Sie brauchte nur wenige Sätze, um die Ökostrombranche in den Alarmmodus zu versetzen. Das Ausbauziel für erneuerbare Energien sei „völlig überzogen“, sagte Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche im Juni bei einer Diskussionsrunde des Bundesverbands der Deutschen Industrie (BDI). Um die Netzentgelte in den Griff zu bekommen, müsse sich das Ausbautempo künftig an dem der Stromleitungen orientieren und nicht umgekehrt. Zudem müsse man über Baukostenzuschüsse sprechen – das werde den Business Case für erneuerbare Energien „noch mal nach unten bringen“, so die CDU-Politikerin.
Reiches Worte fallen in eine Zeit, in der sich die Stimmung der Betreiber von Wind- und Solarparks ohnehin eintrübt. Zwar boomt der Ausbau – nach der Solarenergie kommt jetzt auch die Windkraft wieder in Schwung, die Ausschreibungen für neue Anlagen sind überzeichnet. Doch dass es so weitergeht, ist nicht ausgemacht. Denn bis Ende 2026 muss die Bundesregierung das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) reformieren. Dann läuft die beihilferechtliche Genehmigung der EU für die aktuell geltende Fassung aus. Die Befürchtung ist groß, dass die Bundesregierung das zum Anlass nehmen könnte, den Ausbau auszubremsen.
Fördergelder fließen zurück
Für die Förderung erneuerbarer Energien schreibt Brüssel künftig ein sogenanntes Clawback vor: einen Mechanismus, mit dem der Teil der öffentlichen Förderung an den Staat zurückfließt. Außerdem werden sogenannte Differenzverträge (Contracts for Difference, CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.) verpflichtend, wodurch die Betreiber von Wind- und Solarparks einen Teil ihrer Einnahmen an den Staat abführen müssen. Steigt der Strompreis pro Kilowattstunde an der Börse über den Wert, der den Betreibern beim Zuschlag für das Projekt garantiert wurde, fließt die zusätzliche Marge nicht mehr auf ihr Konto, sondern in die Staatskasse. So soll der Strommarkt langfristig Investitionssicherheit bieten – und damit zukunftsfähig bleiben.
Mit der Deckelung will die EU die Verbraucher vor zu starken Preisausschlägen schützen. Die Branche befürchtet, dass ihre Renditen übermäßig belastet werden, falls die Grenze zu niedrig angesetzt wird. Doch das ist nicht die einzige Sorge. Hinzu kommt, dass der Marktwert für Ökostrom tendenziell sinkt. In der ersten Jahreshälfte war der Strompreis an der Börse fast 400 Stunden negativ. Besonders stark betroffen ist die Solarenergie. Fast die Hälfte des Solarstroms in diesem Jahr wurde in Zeiten negativer Strompreise produziert, sagt Lion Hirth, Energieökonom an der Hertie School. In anderen europäischen Ländern sei der Trend ähnlich. Konkret bedeutet das: Wer keine feste Einspeisevergütung erhält, liefert einen großen Teil seines Stroms zu sehr niedrigen oder gar negativen Preisen.
Für Ökostromerzeuger verändern die Marktentwicklung und die regulatorischen Eingriffe die Parameter ihres Geschäftsmodells. „Bislang bietet kaum ein Land der Welt stabilere Standards für die Finanzierung erneuerbarer Energien als Deutschland“, sagt Heiko Ludwig, Global Head of Structured Finance bei der Nord/LB in London. Sowohl auf Betreiberseite als auch unter den finanzierenden Banken gibt es vielfältige Akteure, vom Bürgerwindrad bis zum Großwindpark, von der Sparkasse bis zum internationalen Wagnisfinanzierer. Die Risiken sind dank des EEG kalkulierbar, die Finanzierungsprozesse eingespielt.
Stabile Cashflows dank CfDs?
Je weiter eine Reform das Risiko auf die Betreiberseite verschiebe, desto höher werde der Strukturierungsaufwand einer Finanzierung, sagt Ludwig. Richtig eingesetzt seien CfDs allerdings ein Instrument, das auch künftig stabile Cashflows garantieren könne. Wichtig sei ein fließender Übergang vom alten System ins neue – ein harter Bruch könnte den Ausbau bremsen.
Dass der Gesetzgeber eine Reform anstößt, ist für Ludwig nachvollziehbar. In der Vergangenheit habe die Förderung vor allem darauf abgezielt, das Angebot zu erhöhen. Künftig müsse es zugleich darum gehen, Angebot, Nachfrage und Stromtransport besser aufeinander abzustimmen. Ein Vorbild dafür sieht er in den USA. Dort werde kaum ein Wind- oder Solarpark ohne Batteriespeicher gebaut. „Das hilft, Überschüsse kurzfristig abzufedern, und stärkt die Einnahmeseite, weil es erlaubt, den Strom später zu besseren Preisen zu verkaufen.“
Corinna Klessmann, Direktorin des Beratungsunternehmens Guidehouse, sieht noch einen weiteren Weg, ein mögliches Überangebot aufzufangen und negative Preise zu vermeiden: die Flexibilisierung der Nachfrage. „Verbraucher und die Industrie sollten über intelligente Stromzähler, dynamische Tarife und flexible Netzentgelte einen Anreiz erhalten, Strom bevorzugt dann zu verbrauchen, wenn er im Überschuss vorhanden und damit günstig ist.“ Das sei besser, als den Ausbau der erneuerbaren Energien zu drosseln.
Laut dem Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) sollen Differenzverträge unsichere Preise für Strom aus Erneuerbaren absichern. Während sich Projektentwickler*innen gegen niedrige Strompreise schützen können, sichern die Verträge Stromverbraucher*innen gegen hohe Strompreise ab. Die Höhe des Festpreises oder eines Preiskorridors wird bereits vor Projektbeginn festgelegt, beispielsweise in Auktionen, und gilt dann für einen längeren Zeitraum. In dieser Zeit verkauft die Betreiber*in der EE-Anlage den Strom am Markt. Liegt der Marktpreis unter dem vereinbarten Festpreis, erhält die Betreiber*in die Differenz. Liegt er oberhalb, muss die Erzeuger*in den Ertrag an die Gegenseite zahlen.
Quelle: DIW
