Das Wirtschaftsministerium hat einen neuen Referentenentwurf für das EEG 2016 veröffentlicht. Marktakteure stehen nun vor der Aufgabe, die strategischen Implikationen für ihr jeweiliges Geschäftsfeld zu analysieren. Gerade für Energieversorger, die vor dem Hintergrund ihrer in den letzten Jahren erfolgten Geschäftsfelddiversifizierung an vielen Stellen betroffen sind, ist dies eine komplexe Aufgabe. Diese enerviews geben einen Überblick. Dabei legen wir einen Schwerpunkt auf die Perspektive von Versorgern bzw. Stadtwerken.
Nach ersten Bund-Länder-Beratungen am 12. Mai soll die Beschlussfassung zum EEG 2016 im Bundestag im Juni 2016 erfolgen. Die Beschlussfassung im Bundesrat ist für Juli angesetzt. Diese durchaus ambitionierte Zeitplanung beinhaltet auch eine Abstimmung mit der europäischen Kommission im Herbst. Erfahrungsgemäß werden sich im weiteren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens zwar noch inhaltliche Änderungen ergeben, die jedoch die grundsätzliche Stoßrichtung des Gesetzes nicht verändern.
Übersicht der Anpassungen
Diese Grafik gibt einen Überblick über die wesentlichen Änderungen im EEG 2016. Sie können sie auch im Powerpoint-Format herunterladen.
Nachfolgend gehen wir auf ausgewählte Punkte ein, die für viele Versorger relevant werden können.
Übergeordnete Ausbauplanungen
Betrachtet man die EE-Ausbauplanung im EEG 2016, so ergeben sich gegenüber den zuletzt diskutierten Eckpunkten nur geringe Änderungen. Hervorzuheben ist, dass der EE-Ausbau insgesamt auf ein etwas höheres Gesamtniveau gehoben wird. So soll die erneuerbare Erzeugung nun auf 45 % in 2025 ausgebaut werden (dies entspricht dem oberen Wert des Ausbaukorridors nach EEG 2014).
Diese Mengen teilen sich anhand von technologiespezifischen Leistungszielen bzw. Ausschreibungsmengen auf die verschiedenen EE-Technologien auf.
Folgende Abbildung zeigt eine erste Einschätzung darüber, wie sich die Zusammensetzung der EE-Mengen auf die verschiedenen Technologien unter den Rahmenbedingungen des EEG 2016 verteilen könnte. Dem Ausbaupfad liegt eine leicht steigende Bruttostromnachfrage (+2% bis 2035) zugrunde. Die Entwicklung des Bruttozubaus der Technologien Biomasse, Photovoltaik und Wind Offshore entsprechen den Zielvorgaben des aktuellen Referentenentwurfs. Die Ausschreibungsmengen Wind Onshore ergeben sich aus der Formel des Gesetzentwurfs. Anlagen die einen Zuschlag erhalten, werden annahmegemäß 1,5 Jahre später installiert.
Onshore-Wind
Der Ausbau von Onshore-Wind wird durch eine in der Branche für ihre Komplexität und befürchtete Unstetigkeit stark kritisierte Formel so konditioniert, dass das überordnete Ausbauziel erreicht wird. Wind an Land wird insofern zum „Lückenfüller“ der Energiewende und liefert die benötigte Flexibilität um den gesamten EE-Zubau zu steuern. Der Ausbau soll sich dabei zwischen einer noch zu spezifizierenden Untergrenze und einer Obergrenze von 2,5 GW pro Jahr (netto) bewegen. Festzuhalten ist dabei, dass dies den Wind-Zubau zumindest absehbar deutlich unter dem Niveau der letzten Jahre halten wird. Investoren im Windsegment werden sich daher im Kontext der anstehen Ausschreibungen auf intensiven (Kosten-)Wettbewerb einstellen müssen. Dies erfordert umso mehr, dass sich die Markakteure mit ihrer Wettbewerbsposition auseinandersetzen müssen. enervis unterstützt Sie hierbei gern mit dem neu entwickelten EE-Auktionsmodell.
Dabei wird im EEG 2016 für Onshore-Wind gleichzeitig ein neues Referenzertragsmodell eingeführt. Das neue einstufige Modell sieht vor, dass Korrekturfaktoren die wirtschaftlichen Nachteile windschwächerer Standorte weitgehend ausgleichen. Damit tritt die Optimierung der Investitions- und Betriebskosten in den Fokus. Nur Projekte, die hier wettbewerbsfähig sind, werden in der erwarteten flachen Gebotskurve der Auktionen erfolgreich sein.
Weiterhin soll im Betrieb nach 5, 10 und 15 Jahren eine rückwirkende Korrektur der Standortgüte nach dem tatsächlichen Stromertrag erfolgen; dabei können sich je nach Ergebnis Forderungen oder Auszahlungen an den WEA-Betreiber ergeben. Interessant ist dabei: Bei der Korrektur des Referenzertrages sollen, oberhalb von Bagatellgrenzen, Anlagenstillstände herausgerechnet werden, die nicht durch (niedrige) Windgeschwindigkeiten bedingt sind. Neben den ‒ explizit im Gesetz genannten ‒ Abregelungen durch Einspeisemanagement wären dies der Formulierungen nach auch technisch- oder strompreisbedingte Stillstände (d.h. Abregelungen bei negativen Strompreisen), die nicht kompensiert werden. Dabei bezieht sich das Gesetz aber nur auf Stillstände, dem Wortlaut des Entwurfes nach wären Reduktionen der Erzeugung, die nicht zum Stillstand der Anlage führen, nicht erfasst und würden somit in der Korrektur des Referenzertrags nicht berücksichtigt.
Bei dieser Regelung bestehen noch Unklarheiten, von der Konzeption bis hin zur Umsetzung. Energiewirtschaftlich betrachtet könnte sie aber dazu führen, dass Anlagenbetreiber (früher) bereit sind, auf Windstromproduktion zu verzichten ‒ zumindest unterhalb der Bagatellgrenzen (100 Stunden pro Jahr) oder bei einer nur teilweisen Abregelung.
Direktvermarktung
Vorgenannter Punkt müsste (wenn er unverändert in das Gesetz eingeht) perspektivisch auch in der Direktvermarktung von Windanlagen berücksichtigt werden. Erste Analysen zeigen, dass es unter Berücksichtigung variabler Kosten (u.a. Wartung- und Instandhaltung, Pacht) Anlagenkonstellationen geben kann, für die es auch bei positiven Strompreisen wirtschaftlich sinnvoll wäre, herunterzuregeln.
Dies wäre allerdings auch unter dem Gesichtspunkt der Systemeffizienz ein Thema, das sich der Gesetzgeber vor Verabschiedung einer solchen Regelung noch einmal genauer ansehen sollte.
Darüber hinaus sieht bereits das EEG 2014 einen Entfall der Marktprämie vor, wenn über mindestens sechs Stunden negative Strompreise vorherrschen (§24, neuer §51 im EEG 2016). Diese Regelung sorgte bei ihrer Einführung für viel Verunsicherung in der Branche und bezog sich in der üblichen Lesart auf negative day-ahead-Preise. Perspektivisch soll diese Regelung nun nur gelten, wenn der volumengewichtete Mittelwert aus day-ahead- und intra-day- Transaktionen negativ ist.
Betroffen von dieser Regelung sind alle Windkraftanlagen größer 3 MW und sonstige Anlagen größer 500 kW. In Bezug auf Windkraftanlagen wird dabei im Gesetzentwurf klargestellt, dass einzelne Anlagen unterhalb drei MW nicht verklammert werden.
Für Betreiber von betroffenen Anlagen und potenziellen Investoren gilt es, die Auswirkungen der angepassten 6-Stunden-Regelung auf ihre Investitionen neu einzuschätzen. enervis bereitet vor diesem Hintergrund eine Aktualisierung der „§51“-Studie vor (früher „§24“), die Sie bei der Einschätzung unterstützt.
Stromspeicher
Das EEG 2016 sieht für Stromspeicher, die den aufgenommenen Strom vor dem öffentlichen Netz an Verbraucher liefern, eine Gleichstellung mit netzorientierten Speichern vor. Dies betrifft die Belastung der Anlage mit der EEG-Umlage. So werden diese Anlagen in Bezug auf ihren Stromverbrauch von der EEG-Umlage entlastet, wenn ihre Stromerzeugung vollständig mit EEG-Umlage belastet ist. Mit dem EEG 2014 wurde der Eigenverbrauch von Strom aus Anlagen (größer 10 kW installierter Leistung, mehr als 10 MWh Stromverbrauch) noch anteilig mit der EEG-Umlage belastet.
Diese Regelung schafft jedoch neue Unsicherheiten für die Betreiber von kleinen Stromspeicher-/PV-Anlagen Kombinationen (1). So scheint es bei kleinen Speicher-/PV- Kombinationen zu einer vollen Belastung mit der EEG-Umlage zu kommen, selbst wenn ein Teil des Stroms aus dem Speicher ins Netz gespeist wird. Dies wäre ggf. ein Risiko für die zunehmende Anzahl von Versorgern, die PV-Pachtmodelle anbieten. Man wird sehen, ob hier noch eine Anpassung am Entwurf stattfindet.
Dabei ist zu berücksichtigen, dass ein Stromspeicher ‒ zumindest soweit er vor dem Netz der allgemeinen Versorgung nur aus EE-Anlagen (PV) befüllt wird ‒ selbst als EE-Anlage betrachtet wird und insoweit selbst in den Genuss des Eigenstromprivilegs kommen kann.
Biomethan / Biogas
Der Zubau von Biogas ist in Deutschland unter dem EEG 2014 mehrheitlich zum Erliegen gekommen. Hieran wird sich im EEG 2016 absehbar nicht viel ändern. Der Gesetzentwurf macht jedoch Hoffnung durch eine Verordnungsermächtigung für die Einführung von Ausschreibungen für Biomasseanlagen, die auch Bestandsanlagen berücksichtigen soll.
In Deutschland existieren bereits etwa 1.500 Biomethan-BHKW mit 550 MW installierter Leistung (2). Viele dieser Anlagen, gerade in den größeren Leistungsklassen, werden von Versorgern betrieben und profitieren bisher von einer Stromsteuerbefreiung. Während sich an den Vergütungsregelungen für Biomethan vorerst nicht viel ändert, deutet sich im EEG 2016 ein vollständiger Wegfall der Stromsteuerbefreiung an. Zwar war schon im Entwurf zum Strommarktgesetz ähnliches zu lesen, nun wird die Streichung aber auch für Anlagen mit Inbetriebnahme vor Wirksamkeit des EEG 2014 relevant.
Für viele Anlagen würde dies bedeuten, dass sie ihre Einsatzstrategie deutlich anpassen müssen. Während früher eine Strategie mit hoher Auslastung wirtschaftlich sinnvoll war, könnte nun ein Betrieb mit niedrigerer Bemessungsleistungsklasse sinnvoll sein. Für diese Anlagen sollte auch das Potenzial der Flexibilitätsprämie geprüft werden. Durch eine Anpassung der Einsatzstrategie kann der Wegfall der Stromsteuerbefreiung zumindest anteilig kompensiert werden. Als Alternative kommt ggf. aber auch ein Wechsel auf Erdgas mit Modernisierung der Anlagen nach dem neuen KWKG in Frage. enervis unterstützt Sie bei der Ermittlung der optimalen Betriebsstrategie.
Was beim Alten bleibt…
Abschließend, wenngleich nicht unwichtig, seien einige Punkte aufgeführt, zu denen sich nichts grundsätzlich Neues im Entwurf findet. Dies betrifft u.a. die Einführung eines Grünstrommodells, die grundsätzlichen Regelungen zum Eigenstromprivileg oder zur besonderen Ausgleichsregelung, und zum Einspeisemanagement.
Fazit
Wenngleich der Gesetzentwurf an einigen Stellen noch unklar bleibt, ist bereits jetzt Eines festzuhalten: Der wirtschaftliche Druck auf die Investition in sowie den Betrieb und die Vermarktung von EEG-Anlagen wird unter dem EEG 2016 tendenziell weiter zunehmen. Dies einerseits bedingt durch die Wettbewerbsintensität der 2017 beginnenden Ausschreibungen und andererseits durch die erkennbare Tendenz zum Schließen von wirtschaftlich interessanten Nischen.
Entscheidend für erfolgreiche Geschäftsmodelle im Rahmen des neuen EEG werden daher Vermarktungsintelligenz und Kosteneffizienz. Daneben zeigt die Erfahrung aus den letzten Novellen, dass es gilt, die neuen Rahmenbedingungen schnell auf neue Geschäftsfelder und mögliche Wettbewerbsvorteile abzuklopfen.
Gern bietet enervis hierzu einen auf Ihre Situation zugeschnittenen Inhouse-Workshop zu den Geschäftsmodellen und Chancen des EEG 2016 an. Sprechen Sie uns an, wir erstellen Ihnen gern ein Angebot.
Sollten Sie sich speziell für die Implikationen für Wind-Onshore interessieren, bietet enervis den Workshop „Das EEG 2016: Windenergie-Auktionen und neues Referenzertragsmodell“ am 01.06.2016 an.
Fußnoten
(1) Details siehe BDEW (2016):-„Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus Erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der Erneuerbaren Energien“, 2016
(2) Gastkommentar von Andreas Kuhlmann, Deutsche Energie-Agentur: „Märkte für Biomethan Voranbringen – auch mit dem EEG!“. Energate vom 29.04.2016
enervis-Autoren
Julius Ecke, Dr. Nicolai Herrmann
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