Alternativen zum geplanten EEG-Modell für CfD-Förderung von Windkraft und Photovoltaik

Der Entwurf der Bundesregierung für das EEG 2027 sieht neben vielen anderen Änderungen auch einen Wechsel der geförderten Direktvermarktung für große Erneuerbare-Energien-Anlagen auf zweiseitige Contracts for Difference (CfD) vor. Hierbei wird die Differenz zwischen dem in einer Ausschreibung erlangten Förderbetrag und dem tatsächlichen Erlös einer Kilowattstunde Strom ausgeglichen: Liegt der Erlös unter dem Förderbetrag, erhält der Anlagenbetreiber die Differenz erstattet. Liegt der Erlös höher, muss der Anlagenbetreiber seinerseits die Differenz ausgleichen.

Die Frage, wie sich solche CfD mit PPAs, also Stromabnahmeverträgen (Power Purchase Agreements) sowie mit sogenannten Onsite-PPAs zur physischen Direktlieferung ohne Inanspruchnahme des öffentlichen Netzes kombinieren lassen, hat das Beratungsunternehmen Enervis Energy Advisors im Auftrag des Landesverbands Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) untersucht.

Für Strom aus Onsite-PPAs, der nicht durch das öffentliche Netz geleitet wird, werden Netzentgelte und weitere Nebenkosten vermieden. Diesem Pluspunkt steht allerdings neben den Kosten für den Bau der Direktleitung ein erhöhtes Risiko gegenüber, weil bei einem Wegfall des Abnehmers die Suche nach einem neuen Kunden schwierig und meist mit zusätzlichen Ausgaben verbunden ist. Es müsse deshalb, so der LEE NRW, weiterhin möglich sein, aus dem PPA-Modell wieder auf die geförderte Direktvermarktung umzustellen. Genau hier aber sieht der EEG-Entwurf für Onsite- wie für Offsite-PPAs deutliche strengere Regeln vor als bislang.

Anlagenbetreiber stehen vor einer schlechten Wahl

Derzeit ist grundsätzlich ein monatlicher Wechsel von PPAs (oder anderen Formen der ungeförderten Vermarktung) zur geförderten Direktvermarktung möglich, sofern die Anlage einen entsprechenden Ausschreibungszuschlag hat. Dies ist eine wichtige Absicherung und damit ein Faktor, der die Finanzierungskosten von Erneuerbare-Energien-Projekten senkt. Laut EEG-Entwurf wird hingegen ein Wechsel vom CfD zum PPA weiterhin möglich sein, die Anlage bleibt dann aber, obwohl sie keine Förderung erhält, im Falle eines Offsite-PPA weiterhin der Erlösabschöpfung unterworfen. Und diese richtet sich nicht nach dem im PPA vereinbarten Preis, sondern nach dem Jahresmarktwert. Liegt dieser über dem PPA-Preis, so der LEE NRW, „kann deshalb eine Abschöpfung anfallen, obwohl der entsprechende Mehrerlös aus dem PPA gar nicht erzielt wurde.“

Als zweite Option für Anlagenbetreiber sieht der EEG-Entwurf den endgültigen Ausstieg aus dem CfD-Modell vor. Damit entfiele dann die Erlösabschöpfung auf die Einnahmen aus dem PPA, aber eben auch die Sicherungsoption einer Rückkehr in die geförderte Direktvermarktung.

„Der Regierungsentwurf stellt Betreiber damit vor eine schlechte Wahl“, sagt LEE NRW-Geschäftsführer Christian Vossler: „Entweder sie vermarkten ihren Strom über einen PPA und bleiben trotzdem der staatlichen Erlösabschöpfung unterworfen – oder sie entgehen der Abschöpfung, verlieren dafür aber dauerhaft die Absicherung durch das EEG. Das erhöht Risiken und schwächt ausgerechnet die marktliche Finanzierung erneuerbarer Energien, die wir eigentlich stärken wollen.“

Verschiedene Möglichkeiten

Ausdrücklich begrüßt der LEE NRW, dass die Erlösabschöpfung nur bei Offsite-, nicht aber bei Onsite-PPAs gelten soll. Dies müsse im weiteren Gesetzgebungsverfahren indes noch rechtssicher ausgestaltet werden. Ansonsten aber gebe es bei den geplanten Regelungen zum Zusammenspiel von PPAs und CfD erheblichen Nachbesserungsbedarf.

Hierbei beruft sich der Verband auch auf die Europäische Union. Diese sehe CfD als ergänzendes Förderinstrument, ohne dass hierdurch PPAs als kommerzielle Verträge verdrängt würden. Die Enervis-Studie skizziert deshalb verschiedene Möglichkeiten zur Kombination von CfD-Förderung und PPAs unter Berücksichtigung von Erlös- und Kontrahentenrisiken, Mehrerlöschancen, Verteilungseffekten und praktischer Umsetzbarkeit.

„Es gibt nicht nur die Wahl zwischen dem jetzigen Regierungsentwurf und einem vollständigen Verzicht auf die Abschöpfung“, sagt Fritz Halla, Mitautor der Kurzstudie. „Unsere Untersuchung zeigt verschiedene Möglichkeiten, wie sich Investitionssicherheit und PPA-Vermarktung miteinander verbinden lassen.“

Grundsätzlich gibt es demnach zwei Wege: Erstens die parallele Kombination von CfD und PPA mit einem Ausschreibungsbonus. Hierbei würde ein Teil der Anlagenleistung dauerhaft über den CfD abgesichert, während ein anderer Teil – ohne Abschöpfung – über einen PPA vermarktet wird. Der Ausschreibungsbonus würde hierbei einen zusätzlichen Anreiz zur Teilvermarktung über PPAs setzen.

Der zweite Weg führt über geänderte Wechselregeln: Wer die parallele Kombination nicht nutzt, für den sollte einmalig der Wechsel vom CfD zum PPA ohne Abschöpfung zeitlich frei wählbar sein. Bei mehrfachen Wechseln soll es hingegen zwar eine Abschöpfung geben, aber auf Basis des tatsächlich vereinbarten PPA-Preises. Für Onsite-PPAs wird für nicht ins öffentliche Netz eingespeisten Strom eine generelle Ausnahme von der Abschöpfung empfohlen.

„PPAs können Unternehmen langfristige Preissicherheit geben und gleichzeitig privates Kapital für neue Wind- und Solarprojekte mobilisieren“, so Christian Vossler: „Wenn wir mehr Markt beim Ausbau der Erneuerbaren wollen, müssen wir solche Verträge erleichtern und nicht durch das neue Fördersystem ausbremsen.“