Geleakter EEG-Entwurf: Produktionsabhängige Abschöpfung kommt ab 100 Kilowatt Leistung

Mit dem Referentenentwurf zur EEG-Novelle 2027 vollzieht der Gesetzgeber einen Umbau des bisherigen Fördermechanismus für erneuerbare Energien. Das bisherige Modell der geförderten Direktvermarktung bleibt formal bestehen, wird jedoch um einen produktionsabhängigen zweiseitigen Abschöpfungsmechanismus ergänzt. Künftig greift ab einer installierten Leistung von 100 Kilowatt eine Abschöpfungsregelung, wenn die Markterlöse über dem jeweils geltenden anzulegenden Wert liegen.

Im Kern bleibt die Marktprämie unverändert. Für Neuanlagen wird sie weiterhin auf Basis des technologiespezifischen Jahresmarktwertes berechnet. Liegt dieser unter dem anzulegenden Wert, also dem Zuschlagswert aus der EEG-Ausschreibung, gleicht die Marktprämie die Differenz aus. Ergibt die Berechnung einen negativen Wert, wird die Prämie auf null gesetzt. Neu ist nun, dass das Modell auch in die andere Richtung angewendet werden soll. Übersteigt der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert, entsteht künftig eine Zahlungspflicht des Anlagenbetreibers gegenüber dem Netzbetreiber. Diese Zahlungspflicht wird fortan unter dem Begriff „Refinanzierungsbeitrag“ gelten. Sie ist in Paragraf 20a EEG 2027 verankert und wird ebenfalls jährlich rückwirkend anhand des tatsächlich berechneten Jahresmarktwertes ermittelt.

Die Abschöpfung erfolgt produktionsabhängig. Für jede Kilowattstunde Strom, die im betreffenden Kalenderjahr erzeugt und in das Netz eingespeist wird, ist der Refinanzierungsbeitrag zu leisten. Maßgeblich für die neue Art der Förderung ist dabei die Differenz zwischen Jahresmarktwert und anzulegendem Wert. Ist diese Differenz negativ, entfällt die Zahlungspflicht. In Niedrigpreisjahren wird vom EEG-Konto die Marktprämie gezahlt, in Hochpreisjahren fließen Mittel in Form von Refinanzierungsbeiträgen an das EEG-Konto zurück. Netzbetreiber müssen in Abschöpfungsjahren für jede Viertelstunde ermitteln, welche Strommenge eingespeist wurde und welcher Beitragssatz jeweils gilt.

Im Entwurf verbirgt sich dann noch eine Unklarheit, die die pv magazine-Redaktion auch im Austausch mit Fachleuten bislang nicht auflösen konnte. In der Synopse der Gesetzesänderung wird das Prinzip so beschrieben, dass alle Erlöse abgeschöpft werden. In den einzelnen Erklärungen zu jeder Veränderung am Gesetzestext findet sich dann aber folgende Passage: „Die Abschöpfung erfolgt jedoch nicht für alle Einnahmen oberhalb des anzulegenden Werts. Es wird vielmehr einen Korridor oberhalb des anzulegenden Wertes geben, in dem keine Abschöpfung, aber auch keine Förderung erfolgt“.

Der Refinanzierungsbeitrag berechnet sich wie folgt: Refinanzierungsbeitrag = Jahresmarktwert Solar – (anzulegender Wert + ASW). Was „ASW“ sein soll, ließ sich bis Redaktionsschluss nicht klären. Die Zahl dürfte aber über die Größe des Korridors entscheiden. Ob es den Korridor nun aber tatsächlich geben wird oder nicht, lässt sich nicht ganz eindeutig sagen. Es ist ein geleakter Entwurf von 442 Seiten Länge. Vielleicht hat sich ein Fehler eingeschlichen. Diese Option halten die Experten, mit denen pv magazine sprach, auch für möglich. Für Betreiber wäre es in jedem Fall zu bevorzugen, wenn die finale Fassung eine Korridorregelung enthält.

Besondere Bedeutung kommt der sogenannten dynamischen Abschöpfung zu. In Zeiten niedriger, aber noch positiver Spotmarktpreise könnte die reguläre Abschöpfungsformel dazu führen, dass der zu zahlende Refinanzierungsbeitrag höher wäre als der in der jeweiligen Viertelstunde erzielte Börsenpreis. In einem solchen Fall wäre es für Betreiber wirtschaftlich rational, die Anlage abzuschalten, obwohl der Markt ein positives Preissignal sendet. Um diese Fehlanreize zu vermeiden, sieht die Novelle eine viertelstundengenaue Anpassung vor. Ist der Spotmarktpreis in einer Viertelstunde kleiner oder gleich der Summe aus regulärem Refinanzierungsbeitrag und einem technologiespezifischen Mindesterlös, wird der Beitrag reduziert. Der Betreiber muss dann lediglich die Differenz zwischen Spotmarktpreis und Mindesterlös abführen. Der Mindesterlös beträgt nach dem Entwurf für Solaranlagen 0,5 Cent pro Kilowattstunde. Er soll sicherstellen, dass zumindest die laufenden Betriebskosten gedeckt sind und das kurzfristige Dispatch-Signal des Marktes erhalten bleibt.

Zudem sollen Betreiber künftig nicht mehr so einfach aus der geförderten Direktvermarktung (mit Marktprämie und Refinanzierungsbeitrag) in die sonstige Direktvermarktung beziehungsweise in die PPA-Vermarktung und wieder zurück wechseln dürfen. Betreiber können sich zwar gegen die Inanspruchnahme der EEG-Förderung entscheiden und ihren Strom vollständig in der sonstigen Direktvermarktung absetzen. Ein solcher Opt-out ist jedoch nur einmalig und spätestens bis zum Ende des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich. Wer sich gegen die Förderung entscheidet, unterliegt nicht der Abschöpfung, verzichtet aber dauerhaft auf den Anspruch auf Marktprämie. Der Gesetzgeber will damit „Rosinenpicken“ verhindern. Ohne diese Bindung könnten Betreiber in Hochpreisjahren auf Förderung verzichten und erst nach einer Marktberuhigung in das Förderregime wechseln, um sich gegen niedrige Preise abzusichern. Mit der neuen Regelung muss die Grundsatzentscheidung frühzeitig getroffen werden. Der BNE sieht diese Regelung kritisch und schreibt dazu: „Im CfD-Vorschlag des BMWE fehlt zudem ein Marktrahmen für PPAs, damit Stromlieferungen für den Mittelstand ab Tag eins möglich werden. Wie heute im EEG möglich, müssen auch künftig im CfD-Modell „Starter-PPA“ erlaubt sein. Dabei braucht es eine Opt-In-Regelung statt einer Opt-Out-Regelung wie im Entwurf vorgesehen.“

Bislang war die Marktprämie ein einseitiges Sicherungsinstrument nach unten. Erlöse oberhalb des anzulegenden Wertes verblieben vollständig beim Betreiber. Künftig wird ein Deckel eingezogen: Unterhalb stützt das EEG-System, oberhalb wird abgeschöpft. Zudem bleibt die direkte Vermarktungspflicht erhalten, und das Spotmarktsignal wird durch die dynamische Anpassung geschützt. Für Projektentwickler, Investoren und Finanzierer verschiebt sich damit das Risikoprofil. Extreme Hochpreisjahre werden regulatorisch begrenzt, gleichzeitig bleibt die Absicherung gegen Niedrigpreise bestehen. Wie sich das auf die Ausschreibungspreise auswirkt, bleibt abzuwarten. Möglich ist eine Anhebung der Zuschlagswerte, da Bieter mit durchschnittlich geringeren Einnahmen rechnen dürften.

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