Auch im Frühherbst treten weiterhin Stunden mit negativen Preisen am Strommarkt auf: Nach 68 Stunden im August waren es im September immerhin noch 40 Stunden, wie aus Daten der Übertragungsnetzbetreiber hervorgeht. Vor allem Strom aus Solaranlagen hat in der Folge mit fallenden Marktpreisen zu kämpfen. Für den Staat bedeutet das: Der Ausgleichsbedarf durch die Marktprämie nimmt zu ‒ die EEG-Förderkosten steigen rasant. Forscher des Rheinisch-Westfälischen Instituts für Wirtschaftsforschung (RWI) rechnen im laufenden Jahr mit bis zu 23 Milliarden (Mrd.) Euro.
Die Bundesregierung hat in der "Wirtschaftsinitiative" bereits Maßnahmen angekündigt, um diese Kosten künftig wieder zu verringern. Zum einen soll die Marktprämie für neue Anlagen ab 2025 bei negativen Preisen entfallen. Die Direktvermarktungsschwelle soll schrittweise von 100 Kilowatt (kW) auf 25 kW absinken. Und nicht zuletzt plant die Ampel-Koalition eine große EEG-Reform: Aus der Vergütung pro Kilowattstunde soll künftig ein Investitionskostenzuschuss werden. Die ZfK hat sich bei den größten Direktvermarktern für Solaranlagen umgehört, was von den Plänen zu halten ist.
Keine spürbaren Auswirkungen
Die Mehrheit der Befragten ist der Ansicht, dass eine Reform der EEG-Förderung zumindest teilweise nötig ist. Großer Zweifel herrscht jedoch, ob die geplanten Maßnahmen einen signifikaten Effekt haben werden.
"Da die Regelung nur auf Neuanlagen abzielt, wird das Entfallen der Marktprämie ab der ersten Stunde keine spürbaren Auswirkungen haben", sagt etwa Alexander Krautz, Head of Product Development & Management beim größten PV-Direktvermarkter Next Kraftwerke. Neben Bestandsanlagen würden auch kleine PV-Dachanlagen mit 7-10 kW weiterhin auch bei negativen Preisen einspeisen. Letztere seien "das Segment, in dem aktuell am meisten zugebaut wird."
Wirtschaftlichkeit bei Kleinanlagen
Bei der Herabsenkung der Direktvermarktungs-Schwelle sehen die meisten Befragten ein Wirtschaftlichkeitsproblem. Beim Anlagensegment bis oder um 100 kW handele es sich in der Regel um Überschusseinspeiser, wodurch deren Strom einen eher geringen Wert habe, betont Krautz von Next Kraftwerke. "Gleichzeitig ist der Aufwand für die Anlagen in der Vermarktung genauso hoch wie für größere Anlagen, da viele Marktprozesse auf Seiten der Netzbetreiber überwiegend noch nicht automatisiert ablaufen." Für Betreiber könnte das ein Minusgeschäft bedeuten.
Ähnlich sehen das die Stadtwerke Rosenheim, einer der größten kommunalen PV-Strom-Vermarkter. "Eine alleinige Vermarktung mit den aktuellen Prozessen wird keine wirtschaftliche Lösung sein", so eine Unternehmenssprecherin. Die Wirtschaftlichkeit könne "nur mit smarten intelligenten Messsystemen, Gateways und optimierten Prozessen in der Direktvermarktung und beim Redispatch in Zusammenarbeit mit den Stromnetzbetreibern zukünftig realisiert werden".
Verlagertes Problem
Auch hier herrscht unter den Direktvermarktern Skepsis, ob dies so schnell gelingt. "Die Erfahrungen mit der Einführung von Redispatch 2.0, wo zahlreiche Netzbetreiber die Prozesse noch nicht umgesetzt haben, machen in dieser Beziehung allerdings wenig Hoffnung", sagt Oliver Felthaus, Head of Sales bei der BayWa r.e. Energy Trading. "Dennoch müssen wir hier vorankommen, da die Flexibilisierung der Erzeugung und der Last der Schlüssel dafür ist, die Netze nicht unsinnig groß ausbauen zu müssen, was ein volkswirtschaftliches Desaster wäre."
Auf ein weiteres Problem macht der schweizerische Direktvermarkter BKW aufmerksam: PV-Kleinanlagen werden häufig zur Eigenbedarfsdeckung der Anlagenbetreiber genutzt. "Sollte dann zu Zeiten abgeregelt werden, in denen der Anlagenbetreiber dann anstatt Strom aus seiner Anlage, Strom aus dem Netz beziehen müsste, so müsste hier eine Schadenersatzregelung getroffen werden", so ein Unternehmenssprecher. "Mit dieser Massnahme wird das Problem der negativen Strompreise nicht gelöst, sondern nur verlagert."
Erhebliche Risiken
Bei der Reform der EEG-Förderung fallen die Einschätzungen gemischt aus. Zustimmend äußert sich das Hamburger Handelshaus CF Flex Power. "Für unsere Kunden bedeutet das etwas mehr Investitionsrisiko", sagt Mitgründer und Managing Director Amani Joas. "Dies ist jedoch in Ordnung, da sich die Branche professionalisieren muss und die reine Subventionsära hinter sich lassen sollte." Direktvermarkter könnten sich künftig darauf konzentrieren, den Wert der Anlage zu maximieren, "ohne auf irgendwelche Subventionen Rücksicht zu nehmen".
Die Weiterentwicklung zu einem produktionsunabhängigen System sei "aus energiewirtschaftlicher Sicht eine überlegenswerte Option", aber mit "erheblichen Risiken behaftet", meint dagegen Felthaus von der BayWa r.e.. Es drohten vor allem höhere Kapitalkosten und dies könnte "letztlich zu einem Fadenriss beim Ausbau der EE führen". Das Unternehmen spricht sich deshalb zunächst für eine "ergebnisoffene" und "mehrjährige Erprobung" in einem Reallabor aus.
Keine Chance für Mengenförderung
Skeptisch zeigt sich Felthaus, ob das bis Anfang 2027 zu schaffen ist. Denn dann läuft die EU-Genehmigung für die bisherige EEG-Förderung aus. Eine "behutsame Weiterentwicklung" sei deshalb vorerst sinnvoller, etwa durch eine Mengenförderung.
Dass die Bundesregierung offenbar über eine Mengenförderung gar nicht nachdenkt, stört auch Arved von Harpe, Geschäftsführer des Hamburger Direktvermarkters Sunnic Lighthouse. Dies würde "automatisch dafür sorgen, dass jede Anlage exakt dann laufen würde, wenn es am profitablsten wäre." Gleichzeitig wäre die Attraktivität der Investition weiterhin gegeben.
Abhängig von Haushalt
Der geplante Investitionszuschuss würde laut von Harpe sogar im Extremfall dazu führen, dass die tatsächliche Produktion nur noch eine untergeordnete Rolle spielen würde. Betreiber und Vermarkter könnten die Instandhaltung der Anlagen in der Folge auf ein Minimum herunterfahren.
Der Berliner Vermarkter Lumenaza sieht noch ein weiteres Risiko. "Das größte Problem [an dem geplanten neuen Modell, Anm. der Redaktion] ist, dass die Förderung von der Haushaltssituation abhängt und jederzeit stark gekürzt werden kann", verdeutlicht ein Unternehmenssprecher. "Daher ist eine gleitende Marktprämie das präferierte Modell." (jk)
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