Windkraftanlagen vor der norddeutschen Küste und Solarparks auf ehemaligen Tagebauflächen: Die Energiewende ist in Deutschland bereits in vollem Gange. Wesentlicher Treiber ist dabei das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das mittlerweile 26 Jahre alt ist.
In diesem Jahr steht es vor einer Generalüberholung, denn die beihilferechtliche Genehmigung der aktuellen Förderung durch die EU-Kommission läuft zum Jahresende aus. Zudem müssen EU-Vorgaben wie die Strombinnenmarktverordnung umgesetzt werden. Ein Überblick über die größten Knackpunkte und die Sicht mehrerer Verbände darauf.
1. Zweiseitige Differenzverträge
Was kommen könnte: Laut EU-Strombinnenmarktverordnung darf Deutschland erneuerbare Energien nur noch über sogenannte "zweiseitige Differenzverträge (CfD) oder gleichwertige Instrumente" direkt fördern. Bei zweiseitigen Differenzverträgen handelt es sich um Verträge, bei denen eine Untergrenze als Mindestvergütung sowie eine Obergrenze eingeführt werden. Die Mindestvergütung soll Betreibern erneuerbarer Energien Planungssicherheit geben. Über die Obergrenze hinausgehende Erlöse werden vom Staat abgeschöpft.
Was die Branche dazu sagt: "Wir halten zweiseitige Differenzverträge für ein geeignetes Instrument", heißt es hierzu vom Stadtwerkeverband VKU. "Sie schaffen bei kluger Ausgestaltung Investitionssicherheit und erhalten gleichzeitig die Marktpreissignale." Allerdings weist der Verband auch auf mögliche Schwächen der CfD hin. Dabei könne man von Ländern lernen, in denen die Systeme bereits eingeführt wurden. "Alle Nicht-Profiteure von CfD zahlen gegebenenfalls höhere Strompreise, weil das entsprechende Stromangebot dem Markt entzogen wird." Eingriffe bei der Preisbildung sollten nach Auffassung des VKU auf ein notwendiges Minimum beschränkt werden.
Der Energiewirtschaftsverband BDEW sieht in CfD ebenfalls ein gutes Mittel zur Förderung des Ausbaus der erneuerbaren Energien. Der Verband spricht sich für die Einführung eines Marktmengenmodells in einem ersten Schritt aus. Im Gegensatz zur aktuell vorhandenen gleitenden Marktprämie würde "Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen bei Börsenstrompreisen über null mit einem zweiseitigen CfD" gefördert werden. Der Förderzeitraum sei dabei unerheblich, es würde vielmehr eine feste Menge subventioniert werden.
Für den Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) ist die Einführung von CfD "der nächste konsequente Schritt in der Weiterentwicklung der Finanzierungsinstrumente für erneuerbare Energien". Zunächst sollten einfache CfD eingeführt werden, die auf der tatsächlich erzeugten Strommenge basieren. Diese wären für die Banken einfacher finanzierbar.
Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) spricht sich ebenfalls für eine Überführung der bisher geltenden Marktprämie in zweiseitige Differenzverträge aus. Die Ausgestaltung dürfe aber keine höheren Risiken für Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen herbeiführen, schreibt er. Dies würde die Akteursvielfalt einschränken und einen Fadenriss im Ausbau erneuerbarer Energien auslösen.
2. Umgang mit kleinen Erneuerbaren-Anlagen
Was kommen könnte: Die EU-Strombinnenmarktverordnung räumt den Mitgliedsstaaten das Recht ein, kleine Erzeugeranlagen bei direkter staatlicher Unterstützung von der CfD-Pflicht zu befreien. Dies gilt jedoch lediglich für Anlagen mit einer Größe von bis zu 200 Kilowatt (kW). Möglich wäre, diese Schwelle zu senken. Ein Streitpunkt ist zudem, inwiefern Kleinanlagen überhaupt noch staatlich gefördert werden sollen. "Neue, kleine PV-Anlagen rechnen sich schon heute im Markt und bedürften keiner Förderung", sagte Reiche vergangenen Sommer der "Augsburger Allgemeinen".
Was die Branche dazu sagt: Zuerst zur CfD-Befreiung bei Kleinanlagen: Laut BDEW würde für Anlagen unterhalb der EU-Grenze die Erlösabschöpfung mit einem hohen Umsetzungsaufwand verbunden sein. Dieser stände höchstwahrscheinlich nicht in einem angemessenen Verhältnis zu den finanziellen Erträgen. VKU, BNE und BEE sprechen sich ebenfalls für die Beibehaltung der 200-kW-Grenze aus.
Unterschiedliche Meinungen gibt es in der Branche zum möglichen Förder-Aus für kleine Anlagen. "Anlagen zur Volleinspeisung unter 100 kW installierter Leistung sollten nicht mehr mit einer Festvergütung gefördert werden", heißt es dazu vom BDEW. Der VKU sieht ebenfalls keine Begründung für eine Förderung von Anlagen, die in erster Linie zur Eigenversorgung gedacht sind, da diese bereits wirtschaftlich seien.
Nach Auffassung des BNE sollte eine Umstellung der starren Einspeisevergütung auf eine Marktprämie nur diskutiert werden, wenn der Wechsel in die Direktvermarktung künftig so einfach funktioniere wie ein Stromlieferantenwechsel. "Das ist aktuell noch nicht der Fall."
Kritisch sieht der BEE die Diskussion über ein Ende der fixen Einspeisevergütung bei kleinen Photovoltaik-Anlagen. Er verweist auf eine Veröffentlichung der Fachzeitschrift Finanztip. Demnach würden sich bei einer Abschaffung der EEG-Vergütung für neue PV-Dachsysteme im Heimsektor die Amortisationszeiten derart verlängern, dass die Anlagen für die Mehrzahl potenzieller Kunden unattraktiv werden würde.
3. Absenkung der Direktvermarktungsschwelle
Was kommen könnte: Aktuell müssen lediglich Betreiber erneuerbarer Energien mit einer Leistung von mindestens 100 kW verpflichtend in die Direktvermarktung. Heißt: Gefördert werden die Anlagen nicht mehr direkt über eine fixe Einspeisevergütung, sondern über eine Marktprämie. Die Anlagen werden auch nicht mehr im staatlichen Auftrag von Übertragungsnetzbetreibern vermarktet, sondern von sogenannten Direktvermarktern. Es ist gut möglich, dass der Gesetzgeber die Direktvermarktungsschwelle senken will. Im Zehn-Punkte-Papier des Bundeswirtschaftsministeriums vom September heißt es dazu pauschal: "Außerdem soll eine Verpflichtung zur Direktvermarktung für Neuanlagen eingeführt werden."
Was die Branche dazu sagt: Der BNE hält eine Absenkung der Schwelle für "sinnvoll und wichtig". Dies setze jedoch zwingend voraus, dass der Zugang die Direktvermarktung massengeschäftstauglich standardisiert und für die Betreiber risikoarm im Marktprämienmodell ausgestaltet werde.
Nachholbedarf bei der Standardisierung in der Direktvermarktung sieht auch der BDEW. Erst wenn diese weiter vorangeschritten sei, sei eine Absenkung auf eine Grenze von 7 kW sinnvoll. Der Verband befürwortet in einem ersten Schritt die Absenkung auf 25 kW.
Geht es nach dem VKU, würden perspektivisch alle Anlagen unter 100 kW in die Direktvermarktung einbezogen werden. Ähnlich wie der BNE sieht der Verband die Massentauglichkeit der Prozesse jedoch noch nicht als gegeben und schlägt eine stufenweise Absenkung vor.
Vorsichtig bleibt auch der BEE. Für eine Direktvermarktungspflicht für Anlagen unter der Spitzenleistung von 100 kW sieht er die Bedingungen weiterhin als unzureichend. "Anlagenbetreiber haben schon heute zum Teil Probleme, einen Direktvermarkter zu finden und die bürokratischen Aufwände sind immer noch riesig." Beide Faktoren führten dazu, dass eine Direktvermarktungspflicht für Kleinanlagen mit erheblichen Kostensteigerungen verbunden wäre und die konsequente Fortführung der Energiewende einschränken würde.
4. Erneuerbaren-Ausbaupfad
Was kommen könnte: Aktuell sollen laut EEG im Jahr 2030 mindestens 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs durch erneuerbare Energien gedeckt werden. Möglich wäre eine Änderung dieser Ziele oder eine Fortschreibung über 2030 hinaus. Für Wirbel sorgte zudem die Einschätzung von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU), dass der absolute Stromverbrauch eher in der Nähe von 600 als von 750 Terawattstunden (TWh) liegen werde. Offen ist, ob sich dies auch im neuen EEG wiederfinden wird.
Was die Branche sagt: Aus Sicht des VKU sollte es in einer zukünftigen Novelle auch Ausbaupfade über das Jahr 2030 hinaus geben – idealerweise bis mindestens 2040, so der Stadtwerkeverband. "Nur so erhalten kommunale Energieversorger die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit für langfristige Erzeugungsprojekte."
Der BNE hält den aktuell verankerten Ausbaupfad für die nächsten Jahre für ambitioniert. "Das ist ausdrücklich zu begrüßen." Aus seiner Sicht ist eine konsequente und verlässliche CO2-Bepreisung außerdem wichtiger als die Festlegung weiterer quantitativer Ausbauziele über 2030 hinaus.
"Die Zubauziele sowie auch die Ausschreibungsvolumina sollten nicht im Lichte derzeit vermuteter, geringerer Stromverbräuche im Jahr 2030 nach unten korrigiert werden", heißt es vom BDEW. Die bestehenden Ausbaupfade müssten zwingend beibehalten werden, schreibt der Verband.
Aus BEE-Sicht unterschätzt das Wirtschaftsministerium den für 2030 benötigten Strombedarf. "Nähen auf Kante ist die falsche Strategie", schreibt er.
Der Erneuerbaren-Verband geht selbst von einem Bedarf von bis zu 700 TWh aus. "Entsprechend höher wäre der Bedarf an erneuerbaren Energien." Und entsprechend brauche es weiterhin konsequente Investitionen in alle Bereiche des Stromsystems: "von Ausbau und Anbindung über Flexibilisierung und Digitalisierung der Netze."
