EEG 2021: Rückenwind für den Ausbau Erneuerbarer Energien?

[Energy & Utilities-Information vom 15. Oktober 2020]

Am 23. September 2020 hat das Bundeskabinett den Gesetzesentwurf für das novellierte EEG 2021 beschlossen. Nach den Verzögerungen bei anderen Klimaschutzbeschlüssen wie dem Kohleausstiegsgesetz und der Nationalen Wasserstoffstrategie zeigt die Bundesregierung dieses Mal Termintreue. Gegenüber dem Referentenentwurf von Ende August gab es einige Anpassungen. Die Branchenverbände versuchen im angelaufenen parlamentarischen Verfahren bis zum für Ende November geplanten Bundestagsbeschluss noch weitere Änderungen vorzunehmen. Hierzu gehört insbesondere die Regelung zum Wegfall der Vergütung in Phasen negativer Börsenstrompreise.

Treibhausgasneutralität wird als Ziel im EEG 2021 verankert

Bis spätestens zum Jahr 2050 soll sämtlicher in Deutschland erzeugter als auch verbrauchter Strom treibhausgasneutral sein. Der Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch soll entsprechend den Vorgaben aus dem Klimaschutzprogramm bis zum Jahr 2030 auf 65 % erhöht werden. Für Strommenge und installierte Leistung je Technologie gibt es nun konkrete Ziele im EEG. Daraus leiten sich entsprechende Ausschreibungsmengen für die einzelnen Technologien ab. Hierbei soll das Ausschreibungsvolumen von 31 GW für Windenergie an Land ungefähr hälftig den Rückbau ausgeförderter Anlagen kompensieren, da der Ausbaupfad nur einen Netto-Zubau von rd. 16 GW bis zum Jahr 2030 gegenüber dem Jahr 2020 vorsieht. Um die Akzeptanz der Windenergie und die zuletzt zu geringe Anzahl genehmigter Projekte zu steigern, können Kommunen künftig mit 0,2 ct/kWh an den Erlösen beteiligt werden. Gegenüber dem Referentenentwurf wurde damit die Verpflichtung in ein Angebot umgewandelt. Anlagenbetreiber können sich diese Kosten vom Netzbetreiber erstatten lassen. Die Alternative, einen Bürgerstromtarif anzubieten, wurde gestrichen.

Ausschreibungen für Photovoltaik-Dachanlagen ab 500 kW Leistung

Der Gesetzesentwurf enthält bei Ausschreibungen für Windenergie an Land eine Reduktion des Höchstwertes von 6,2 ct/kWh auf 6,0 ct/kWh. Abgesehen vom Sonderausschreibungsvolumen im nächsten Jahr reflektiert die Entwicklung der Ausschreibungsvolumen die Fortschritte bei Netzausbau und Kohleausstieg. Für Freiflächen-Solaranlagen liegt der Höchstwert künftig bei 5,9 ct/kWh; das Ausschreibungsvolumen hat sich hier in etwa verdreifacht. Neu eingeführt wurde die Ausschreibungspflicht für das Segment Solaranlagen, die auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand errichtet werden sollen („Dachanlagen“) ab 500 kW Leistung mit einem Höchstwert von 9,0 ct/kWh. Das Ausschreibungsvolumen beträgt in den Jahren 2021 und 2022 jeweils 250 MW, in den Jahren 2023 und 2024 jeweils 300 MW sowie ab dem Jahr 2025 350 MW. Branchenverbände kritisieren grundsätzlich die Ausschreibungspflicht für dieses Segment und insbesondere das zu geringe Ausschreibungsvolumen, da hier zuletzt mehr als ein Gigawatt Leistung zugebaut wurde und somit wichtiges Ausbaupotenzial verloren gehen könnte. Zudem ist mit der Ausschreibungspflicht ein Verbot des Eigenverbrauchs verbunden.

Erweiterung der Flächenkulisse

Bei der Photovoltaik werden künftig Anlagen mit bis zu 20 MW installierter Leistung zu den Ausschreibungen zugelassen, bisher waren es bis zu 10 MW. Zudem können entlang von Schienenwegen und Autobahnen künftig 200 Meter statt wie bisher 110 Meter genutzt werden. Bei der Windenergie werden mehr Projekte im Binnenland wirtschaftlich umsetzbar, da die Korrekturfaktoren um den 60 %-Referenzstandort erweitert wurden. Für eine bessere Integration von Windenergieanlagen in das Stromversorgungssystem und eine Reduzierung der Systemkosten werden zudem „Südquoten“ in den Ausschreibungen eingeführt (15 % in den Jahren 2021 bis 2023 und 20 % ab dem Jahr 2024). Bei diesem anteiligen Ausschreibungsvolumen stehen dann nur Standorte in der Südregion untereinander im Wettbewerb. Das betrifft ganz oder teilweise Bayern, Baden-Württemberg, Hessen, Rheinland-Pfalz und das Saarland. Damit ersetzt die Südquote das Netzausbaugebiet, das bisher den Zubau im Norden begrenzte. So soll eine bundesweit gleichmäßige Verteilung der Windenergieanlagen gewährleistet werden.

Verbesserung der Marktintegration

Einen wesentlichen Hebel zur Marktintegration sieht die Bundesregierung im Wegfall der Vergütung für Neuanlagen, sobald die Börsenstrompreise länger als eine Stunde negativ sind. Die bisherige Regelung im EEG 2017 sah einen Zeitraum von sechs Stunden vor. Aufgrund der hieraus resultierenden erhöhten Unsicherheit für die Projektkalkulation bzw. -finanzierung konzentriert sich die Kritik am Gesetzesentwurf auf den entsprechenden § 51. Stärker gefördert werden künftig Kombinationen von Wind- und Solar-Projekten mit Speicherlösungen im Rahmen der Innovationsausschreibungen. Das Ausschreibungsvolumen wird im nächsten Jahr auf 500 MW erhöht und steigt bis zum Jahr 2028 schrittweise auf 850 MW an. Eine Anschlussförderung von Bestandsanlagen sieht das EEG 2021 grundsätzlich nicht vor, sondern lediglich eine bis 2027 befristete Einspeisevergütung des in Anlagen bis 100 kW erzeugten Stroms. Für größere Anlagen gilt die Befristung nur bis Ende 2021. Darüber hinaus wird eine Regelung zur Überbrückung des durch die Coronakrise verursachten geringeren Strompreisniveaus für das Jahr 2021 in Aussicht gestellt, um den Weiterbetrieb von ausgeförderten Windenergie- und Solaranlagen zu ermöglichen. Branchenverbände streben auch hier eine größere Lösung an und sind dementsprechend im Austausch mit dem Bundeswirtschaftsministerium.

Kompromisse aus Sorge um den sichtbaren Anstieg der Kosten

Um die Kosten für die Stromverbraucher zu begrenzen, soll die EEG-Umlage teilweise aus dem Bundeshaushalt finanziert werden. Im Klimaschutzprogramm wurde festgelegt, dass die Mehreinnahmen aus dem Brennstoffemissionshandelsgesetz zur Entlastung der EEG-Umlage verwendet werden sollen. Mit dem Konjunkturpaket wurde beschlossen, die EEG-Umlage durch Zuschüsse in Höhe von 11 Mrd. € auf 6,5 ct/kWh im Jahr 2021 und 6,0 ct/kWh im Jahr 2022 zu begrenzen. Um zu vermeiden, dass Unternehmen durch einen Rückgang der Stromkostenintensität aus der Besonderen Ausgleichregelung fallen und dadurch letztlich belastet würden, reduzieren sich die Schwellenwerte für die Stromkostenintensität ab dem Antragsjahr 2021 auf 13 % bis hin zu 11 % ab dem Antragsjahr 2024. Verkannt oder bewusst ignoriert wird dabei, dass mit jeder Ausnahmeregelung die Strommenge sinkt, auf welche die EEG-Kosten verteilt werden und somit die Umlage zwangsläufig steigt. Zum Anderen steigt die EEG-Umlage auch aufgrund des geringen Strompreisniveaus im Zuge der mit der Coronakrise gesunkenen Stromnachfrage. Eine Rolle spielt auch der fortschreitende Zubau regenerativer Erzeugungskapazitäten bei nur langsam aus dem Markt ausscheidender fossiler Grundlast, die teils wenig flexibel auf Strompreissignale reagiert. Um diese Effekte nicht zu verschärfen, wird ein mögliches Nichterreichen des 65 %-Ziels durch einen zu geringen Ausbaupfad in Kauf genommen, indem unterstellt wird, dass die Stromnachfrage bis zum Jahr 2030 auf heutigem Niveau verbleibt. Dieses Szenario erscheint vielen Marktakteuren wenig realistisch. Sie verweisen auf die politischen Bestrebungen zur Dekarbonisierung aller Sektoren, insbesondere durch Elektrifizierung der Industrie und des Verkehrs sowie durch die Umsetzung der Nationalen und der europäischen Wasserstoffstrategie.