Deutschland und Spanien - zwei unterschiedliche Modelle für den PV-Eigenverbrauch

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Bei der Betrachtung des PV-Eigenstromverbrauchs spielen die regulatorischen Rahmenbedingungen eine wichtige Rolle. Spanien und Deutschland haben dabei verschiedene Ansätze der Förderung des Eigenverbrauchs gewählt, die beide problembehaftet sind und kein optimales Ergebnis gewährleisten. Für die Ausgestaltung eines optimalen Fördersystems gibt es unterschiedliche Lösungsansätze. Die Entwicklung bei Batteriespeichern wird auf absehbare Zeit neue Möglichkeiten in Bezug auf Eigenverbrauchsmodelle eröffnen und Fördersysteme maßgeblich beeinflussen.

Es gibt eine enorme Anzahl verschiedener regulatorischer Rahmenbedingungen in den diversen Ländern in Bezug auf  Eigenerzeugung und -verbrauch von PV-Strom. Die wichtigsten Fragen, die mit den einzelnen Regelungen stets zu beantworten sind, lauten:

 

  • Wie wird der überschüssige ins Netz eingespeiste Strom bewertet?
  • Wie sieht die Beteiligung des Prosumers (Konsument, der gleichzeitig auch Produzent ist) an den Netzkosten aus?
  • Wird der eigenverbrauchte Strom sonst noch belastet?

 

Die Beteiligung an den Infrastrukturkosten sollte so gestaltet werden, dass der Eigenverbrauch immer noch wirtschaftlich für den PV-Anlagenbetreiber bleibt, allerdings auch entsprechende Kosten getragen werden.

 

Da durch den eigenverbrauchten PV-Strom ein Teil der Strombezugskosten (siehe hierzu Artikel „LCOE bei PV-Eigenverbrauchs- und Direktvermarktungsmodellen”1)  eingespart werden kann, ist es für die Wirtschaftlichkeit von Eigenverbrauchsanlagen entscheidend, wie groß die Differenz zwischen Stromgestehungskosten und Bezugskosten ist.

 

Regulatorische Rahmenbedingungen in Deutschland und Spanien

 

Deutschland


Seit dem EEG 2014 muss sich der bis dahin von der EEG-Umlage befreite Eigenverbrauch (Anlagen ab 10 kWp) anteilig an der Refinanzierung der EEG-Förderung beteiligen. Im Jahr 2015 waren es 30 Prozent der jeweilig geltenden EEG-Umlage, bis Ende 2016 werden es 35 Prozent, im Jahr 2017 müssen dann 40 Prozent bezahlt werden.

 

Der eingespeiste, nicht selbst verbrauchte PV-Strom wird mit dem jeweiligen EEG-Einspeisetarif (für Dachanlagen) vergütet. Durch diese Regelung können trotz des Eigenverbrauchs von ungefähr 30 Prozent (ohne Speicher) im Falle eines Standardhaushaltslastprofils Erlöse mit dem nicht verbrauchten Strom erzielt werden, die auch für die Amortisation der Investition benötigt werden. Gleiches gilt für Betreiber im Gewerbebereich, die allerdings bei einer optimalen Auslegung einen deutlich höheren Eigenverbrauch von circa 45 bis 70 Prozent (ohne Speicher) erreichen können.

 

Dieses System setzt klar den Anreiz, den selbsterzeugten Strom möglichst maximal zu verbrauchen und somit den Strombezug (Haushalte 28,81 ct/kWh, Gewerbe ~ 15,562) zu substituieren anstatt ihn ins Netz zu speisen.

 

Als Zwischenfazit lässt sich zu Deutschland festhalten:

 

  • Es wird hier ein Paradoxon geschaffen, dadurch, dass sich der Anlagenbetreiber (bei Anlagen >10 kWp) anteilig an der Refinanzierung der EEG-Umlage beteiligen muss, um dann gleichzeitig wieder aus der EEG-Umlage finanziert eine Förderung für den überschüssigen, eingespeisten PV-Strom zu beziehen.
  • Durch die aktuelle Gestaltung des Eigenverbrauchsfördersystems in Deutschland beteiligt sich der Eigenverbraucher nicht an den Kosten für die Netzinfrastruktur, da in der Netzentgeltverordnung eine Belastung des Eigenerzeugers nicht vorgesehen ist.

 

Abbildung 1: Eigenverbrauchssystem in Deutschland 

 

Spanien

 

Nach drei Jahren anhaltender Debatten wurde am 9. Oktober 2015 der Eigenverbauch von Solarenergie durch die Verordnung RD 900/2015 („EigenverbrauchsVO”) neu geregelt. Mit der Verordnung wurde die im Markt herrschende Unsicherheit über die zukünftigen Möglichkeiten für den Eigenverbrauch von selbstproduziertem Strom zumindest bis zu den Wahlen am 21. Dezember 2015 kurzzeitig ausgeräumt. Aufgrund der möglichen Links-Links-Mitte Regierung und der von diesen Parteien angekündigten Reform des Strommarktes, ist die geltende Regelung möglicherweise bald wieder Makulatur. Die Unsicherheit bestand, da seit der Verabschiedung des Gesetzes zur Reform des Energiemarktes (Ley 24/2013 del Sector Eléctrico) am 27. Dezember 2013 in Spanien keine gültige Regulierung erlassen worden war. Nachfolgend wird die derzeit geltende Gesetzeslage dargestellt.

 

Die Eigenverbrauchsanlagen werden in zwei Typen kategorisiert, wobei der wesentliche Unterschied die in Typ 2 notwendige Registrierung im RIPRE („Registro de instalaciones de Producción en Régimen Especial”) ist (Artikel 19-22).

 

Anlagen des „Typ 1” (Artikel 4.1.a.) mit einer begrenzten Nennleistung von bis zu 100 kW werden den überschüssig produzierten Strom ohne jegliche Vergütungsleistung ins Stromnetz einspeisen, diesen also mehr oder weniger „verschenken“. Dafür müssen diese Anlagen weniger administrative Hürden nehmen und müssen z.B. auch nicht im CAE (Gewerbeanmeldung für Stromerzeuger) angemeldet sein. Dargestellt in Abbildung 2.

 

 

Abbildung 2: Eigenverbrauchssystem Spanien Typ 1 < 100 kW


Wohingegen die Anlagen des „Typ 2” (Artikel 4.1.b.) ihren produzierten Strom zum Marktpreis verkaufen können. Sie nehmen sowohl als Verbraucher, als auch als Produzent am Marktgeschehen teil. Diese Variante wird für größere Anlagen die geeignetere sein, da dort die Kosten für die oben genannte Registrierung besser verteilt werden können und dort auch mit mehr überschüssigem Strom (Wochenenden) gerechnet werden kann. Bei dieser Variante können insbesondere der Erzeuger und der Konsument zwei verschiedene Personen sein, sodass die aus Deutschland bekannten Mietmodelle, etc. übernommen werden können. Dargestellt in Abbildung 3.

 

 

Abbildung 3: Eigenverbrauchssystem Spanien Typ 2 > 100 kW

 

Die von der neuen Gesetzgebung begründete „Peaje de Respaldo”3 setzt sich aus zwei Bestandteilen zusammen. Zum einen Fixkosten für die installierte Nennleistung – diese Abgabe wird bei allen Konsumenten erhoben – , welche je nach Anlagengröße zwischen ca. 9 €/kW/Jahr und 15,4 €/kW/Jahr liegen können und zum anderen variable Kosten für den eigenverbrauchten Strom, welche zwischen ca. 0,015 €/kWh und 0,07 €/kWh liegen. Von der zusätzlichen Abgabe – der variablen Kosten – sind Kleinanlagen mit bis zu 10 kW, Anlagen ohne Anbindung an das Stromnetz und Anlagen auf den Spanischen Inseln (Balearen, Kanaren) ausgenommen. Die EigenverbrauchsVO untersagt, dass eine Anlage Strom an verschiedene Abnehmer liefern kann, wodurch wohl eine Ausweitung und Verbreitung in städtischen Gebieten (Mietshäuser) verhindert wird. Allerdings wird der Einsatz von Speichermedien (Batterien) durch die neue gesetzliche Regelung erlaubt (Artikel 5.5.).


Da es seit der Energiemarktreform keine neuen Einspeisetarife für Erneuerbare-Energien-Anlagen mehr gibt, wird die Möglichkeit zum Eigenverbrauch von Strom insbesondere von der spanischen Photovoltaik-Industrie als wichtiges neues Geschäftsmodell für die Branche gewertet.


Ein kleines Beispiel soll die aktuelle spanische Regulierung verdeutlichen. Ein Verbraucher (kleines produzierendes Gewerbe) mit 70 kW vertraglicher Leistung (Tarif 3.1A) installiert eine PVAnlage (45 kWp) mit einem Jahresertrag von 63.000 kWh, wovon 42.000 kWh selbst verbraucht (Eigenverbrauchsquote von 66 Prozent) und 21.000 kWh ins Netz einspeist werden. Der durchschnittliche Strombezugspreis für Gewerbekunden war 2015 pro kWh 0,108 €/kWh. Für jede eigenverbrauchte kWh würde der Verbraucher diesen Betrag einsparen. Davon muss jetzt allerdings noch die peaje de resbaldo für den entsprechenden Typ nach der EigenverbrauchsVO abgezogen werden. Die durchschnittliche Peaje de resbaldo für diesen Typ beträgt 0,021 €/kWh. Der Verbraucher kann also 0,087€/kWh einsparen. Zusätzlich bekommt er für den ins Netz eingespeisten Strom eine Vergütung von durchschnittlich 0,042€/kWh (schon nach Abzug der 7 Prozent Steuer). Abzüglich der O&M Kosten, die sich auf etwa 10€/kWp belaufen, ist das eine Strompreisersparnis von etwa 4,086 €/Jahr. Bei einer Anfangsinvestition von ca. 60.000 €, kann man sich die Verzinsung der Investition gut errechnen.


Auf der anderen Seite ist vor allem für Anlagebetreiber, die nur eine geringe Eigenverbrauchsquote erzielen können, keine Wirtschaftlichkeit des Eigenverbrauchs gegeben. Die Uni Graz4 hat eine Wirtschaftlichkeitsanalyse zum Eigenverbrauch in Spanien durchgeführt. Die Ergebnisse dieser Analyse sind in Tabelle 1 dargestellt.

 

 

Tabelle 1: Wirtschaftlichkeitsanalyse der Universität Graz4

 

Die Internal Rate of Return für Anlagen unter 10 kWp (Haushalte) und für Anlagen im gewerblichen Sektor ist negativ. Obwohl Typ 1 keine Peaje de resbaldo zahlen muss, ist der Eigenverbrauch negativ, dies resultiert vor allem daher, dass er seinen überschüssigen Strom umsonst ins Netz einspeisen muss und nur etwa 30 Prozent davon selbst verbrauchen kann.


Als Reaktion auf die neue Gesetzgebung haben im Dezember die wichtigsten Verbände des spanischen Erneuerbare Energien Sektor, die Unión Española Fotovoltaica (UNEF), die Asociación Nacional de Productores e Invesores de Energías Renovables (ANPIER) und die Plataforma por un Nuevo Modelo Energético eine Klage gegen das Dekret 900/2015 beim Obersten Gerichtshof eingereicht. Mit der Begründung, dass die Peaje de resbaldo gegen die Verfassung verstoße.

 

Als Zwischenfazit lässt sich zu Spanien festhalten:

 

  • Die Eigenverbraucher werden zwar an den Netzinfrastrukturkosten beteiligt, die Abgabe ist jedoch so hoch, dass teilweise kein wirtschaftlicher Betrieb der PV-Anlage gegeben ist.
  • Auch für von peaje de resbaldo befreite Anlagen ist der  Eigenverbrauch unrentabel, da der überschüssige Strom umsonst ins Netz eingespeist wird.
  • Trotzdem ist das Potenzial in Spanien gerade im Hinblick auf gewerbliche Anlagen und die Sonneneinstrahlung, welche durchschnittlich bei 1,582 kWh/qm liegt, so, dass sich Investitionen schnell als rentabel erweisen und die zusätzliche Mehrkostenbelastungen als marginal erscheinen lassen.
  • Ein Manko, das sich aus der Regelung ergibt, ist die fehlende Rechtssicherheit der Regelungen zu den Zusatzabgaben, die zunächst nur bis Ende 2016 Geltung haben. Dies erschwert erst einmal langfristige Projekt- und Finanzierungsplanungen. 

 

Wie sollte ein optimales Fördersystem für PV-Eigenverbrauch aussehen?


Sowohl das deutsche als auch das spanische System haben ihre Schwächen, wenn es darum geht, den PV-Eigenverbrauch und somit die dezentrale Energieversorgung voranzutreiben. Ein optimales Fördersystem sollte folgende Aspekte erfüllen:

 

  • Einen Anreiz setzen, möglichst viel produzierten Strom selbst zu verbrauchen
  • Die Refinanzierung der Netzinfrastruktur auch anteilig auf die Eigenerzeuger übertragen, die noch am Netz hängen (Inselsysteme somit ausgenommen)
  • Flexibel genug sein, um schneller auf Preisreduktionen (wie bei Speichersystemen zu erwarten) zu reagieren


Die europäische Kommission hat hierzu ein Dokument mit dem Titel „Best practices on Renewable Energy Self-consumption” veröffentlicht. In diesem wird Net-Metering als eine Möglichkeit gesehen, den Eigenverbrauch zu fördern. Hierbei benutzt der Eigenverbraucher das öffentliche Netz als eine Art Speicher. Die überschüssige Energie wird ins Netz eingespeist, um zu einem späteren Zeitpunkt wieder aus dem Netz bezogen zu werden. Vorteil dieses Systems ist es, dass es leicht umzusetzen und zu verstehen ist.

 

Einige EU-Mitglieder wie Italien oder Belgien, aber auch mehr als 40 Staaten in den USA und Australien haben ein Net-Metering System eingeführt. Auf das Gesamtsystem blickend hilft es nicht, das Netz zu stabilisieren. Außerdem wird der PV-Strom teurer vergütet, als er in den meisten Fällen wert ist. Weiterhin behindert Net-Metering den wirtschaftlichen Ausbau von Energiespeichern, da das Netz quasi kostenlos als unbegrenzter Speicher zur Verfügung steht. Aus diesen Gründen sollte Net-Metering nicht dauerhaft als Eigenverbrauchsmodell betrachtet werden.

 

Ein weiterer Ansatz, den die EU ebenfalls vorschlägt, ist, den eingespeisten Strom mit dem Marktpreis zu vergüten. Durch geringere Erlöse für den eingespeisten Strom würden Anlagenbetreiber versuchen, mehr Strom direkt vor Ort zu verbrauchen und somit die Anlagengröße vorerst optimal auf das Lastprofil ausrichten. Integration von Speichern würde das natürlich noch erheblich beeinflussen. Es bleibt abzuwarten wie sich die Preise hier entwickeln.

 

Die Beteiligung des Prosumers an den Netzentgelten sollte sich bspw. an einem Haushalt ohne Eigenerzeugungslage ausrichten. In Deutschland zahlt ein Drei-Personen-Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.000 kWh ab 1. Januar 2016 durchschnittlich 255,34 Euro im Jahr Netzentgelte5.

 

Mit der Ausgestaltung, wie sich der Anlagenbetreiber an den Netzkosten beteiligen sollte, hat sich auch das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung in Berlin in seinem Roundup „>> Eigenversorgung mit Solarstrom << - Ein Treiber für die Energiewende?” beschäftigt. Die untenstehende Tabelle zeigt verschiedene Lösungsansätze und die Einschätzung des DIW auf unterschiedliche Parameter.
 
 
Tabelle 2: Lösungsansätze und die Einschätzung des DIW

Alle Lösungen zeigen, dass durch eine Belastung mit Netzentgelten die Förderung des Eigenverbrauchs zwar an Attraktivität verliert, dennoch ist die Differenz zwischen PV-Stromgestehungskosten und Strombezugskosten groß genug, um immer noch Erlöse durch den Eigenverbrauch zu erzielen. Trotzdem ist es sehr wichtig, bevor regulatorische Bestimmungen eingeführt werden, die einzelnen Auswirkungen zu identifizieren und sie systemdienlich abzuwägen, um das beste Modell herauszufiltern.

Die Eigenverbrauchsregelungen müssen in den nächsten Jahren unter Berücksichtigung der oben genannten Kriterien weiterentwickelt werden, da der Eigenverbrauch eine immer größere Rolle in der Stromversorgung von morgen spielen wird.
 

Ausblick

 

  • Österreich zielt 2016 mit dem Start der Antragsstellung auf eine Förderung der Photovoltaikanlage schon den PV-Eigenverbrauch ab. Die Einspeisevergütung wurde in diesem Jahr auf 8,24 Ct/kWh gesenkt und wird weiterhin nur für 13 Jahre gezahlt. Nach dieser Zeit kann der Strom zum Marktpreis oder an ein Energieversorgungsunternehmen verkauft werden. Aber auch hier ist die Frage, wie der Anlagenbesitzer an den Netzentgeltkosten beteiligt werden soll, noch nicht geklärt.

 

  • Zukünftig wäre vor allem in sonnenreichen Ländern, die deutlich über 1.000 kWh/kWp Jahreserträge haben und damit bessere Bedingungen für die Photovoltaik, denkbar, die Vergütung für den eingespeisten Strom bei Anlagen im Gewerbe ganz wegfallen zu lassen. Die hohe Eigenverbrauchsquote, Sonneneinstrahlung und große Anzahl an Sonnenstunden sorgen dafür, dass im Gegensatz zu Ländern wie Deutschland, sich der Eigenverbrauch deutlich einfacher amortisiert trotz zusätzlicher Belastung; es wäre dann nur die Netzentgeltregelung anzupassen, die womöglich auch Systemdienlichkeit der Anlage und Reserveleistungen inkludieren müsste.

 

  • Mit Voranschreiten der Batteriespeichertechnologie sollte die Ausstattung der Speicher mit einem Kommunikationstool, mittels dessen der Netzbetreiber die Möglichkeit hat auf den Batteriespeicher zuzugreifen, verpflichtend werden. Somit würden Eigenverbraucher aktiv zur Netzstabilität beitragen. Wenn der Batteriespeicher abends entladen wurde, könnte er über Nacht als Regelleistung seine Kapazität zur Verfügung stellen (bspw. an Starkwindtagen) und somit zur aktiven Einbindung der Erneuerbaren Energien und der Netzstabilität beitragen. Auch beim Laden durch die PV-Anlage könnte der Speicher im Peak-Shaving Modus betrieben werden. Wie Abbildung 6 zeigt, könnte die Stromerzeugungsspitze zur Mittagszeit durch Batterien verlagert und am Abend durch den Konsumenten wieder abgerufen werden. Aktuell gibt es zu diesen Modellen schon verschiedene Pilotprojekte zum Beispiel das green2store Projekt. In diesem wurden mittels Cloud Computing mehrere Photovoltaikanlagen und Batteriespeicher zusammengefasst. Um Anreiz zur Installation eines Batteriespeichers zu schaffen, sollten geringere Netzentgelte anstelle einer Direktsubvention angeboten werden.

 

 

Abbildung 4: Peak-Shaving Strategie im Haushalt mit Batteriespeicher6

 

  • Vor allem auch für etablierte Energieversorger haben diese Entwicklungen disruptive Auswirkungen. Ihr Geschäftsbereich wird sich weg vom Energieversorger hin zum Energiedienstleister bewegen, weswegen Energieversorger zukünftig massiv dazu gezwungen werden, neue Geschäftsmodelle auch in diesen neuen Technologien zu entwickeln.

 

  • Die genaue Ausgestaltung eines Fördersystems für den PV-Eigenverbrauch muss detailliert untersucht und von den jeweiligen Regulierungsbehörden (Energieministerien) voran getrieben werden. Es ist unausweichlich, jetzt regulatorische Rahmenbedingungen zu schaffen, die sowohl den Eigenverbrauch fördern als auch zur allgemeinen Finanzierung der Systemkosten beitragen und zukünftig auch Batterien regulatorisch in dieses System einbinden.

 

 

 

 

1 E|nEws Juni 2013, http://www.roedl.de/medien/publikationen/newsletter/erneuerbare-energien/enews-archiv.

2 BDEW (2015). Strompreisanalyse März 2015, https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20150903-pi-weiterhin-sind-52-prozent-des-strompreises-steuern-und-abgaben-de; 14.1.2016.

3 Offizielle Bezeichnung als „Gebühr für sonstige Systemleistungen”.

4 Steininger, K., & López Prol, J. (2015). Photovoltaic self-consumption regulation in Spain: profitability analysis and alternative regulation schemes, Graz.

5 LichtBlick SE. Strompreise 2016: Steigende Netzentgelte belasten Haushalte, http://www.lichtblick.de/medien/news/2015/10/18/strompreise-2016-steigende-netzentgelte-belasten-haushalte, 14.1.2016.

6 EPIA, basierend auf der SMA Analyse, 2012. 

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