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| Fachbeitrag | Post-EEG: aktueller Stand zum Weiterbetrieb von EE-Anlagen nach Auslaufen der gesetzlichen Vergütung

Wie geht es mit Erneuerbare-Energien-Anlagen weiter, deren gesetzliche Vergütung bald ausläuft? © Uwe Schlick/pixelio.de

| Lisa Conrads |

Mit dem am 29. März 2000 in Kraft getretenen ersten Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wurden erstmalig feste Vergütungssätze für die Einspeisung von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen gesetzlich definiert. Paragraph 9 des EEG legte die Zahlungen der Vergütung für die Dauer von 20 Jahren fest. Für Anlagen, die vor Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen worden sind, gilt das Jahr 2000 als Inbetriebnahmejahr. Demzufolge werden zum 31. Dezember 2020 die meisten Erneuerbare-Energien-Anlagen, die vor oder im Jahr 2000 in Betrieb genommen wurden, ihren Vergütungsanspruch verlieren.

In der Politik und in der Rechtsprechung wurde im Gesetzgebungsverfahren des EEG 2017 diese Konsequenz nur für die Biomasseanlagen diskutiert. Lediglich für sie wurde nach der Durchführung einer Marktanalyse festgestellt, dass nach dem Auslaufen der Vergütung ab 2020 fast alle Anlagen ohne eine Anschlusslösung aus wirtschaftlichen Gründen nicht weiter betrieben würden. Zum Betrieb von Biomasseanlagen ist ein stetiger Einsatz von Substraten – in Form von Anbaubiomasse oder Abfällen – notwendig. Deren Einkaufspreis und Transportkosten fallen über den gesamten Betriebszeitraum der Anlagen an. Bei anderen erneuerbaren Energien fallen zwar keine Substratkosten an, der Betrieb der Anlagen verursacht aber trotzdem Kosten. Obwohl die Anlagen bereits abgeschrieben sind und damit theoretisch besonders günstig Strom generieren können, ist es bei den derzeitigen Großhandelspreisen daher unklar, ob sich diese über diesen Markt und ohne EEG-Vergütung finanzieren können. Aufgrund des derzeit historisch niedrigen Börsenstrompreises zeigen aktuelle Studien, dass der Weiterbetrieb von Windenergieanlagen und PV-Anlagen nach dem Ende des Vergütungsanspruches in vielen Fällen nicht möglich sein wird.

Technologiespezifische Situation in NRW

Photovoltaik

Im Bereich der Photovoltaik fallen ab 2021 viele Tausende sehr kleine Anlagen aus der Vergütung. In den ersten Jahren sind die Auswirkungen auf die Stromproduktion in NRW zwar nicht sehr gravierend, es sind allerdings sehr viele Anlagenbetreiber betroffen.

Bis 2008 wurden PV-Anlagen üblicherweise als Volleinspeiseanlagen konzipiert. Die technischen Voraussetzungen für die Eigenversorgung, also den Vor-Ort-Verbrauch des erzeugten Stroms, liegen daher nicht vor, sondern müssten durch Umrüstung erst geschaffen werden.

Anzahl und Kapazität der in NRW in Betrieb genommenen Anlagen nach Jahr:

PVbis 200020012002200320042005
Anzahl4687 26271939180257167596
MW18,614,212,011,267,588,7

Quelle: netztransparenz.de Tennet / Amprion, 2018

Windenergie

Es ist noch unklar, welcher Anteil der Altanlagen, die ab 2021 aus der Vergütung laufen, im Rahmen von Repowering durch neue, größere Anlagen ersetzt werden können. Dies wird zumindest nicht an allen Standorten möglich sein. Ein Weiterbetrieb der alten Anlagen ist oft technisch denkbar, erfordert jedoch eine Überprüfung der Standsicherheit der Anlage über ein Gutachten zur Weiterbetriebseignung sowie einen Nachweis über die weitere Erfüllung aller Bedingungen der erteilten Genehmigung gegenüber der Genehmigungsbehörde.

Der Altanlagenbestand ist über Deutschland hinweg sehr ungleich verteilt. Laut Windguard steht NRW mit seinem Bestand an Anlagen, die vor 2001 in Betrieb genommen wurden, an dritter Stelle hinter Niedersachsen und Schleswig-Holstein.

Anzahl und Kapazität der in NRW in Betrieb genommenen Anlagen nach Jahr:

Windbis 200020012002200320042005
Anzahl689 247318278140120
MW434,24334,28403,31386,25238,80190,09

Quelle: netztransparenz.de Tennet / Amprion, 2018

Biomasse

Bestehende Bioenergieanlagen können seit 2017 am Ausschreibungsverfahren teilnehmen und so eine Anschlussförderung erlangen. Dies wird begründet durch die Substratkosten, die bei anderen Technologien nicht anfallen. Doch auch die Bioenergie-Anschlussförderung wird nicht für alle Anlagentypen gewährt. Altholzanlagen sind beispielsweise hiervon ausgenommen. Der Anlagenbestand in NRW zeigt, dass die Anzahl der Biogasanlagen ab 2005 stark anstieg. Zuvor wurden nur sehr vereinzelt Anlagen in NRW gebaut. Die Post-EEG-Problematik ist für den Biomassebereich daher etwas weniger akut, wird aber ab dem Jahr 2024 desto dringlicher.

Anzahl und Kapazität der in NRW in Betrieb genommenen Anlagen nach Jahr:

Biomassebis 200020012002200320042005
Anzahl126381544
MW69,0522,892,8110,9349,0655,02

exkl. Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Quelle: netztransparenz.de Tennet / Amprion, 2018

Wasserkraft

Wasserkraftanlagen stellen hinsichtlich ihrer Förderhöchstdauer nach EEG einen Sonderfall dar. Für Anlagen, die seit 2009 in Betrieb genommen wurden, wird eine Vergütung über 20 Jahre gezahlt. Ältere Anlagen hingegen erhalten eine Vergütung über 30 Jahre (EEG 2004; Anlagen bis 5 MW) oder sogar unbegrenzt (EEG 2000). Lediglich für Anlagen > 5 MW galt in den EEG-Fassungen 2004 und 2009 eine Vergütungsdauer von 15 Jahren. Diese Anlagengröße ist in NRW nicht relevant.

Werden bestehende Anlagen allerdings modernisiert oder wasserrechtlich ertüchtigt, gilt ab diesem Zeitpunkt das aktuelle EEG mit einer 20-jährigen Vergütungsdauer. Dies kann trotzdem attraktiv für den Betreiber sein, da der Vergütungssatz von 7,67 auf 12,4 Cent / kWh steigen kann.

Aufgrund der längeren Vergütungsdauer der Wasserkraft fallen daher frühestens 2030 (Neuanlagen und modernisierte Anlagen aus 2009) bzw. 2035 (Altanlagen, die in 2004 modernisiert wurden) Anlagen aus der Vergütung.

Anzahl und Kapazität der in NRW in Betrieb genommenen Anlagen nach Jahr:

Wasserkraftbis 20042004-20082009201020112012
Anzahl3621181
MW58,41,3920,910,940,65

Quelle: netztransparenz.de Tennet / Amprion, 2018

Was regelt das EEG auch weiterhin?

Der Verlust des Förderanspruchs hat auf zahlreiche Regelungen des EEG keine Auswirkungen. Damit kann der Anlagenbetreiber weiterhin seine Rechte, die sich aus dem EEG ergeben, beanspruchen. Dies gilt insbesondere für den Anspruch auf Netzanschluss und vorrangige Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms. Dies bedeutet aber gleichzeitig auch, dass die Betreiber an die im EEG vorgeschriebenen Pflichten gebunden sind.

Das EEG bildet die rechtliche Grundlage u. a. / insbesondere für die folgenden Aspekte:

  1. Netzanschluss (§8 EEG)
  2. Einspeisevorrang (§11 EEG)
  3. Entschädigung bei Abregelung (§§ 14 und 15 EEG)
  4. Vergütung
  5. Technische Vorgaben und Melde- bzw. Mitteilungspflichten (§§ 6 und 9 EEG und §71 EEG)

von EE-Anlagen.

Rechte

Das Recht der Anlagenbetreiber gegenüber dem Netzbetreiber auf Anschluss (§8 EEG) und vorrangige Abnahme von Strom aus EE-Anlagen (§11 EEG) ist für alle Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien grundsätzlich gegeben und nicht für eine bestimmte Periode eingeschränkt.

Bei netzbedingter Abregelung der Anlage durch den Netzbetreiber, ist der Anlagenbetreiber nach §15 EEG zur Entschädigungszahlung berechtigt. Dieser Anspruch besteht – unabhängig von einem Förderanspruch – für bis zu 95% der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen und abzüglich der ersparten Aufwendungen. Bei zusätzlichen Aufwendungen handelt es sich beispielsweise um Aufwendungen für zusätzlich bezogenen Strom des Anlagenbetreibers, soweit er eigene Stromverbräuche oder Stromlieferungen an andere Letztverbraucher vor der Einspeisestelle aufgrund der Abregelung seiner Anlage nicht mehr aus dem selbst erzeugten Strom decken kann. Ersparte Aufwendungen entstehen z.B. durch geringere Bilanzkreisabweichungen). Der Anlagenbetreiber trägt nach allgemeinem Zivilrecht die Darlegungs- und Beweislast für die anspruchsbegründenden Voraussetzungen und die konkrete Entschädigungshöhe nach § 15 Abs. 1 EEG. Als Grundlage kann der, rechtlich nicht verbindliche, Leitfaden Einspeisemanagement der BNetzA zu Rate gezogen werden. Entschädigt wird bei Nutzung der Direktvermarktung nur die Marktprämie, nicht die sonstigen Verkaufserlöse. Da bei der sonstigen Direktvermarktung keine Marktprämie anfällt, sind maximal entgangene vermiedene Netzentgelte zu entschädigen. Aus Sicht des Anlagenbetreibers ist daher in Stromvermarktungsverträgen darauf zu achten, für nicht ausgezahlte Entschädigungen seitens des Netzbetreibers eine Kompensation seitens des Direktvermarkters zu erwirken.

Vermiedene Netzentgelte nach § 18 StromNEV werden für die dezentrale Einspeisung gezahlt. Erhält eine Anlage eine Vergütung nach EEG sind diese bereits einkalkuliert und werden nicht zusätzlich gezahlt. Mit dem Netzentgeltmodernisierungsgesetz wurde die Abschaffung der Zahlung der vermiedenen Netzentgelte für volatile erneuerbare Energien eingeleitet (Anlagen, die nach 2018 in Betrieb genommen wurden, erhalten gar keine, für ältere Anlagen laufen die Zahlungen Ende 2020aus). Gemäß § 3 Nummer 38a fallen unter den Begriff „volatile Erzeugung“ nur Wind- und PV-Anlagen. Wasserkraftanlagen werden in diesem Zusammenhang nicht explizit erwähnt und dürften daher auch weiterhin Anspruch auf vermiedene Netzentgelte haben.

Pflichten

Der Anlagenbetreiber ist verpflichtet, sicherzustellen, dass der ins Netz eingespeiste Strom kaufmännisch abgenommen wird, d. h. er muss entsprechende Vermarktungsverträge mit einem Stromhändler, Letztverbraucher oder Direktvermarkter abschließen.

Es gelten weiterhin je nach Anlagengröße und Inbetriebnahmedatum die technischen Vorgaben des § 9 EEG zur Fernsteuerbarkeit und Systemdienstleistungsverordnung. Ein Verstoß kann dazu führen, dass der Anspruch auf vermiedene Netzentgelte und auf (physikalische) Abnahme des erzeugten Stroms verloren geht.

Für Bestandsanlagen ohne EEG-Förderung gelten außerdem auch die allgemeinen Registrierungs- und Meldepflichten des § 6 EEG 2017. Noch nicht erfasste Bestandsanlagen müssen sich bis spätestens zum 30. Juni 2019 im Marktstammdatenregister der BNetzA registrieren. Falls die Bestandsanlage bereits im Anlagenregister eingetragen wurde, sind Betreiber verpflichtet, die Daten zu überprüfen. Da sich mit dem Förderende die Veräußerungsform ändert, hat der Betreiber die Pflicht, den Wechsel in die sonstige Direktvermarktung nach § 21a anzuzeigen. Ein Verstoß gegen die Registrierungspflichten ist eine Ordnungswidrigkeit und kann mit einem Bußgeld von bis zu 50.000 € geahndet werden.

Modelle des Weiterbetriebs im aktuellen Kontext und ihre Grenzen

Das EEG sieht für Anlagen, die keine Vergütung erhalten, grundsätzlich die sogenannte sonstige Direktvermarktung als Vertriebsweg für den Strom vor. Hierbei stellt der Börsenstrompreis bzw. der Marktwert der einzelnen Erzeugungstechnologie den zentralen Erlös dar. Dieser ist durch die Marktschwankungen nicht planbar und stellt damit eine Unsicherheit dar. Ein Weg zur Preissicherung sind sogenannte PPAs. Eine Alternative zu diesem netzgebundenen Vertriebsweg ist der direkte Verbrauch vor Ort bzw. in räumlicher Nähe. Die Eigenversorgung oder die Direktbelieferung bieten die Möglichkeit, den externen Strombezug zu reduzieren. Attraktiv sind diese Optionen insbesondere, da eine vergleichsweise große Menge an Stromkostenbestandteilen (Abgaben und Umlagen) eingespart werden können.

Die Herausforderung besteht für alle Technologien und Vermarktungswege darin, die Kosten des Weiterbetriebs über die Erlöse bzw. Einsparungen zu decken. Diese unterscheiden sich nach Anlage und Ausgestaltung des Weiterbetriebs.

Sonstige Direktvermarktung

Bei der sonstigen Direktvermarktung wird der erzeugte Strom über das öffentliche Netz geleitet und an der Börse oder im Rahmen eines Power-Purchase-Agreements (PPA) an einen Abnehmer oder Händler verkauft. Wird der Strom aus einer Anlage bis max. 2 MW im räumlichen Zusammenhang von ca. 4,5 km verbraucht, besteht die Möglichkeit die Stromsteuer einzusparen. Bei beiden Optionen, Börse und PPA, fließt keine zusätzliche Förderung oder Prämie. Strommengen, die über diesen Weg vermarktet werden, behalten im Gegensatz zu geförderten Anlagen, ihre „Grünstromeigenschaft“. Für die frei vermarkteten Strommengen können daher Herkunftsnachweise ausgestellt werden. Diese Zertifikate über die Herkunft des Stroms werden in Deutschland über das Herkunftsnachweisregister erzeugt, übertragen und entwertet. Die Nutzung des Registers ist grundsätzlich für jeden Anlagenbetreiber und Dienstleister offen, aber mit Kosten verbunden. Ausgestellt werden die Zertifikate in MWh-Chargen und können anschließend frei gehandelt werden. Dieser Handel erfolgt allerdings nicht zentral über das Register oder eine Börse und ist dementsprechend intransparent hinsichtlich der Werte der Zertifikate. Aus diesen Gründen ist der finanzielle Gegenwert der grünen Eigenschaft des Stroms bislang nur begrenzt relevant und für kleine Anlagenklassen praktisch nicht anwendbar. Die relativ neue Option der Regionalstromnachweise ist für Anlagen ohne Förderanspruch zudem nicht nutzbar, da diese an die EEG-Vergütung gekoppelt ist. Die sonstige Direktvermarktung ist auch der energiewirtschaftliche Vermarktungsweg der hinter Angeboten wie peer-to-peer, Cloudlösungen und virtuellen Kraftwerken steckt.

Die Direktvermarktung von Strom erfordert die Fernsteuerbarkeit der Anlage durch den Vermarkter, der die Anlage hierdurch entsprechend der Marktsignale steuern kann. Eine wichtige Aufgabe des Vermarkters ist zudem die Prognose der Mengen in seinem Portfolio. Sowohl die Kosten für die Infrastruktur als auch der Prognoseaufwand bestehen zu einem großen Teil aus Fixkosten und stellen daher für kleine Anlagen eine Hürde dar.

Für Windenergieanlagen stellt das Verfahren der Direktvermarktung kein grundsätzliches Hindernis dar. Aufgrund der Größe der Anlagen sind Infrastruktur und Aufwand der Direktvermarktung ein eher kleiner Baustein der Weiterbetriebskosten. Die Kosten des Weiterbetriebs der Anlagen werden vielmehr durch Wartung & Reparatur, Pachtzahlungen und Betriebsführung bestimmt. Zentrales Problem des Weiterbetriebs von Windenergieanlagen ist daher der geringe Marktwert für Windstrom, der die Kosten in vielen Fällen nicht zu decken scheint.

Power Purchase Agreements sind eine Möglichkeit, durch langfristige Lieferverträge auf die schwankenden Strombörsenpreise zu reagieren. Direktvermarktungsunternehmen nehmen diese Option zunehmend in ihr Portfolio auf und schließen Verträge mit Altanlagenbetreibern zur Belieferung von Privathaushalten oder Industriebetrieben ab.

Eigenversorgung

Das Konzept der Eigenversorgung setzt die strikte Personenidentität zwischen Anlagenbetreiber und Stromverbraucher voraus. Ist diese, sowie die Nähe gegeben und die Nutzung des öffentlichen Netzes ausgeschlossen, fällt für selbst genutzte Strommengen aktuell nur 40 % der EEG-Umlage an. Bei Kleinanlagen mit bis zu 10 kWp und einem Verbrauch von 10.000 kWh / a, ist bei Eigenversorgung keine EEG-Umlage zu zahlen, allerdings nur für die ersten 20 Jahre des Betriebs der Anlage. Unabhängig von der Anlagengröße entfallen die Netznutzungsentgelte und die Stromsteuer komplett. Die Eigenversorgung ist damit aktuell die wirtschaftlich spannendste Stromverwendungsmöglichkeit. Aufgrund der strikten Voraussetzungen wird diese aber nicht immer eine Option darstellen.

Da der Betreiber einer Anlage nicht notwendigerweise auch deren Eigentümer sein muss, bietet sich, bei Anlagen die auf dem Gebäude oder Grundstück eines Dritten errichtet wurden, auch eine Verpachtung der Anlage an. Der Gebäudenutzer wird durch die Verpachtung zum Betreiber der Anlage und kann so den erzeugten Strom im Rahmen der Eigenversorgung verbrauchen. Wichtig zu beachten ist jedoch auch hier der unmittelbare räumliche Zusammenhang von Erzeugungsanlage und Verbrauchsstelle.

In den meisten Fällen wird es, auch bei Einbindung zusätzlicher Verbraucher oder eines Speichers, nicht möglich sein, sämtliche erzeugte Strommengen selbst zu verbrauchen. Der Anlagenbetreiber benötigt daher einen Absatzweg für die Überschussmengen. Die Netzeinspeisung ohne kaufmännische Abnahme durch einen Vertragspartner (siehe sonstige Direktvermarktung) ist nicht erlaubt. Dies gilt auch, wenn der Anlagenbetreiber keine Vergütung für den Strom erhalten möchte. In diesem Fall wäre es notwendig, die Anlage bei Überschussproduktion abzuschalten, um sicherzustellen, dass kein Strom unerlaubt ins Netz gelangt.

Problematisch ist dies insbesondere bei sehr kleinen Anlagen. Die Kosten für Messung und Bilanzierung werden erst ab einer gewissen Größe durch die Stromverkaufserlöse gedeckt. Bei kleinen Anlagen müssen diese Fixkosten auf geringe Strommenge umgelegt werden und sind daher pro kWh sehr hoch. Zudem sind die kleinen Restmengen sehr schwer zu prognostizieren und diese Anlagen daher für Vermarkter eher unattraktiv.

Direktbelieferung vor Ort

Der Begriff Direktlieferung beschreibt den Fall, wenn keine Personenidentität zwischen Anlagenbetreiber und Stromverbraucher vorliegt. Dann ist in jedem Fall die EEG-Umlage komplett abzuführen. Je nach Ausgestaltung lassen sich aber auch in diesem Modell die Stromsteuer und die Netzentgelte einsparen. Bei Anlagen bis 2 MW berechtigt ein räumlicher Zusammenhang von ca. 4,5 km zur Stromsteuerbefreiung. Ein Merkmal der Direktbelieferung vor Ort ist, dass der Strom nicht durch das Netz der öffentlichen Versorgung geleitet wird. Entsprechend entfallen die Netzentgelte. Bei diesen Lieferbeziehungen wird der Anlagenbetreiber allerdings zum Elektrizitätsversorgungsunternehmen, wodurch einige energiewirtschaftliche Pflichten auf ihn zukommen. Eine weitere grundsätzliche Hürde ist die Notwendigkeit der Nähe zwischen Erzeuger und Abnehmer. Das Vorhandensein eines passenden Abnehmers stellt für die Direktbelieferung das zentrale KO-Kriterium dar.

Die Direktbelieferung vor Ort wird üblicherweise über einen längeren Zeitraum vertraglich vereinbart und stellt damit eine Form eines Power Purchase Agreement (PPA) dar: das direct physical PPA.

Zwischenfazit

Grundsätzlich sieht das EEG zwar die Möglichkeit vor, den Strom aus ehemals geförderten Anlagen auch weiterhin selbst zu verwenden oder zu verkaufen. In der Praxis stellen jedoch die niedrigen Marktpreise für erneuerbaren Strom und die zugleich hohen organisatorischen und messtechnischen Anforderungen an die Vermarktung des Stroms eine Hürde, insbesondere für kleinere Anlagen, dar. Herkunftsnachweise als zusätzliche Einnahmequelle sind bislang schwer zu quantifizieren, da der Markt nicht transparent ist. Auch hier gilt in jedem Fall, dass die Kosten für die Nutzung des HKN-Registers und die Ausstellung in MWh-Schritten eine Hürde für kleine Anlagen darstellen. PPAs bieten auf der einen Seite die Möglichkeit, Unsicherheiten hinsichtlich der künftigen Erlöse durch langfristige Verträge abzusichern. Dies erfordert aber vom Betreiber der Anlage wie auch vom Abnehmer des Stroms ein tiefergehendes Verständnis des Strommarktes, welches in den Jahren der Einspeisung unter gesicherter Vergütung nicht gefragt war.

Diese Probleme und Hürden veranlassen aktuell viele Akteure, Studien und Forderungen zum Umgang mit Altanlagen ab 2021 zu verfassen. Neben der Post-EEG-Diskussion aufgrund der ersten ausgeförderten Anlagen wird die Entwicklung von Vermarktungsansätzen durch die Erneuerbare Energien Richtlinie II und die Strombinnenmarktrichtlinie der EU-Kommission befeuert. Diese sind bis zum 31.12.2020 bzw. 01.07.2021 in nationales Recht umzusetzen und sehen unter anderem vor, dass jeder Anlagenbetreiber seinen Strom an beliebige Dritte am Markt verkaufen kann, ohne unverhältnismäßigen Verfahren und Abgaben unterworfen zu sein.

Aktuelle Vorschläge zur weiteren Regelung ab 2021

Das Umweltbundesamt analysiert die Situation ausgeförderter PV-Anlagen und kommt zu dem Ergebnis, dass unter den bislang gegebenen Kosten für Direktvermarktung und den angenommen Kosten für Weiterbetrieb, die Direktvermarktung als Weiterbetriebsoption nicht wirtschaftlich sein dürfte, da der Marktwert für PV-Strom in den meisten Fällen geringer ist. Bei einer Umstellung auf Eigenversorgung hingegen können die Kosten des Weiterbetriebs durch die Strompreiseinsparungen gedeckt werden. Für Betreiber ist es in diesem Fall wirtschaftlich attraktiver, die Anlage abzuregeln, wenn keine Eigenversorgung möglich ist, statt Restmengen über die Direktvermarktung ins Netz zu speisen. Um diese Abregelung zu vermeiden, plädiert die Studie für vereinfachte Abnahmeregelungen zur Stromeinspeisung für ausgeförderte (Klein-)Anlagen und entwirft verschiedene Ausgestaltungsvarianten.

Die Studie betrachtet nicht nur die Attraktivität dieser Varianten für die Anlagenbetreiber, sondern bewertet auch die Auswirkungen auf die Kosten für Letztverbraucher und auf die Nutzung bzw. Schaffung von freien Vermarktungsangeboten von Direktvermarktungsunternehmen. Zudem wird die rechtliche Umsetzbarkeit betrachtet. Insbesondere die Attraktivität einer Lösung für den Betreiber und die verbleibenden Spielräume zur Schaffung von Vermarktungsangeboten stellen einen Zielkonflikt dar. Die Autoren empfehlen, trotz der limitierenden Auswirkungen auf die Attraktivität von Vermarktungsangeboten, zumindest übergangsweise eine Durchleitung des Marktwertes für ausgeförderte Anlagen (bis 100 kW). Diese Entscheidung wird auch dadurch begründet, dass die betroffene Strommenge in den ersten Jahren ab 2021 relativ gering ist. Von den Anlagen, die bis 2024 vom Förderende betroffen sind, stammen 62% der Leistung aus Anlagen bis 10 kW und 22% aus Anlagen bis 30 kW. Ziel sollte sein, die Regelung bei Erreichen der Wirtschaftlichkeit von Direktvermarktungsangeboten für kleine bzw. sehr kleine Anlagen anzupassen.

Eine Umsetzung dieser Option wäre aus Sicht der Autoren europarechtlich mit der neuen EE-Richtlinie und der Strombinnenmarkt-Verordnung vereinbar. Die Vereinbarkeit mit dem Beihilferecht hängt im ersten Schritt davon ab, ob das EEG 2017 als Beihilfe zu betrachten ist oder nicht (wie dies beim EEG 2012 der Fall ist). Sollte das EEG 2017 als Beihilfe gewertet werden, obliegt es der EU-Kommission, bezüglich einer Anschlussregelung für ausgeförderte PV-Anlagen zu entscheiden. Die Autoren sehen in der durch die Unattraktivität der Vermarktungsangebote für betroffene Anlagen drohenden Abregelung, und die damit einhergehenden Verluste beim Beitrag zur THG-Minderung gute Argumente für eine beihilferechtliche Vereinbarkeit.

In einem Kurzgutachten untersuchen der Solarförderverein, die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie und die Kanzlei GGSC ebenfalls die Weiterbetriebssituation für PV-Altanlagen. Betrachtet wurden die Wünsche der Betreiber von PV-Anlagen hinsichtlich des Weiterbetriebs, die bestehenden und geplanten Angebote von Direktvermarktern und die Wirtschaftlichkeit eines Weiterbetriebs verschiedener Anlagengrößen unter aktuellen sowie unter veränderten Rahmenbedingungen. Hinsichtlich der Wünsche der Anlagenbetreiber bezieht sich das Kurzgutachten auf zwei verschiedene Studien, die vom Fraunhofer ISE und der TH Bielefeld durchgeführt wurden. Den Betreibern scheinen der Umweltnutzen, die Möglichkeit der Autonomie / Autarkie, der finanzielle Nutzen und der Systemnutzen wichtig zu sein.

Grundsätzlich scheinen die Eigenstromversorgung (auch optimiert durch Speicher), die Teilnahme an Energy Communities oder regionalem Handel / Austausch oder auch die weitere Netzeinspeisung als Weiterbetriebsoptionen von den Betreibern präferiert zu werden. Die Bestrebungen, die Anlage abzubauen, sind eher gering. In keiner der Studien wurden allerdings Kosten und Wirtschaftlichkeit der Weiterbetriebsoptionen diskutiert. Die Autoren vermuten, dass ein Großteil der befragten Personen bislang nicht im Detail über die Komplexität und die Kosten der einzelnen Möglichkeiten informiert ist. Die Umfrage unter Direktvermarktern bestätigt, dass viele Akteure Angebote schaffen möchten, die den Wünschen der Betreiber entsprechen. Dem Großteil scheinen jedoch ebenfalls die Kosten und regulatorischen Hemmnisse und Unsicherheiten vieler Angebote nicht bewusst zu sein oder werden bereits als Hindernis für die Produktentwicklung benannt.

Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Autoren ergeben, dass unter den aktuellen Rahmenbedingungen ein Weiterbetrieb für Kleinanlagen bis 2 kWp weder in der Eigenversorgung noch in der Direktvermarktung wirtschaftlich ist. Bei 5 kWp-Anlagen könnte die Umstellung auf Eigenverbrauch (ohne weitere Speicherinvestition) möglich sein, wenn der Reststrom ohne Direktvermarktungsverpflichtung abgenommen würde. Erst bei 30 kWp sind auch eine Speicherinvestition und die Direktvermarktung wirtschaftlich. Insbesondere für Anlagen bis 2 kWp zeigt die Modellierung die Notwendigkeit veränderter Rahmenbedingungen für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb auf. Die Autoren fordern die Möglichkeit der Voll-/Teileinspeisung ins Stromnetz ohne größeren Umbau, den Wegfall der EEG-Umlage, die Vergütung der eingespeisten Strommengen mit 5 cent/kWh, sowie einen zusätzlichen Umweltbonus i. H. v. 2,5 cent/kWh bei Teileinspeisung und 4,5 cent/kWh bei Volleinspeisung.

Die Bundesnetzagentur schlägt ein Prosumer-Modell mit drei Optionen für Betreiber von neuen und alten PV-Anlagen bis 100 kW vor. Das Modell basiert auf der grundsätzlichen Kritik der Unschärfe der Strommengenprognosen, die durch die Belieferung von Haushaltskunden mit dem Standardlastprofil verursacht wird. Diese Unschärfe hat zur Folge, dass die Abweichungen vom Standardlastprofil, die sich beispielsweise durch die Eigenversorgung mit einer PV-Anlage ergeben, von den Netzbetreibern durch den Abruf von Regelenergie ausgeglichen werden müssen. Da diese Situation nach Ansicht der Bundesnetzagentur durch den Einsatz von Speichern sogar noch verstärkt würde, soll deren Einsatz möglichst vermieden werden. Option 1 des Modells, die „Markt-Option“, zielt auf sogenannte aktive Konsumenten ab, und sieht  die ¼-Stundenmessung von Erzeugung und Verbrauch vor. Aktive Konsumenten meint diejenigen, die sich aktiv mit ihrem Stromverbrauch und ihrer Erzeugung auseinandersetzen und beispielsweise ihren Lastgang entsprechend der Erzeugungszeiten der PV-Anlage optimieren.

Im Wesentlichen entspricht das Modell den bestehenden Regelungen zur sonstigen Direktvermarktung mit den oben beschriebenen Problemen der Kosten der Direktvermarktung für kleine Anlagen. Option zwei, die „Netzbetreiber-Option“ sieht vor, dass keinerlei Eigenverbrauch erfolgt und der gesamte erzeugte Strom weiterhin eingespeist wird. Der Anlagenbetreiber erhält vom Netzbetreiber einen Wertersatz in Höhe des Marktpreises. Anlagen, die aus der Förderung laufen, sollen automatisch zu dieser Option zugeordnet werden. Die dritte Option, die „Lieferanten-Option“, stellt eine Variante der „Netzbetreiber-Option“ dar, die lediglich physikalischen Eigenverbrauch ermöglichen soll. Der Anlagenbetreiber hat bei dieser Option nicht länger zwei Ansprechpartner (den Netzbetreiber für den erzeugten Strom, der eingespeist wird, und den Lieferanten für den verbrauchten Netzstrom), sondern nur noch den Lieferanten. Energiewirtschaftlich sind die Netzbetreiber-Option und die Lieferanten-Option identisch. Bei letzterer werden lediglich die beiden Rollen Stromabnehmer und Lieferant von einem Akteur gebündelt. Durch die Bündelung soll die Entstehung der mit Prognoseabweichungen verbundenen Kosten gelöst werden. Finanziell soll diese Option für den Betreiber im Ergebnis wie die Netzbetreiber-Option ausfallen. Es gibt keinen finanziellen Anreiz zum Eigenverbrauch.

Ein Zusammenschluss der Unternehmen EnBW, enviaM, Senec und Sonnen fordert in einem Positionspapier eine Anschlusslösung für Post-EEG-Anlagen, die sie „kleine Direktvermarktung“ nennen. Zielgruppe dieses Vorschlags sind insbesondere, aber nicht ausschließlich, Betreiber von kleinen PV-Anlagen bis 10 kW. Das Modell der kleinen Direktvermarktung sieht vor, dass Anlagenbetreiber in der Regel einen integrierten Vertrag für die Vermarktung der erzeugten (Überschuss-)Strommengen und den eigenen Bezug von Strom mit einem Full-Service-Unternehmen abschließen. Die ¼-Stunden-Bilanzierung wird erst für Anlagen > 7 kW erwartet. Kleinere Anlagen sollen im Rahmen einer Ausnahmeregelung über ein Standard-Einspeiseprofil, welches auch Eigenverbrauch berücksichtigt, bilanziert werden. Für den Ausgleich und die Abrechnung von Mehr- und Mindermengen etablieren die Verteilnetzbetreiber einen Prozess, dessen Kosten regulatorisch anerkannt werden.

Mit sinkenden Kosten für intelligente Messsysteme soll die 7 kW-Grenze der ¼-Stunden-Bilanzierung sukzessive abgesenkt werden. Unabhängig von der Größe der Anlage wird dem Kunden weiterhin die Belieferung nach Standardlastprofil ermöglicht, falls dieser keine ¼-Stunden-Bilanzierung des eigenen Strombezugs wünscht. Der Eigenverbrauch soll für Anlagenbetreiber bis zu einer Anlagengröße von 30 kW von der EEG-Umlage befreit sein, was den Vorgaben der Erneuerbaren Energien Richtlinie II der EU entspricht. Aus Sicht der Autoren besteht bei der sonstigen Direktvermarktung derzeit keine Pflicht zur Fernsteuerung durch den Vermarkter. Falls sich diese künftig ergeben sollte, sieht das Modell eine verpflichtende Fernsteuerung nur für Anlagen > 7 kW und ausschließlich über das intelligente Messsystem (Smart Meter) vor, welches bei Anlagen ab 7 kW durch das Messstellenbetriebsgesetz bereits grundsätzlich verpflichtend ist. Alle Rechte und Pflichten über Herkunftsnachweise gehen im entwickelten Modell an das Full-Service-Unternehmen über. Für Kleinanlagen sollen Herkunftsnachweise pauschal nach installierter Leistung ausgestellt werden, evtl. unterschieden nach Volleinspeiser und Prosumer. Das Konsortium beschreibt ebenfalls eine Auffanglösung bei der der Netzbetreiber den Strom gegen einen Bruchteil des Marktwertes (20-50%) abnimmt. Diese wird als notwendige Rückfall-Option beschrieben, die aber den echten Marktzugang für jedermann nicht ersetzen kann.

Die ab 2021 aus der Vergütung fallenden Windenergieanlagen sind aufgrund ihrer Größe leichter zu vermarkten als kleine PV-Anlagen. Die Diskrepanz zwischen Betriebskosten und niedrigen sowie schwankenden Marktwerten für den erzeugten Strom stellen jedoch auch für diese Technologie ein Hindernis dar. Der BWE fordert eine grundsätzliche Reform der energiepolitischen Rahmenbedingungen die die CO2-Bepreisung, das System der Steuern, Abgaben und Umlagen und die Grünstrom-Vermarktungsmöglichkeiten vor Ort und überregional betreffen. Durch die Coronakrise sind die Börsenstrompreise weiter gefallen und das Problem der Finanzierung des Weiterbetriebs verschärft sich. Die Naturstrom AG  schlägt daher für eine begrenzte Zeit eine Auffang-Marktprämie von 3,2 cent / kWh vor, die verhindern soll, dass ein Großteil der Altanlagen aufgrund der aktuellen Strommarktlage dauerhaft stillgelegt wird. Die Auffanglösung soll wie auch bislang die Einspeisevergütung / Marktprämie entsprechend der Standortgüte und Größe der Anlage angepasst werden. Um eine Überförderung zu verhindern, ist zum einen eine Obergrenze der Auffang-Prämie vorgesehen und die Auffanglösung wird grundsätzlich auf die Jahre 2021 und 2022 befristet und ist als Notmaßnahme auf die aktuellen Verwerfungen und Verzerrungen des Strommarktes zu verstehen.

Ausblick

Mit der aktuell anstehenden EEG-Novelle wird nun auch die Ü-20-Problematik energiepolitisch betrachtet. Der Gesetzgebungsprozess ist nach der Sommerpause angelaufen. Der Referentenentwurf für das neue EEG enthält auch erste Ansätze für den Weiterbetrieb der Anlagen, die ab dem 01.01.2021 keine Vergütung mehr erhalten. So wird zumindest anerkannt, dass die Direktvermarktung für kleine Anlagen derzeit unwirtschaftlich ist. Als Alternative zur Direktvermarktung soll es möglich sein, den erzeugten Strom dem Netzbetreiber zur Verfügung zu stellen und hierfür einen Marktwert abzüglich der Vermarktungskosten zu erhalten. In welcher Form die Formulierungen des aktuellen Referentenentwurfs auch in den finalen Gesetzestext übernommen, angepasst oder ergänzt werden, bleibt abzuwarten und wird sich in den nächsten Wochen zeigen.