Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV)

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vom 11.12.2012, aktualisiert am 28.01.2013, Susanne Jung:

Nur noch „Hartz IV“ für Solarenergie?

Marktintegrationsmodell und Direktvermarktung bremsen Ausbau der Solarenergie aus und sollen das Ende des EEG einläuten


 

Vom Bundesumweltministerium hört man die freudige Botschaft, dass der bewährte Grundsatz des „Fördern und Fordern“ nun endlich auch in das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Einzug gehalten hätte. Statt einer Förderung über feste Einspeisetarife würden Betreiber von EE-Anlagen den Vertrieb des erzeugten Stroms im Strommarkt in eigene Hände nehmen können. Damit könnte die Marktfähigkeit der Erneuerbaren Energien erhöht und deren Lastverschiebungspotentiale genutzt werden.

Leider enthüllt sich das mit blumigen Worten Beschriebene erst auf dem zweiten Blick. Viele komplizierte, für juristische Laien kaum noch überblickbare Regelungen beschreiben die Möglichkeiten, Voraussetzungen, Fristen und ggf. sogar zahlreichen Sanktionen bei der Wahl verschiedener Direktvermarktungsmodelle. Derjenige, der sich traut, in den Paragraphen-Dschungel einzutauchen, sucht allerdings vergebens nach sicheren Investitionsanreizen für Erneuerbare.

Auch die Clearingstelle EEG erkannte die Komplexität dieses Themas und führte bereits ein Fachgespräch durch. Ungefähr 300 Teilnehmer, vornehmlich Branchenvertreter und Juristen, versammelten sich am 23. November dieses Jahres in den Veranstaltungsräumen der Landesvertretung Schleswig-Holstein in Berlin - voller Hoffnung auf Klärung. Auch der SFV war dabei.

Gleich am Vormittag ließ es sich Dr. Guido Wustlich, Leiter des BMU-Referats „Recht der Erneuerbaren“ nicht nehmen, in einem Vortrag den Lobgesang auf das sogenannte „Fördern und Fordern“ fortzuführen. Mit freudigen Worten berichtete er über den auffallenden Zuspruch zum Direktvermarkten. Besonders das sogenannte Marktprämienmodell erfreue sich zunehmender Beliebtheit. Bei der Binnenland-Windkraft würden bereits mehr als 23 GW über das Marktprämienmodell abgerechnet (Tabelle 1). Nur bei der Solarenergie gäbe man sich allerdings noch verhalten. Gerade einmal 0,4 % der Anlagenbetreiber ließen sich bisher überzeugen. Warum wohl?

Tabelle 1: Installierte Leistungen in MW von EEG-Anlagen, deren Strom nach § 33 b EEG direkt vermarktet wird

Marktprämienmodell EEG-Umlage-Verringerung sonstige Direktvermarktung
Wasserkraft 392 143 53
Biomasse 1.936 1 0
Geothermie 0 0 0
Wind-Onshore 23.929 216 86
Wind-Offshore 248 0 0
Solarenergie 1.993,29 0 1.38
Summe 28.541 589 0

Quelle: pdf-Dokument unter http://www.eeg-kwk.net/de/Monatsprognosen.htm,
 

Dass die neuen Offerten der Bundesregierung kaum dazu dienen, Impulse für den schnellstmöglichen Ausbau der Erneuerbaren Energien zu setzen, liegt für den SFV klar auf der Hand. Hier drängt sich spontan die Assoziation auf, dass das „Fördern und Fordern“ des Direktvermarktens ein modernes „Hartz IV“ der Energiewirtschaft sein soll.

Die Lernkurve des Gesetzgebers

Bereits im EEG 2009 bot der Gesetzgeber erstmals ein Direktvermarkten von Strom aus Erneuerbaren Energien an. Damals noch recht knapp formulierte man in § 17 EEG 2009, dass Anlagenbetreiberinnen und -betreiber den in der Anlage erzeugten Strom kalendermonatlich an Dritte veräußern könnten.

Die Zahl der Anlagenbetreiber, die sich von dieser Möglichkeit mitreißen ließen, war gering. Bis Ende 2010 konnte man sie an wenigen Händen abzählen. Da die Idee zu scheitern drohte, musste der „Missstand“ beseitigt werden.

Im EEG 2012 lockte der Gesetzgeber deshalb Anlagenbetreiber erstmals mit Zuschlägen, um das Direktvermarkten in Gang zu bringen. Anstelle festen, kalkulierbaren Vergütungen sollten Markt-, Management- und Flexibilisierungsprämien genutzt werden. Ebenso könnten Grünstromprivilegien durch Verringerung der EEG-Umlage oder sonstige Direktvermarktungsformen (z.B. Verrechnungen der vermiedenen Netznutzungsentgelte) genutzt werden.

Einige Betreiber von Windkraft- und Biogasanlagen ließen sich von diesen Angeboten überzeugen. Nicht aber Betreiber von Solaranlagen. Wer tauscht schon freiwillig feste Einspeisevergütungen gegen schwer kalkulierbare Direktvermarktungsergebnisse! Auch Banken zeigten die rote Karte.
Es musste also ein Zwangsmittel her, um die sogenannte „Marktintegration“ auch für Solarenergie schmackhaft zu machen.

Mit Inkrafttreten der PV-Novelle zum 1. April 2012 erhoffte sich Schwarz/Gelb, nun endlich den Durchbruch geschafft zu haben. In § 33 (1) EEG 2012 n.F. findet sich seitdem das „Marktintegrationsmodell für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie“:

§ 33 (1) EEG 2012 n.F.
„Die Vergütung nach § 32 Absatz 2 (...) ist für Strom aus Anlagen ab einer installierten Leistung von mehr als 10 Kilowatt bis einschließlich einer installierten Leis­tung von 1 Megawatt in jedem Kalenderjahr begrenzt auf 90 Prozent der insgesamt in diesem Ka­lenderjahr in der Anlage erzeugten Strommenge.“

In der Begründung zur PV-Novelle 2012 liest man, dass es Ziel der neuen Regelungen sein soll, „die Errichtung von Solarstromanlagen künftig sowohl räumlich als auch in ihrer Größen-Dimensionierung stärker am Bedarf zu orientieren. Darüber hinaus reduziert die nicht mehr geförderte Strommenge die EEG-Umlagekosten für Strom aus neu errichteten Solarstromanlagen.“ (BT-Drs 17/8877).

Der neue Zwang zur Marktintegration bedeutet im Klartext: Der Gesetzgeber limitiert die vergütungsfähige Strommenge bei Solarstrom-Gebäudeanlagen mit einer Gesamtleistung von über 10 kW auf 90 % der Erzeugung pro Jahr. Speist der Anlagenbetreiber mehr als 90 % des erzeugten Solarstroma in das öffentliche Stromnetz, muss die überzählige Strommenge vom Netzbetreiber nur noch mit dem gemittelten Marktwert des Stroms abgegolten werden.

Zur Demonstration des guten Willens definierte man noch rasch eine Übergangsbestimmung (§ 66 (19) EEG 2012 n.F.), nach der für alle Anlagen, die nach Inkrafttreten der PV-Novelle in Betrieb gesetzt wurden, die neuen Einschränkungen erst ab 1.1.2014 erfüllt werden müssen.

In § 33 (1) EEG 2012 n.F. zum „Marktintegrationsmodell“ hat sich auch ein Passus eingeschlichen, der unserer Meinung nach ein deutliches Indiz dafür ist, Betreibern von Großanlagen mehr Investitionssicherheit zuzusprechen: Wenn die Solarstrom-Dachanlage eine Größe von 1 MW übersteigt, werden plötzlich - ohne den für die Regierung so wichtigen marktpolitischen Ansatz - wieder 100 % des erzeugten Solarstroms vergütet. Keine Pflicht zum Eigenverbrauch oder gar zum Direktvermarkten - kein Investitionsrisiko. Ob hier die Großinvestoren der Industrie und Stromwirtschaft die Feder geführt haben?

Trostpflaster ist, dass Anlagen bis 10 kW auch weiterhin für den gesamt erzeugten Solarstrom die Netzeinspeisevergütung beanspruchen oder - je nach technischen Möglichkeiten und Strombezugspreis - diesen ganz oder teilweise selbst verbrauchen können. Eine zusätzliche Förderung des Eigenverbrauchs - wie noch im EEG 2009 vorgesehen - gibt es für Neuanlagen jedoch nicht mehr.

„Marktintegrationsmodell“ und Solarstrom-Eigenverbrauch durch Anlagenbetreiber

Trotz des Wegfalls zusätzlicher Vergütungen überzeugen die ökonomischen Vorteile des Eigenverbrauchs weiterhin viele Investoren. Der Grund hierfür liegt klar auf der Hand: Die Vergütungen für Solarstrom rutschen in den Keller (siehe Tabelle auf Seite 26) und die Strombezugspreise steigen stetig (derzeit liegen sie bei über 25 Ct/kWh inkl. MWSt., siehe Graphik).

Strompreisentwicklung

Damit trägt jede eigenverbrauchte Kilowattstunde Solarstrom direkt zur Verminderung der Stromrechnung bei. Im Dezember 2012 beträgt der finanzielle Vorteil bei Anlagen bis 10 kW damit durchschnittlich 2,8 Ct/kWh je eigenverbrauchter Kilowattstunde.

Dass sich Anlagenbetreiber auf die Suche nach Möglichkeiten begeben, den Eigenverbrauch zu maximieren, ist verständlich. Um den solaren Stromverbrauch sonnenstunden-unabhängig zu organisieren, müssten Stromspeicher genutzt werden. Zu teuer - so dass traurige Ergebnis. Leider sind die Zugewinne des Eigenverbrauchs noch immer zu gering, um Stromspeicher durch den finanziellen Ertrag der Solaranlage bezahlen zu können. Energiepolitisch dringend notwendige Investitionen in Stromspeicher können damit kaum angestoßen werden.

Bei Anlagen über 10 kW im Zusammenhang mit der 90-Prozent-Beschränkung im „Marktintegrationsmodell“ wird Investoren schnell klar, dass der Eigenverbrauch des Solarstroms und damit die Einsparung des sonstigen Strombezugspreises mit zunehmender Größe der Anlage an Grenzen stößt. Je größer die Anlage, desto schwieriger wird es, 10 % des erzeugten Stroms selbst zu verbrauchen. Für den überzählig ins Netz eingespeisten Solarstrom erhält der Anlagenbetreiber nur noch einen gemittelten Marktwert. Dieser beträgt derzeit ca. 4,3 Ct/kWh. Was tun?

„Marktintegrationsmodell“ und Solarstrom-Eigenverbrauch durch Dritte in unmittelbarer räumlicher Nähe

Um den Eigenverbrauch zu erhöhen und damit einer Vergütungskürzung zu entgehen, suchen Anlagenbetreiber nach Auswegen. Fast verständnisvoll kommt deshalb das Angebot des Gesetzgebers daher, den Strom auch an Dritte in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage – allerdings nur über private Stromleitungen – liefern zu können. Fragwürdig ist jedoch, ob der Aufwand in einem angemessenen Verhältnis zum Erfolg steht. Denn der Verkauf an Dritte ist aufwändig und geht nicht ohne umfangreiche Vorbereitungen, Verwaltungsaufgaben und Zusatzkosten einher:

• Zunächst müssen Stromlieferverträge mit dem zu beliefernden Dritten formuliert werden. Dabei ist zu empfehlen, juristische Hilfe in Anspruch zu nehmen. Die auf Rechtsfragen im Bereich erneuerbare Energien spezialisierte Anwältin Frau Margarete von Oppen schrieb hierzu: „Die rechtlichen Rahmenbedingungen sind so komplex, dass es kaum möglich ist, Selbstverbrauchsmodelle rechtssicher zu gestalten. Deswegen tun sich auch Banken mit der Finanzierung schwer, vor allem bei kleineren Anlagen.“ Bei jedem Projekt sind andere Randbedingungen zu erwarten: Ob der zu beliefernde Gewerbebetrieb, die Mieter im Haus, der nette Nachbar von nebenan oder die Eltern im gemeinsam genutzten Haus – die Verträge sollten maßgeschneidert werden. Die Stromlieferung muss mit Klarstellungen und Regelungen z.B. zur Angebotsstruktur (eine Kontinuität der Lieferung kann i.d.R. nicht zugesichert werden), zu den Solarstrom-Bezugskosten, zur Abschlagszahlung und zu Zeitpunkten der Endabrechnung, zu Verantwortlichkeiten, Haftungsfragen und zu Kündigungsmöglichkeiten unterfüttert werden.

• Wenn noch keine private Leitung zu dem Solarstromverbraucher existiert, müssen neue Kabel verlegt werden. Das öffentliche Netz – auch wenn bereits vorhanden – darf nicht genutzt werden. Werden neue Stromkabel von Privathand auf kommunalem Grund verlegt, muss mit der Gemeinde über Pachtzahlungen verhandelt werden.

• Die Abrechnung des zu liefernden Solarstroms kann nur dann exakt erfolgen, wenn zusätzliche Zähleinrichtungen eingebaut werden. Je mehr Verbraucher, desto umfangreicher die Zählsysteme. Will man z.B. öffentlichen Einrichtungen (z.B. Schulen), die häufig Sondervertragskonditionen mit dem kommunalen Energieversorger vereinbart haben, maximal 10 Prozent des erzeugten Solarstroms verkaufen und ansonsten die kaufmännisch-bilanzielle Durchleitung (§ 8 (2) EEG 2012) nutzen, könnten kostenintensive Messungen im ¼ h-Takt notwendig werden.

• Leider ist der Solarstromverkäufer noch immer nicht an der letzten Hürde angelangt. Da er Lieferant des Solarstroms ist, muss er an den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber für die durch Dritte verbrauchte Strommenge EEG-Umlage entrichten. Nach § 37 (3) EEG 2012 sollte der belieferte Dritte also auf jede verbrauchte Kilowattstunde Solarstrom EEG-Umlage zahlen. Die Höhe der EEG-Umlage liegt nach Anwendung des Grünstromprivilegs (§ 39 (3) EEG 2012) zwar 2 Ct/kWh unter der sonstigen EEG-Umlagehöhe, kann aber dennoch das berühmte Zünglein an der Waage werden: Wenn pro Kilowattstunde Solarstrom nun auch noch eine EEG-Umlage aufgeschlagen wird, könnte diese teurer sein als der Haushaltsbezugsstrom.

Klar ist: Die einstige Umlage-Befreiung nach EEG 2009 war der deutlich effektivere Weg, den Eigenverbrauch durch Dritte zu fördern. Dr. Guido Wustlich konterte beim November-Fachgespräch der Clearingstelle EEG auf eine Anfrage aus dem Publikum allerdings: „Um die Finanzierung der Vergütungen über die EEG-Umlage auf eine breitere Basis zu stellen, müssten weitere Ausnahmetatbestände unbedingt vermieden werden. Nur bei stromintensiven Betrieben seien Ausnahmen gerechtfertigt, um auf dem Weltmarkt konkurrenzfähig zu bleiben.“ Der Protest des Auditoriums kam prompt.

Marktintegrationsmodell und Direktvermarktung

In Teil 3 „Direktvermarktung“ des neuen EEG 2012 wird der juristische Laie mit einem Sammelsurium von Begrifflichkeiten, Pflichten, Ausnahmeregelungen, Fristen und Sanktionsmöglichkeiten konfrontiert. Dabei sollte sich keiner der Illusion hingeben, das Gesetz ohne Hilfe zu verstehen. Vom Anspruch, dass Gesetze für den Bürger verständlich formuliert sein sollten, muss man sich auch hier lösen. Die bisherige Erfahrung mit der Verständlichkeit der EEG-Regelungen war ja bereits eine bittere Pille.

In den folgenden Ausführungen sollen deshalb nur grundsätzliche Informationen zum Direktvermarkten zusammengestellt werden. Wer sich mit diesem Thema näher beschäftigen möchte, sollte sich einen Fachmann an die Seite nehmen. Derzeit tummeln sich in Deutschland schon mehr als 20 Dienstleister, die fachkundige Hilfe anbieten. Zudem haben sich bereits viele Juristen mit diesem Spezialthema befasst. Nicht zuletzt wird die Clearingstelle EEG gefordert sein, auf Detailfragen Antworten zu geben.

a) Formen der Direktvermarktung

Betreibern von EE-Anlagen wird angeboten, den erzeugten Strom auf drei verschiedenen Wegen direkt zu vermarkten:

  • Vermarktung mit Inanspruchnahme einer Marktprämie
  • Vermarktung zum Zweck der Verringerung der EEG-Umlage (Grünstromprivileg)
  • sonstige Direktvermarktung (z.B. durch Anrechnung vermiedener Netzentgelte)

Sie können entweder vollständig oder anteilig vermarkten und sogar zwischen den verschiedenen Formen des Direktvermarktens wechseln.
Wer auf Grund der anteiligen Vermarktungsmöglichkeit vermutet, dass für die nach § 33 (1) EEG 2012 festgeschriebene, nicht förderfähige Strommenge das Direktvermarktungs-Angebot genutzt werden kann, irrt allerdings. Weder über das Marktprämienmodell noch über die Verringerung der EEG-Umlage nach dem Grünstromprivileg können Anlagenbetreiber den nicht förderfähigen Solarstrom über den gemittelten Marktwert hinaus finanziell aufbessern.

Grünstromprivileg und sonstige Direktvermarktung spielen bei der Solarenergie derzeit quasi keine Rolle. Auf das Marktprämienmodell wird später noch genauer eingegangen.

b) Einspeisung beim Direktvermarkten

Allen Formen der Direktvermarktung ist gleich, dass der Strom weiterhin in das öffentliche Stromnetz eingespeist wird. Auch an der Verpflichtung nach § 8 EEG 2012, „den gesamt angebotenen Strom unverzüglich vorrangig abzunehmen, zu übertragen und zu verteilen“, ändert sich nichts.

c) Pflichten beim Direktvermarkten

Um den Strom direkt vermarkten zu können, muss der Anlagenbetreiber zahlreiche Pflichten erfüllen, u.a.:

  • Wenn der Anlagenbetreiber das Marktprämienmodell oder das Grünstromprivileg nutzen möchte, muss die Anlage nach § 6 (1) EEG 2012 mit einer technischen Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung und mit einer 1/4-Stunden-Messung zur Einspeisung ausgestattet sein. Diese technischen Vorgaben sind auch für alle Anlagen ab 100 kW im Rahmen des Lastmanagements verpflichtend. Da die Kosten nicht unerheblich sind, lohnt es sich für Anlagen unter 100 kW kaum.
  • Der Anlagenbetreiber muss den vermarkteten Strom Bilanz- und Unterbilanzkreisen zuordnen und diese zur Vermarktung an der Börse zur Verfügung stellen. Da er an der Strombörse in aller Regel nicht selber handeln darf, wird er sich eines externen Dienstleisters bedienen müssen.

Zum Marktprämienmodell

Beim Marktprämienmodell zahlt der Netzbetreiber für den eingespeisten Strom zunächst eine Marktprämie (MPsolar). Diese wird wie folgt berechnet:

MPsolar = EV - RW

EV ... anzulegender Wert nach § 33 h EEG 2012, entspricht bei Solarenergie Einspeisevergütung nach § 33 (1) EEG 2012

RW .. Referenzmarktwert, wird berechnet nach RW = MWsolar - PMsolar

MWsolar.. unter http://www.eeg-kwk.net, veröffentlicht, betrug in den letzten Monaten ~ 4,5 Ct/kWh

PMsolar .. im Jahr 2013 = 0,65 Ct/kWh (lt. Managementprämienverordnung für 2014 nur noch 0,45 Ct/kWh und 2015 = 0,30 Ct/kWh)

Beispiel:
• Wenn der Betreiber einer 100 kW-Anlage (Inbetriebnahme Januar 2013) sich für eine Volleinspeisung des erzeugten Solarstroms (ohne Eigenverbrauch) entscheidet, muss der Netzbetreiber für 90 % des eingespeisten Stroms eine Mischvergütung von 15,18 Ct/kWh zahlen. 10% werden nur mit dem Monatsmittelwert des Marktwertes abgegolten.
• Wählt der Anlagenbetreiber das Marktprämienmodell, so erhält er vom Netzbetreiber zunächst eine Marktprämie in Höhe von 11,33 Ct/kWh.
Rechnung:
EV = 15,18 Ct/kWh
RW = 4,5 Ct/kWh - 0,65 Ct/kWh = 3,85 Ct/kWh
MPsolar = EW - RW = 11,33 Ct/kWh

Für 10 % des erzeugten Stroms kann er nur noch die Managementprämie beanspruchen (2013 beträgt diese 0,65 Ct/kWh).
Da diese Einnahmen zu gering sind, soll der Anlagenbetreiber den Strom auch an der Börse zur Vermarktung anbieten. Wenn die Verkaufserlöse hoch genug sind, können sie die sonst möglichen Einnahmen der Volleinspeisung übertreffen oder unterbieten. In der folgenden Graphik sind die Einnahmemöglichkeiten gegenüber gestellt.

Einspeisevergütung versus Marktprämienmodell

No risk - no fun? Wer gern pokert, wird auch an der Direktvermarktung Spaß haben. Kommerzielle Direktvermarktungs-Dienstleister übernehmen zwar in aller Regel die gesamte Abwicklung und bieten dem Anlagenbetreiber über einen vereinbarten Zeitraum einen festen Betrag an, die in der Summe mit Markt- und Managementprämie über den Einnahmemöglichkeiten aus der Volleinspeisung liegen. Trotzdem dürfte es schwierig werden, Banken von solchen Finanzierungsgrundlagen zu überzeugen. Da Anlagenbetreiber zwischen Volleinspeisung, Eigenverbrauch und Direktvermarktung wechseln können und damit logischerweise Einnahmesicherheiten über 20 Jahre nicht glaubhaft darlegen können, sind Absagen der Banken durchaus nachzuvollziehen. Auch Bankbürgschaften der Direktvermarktungs-Dienstleister helfen hier nur beschränkt weiter.

Fazit

Ob Volleinspeisung nach dem Marktintegrationsmodell, Eigenverbrauch, Verkauf an Dritte in unmittelbarer räumlicher Nähe oder Direktvermarktung - allen Optionen ist gleich, dass Anlagenbetreiber zukünftig mit unsicheren Einnahmen rechnen müssen. Die einschneidenden Kürzungen der Einspeisevergütung von Solarstrom für Neuanlagen (immerhin 30 % innerhalb eines Jahres!) waren offensichtlich noch nicht genug. Zum schon vorhandenen Sorgenpaket sind nun auch weitere Investitionsrisiken und -hemmnisse hinzugekommen.

Noch immer werden 74 Prozent des Stroms in Deutschland fossil oder atomar erzeugt. Um die Energiewende rasch zu schaffen, brauchen wir mehr Solaranlagen - auf jedem geeigneten Dach und in jeder Region.

Und wir brauchen einfache verständliche Regeln.



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