausforderungen

Aktuell ist den Strommarktakteuren in Deutschland das Konstrukt des PPAs noch eher unbekannt. Außerdem gibt es mehrere verschiedene Arten von PPAs (Utility/ Corporate, on-/ offsite, non-/sleeved, synthetic…), deren Gestaltung unterschiedlich ist. Die Wahl des richtigen PPA-Konstruktes ist somit oft herausfordernd. Aus diesen Faktoren ergeben sich verhältnismäßig hohe Transaktionskosten.

 

Ausblick

Die Bundesregierung hat sich einer markt-orientierteren Förderung von EE-Anlagen verschrieben. Aus diesem Grund wird die Einspeisevergütung in der Zukunft weiter sinken. Ein PPA/OTC-Vermarktung ist besonders wichtig auch für Anlagen, die ab 2021 aus der garantieren, gesetzlich festgelegten Einspeisevergütung  fallen werden. PPAs liefern hier ein großes, jedoch bislang noch ungenutztes Potential durch Absicherung des Preisrisikos. Darüber hinaus reagieren Banken zunehmend auf den Trend. Die Umweltbank z.B. bietet bereits eine standardisierte Finanzierung für PPAs an. Das Interesse in Deutschland an PPAs wird weiter steigen. Experten rechnen mit einem Ausbau von EE fast vollständig auf PPA-Basis ab 2030.2 Das Modell generell bietet sich vor allem für Unternehmen an, die 100% auf Ökostrom setzen und Preisstabilität für diesen Stromanteil erreichen wollen.

 

2 Köpke, Ralf: Viel Traffic bei PPA bereits jetzt zu spüren, in: Energie & Management, 1. Juni 2019. S.6f.

 Pachtmodell

 

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.

 

Ausblick

Solange die Finanzierung von Eigenverbrauchsanlagen auf Basis der Absicherung durch das EEG möglich ist, werden Pachtmodelle eher von geringerer Bedeutung auf dem deutschen Markt sein. Sollte es zukünftig zu einer Änderung im Marktmodell, insbesondere bei einer Änderung der Einspeiseregelung, kommen, kann das Pachtmodell erheblich an Bedeutung gewinnen. Beispielsweise große Energieversorger könnten als Investoren im Rahmen eines Pachtmodells auftreten und durch Abnahme des Reststroms das Absatz- und Preisrisiko übernehmen.

 Direktvermarktung

 

 

 

Kontakt

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Kai Imolauer

Diplom-Wirtschaftsingenieur (FH)

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