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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 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. 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. . Die Förderung nach dem EEG werden über die EEG-Umlage, die bei Stromverbrauchern erhoben wird, finanziert. Für Photovoltaik (PV) ist die Abschaffung des bisher bestehenden 52 GW Deckels im Sommer 2020 positiv hervorzuheben. Dieser Deckel hätte zu einem Wegfall der Förderung bei neuen Anlagen bis 750 kWp geführt.

 

Herausforderungen

Obwohl das Ausbauziel und die Ausschreibungsvolumina mit der Einführung des EEG 2021 bereits angehoben wurden, bleibt der angestrebte Pfad doch hinter den Erwartungen Vieler und auch dem Marktpotential zurück. Dies führt bei PV zu einem erheblichen Wettbewerb (siehe Ergebnisse der letzten Ausschreibungen) um die ausgeschriebenen Kapazitäten.

 

Faktoren, die der  Realisierung von EE-Vorhaben zusätzlich entgegen-stehen, sind die Flächenkulisse, welche die verfügbaren Flächen, insbesondere für PV-Anlagen stark einschränkt, sowie die stellenweise mangelnde Akzeptanz der Bevölkerung hinsichtlich neuer Vorhaben. 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 gleich 750 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). Alternativ können diese Anlagen an einer Ausschreibung für Dachanlagen teilnehmen.

 

Ausblick

Die Bundesregierung hat sich das Ziel gesteckt bis 2030 einen Anteil von 65% 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. Zuletzt bleibt die Frage, ob im Anschluss ein ähnlicher Anreizmechanismus durch den Gesetzgeber geschaffen wird. In diesem Zusammenhang ist auch der neuste Entschließungsantrag zu nennen, der verbesserte Rahmenbedingungen für PPAs vorsieht.

 

 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 EE-Anlagen kleiner 30 kWp ist für 20 Jahre keine EEG-Umlage zu entrichten (§ 61b Absatz 2), während für Anlagen größer 30 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. PV-Dachanlagen größer 300 kWp und kleiner gleich 750 kWp dürfen den erzeugten Strom nur dann selbst verbrauchen, wenn deren Vergütung nicht an einer Ausschreibung für Dachanlagen ermittelt wurde.

 

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 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 2021 wurden hier weder wesentliche Änderungen vorgenommen noch angedacht. Lediglich das System zur Umlage der Kosten des EEG (aktuell abgebildet über die EEG-Umlage) soll überarbeitet werden.

 

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 Elektromobilität einen zusätzlichen Abnehmer für Strom aus der Eigenversorgung darstellt.

 PPA

Status Quo

PPAs weisen in Deutschland noch, im Gegensatz zu Ländern wie der USA oder auch Skandinavien, ein kleines Marktvolumen (ca. 1%) auf. PPAs sind nur für große und relativ energieintensive 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. Aufgrund der immer weiter sinkenden Preise wird jedoch in ganz Europa erwartet, dass PPAs vermehrt zum Einsatz kommen.

 

Herausforderungen

Aktuell ist den Strommarktakteuren in Deutschland das Konstrukt des PPAs, insbesondere in der Umsetzung, 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. Da hier auch direkt mit dem Strommarkt konkurriert wird, ist ein PPA meist nur mit sehr großen Anlagen bzw. durch die Nutzung von Privilegierungen bzgl. Steuern, Abgaben und Umlagen attraktiv.

 

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 auch besonders wichtig für Anlagen, die ab 2021 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 wird weiter steigen. Experten rechnen mit einem Ausbau von EE fast vollständig auf PPA-Basis ab 2030. Das Modell bietet sich vor allem für Unternehmen an, die 100% auf Ökostrom setzen und Preisstabilität für diesen Stromanteil erreichen wollen.

 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 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

 

 

 

Kontakt

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Kai Imolauer

Diplom-Wirtschaftsingenieur (FH)

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