Pläne zur Mehrerlösabschöpfung strapazieren Nerven und Rechtsstaatsprinzip

Seit Anfang September überschlagen sich die Nachrichten über Maßnahmen zur Sicherung einer bezahlbaren Energieversorgung. Am Strommarkt dienen sie dem übergeordneten Ziel, die Strompreise für Bürger und Unternehmen zu senken. Das Schlagwort lautet „Strompreisbremse“. Zu deren Refinanzierung sollen unter anderem von Stromerzeugern „Übergewinne“, „Zufallsgewinne“, „Mehrerlöse“ abgeschöpft werden. Diese Wortneuschöpfungen bezeichnen als übermäßig angesehene Einnahmen zugunsten von Erzeugern, die aktuell aufgrund ihrer niedrigen Produktionskosten (Grenzkosten) von der grenzkostenorientierten Strompreisbildung am Strommarkt (Merit Order) profitieren.

Zu diesen „inframarginalen Erzeugern“ gehören Betreiber von erneuerbaren Erzeugungsanlagen mit zwar hohen Investitionskosten, aber Grenzkosten gegen null.

Die Mehrerlösabschöpfung wirbelt ordentlich Staub auf: Betreiber fürchten sich vor der Rückforderung von Einnahmen, die reinvestiert sind oder die sie benötigen, um gestiegene Kosten zu decken, beispielsweise für Direktvermarktung, Komponenten oder Zinsen; Banken zögern mit Finanzierungszusagen, verlangen mehr Eigenkapital oder zusätzliche Sicherheiten. Der Abschluss von grünen Stromabnahmeverträgen (PPAs) stockt, weil niemand Genaues weiß. Netzbetreiber sollen die Mehrerlösabschöpfung prozessual umsetzen, würden sich aber lieber um den Anschluss von Anlagen kümmern und fühlen sich mit der Aufgabe angesichts mangelnder personeller Ressourcen überfordert.

Folgende Fragen stellen sich aktuell: Was ist bisher passiert? Was sind die Inhalte? Was heißt das für Anlagenbetreiber? Darf der Staat das?

Was bisher geschah

Die Chronologie der Ereignisse in Bezug auf die Übergewinnabschöpfung sieht grob so aus:

• 3. September 2022: Es wird ein „Maßnahmenpaket des Bundes zur Sicherung einer bezahlbaren Energieversorgung und zur Stärkung der Einkommen“ veröffentlicht. Erstmals ist von der Abschöpfung von „Zufallsgewinnen“ die Rede.
• 14. September 2022: Die EU-Kommission legt einen Verordnungsentwurf „über Notfallmaßnahmen als Reaktion auf die hohen Energiepreise vor. Der Entwurf regelt eine verbindliche Obergrenze für Markterlöse in Höhe von 180 Euro pro Megawattstunde für erneuerbare Stromerzeuger und die befristete Abschöpfung von Mehrerlösen.
• 7. Oktober 2022: Die Verordnung über Notfallmaßnahmen wird wirksam.
• 18. Oktober 2022: Ein Papier des Bundeswirtschaftsministeriums zur Umsetzung der Strompreisbremse sieht für Spotmarktkontrakte eine rückwirkende Erlösabschöpfung ab dem 1. März vor.
• 2. November 2022: „Eckpunkte zur Umsetzung der Entlastungsmaßnahmen Gas und Strom final“ unterscheiden zwischen Spot- und Terminmarktverträgen und stellen eine rückwirkende Erlösabschöpfung für Verträge am Spotmarkt „nur noch“ ab dem 1. September in Aussicht.
• 8. November 2022: Ein weiteres Konzeptpapier wird öffentlich (folgend: „Konzeptpapier“); es regelt eine einheitliche Behandlung von Verträgen am Spot- und Terminmarkt, unterscheidet dafür zwischen Verträgen aus der Zeit vor und nach dem 1. November 2022 und definiert die Abschöpfungs­modelle „Spot-Benchmark“ und „PPA-Spitzabrechnung“.

Was sind die Inhalte?

Grundlage für die Erlösabschöpfung ist die am 7. Oktober 2022 in Kraft getretene EU-Verordnung mit insoweit folgenden wesentlichen Inhalten:

• Regelfall: In den persönlichen Anwendungsbereich der Erlösabschöpfung fallen in erster Linie die Betreiber inframarginaler Erzeugungsanlagen wie insbesondere Betreiber von Erneuerbaren-Anlagen. Die Verordnung ermöglicht die Erstreckung der Maßnahmen auf „Vermittler“, die im Namen von Erzeugern an Stromgroßhandelsmärkten teilnehmen. Sachlich erfasst sind Markterlöse, die grob gesagt definiert sind als Erlöse aus Verträgen jeglicher Art über den Verkauf von Strom. Ausgenommen sind Erlöse aus Förderansprüchen. Die zulässigen Markterlöse werden auf 180 Euro pro Megawattstunde begrenzt.
• Gestaltungsspielräume: EU-Mitgliedstaaten dürfen den persönlichen Anwendungsbereich beschränken oder erweitern, unter anderem können Anlagen bis ein Megawatt von den Maßnahmen ausgenommen werden. Sie dürfen die Obergrenze erhöhen oder absenken – auch technologie­spezifisch – und können beschließen, Mehrerlöse nur bis zu 90 Prozent abzuschöpfen. Grenzen der Gestaltung sind: Die Maßnahmen müssen insbesondere verhältnismäßig sein, dürfen Investitionssignale nicht gefährden und müssen die Deckung von Investitions- und Betriebskosten sicherstellen. Sie sind vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. Juni 2023 befristet.

Aus den Papieren des Bundeswirtschaftsministeriums lässt sich derzeit in etwa Folgendes für die nationale Ausgestaltung der Verordnungsvorgaben ableiten: Der persönliche Anwendungsbereich betrifft die in der Verordnung genannten „Erzeuger“, ausgenommen Anlagen mit einer installierten Leistung bis ein Megawatt. In sachlicher Hinsicht sollen alle Verträge im Sinne der Verordnung erfasst sein, wobei PPA beschränkt werden auf „anlagenspezifische as-produced-PPA“. Das Schicksal von as-forecasted-PPA bleibt ebenso offen wie PPA, die mehrere Anlagen zum Gegenstand haben.

Die zulässige Erlösobergrenze wird wie folgt ermittelt. Ausgangspunkt („Referenzwert“) ist für EE-Anlagen mit Förder­anspruch der anzulegende Wert; für Erneuerbaren-Anlagen ohne Förderanspruch ein Betrag in Höhe von zehn Cent pro Kilowattstunde. Unsicherheit besteht bezüglich der Fragen, ob geförderte Anlagen, die freiwillig in die sonstige Direkt­vermarktung gewechselt sind, Anlagen mit oder ohne anzulegenden Wert sind. Aus rechtlicher Sicht sind Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung solche ohne Förderung; auch könnte die Vermischung der Vermarktungskategorien darauf hinauslaufen, dass der PPA-Preis im schlimmsten Fall durch die für die jeweilige Anlagenkategorie ermittelte Mehrerlösquote aufgezehrt wird. Aus Sicht des Europarechts ist das unzulässig. Die Sichtweise der Wirtschaftsexperten im zuständigen Ministerium ist unbekannt.

Die genannten Referenzwerte erhöhen sich zunächst um Sicherheitszuschläge abhängig vom anwendbaren „Abschöpfungsmodell“. Es wird zwischen der Abschöpfung nach Spot-Benchmark (Standardmodell) und der Abschöpfung nach tatsächlichen Erlösen (PPA-Spitzabrechnung) unterschieden. Im Standardmodell liegt der Sicherheitszuschlag in einem ersten Schritt bei 30 Euro pro Megawattstunde zuzüglich vier Prozent für Photovoltaik und Windkraft, wobei man erst auf der letzten Seite des Konzeptpapiers erfährt, dass sich die Vier-Prozent-Quote auf den „Monats-Basepreis“ bezieht, also den Preis­index für Grundlast am Terminmarkt. Im Modell PPA-Spitzabrechnung wird ein Sicherheitszuschlag auf den Referenzwert von wahlweise zehn Euro pro Megawattstunde oder zehn Prozent des PPA-Preises gewährt. Richtig ist vermutlich der Euro-Wert, aber eben nur vermutlich.

Der „Übererlös“ („Benchmark“), auf den sich die Abschöpfung bezieht, kann auf zwei unterschiedliche Arten ermittelt werden: Im Standardmodell wird der Erlös „hypothetisch“ errechnet anhand eines sogenannten „Spot-Benchmark“. Dazu wird ermittelt, welche Erlöse für die tatsächlich eingespeisten Strommengen im Falle einer reinen Spotvermarktung erzielt worden wären. Technologiespezifische Korrekturfaktoren gibt es nicht. Dafür besteht für Anlagen im Standardmodell die Möglichkeit, den Benchmark zu ihren Gunsten um ein je nach Zeitpunkt des Vertragsabschlusses unterschiedlich zu ermittelndes „Hedgingergebnis“ zu korrigieren. Zu den inte­ressanten Fragen gehört hier, wie sich eine Projektgesellschaft Hedging-Ergebnisse zurechnen lassen kann, die nicht bei ihr sondern im Regelfall bei ihrem Direktvermarkter wirksam werden.

Im Falle der PPA-Spitzabrechnung sind die tatsächlich erzielten Erlöse der „Benchmark“. Die PPA-Spitzabrechnung steht Stand 8. November nur Neuanlagen oder Anlagen mit anlagenspezifischen as-produced-PPA, die vor dem 1. November 2022 geschlossen worden sind, zur Verfügung. Das Wahlrecht kann einmalig ausgeübt werden. Für Neuanlagen ist es angeblich schon wieder abgeschafft. Die Differenz zwischen dem zulässigen Erlös wird zu 90 Prozent abgeschöpft. Wohin sie geschöpft wird, steht in dem Konzeptpapier nicht. Vielleicht bekommt der unter Corona etablierte Wirtschaftsstabilisierungsfonds eine neue Aufgabe.

Darüber, ab wann die Abschöpfung wirksam werden soll, scheiden sich die Geister. Das Konzeptpapier vom 8. November erweckt den Eindruck, als sei die „Rückwirkung“ vom 1. September gemäß Eckpunktepapier auf den 1. November verschoben worden. Der Eindruck könnte aber auch trügen. Kein Wort verliert das Konzeptpapier auch zur Befristung der geplanten Maßnahmen. Während diese wichtigen Punkte also offen bleiben, widmet das Konzeptpapier zwei von acht Seiten den Möglichkeiten, die Abschöpfung zu umgehen. Eine befremdliche Schwerpunktsetzung.

Was heißt das für Anlagenbetreiber?

Erneuerbaren-Anlagenbetreiber fallen uneingeschränkt in den Anwendungsbereich der Regelungen über die Erlös­abschöpfung. Die wesentliche Herausforderung für sie ist der Umgang mit den wirtschaftlichen und organisatorischen Folgen der Erlösabschöpfung. In wirtschaftlicher Hinsicht kommt eine Untersuchung des Beratungsunternehmens Aurora Energy Research zwar zu dem Ergebnis, dass die kurzfristigen Einnahmeverluste für Erneuerbaren-Anlagenbetreiber mit 55 Prozent für geförderte und 36 Prozent für ungeförderte Photovoltaikanlagen erheblich sind, die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebes über die Dauer der Laufzeit aber nicht infrage steht. Der eigentliche wirtschaftliche Schaden dürfte derzeit jedoch in dem Bremseffekt liegen, den die verwirrende Kommunikation über ein detailversessenes Regelwerk auf allen Ebenen der Wertschöpfung zur Folge hat. In organisatorischer Hinsicht fragt sich, wie und zu welchen Kosten Anlagen­betreiber an die Zahlen für die Berechnung beispielsweise des Spot-Benchmarks kommen und mit welchem Aufwand für die Übermittlung der Daten zu rechnen ist.

Darf der Staat das?

Die Europa- und Verfassungsrechtmäßigkeit der geplanten Maßnahmen ist Gegenstand von Rechtsgutachten namhafter Anwaltssozietäten, die unisono Zweifel äußern:

• Anhand der hier skizzenhaft gegenübergestellten Inhalte der Verordnung und der nationalen Pläne ist leicht greifbar, dass die Bundesregierung den ihr gesetzten europäischen Rahmen weit dehnt und in Form der geplanten Erlösabschöpfung ab 1. September oder auch 1. November einen nationalen Alleingang wagt.
• Sowohl die EU-Verordnung als auch die geplanten nationalen Regelungen greifen in bestehende Vertragsverhältnisse ein und sehen daher unabhängig vom Datum 1. September oder 1. November eine „Rückwirkung“ vor. Ob es sich um eine grundsätzlich unzulässige echte oder eine grundsätzlich zulässige unechte Rückwirkung handelt, erfordert verfassungsrechtliche Detailarbeit. In jedem Fall steht das Rechtsstaatsprinzip zur Disposition, welches durch die Vorhersehbarkeit staatlichen Handelns und das Prinzip des Vertrauensschutzes gekennzeichnet ist.

Ungewöhnliche Umstände erfordern ungewöhnliches Handeln, okay. Wenn das Rechtsstaatsprinzip mit den geplanten Regelungen jedoch schon aufs Äußerste strapaziert wird, ist es schwer zu verstehen, warum die Spielräume der EU-Verordnung nicht wenigstens im Bereich der Mitte genutzt werden. Noch unverständlicher ist, dass die nationalen Überlegungen nicht mit mehr sprachlicher Sorgfalt kommuniziert werden. Das führt zu weiterer Verunsicherung. Dabei dürfte auf der Hand liegen: Betreiber von Erneuerbaren-Anlagen brauchen Rechts- und Investitionssicherheit. Dass diese Verlässlichkeit in Deutschland zu den unumstößlichen Gewissheiten gehört, die für in- und ausländische Investoren attraktiv ist, damit könnte es jetzt vorbei sein.