Energiepolitik mit Hindernissen: die geplanten Änderungen des EEG

Diese wichtigen Fragen und deren mögliche Antworten sind in der Breite der Bevölkerung überwiegend unbekannt. Der Expertenrat für Klimafragen sieht das Klimaziel 2045 in Gefahr.

Vergangene Woche hat sich auch der Bundesrat gegen die zentralen Reformpläne aus Berlin gestellt. Der Ausgang des Verfahrens und die zukünftigen Entscheidungen sind ungewiss.

Werden sich in den nächsten Wochen weiterhin die Interessen der fossilen Energieträger durchsetzen? Oder schafft die Bundesregierung, die jüngsten, alarmierenden Warnungen des Expertenrates für Klimafragen ernst zu nehmen und den bisherigen Pfad der Energiewende nicht nur fortzusetzen, sondern auch zu dynamisieren?

Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

Alle neuen PV-Gebäude-Anlagen bis 25 kW sollen ab 1.1.2027 keine Einspeisevergütung mehr bekommen. Eine auf 30 Monate zeitlich befristete Netzbetreiberabnahme zum Jahresmarktwert soll einen Übergang schaffen.

In der Konsequenz wird dadurch eine Amortisation von kleinen PV-Anlagen innerhalb von 20 Jahren ohne Eigenverbrauch von >50 % und eines Batteriespeichers von >1kWh je kWp der PV-Anlage schwieriger darstellbar.

Der Strom kann zwar -ohne Förderung- verkauft werden. Bei Anlagen unter 25 kWp müssen die Erlöse aber sehr hoch sein, damit sie nicht durch die Vermarktungskosten kompensiert werden.

Höhere Wirkleistungsbegrenzung

Die maximale Wirkleistungseinspeisung neuer PV-Dachanlagen soll auf 50 % reduziert werden. Unklar ist noch, ab das für Anlagen bis 25 kWp oder auch bis 100 kWp gilt.

Bis jetzt besteht ohne Smart Meter bereits eine 60 % Wirkleistungsgrenze. Zukünftig dürfen nur noch maximal 50 % der möglichen Solarleistung ins Netz eingespeist werden.

Die neue Regelung gilt für alle Anlagen ab dem 1.1.2027.

Pflicht zur Direktvermarktung

PV-Anlagenbetreiber sind zur Direktvermarktung verpflichtet, wenn sie für den Solarstrom eine Marktprämie haben wollen. Dies gilt ab 1.1.2027 für Anlagen über 25 kW bis 1 MW.

Der Aufwand für eine Einspeisevergütung wird stark erhöht. Für Betreiber wird es schwer, Direktvermarkter zu finden, die den restlichen Solarstrom aus Eigenverbrauchs-Anlagen vermarkten.

Die mangelnde Verfügbarkeit intelligenter Messsysteme ist eine weitere Beschränkung für die Betreiber.

Negative Strompreise

Alle neuen Anlagen ab 25 kWp, die eine Marktprämie erhalten, bekommen zunächst keine Vergütung, wenn negative Strompreise entstehen.

Dies bewirkt, dass sich die Amortisation der Anlagen bei zunehmenden negativen Strompreisen um ca. 8 % sinken kann.

Zweiseitige Differenzverträge

Für PV-Anlagen ab 100 kWp sollen künftig zweiseitig ausgestaltete Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) gelten: Übersteigt der an der Strombörse erzielte Jahresmarktwert den festgelegten anzulegenden Wert, sind Betreiber verpflichtet, einen sogenannten Refinanzierungsbeitrag (Clawback) an den Netzbetreiber abzuführen.

Dies führt zu einer Abschöpfung von Übergewinnen. Verdient eine Anlage an der Börse mehr als den festgelegten Wert, muss der Mehrerlös an den Staat zurückgezahlt werden. Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, erhält der Betreiber die Differenz vom Staat.

Wenn Gewinne abgeschöpft werden, reduziert das den Investitionsanreiz für Großanlagen, innovative Konzepte und Bürgerenergiegesellschaften. Diese Regelung kann die Energiewende verzögern.

Ausschreibungen ab 750 kWp

Alle PV-Anlagen ab 750 kWp (vorher 1 MWp) müssen in die Ausschreibung. Ausschreibungen benachteiligen insbesondere Bürgerenergie-Projekte, da sie aufgrund höherer Preise für Planung und Verwaltung nicht mit kommerziellen Anbietern konkurrieren können.

Bis 2030 sollen die ausgewiesenen Flächen zwar verdreifacht werden. Trotzdem limitieren Ausschreibungen den jährlichen solaren Ausbau und verhindern, dass alle möglichen Investoren berücksichtigt werden.

Der Preisdruck schränkt die Vielfalt der teilnehmenden Akteure ein. Es besteht die Gefahr, dass Bürgerenergieprojekte nicht mithalten können und letztlich nicht alle geplanten Projekte umgesetzt werden.

Kapazitätslimitierte Netzgebiete

Netzbetreiber können Gebiete für bis zu zehn Jahre als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn im Vorjahr die technisch mögliche Einspeisung der angeschlossenen EE-Anlagen mehr als 3 % angepasst wurde.

Die Pflicht zum sofortigen Netzausbau für den Anschluss neuer Anlagen erlischt.

Damit entfällt für Investoren die Planungssicherheit. Einen Rechtsanspruch auf den „unverzüglichen Anschluss“ von EE-Anlagen gibt es damit in vielen Regionen nicht mehr.

Bei der Planung von Solaranlagen sind der Netzanschluss und finanzielle Ausfälle ungewiss. Wind- und Solaranlagen werden dabei zusammengerechnet.

Einführung eines Baukosten­zuschusses (BKZ)

Betreiber sollen ab dem 1.1.27 direkt an den Kosten für den Netz­anschluss und -ausbau beteiligt werden. Dies gilt übrigens auch für Haus­anschlüsse. Die Höhe des Zuschusses obliegt der Bundesnetzagentur. Die Regelung soll zu „einen sparsameren Umgang mit knappen Anschlusskapazitäten“ beitragen.

Der Zuschuss durch Betreiber von Anlagen bedeutet in jedem Fall höhere Investitionskosten.

Die Rentabilität einiger Projekte könnte entweder geschmälert werden oder sogar gänzlich verschwinden.

Speziell dieser Punkt wird die Energiewende verzögern, denn höhere Investitionskosten schrecken Investoren ab.

Redispatch-Vorbehalt

Neue Anlagen in Engpassgebieten können nur noch „bedingte Netz­an­schlüsse“ erhalten. Das bedeutet z. B.: Um überhaupt ans Netz angeschlossen zu werden, müssen sie auf Entschädigungs­zahlungen verzichten, wenn Anlagen zur Netzstabilität abgeregelt werden.

So entsteht ein neues wirtschaftliches Risiko. Ohne die Redispatch-Entschädigung entstehen unvorhersehbare Erlösausfälle von 10 – 20 %. Dies verlängert die Amortisation von EE-Anlagen.

Es ist zudem möglich, dass Netzbetreiber vorrangig neue Anlagen abregeln, die nicht entschädigt werden müssen. Das Risiko erschwert die Kreditvergabe für neue Projekte.

Nachträgliche Leistungskürzung

Wird die zugesagte Anschlussleistung über drei Jahre nicht voll genutzt, darf der Netzbetreiber diese dauerhaft auf den Maximalwert der Vergangenheit kürzen. Der Anlagenbetreiber muss die Kürzung dulden.

Diese neue Regelung wird zu einem Problem für Bürgerenergieprojekte, denn diese werden häufig etappenweise über mehrere Jahre realisiert. Auch die stufenweise Modernisierung eines Gebäudes (z. B. Dämmung, stufenweiser Aufbau einer PV-Anlage) oder verändertes Verbrauchsverhalten könnte zum Problem werden.

Wenn die zugesagte Netzanschlussleistung nicht dauerhaft verbindlich ist, werden insbesondere größere und länger­fristige Investitionen in die Energiewende risikobelastet. Das hemmt den Zubau. Die Energiewende wird zunehmend nur noch von finanzstarken Akteuren geprägt.

Viele Vorschläge von NGOs

Viele Nichtregierungsorganisation haben Vorschläge unterbreitet, die für eine deutliche Änderung der vorgelegten Gesetzesnovelle plädieren.

Dass Netzengpässe und Preisprobleme gelöst werden müssen, ist unbestritten.

Die Energiewende darf aber im Hinblick auf Klimaschutzmaßnahmen nicht ausgebremst werden.