EEG-Novelle: Neues Förderregime leitet Zeitenwende für die Energiewende ein

„Da die Europäische Union (EU) verlangt, dass die künftige EEG-Förderung verpflichtend über zweiseitige Differenzverträge (CfDs) abgewickelt wird, ist der Schritt in der EEG-Novellierung folgerichtig. Insofern schaffen die neuen Regeln zunächst einmal Klarheit für künftige Wind- oder Solarparkbetreiber. CfDs bieten grundsätzlich hohe Planungssicherheit, da auf der einen Seite am unteren Ende ein fixer Erlös garantiert ist, selbst bei niedrigen Strompreisen. Auf der anderen Seite erfolgt aber – anders als bisher – nach oben eine Deckelung. Dies verhindert, dass durch die volatilen Börsenpreise künftig hohe Zufallsgewinne auf Kosten der Allgemeinheit generiert werden.“

„Auch wenn mit den neuen Regelungen Spitzengewinne entfallen, bedeutet dies nicht zwangsläufig, dass es zukünftig automatisch zu mehr Power Purchase Agreements (PPAs) kommen wird. Maßgeblich dafür sind die – im Gesetz geplanten – eingeschränkten Wechselmöglichkeiten zwischen beiden Systemen, das heißt der freien Vermarktung über PPAs auf der einen und der staatlich gestützten Förderung über CfDs auf der anderen Seite. Dies könnte PPAs im Zweifel zunächst sogar unattraktiver machen. Es wird abzuwarten sein, wie sich das Zusammenspiel der beiden grundsätzlich komplementären Systeme am Markt entwickeln wird.“

„Für PPA förderlich wären zeitlich hybride, in der EEG-Novelle bisher aber ausgeschlossene Modelle, über die ein – einfacher – Wechsel von PPA in CfDs möglich wäre. Dies wäre vor allem dann attraktiv, wenn in der Anfangszeit für einige Jahre die PPA-Option greift. Für die ersten Betriebsjahre von Solar- oder Windenergieanlagen sind PPAs in aller Regel gut planbar, sie können helfen, sichere Abnehmerstrukturen zu schaffen. Dann kann ein Übergang auf CfDs und damit gleichzeitig eine staatliche Absicherung erfolgen.“

„Die in der EEG-Novelle festgelegten Übergangszahlungen für kleine PV-Anlagen von 36 Monate, bis die vollständige Direktvermarktungspflicht auch für diese Anlagenkategorie greift, verschaffen den zukünftigen Betreibern zwar etwas Luft. Aber sie lassen für viele kleine Anlagen aufgrund der mit der Direktvermarktung verbundenen administrativen Kosten mit hoher Wahrscheinlichkeit dauerhaft keinen wirtschaftlichen Betrieb erwarten.“

„Für Hausbesitzer*innen ergibt sich damit die klare Perspektive, den Eigenverbrauch zu optimieren. Dies kann über größere Batterien erfolgen, eine kleinere PV-Anlage oder aber zusätzliche, möglichst flexibel steuerbare Verbraucher wie elektrische Wärmepumpen oder Elektroautos.“

„Insgesamt ist das mit der Einschränkung der Vergütung von kleinen PV-Anlagen verbundene Signal ein deutlicher Dämpfer für die Fortsetzung der Marktdynamik, die Beschäftigten in der Solarbranche und nicht zuletzt die wichtige breite Teilhabe an der Energiewende.“

„Ein Ziel dieser EEG-Reform ist es, Kostensenkungspotenziale bei der Technologiewahl zu nutzen und etwa bei der Förderung von Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen) mehr auf größere Anlagen zu setzen, mit denen der Strom günstiger produziert werden kann. Das ist auch durchaus sinnvoll, solange es beim Ausbau der erneuerbaren Energien in der Summe keine Abstriche gibt. Dafür wird der Ausbau der Freiflächenanlagen aufgestockt. Es sollte aber aufmerksam im Blick behalten werden, wie sich der Ausbau insgesamt entwickelt.“

„Die Bedingungen für private Solaranlagen dürften sich mit dieser Reform verschlechtert haben. In jedem Fall muss man jetzt spitz rechnen. In sehr vielen Konstellationen wird sich eine Solaranlage auf dem Dach trotzdem lohnen. Ob die Investition sich tatsächlich rechnet, hängt von vielen Faktoren ab, unter anderem dem künftigen Strompreis, aber auch von der Auslegung der Anlage. Dabei dürfte dann in Zukunft der Fokus des Zubaus auf kleineren Anlagen liegen, die stärker auf den Eigenverbrauch ausgerichtet sind.“

„Auch wenn der Ausbau bei den Aufdachanlagen also weniger dynamisch voran gehen sollte – viele Menschen investieren nicht nur aus rein wirtschaftlichen Gründen in eine Aufdachanlage. Sie wollen sich auch unabhängig machen von volatilen oder steigenden Strom- und Gaspreisen. Und sie sehen einen eigenen Wert in mehr Autonomie. Der Ausbau wird also weitergehen.“

„Wichtig ist nun, rasch einen Erlösstrom in der Direktvermarktung zu etablieren. Anbieter, die auch für Privatleute Strom direkt vermarkten, gibt es bereits. Aber noch ist das eher ein Angebot in der Nische. Daneben gilt es, bessere Möglichkeiten für die lokale Vermarktung im Sinne eines Energy Sharing zu schaffen. Diese Märkte müssen sich jetzt rasch entwickeln. Es ist verständlich, dass es noch Übergangsregelungen für die Direktvermarktung und eine reduzierte Förderung geben soll. Es wäre aber wichtig, die PV-Anlagen möglichst rasch den Marktpreisen auszusetzen – rascher als augenblicklich geplant.“

„Für energieintensive Unternehmen sind hohe und unsichere Strom- und Gaskosten ein Standortrisiko. Erneuerbare Energien bieten die Chance verlässlich bezahlbarer Stromkosten. Diese Chance gilt es, mithilfe der EEG-Reform zu erschließen. Dann können durch Elektrifizierung von Prozessen zugleich auch Gaspreisrisiken vermieden werden. Dafür sind im Referentenentwurf jedoch Anpassungen notwendig.“

„Bei Wind- und Solarenergie fallen keine Brennstoffkosten an. Stattdessen dominieren Kapitalkosten die Energiekosten, insbesondere Zinsen auf Fremdkapital und Renditeanforderungen der Kapitalgeber. Regulatorische Verlässlichkeit und klare Vertragsbedingungen reduzieren Risiken und Renditeanforderungen und können so Energiekosten um rund 30 Prozent senken [1]. Das gilt es zu bewahren und weiterzuentwickeln. Nicht zuletzt, da andere Länder Investitionsrahmenbedingungen geschaffen haben, die es institutionellen Investoren wie Pensionsfonds ermöglichen, Erneuerbare-Energien-Anlagen als Infrastruktur zu geringen Kapitalkosten zu finanzieren.“

„Der im Referentenentwurf vorgeschlagene Redispatch-Vorbehalt (in bestimmten Gebieten würden neu gebaute Solar- und Windkraftanlagen bei Abriegelung wegen Netzüberlastung keine Entschädigung erhalten; Anm. d. Red.) bewirkt das Gegenteil. Wegen Fehlern im Stromdesign, insbesondere fehlender Berücksichtigung innerdeutscher Netzengpässe beim Market-Clearing und dadurch mangelnder Berücksichtigung von Nachfrage-Flexibilitäten, müssen Netzbetreiber Redispatch-Maßnahmen umsetzen – also das Marktergebnis korrigieren und ad-hoc Anlagen vom Netz nehmen. Bisher werden dadurch entgangene Einnahmen finanziell ausgeglichen. Mit dem Redispatch-Vorbehalt soll der Ausgleich entfallen. Die Höhe der resultierenden Erlösausfälle ist kaum zu prognostizieren, da sie von zukünftigen regulatorischen Entscheidungen zum Strommarktdesign und zu den Investitionsrahmenbedingungen in Netze, Speicher und erneuerbare Energien abhängt. Finanzgeber preisen diese Risiken durch höhere Rendite- und Zinsenanforderungen ein, die letztendlich an StromkundInnen weitergegeben werden.“

„Große Energieunternehmen können dabei das Risiko über mehrere Standorte diversifizieren und damit reduzieren, oder mit Erlösen aus dem Redispatch ihrer konventionellen Kraftwerke teilweise kompensieren. Kleinere Unternehmen ohne konventionelle Anlagen haben diese Vorteile nicht. Bei ihnen kann der Redispatch-Vorbehalt die Finanzierung von Projekten gefährden. Damit reduziert sich der Wettbewerb bei Ausschreibungen für neue Wind- und Solarprojekte. Das erhöht Kosten für StromkundInnen.“

„Trotz der breiten Kritik blieb der Redispatch-Vorbehalt im EEG-Reformvorschlag erhalten, soll jetzt vorerst lediglich beschränkt werden auf 20 Prozent der Erlöse. Damit würden bisher übliche Finanzierungen mit bis zu 90 Prozent kostengünstigem Fremdkapital nicht mehr möglich sein.“

„Der Referentenentwurf ist geleitet durch die verengte Prämisse, dass der Ausbau von erneuerbaren Energien mit dem Ausbau der Netze synchronisiert werden muss. Flexibilität wird weitestgehend ignoriert. Dabei wird in Europa längst diskutiert, wie verschiedene Speicher- und Flexibilitätsoptionen erschlossen und auch netzdienlich genutzt werden können, und wie dazu mit der Elektrifizierung von Wärme, Verkehr und Industrie zusätzliche Flexibilitätspotenziale genutzt werden können [2]. So kann zusätzliche Wind- und Solarerzeugung in der Region genutzt und eingespeichert werden und muss nicht abgeregelt werden.“

„In Zeiten geringer Wind- und Solarerzeugung kann die eingespeicherte Energie zu verlässlich bezahlbaren Kosten genutzt werden und Stromerzeugung aus Gaskraftwerken ersetzen. Das zeigt, wie wichtig es ist, den Ausbau von erneuerbaren Energien nicht nur mit Netzen, sondern auch mit Flexibilität zu koordinieren.“

„Im Referentenentwurf spiegelt sich die Idee von Flexibilität wider, jedoch nur bei den Vorgaben für integrierte Batteriespeicher bei großen PV-Projekten. Die großen Flexibilitätspotenziale von Wärmespeichern, von Zwischenproduktspeichern und von E-Autos werden nicht berücksichtigt. Diese Flexibilitätspotenziale sitzen nicht direkt am Fuß von Windturbinen, oft aber in nahegelegenen Wohn- und Industriegebieten. Mithilfe von lokalen Marktpreisen könnten sie erschlossen und netzdienlich genutzt werden [3]. Das vermeidet Redispatch-Kosten und ermöglicht zusätzliche Integration und effiziente Nutzung von Wind- und Solarenergie.“

„Das soll nicht heißen, dass eine räumliche Koordination von Investitionsentscheidungen in Netze und Erzeugungskapazitäten nicht notwendig ist. Dafür gibt es effektive Instrumente, wie Boni für systemfreundliche Ausrichtung von PV-Anlagen in der Ausschreibung oder das Referenzertragsmodell für Standortdifferenzierung bei Windanlagen [4]. Sie lenken Investitionsentscheidungen wirksam, indem sie verbindliche Anreize schaffen. Derartige Instrumente sollten auch weiterhin zur regionalen Koordination genutzt werden, statt des im Referentenentwurf vorgesehenen Redispatch-Vorbehalts. Dieser führt zu Erlösrisiken, die von zukünftigen regulatorischen Entscheidungen zu Strommarktdesign, Netz, Erzeugung und Speicherausbau abhängen. Das schwächt die Lenkungswirkung und erhöht Energiekosten durch Finanzierungsrisiken und -kosten und durch reduzierten Wettbewerb.“

„Eine gegenseitige Absicherung kann Erzeugung und StromkundInnen helfen: Sie ermöglicht stabile und ausreichende Erlöse für eine kostengünstige Finanzierung von Wind- und Solarprojekten. Zugleich ermöglichen verlässliche, bezahlbare Strompreise Investitionen in die Elektrifizierung und sichern Industriestandorte.“

„Das motivierte bei der Reform des EU-Strommarktdesigns im Jahr 2024 [5] den Wechsel: von einseitiger Absicherung der Erlöse erneuerbarer Energien, zum Beispiel mit der gleitenden Marktprämie, hin zum zweiseitigen Differenzvertrag. Die Vorteile dieser Absicherung sollen dabei direkt an StromkundInnen weitergegeben werden.“

„Mit der Leitlinie für Differenzverträge schlug die EU-Kommission dazu ein einfaches Design für zweiseitige, sogenannte Fusions-, Differenzverträge vor [6]. Das minimiert Risiken für InvestorInnen und damit Kosten für StromkundInnen. Die Absicherung kann dann im Rahmen von Tripartite Energieverträgen (Verträge zwischen staatlichen Institutionen, verbrauchender Industrie und Energieanbietern; Anm. d. Red.) direkt an StromkundInnen weitergegeben werden [7].“

„Im Referentenentwurf werden jedoch stattdessen weiterhin für die Förderung von Wind- und Solarprojekten deutschlandweite monatliche Mittelwerte berechnet. Das führt zu Marktrisiken und regulatorischen Risiken für Investoren und höheren Finanzierungskosten.“

„Statt Rückzahlungen in Stunden hoher Strompreise direkt an StromkundInnen weiterzugeben, soll jeweils erst im Folgejahr ein sogenannter Refinanzierungsbeitrag bestimmt werden, den Wind- und Solarprojekte an Netzbetreiber erstatten müssen, zum Beispiel zur Reduktion von Netzentgelten. Damit erhalten StromkundInnen keine direkte Absicherung gegen hohe Strompreise. Der Referentenentwurf sieht darüber hinaus vor, dass Wind- und Solarprojekte sich einmalig entscheiden können, das Vergütungsregime endgültig zu verlassen. Das schafft für Unternehmen, die dieses Risiko eingehen können, die Möglichkeit von Zufallsgewinnen beziehungsweise Windfall-Profiten in Zeiten hoher Strompreise zulasten der StromkundInnen. Die Chance einer gegenseitigen Absicherung von Wind- und Solarprojekten und StromkundInnen wird im Referentenentwurf somit nicht genutzt.“

„Ein Wegfall der Einspeisevergütung würde die Planungssicherheit für Hausbesitzer(innen) verringern und Amortisationszeiten (Zeit, bis der Erlös aus einer Investition mindestens so hoch ist wie der dafür aufgewendete Betrag; Anm. d. Red.) potenziell verlängern. Gleichzeitig werden neue Dachanlagen heute bereits zu einem großen Teil mit Batteriespeichern installiert. Dadurch kann ein größerer Teil des erzeugten Stroms selbst genutzt werden, sodass die Wirtschaftlichkeit weniger stark von Einspeiseerlösen abhängt.“

„Welche Reaktion auf einen Wegfall der Förderung für Hausbesitzer(innen) sinnvoll ist, hängt von den jeweiligen Rahmenbedingungen ab. Ein beschleunigter Smart-Meter-Rollout kann beispielsweise dazu beitragen, die Wirtschaftlichkeit zu erhöhen und gleichzeitig Dachanlagen stärker systemdienlich einzubinden (Smart Meter: digitaler Stromzähler, soll Verbrauch von Haus oder Wohnung flexibel nach Preissignalen steuern können; Anm. d. Red.).“

„Wenn eine Direktvermarktung für die geplante Anlagengröße ohne Einspeisevergütung nicht ökonomisch sinnvoll ist, könnten Anlagen stärker auf den Eigenverbrauch ausgerichtet werden. Dies kann beispielsweise durch eine angepasste Anlagengröße, die Kombination mit einem Speicher oder die Nutzung von Strom für Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge erfolgen. Eine größere Batterie ist dabei aber nicht automatisch die wirtschaftlichste Lösung. Wenn ausreichend Dachfläche vorhanden ist, könnte auch eine größere PV-Anlage attraktiv sein, da sich eine Direktvermarktung aufgrund von Skaleneffekten bei größeren Anlagen eher lohnt. Für viele Hausbesitzerinnen und Hausbesitzer ist eine solche Erweiterung jedoch keine Option, beispielsweise aufgrund begrenzter Dachflächen.“

„Die Abschaffung der Einspeisevergütung würde die Investitionslogik für Dachanlagen verändern. Lange spielte die sichere Rendite durch eine garantierte Vergütung für viele Investoren eine wichtige Rolle. Künftig werden Eigenverbrauch, Speicher und deren Kosten sowie die Potenziale einer direkten Vermarktung noch stärker darüber entscheiden, ob Investitionen getätigt werden.“

„Mit einer stärkeren Ausrichtung auf Eigenverbrauch und Flexibilität dürfte auch die Nachfrage nach ergänzenden Technologien wie Batteriespeichern und Smart Metern zunehmen. Sie schaffen die Voraussetzungen dafür, dass Dachanlagen stärker auf Preissignale reagieren können und überschüssiger Strom effizienter vermarktet werden kann.“

„Kurzfristig ist ein zumindest temporärer Rückgang des Zubaus von Dachanlagen durchaus möglich. Erfahrungen aus dem In- und Ausland zeigen, dass Änderungen von Förderregimen zunächst zu einer Verunsicherung von Investoren führen können – selbst dann, wenn sich die Technologie grundsätzlich auch ohne Förderung rechnet.“

„Mittel- bis langfristig kann sich die Nachfrage jedoch wieder erholen. Entscheidend wird sein, ob die Kosten der Direktvermarktung sinken, der Smart-Meter-Rollout zügig vorankommt und sich entsprechende Geschäftsmodelle etablieren.“

„Deshalb erscheint ein schrittweiser Übergang – wie auch im Referentenentwurf angedacht – grundsätzlich sinnvoller als ein abrupter Förderstopp. Ein klar kommunizierter Zeitpfad für das Auslaufen der Einspeisevergütung würde Haushalten, Unternehmen und Marktakteuren Zeit geben, sich auf die neuen Rahmenbedingungen einzustellen. Gleichzeitig könnten in dieser Übergangsphase die Voraussetzungen für eine kostengünstige Direktvermarktung und eine stärkere Marktintegration kleiner PV-Anlagen verbessert werden.“

„Die Einführung zweiseitiger Differenzverträge setzt europarechtliche Vorgaben um und ergänzt das Marktprämienmodell um eine Zahlungspflicht der Anlagenbetreiber. Unserer Einschätzung nach bleibt der Eingriff gering: Solange der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert unterschreitet, entspricht die Förderung der bisherigen Systematik. Nach gegenwärtiger Preiserwartung ist dies der Regelfall.“

„Ausdrücklich zu begrüßen ist der beidseitige Bezug auf den energieträgerspezifischen Jahresmarktwert. Dies führt zu einer Förderung systemdienlicher Anlagen, bei Photovoltaik Ost-West-Konfigurationen und Speicher in Co-Location, bei Windenergie-Schwachwindanlagen.“

„Die Wirkung der Neuregelungen hängt maßgeblich von drei Voraussetzungen ab: Dem flächendeckenden Rollout intelligenter Messsysteme als Grundlage der Marktintegration, der vollständigen Digitalisierung und Automatisierung der Marktkommunikation als Bedingung effizienter Direktvermarktung auch kleiner Anlagen, und dem Netzausbau zur Auflösung kapazitätslimitierter Netzgebiete. Für keine dieser Voraussetzungen enthalten die Entwürfe bisher durchsetzbare Zielvorgaben. Verzögerungen in einem dieser Bereiche wirken unmittelbar auf die Erreichbarkeit von Deutschlands Ausbauzielen zurück, da die Neuregelungen deren Verfügbarkeit implizit voraussetzen.“

„Der mit dem Wegfall der Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen unterhalb von 25 Kilowatt-Peak entstehende Anreiz zur Speicherinstallation ist grundsätzlich zu begrüßen. Bei einer Auslegung und Fahrweise, die allein auf Eigenverbrauchsmaximierung optimiert, bleibt das systemische Potenzial der Speicher jedoch weitgehend ungenutzt.“

„Die Verlagerung der Wirtschaftlichkeit kleiner Solaranlagen auf den Eigenverbrauch begünstigt zudem eine Auslegung unterhalb der verfügbaren Dachfläche. Volkswirtschaftlich ist die vollständige Dachbelegung aber die günstigere Option, betriebswirtschaftlich künftig die schlechtere. Unbelegte Dachflächen müssten entsprechend durch Freiflächenanlagen kompensiert werden, was Flächennutzungskonflikte ohne Notwendigkeit verschärft.“

„Die Kosten, die durch die Abschaffung der EEG-Einspeisevergütung für kleine PV-Anlagen eingespart werden, sind gering. Die Belastung des EEG-Kontos beruht überwiegend auf den Zahlungen für ältere Anlagen mit hoher Einspeisung und hoher Vergütung. Neuanlagen hingegen speisen nur einen geringeren Teil des produzierten Stromes ins Netz ein und erhalten dafür eine geringere Vergütung.“

„Unklar ist, welchen Einfluss der Wegfall der EEG-Vergütung auf die Solarpflicht haben wird. Einige Bundesländer haben eine Pflicht für die Installation von PV-Anlagen eingeführt, zum Beispiel bei Dachsanierungen. Die Solarpflicht beruht auf der Annahme, dass PV-Anlagen wirtschaftlich sind. Mit Wegfall einer festen Vergütung für die Volleinspeisung könnte hier argumentiert werden, dass dies nicht mehr per se gegeben ist.“

„Der Entwurf möchte erreichen, dass zukünftig ein stärkerer Fokus auf Freiflächenanlagen gelegt wird. Hierbei ist aber zu beachten, dass Dachflächen deutlich näher an Verbrauchsschwerpunkten liegen und der Netzausbau für Dachanlagen häufig vernachlässigbar ist. Die Förderung für besondere Solaranlagen wird zurückgeführt, indem zukünftig nur noch Agri-PV und Moor-PV-Anlagen einen Bonus erhalten. Das bedeutet, dass insbesondere Floating-PV – Solaranlagen auf See-Oberflächen – hiervon nicht mehr betroffen sind.“