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Optionen nach Ablauf des EEG-Förderanspruchs – Welche Vermarktungsperspektiven haben Anlagenbetreiber?

Mit dem am 29. März 2000 in Kraft getretenen ersten Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) startete die Förderung von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen. Paragraph neun des EEG legte die Zahlungen einer Mindestvergütung 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 alle Erneuerbare-Energien-Anlagen, die vor oder ab dem Jahr 2000 betrieben worden, ihren Förderanspruch 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 Förderung ab 2020 fast alle Anlagen ohne eine Anschlussförderung aus wirtschaftlichen Gründen nicht weiter betrieben würden (RefE_EEG 2016, S.111). 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 erneuerbare Energien fallen zwar keine Substratkosten an, der Betrieb der Anlagen – insbesondere von Windenergieanlagen (WEA) – verursacht aber trotzdem Kosten. Obwohl die Anlagen bereits abgeschrieben sind, damit theoretisch besonders günstig Strom generieren können, ist es bei den derzeitigen daher Großhandelspreisen unklar, ob sich diese über diesen Markt finanzieren können. Aufgrund des derzeit historisch niedrigen Börsenstrompreises gibt es Studien, die zu dem Ergebnis kommen, dass der Weiterbetrieb zumindest von Windenergieanlagen nach dem Ende des Vergütungsanspruches vielen Fällen nicht möglich sein wird.

Rechte und Pflichten für den Weiterbetrieb aus dem EEG

Der Verlust des Förderanspruchs hat auf zahlreiche Regelungen des EEG keine Auswirkungen, wie sowohl die Stiftung Umweltenergierecht als auch die Kanzlei von Bredow Valentin Herz feststellen. 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.

Rechte

Die Pflicht der Netzbetreiber zum Anschluss (§8 EEG) und zur vorrangigen 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 dieser nach §15 EEG zur Entschädigungszahlung verpflichtet. Dieser Anspruch besteht – unabhängig von einem Förderanspruch – für bis zu 95% der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen (z.B. 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) und abzüglich der ersparten Aufwendungen (z.B. durch 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 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 eventuelle 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 NeMoG wurde die Abschaffung der Zahlung der vermiedenen Netzentgelte für volatile EE eingeleitet (Anlagen die nach 2018 in Betrieb genommen wurden erhalten gar keine, ältere Anlagen ab 2020 nichts mehr). 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. Die Höhe der Entgelte ist in dieser Tabelle angegeben.

Pflichten

Der Netzbetreiber ist zwar zur Abnahme des Stroms verpflichtet, dass der Strom auch kaufmännisch abgenommen wird obliegt alleine dem Anlagenbetreiber, der dementsprechend Vermarktungsverträge mit einem Stromhändler, Letztverbraucher oder Direktvermarkter schließen sollte.

Hinzu kommt, dass Anlagenbetreiber, die bisher noch nicht die technischen Vorgaben des § 9 EEG zur Fernsteuerbarkeit und Systemdienstleistungsverordnung umgesetzt haben, weil sie bspw. die feste Einspeisevergütung in Anspruch nahmen, diesen Pflichten nun nachkommen muss. Ein Verstoß kann dazu führen, dass der Anspruch auf vermiedene Netzentgelte und auf (physikalische) Abnahme des erzeugten Stroms verloren geht.

Ebenfalls auch für Bestandsanlagen ohne EEG Förderung gelten 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.

Optionen des Weiterbetriebs

Nach dem Auslaufen der EEG-Vergütungsansprüche finden sich Windenergieanlagen im freien Markt wieder. Erlöse sind demnach über frei zugängliche Marktsegmente möglich. Als Grundannahme für die möglichen Erlöse dienen die Marktwerte an der Strombörse.

Angebote von Direktvermarktern

Neben der geförderten Direktvermarktung, bei der Anlagenbetreiber neben den Markterlösen eine sogenannte Marktprämie erhalten, ist die sonstige Direktvermarktung das Pendant für Anlagen ohne Vergütungsanspruch. Bei der sonstigen Direktvermarktung wird der erzeugte Strom an der Börse verkauft und erhält den jeweiligen Marktpreis.  Alternativ kann der Strom auch im Rahmen eines Power-Purchase-Agreements (PPA) an einen Abnehmer oder Händler verkauft werden. Bei beiden Optionen fließt keine zusätzliche Förderung oder Prämie. Strommengen, die über diesen Weg vermarktet werden, behalten im Gegensatz zu geförderten Anlagen, ihre „Grünstromeigenschaft“ was sie nutzbar für spezielle Premium-Grünstromprodukte oder Regionalstromprodukte machen könnte.

Eine Reihe von Direktvermarktungsunternehmen bietet erste Angebote für die Anlagenvermarktung nach Auslaufen der Förderung an.

  • Festpreis für Direktvermarktung: Die EWE AG sichert Betreibern für 3 Jahre eine Grundvergütung in Höhe von 2,2 cent/kWh zu. Darüber liegende Einnahmen aus der Vermarktung werden im Verhältnis 70:30 zwischen Betreiber und der EWE AG geteilt.
  • Individuelles Power Purchase Agreement:
    • Statkraft hat kürzlich ein Power Purchase Agreement (PPA) abgeschlossen mit dem der Weiterbetrieb von 6 Windparks nach Auslaufen des EEG sichergestellt werden soll. Die Anlagen sollen für weitere 3 bis 5 Jahre laufen und ein Industrieunternehmen mit Strom versorgen. Laut Unternehmensangaben fallen ca. 15 % des eigenen Windenergieportfolios Anfang 2021 aus der EEG-Vergütung. Der Abnahmepreis wird mit den Betreibern individuell abgestimmt und ist insbesondere abhängig von Ertrags- und Einspeiseprognose der Anlage und Risikobereitschaft des Betreibers.
    • Ein PPA zur Belieferung von Privathaushalten hat Greenpeace Energy mit einem Betreiber von 6 Windenergieanlagen abgeschlossen. Dieser garantiert einen festgelegten Preis je kWh für einen Zeitraum von 5 Jahren und tritt zum 1.1.2021 in Kraft.
  • Übernahme von Anlagen vor Auslaufen des EEG: Die Hanse Windkraft, eine 100% Tochterfirma der Stadtwerke München, wurde eigens zu dem Zweck gegründet alte Windenergieanlagen aufzukaufen und dann zu betreiben. Nach eigener Aussage werden Anlagen bereits vor Auslaufen der EEG-Vergütung übernommen. Der Ablösewert bestimmt sich nach dem vergangenen Windertrag (ca. die letzten 5-10 Jahre), der auf die Restlaufzeit hochgerechnet wird. Einen Mehrerlös gegenüber der Fortführung des eigenen Betriebs bis zum Ende der Förderdauer mit anschließendem Rückbau, darf der Anlagenbetreiber beim Verkauf der Windenergieanlage(n) entsprechend nicht erwarten. Hanse Windkraft wirbt mit den ökologischen Vorteilen des Weiterbetriebes. Dieser sei für die Tochter der Stadtwerke München aufgrund der Strukturen und Dienstleistungen im eigenen Hause wirtschaftlich und organisatorisch machbar, während er für kleinere Betreiber zusätzliche Kosten für Dienstleistungen verursachen würde. Eine Beteiligung an Mehrerlösen nach der EEG-Förderzeit wird nur für Repowering-Projekte in Aussicht gestellt.

Direktlieferung vor Ort / Eigenverbrauch

Der direkte Verbrauch des erzeugten Stroms vor Ort bzw. in räumlicher Nähe bietet die Möglichkeit einzelne Stromkostenbestandteile (Abgaben und Umlagen) einzusparen. 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 lediglich 40 % der EEG-Umlage an. Zudem entfallen die Netznutzungsentgelte und, wenn die Anlage max. 2 MW groß ist, die Stromsteuer. Die Eigenversorgung ist damit aktuell die wirtschaftlich spannendste Stromverwendungsmöglichkeit. Aufgrund der strikten Voraussetzungen wird diese aber nur in wenigen Ausnahmefällen eine Option darstellen.

Die Direktlieferung hingegen bietet größeren Spielraum. So genügt ein räumlicher Zusammenhang zur Einsparung der Stromsteuer. Liegen Verbraucher und Anlage so nah beieinander, dass eine private Leitung gelegt werden kann, entfallen zudem die Netzentgelte. Bei diesen Lieferbeziehungen wird der Anlagenbetreiber zum Elektrizitätsversorgungsunternehmen, wodurch einige energiewirtschaftliche Pflichten auf ihn zukommen.

Fazit

Trotz genannter Bestrebungen Vertriebsmodelle zu entwickeln und Lieferverträge für die Zeit nach Auslaufen der EEG-Förderung abzuschließen, ist bislang kein einfach kopierbares Geschäftsmodell für alte Erzeugungsanlagen gefunden. Vielmehr ist eine sehr individuelle Abschätzung der Gegebenheiten notwendig um evtl. eine Nische zum wirtschaftlichen Weiterbetrieb zu finden.

Dipl.-Kauffrau (FH) Lisa Conrads
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Rechtsanwältin Ka Yee Winkler
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