Marktprämie für die Vermarktung von Solarstrom

• Beim Marktprämienmodell leitet der Anlagenbetreiber den Strom „ungefördert“ durch ein öffentliches Netz und verkauft ihn direkt an einen interessierten Abnehmer.
  • Dies wird als „Direktvermarktung“ bezeichnet.
  • So direkt vermarkteter Strom kann mit der sogenannten optionalen Marktprämie und der zusätzlichen Managementprämie gefördert werden.

Vereinfacht ausgedrückt, regelt das Marktprämienmodell, dass der Anlagenbetreiber einen Erlös vom Käufer seiner Stromerzeugung sowie die Differenz zur sonst erhaltenen EEG-Vergütung vom Netzbetreiber erhält. Dadurch bleibt die Investitionssicherheit des Anlagenbetreibers gewahrt, da ihm das Vermarktungsrisiko weitgehend genommen wird.

Zudem wird im Gegensatz zur gesetzlich garantierten Einspeisevergütung ein Anreiz geschaffen, den Strom der Solaranlage direkt zu vermarkten und somit schrittweise die Marktintegration von Photovoltaik-Strom zu fördern.

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Der anzulegende Wert entsprach bei Einführung im EEG 2012 der Höhe der bisherigen festen Einspeisevergütung. Die Einführung des Auktionsverfahrens ließ dem anzulegenden Wert im Prozess der Genehmigung und Inbetriebnahme von u.a. PV-Anlagen eine ganz neue Bedeutung zukommen.

Betreiber neuer Solarstromanlagen, die ihren Solarstrom auch selbst verbrauchen wollen, erhalten ab dem 01.04.2021 nur noch für max. 50 Prozent der erzeugten Strommenge eine Marktprämie. Alternativ müssen Projektierer von Solardächern mit einer Leistung von über 300 kW_p, die ihren Strom einspeisen wollen, zuvor erfolgreich an Förderauktionen teilnehmen.

Das EEG 2021 sieht zudem vor, den Verlust der Marktprämie unter § 51 in Zeiten negativer Preise auszuweiten: Für Neuanlagen soll ab 2021 eine 4-Stundenregelung gelten - statt bisher 6-Stundenregelung. Wenn also der Spotmarkt vier oder mehr Stunden negative Preise zeigt, dann wird der anzulegende Wert auf null fallen.

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Die steile Entwicklung der Gaspreise hat die Strompreise seit Ende 2021 in bislang ungeahnte Höhen klettern lassen. Aufgrund der gleitenden Marktprämie entstanden den Betreibern von Anlagen für erneuerbare Energien Zusatzgewinne, während KonsumentInnen diese Kosten tragen müssen.

Denn die nötige Marktprämie wird aus dem EEG-Konto gezahlt und letztendlich auf Endverbrauch:innen umgelegt. Dabei kann die EEG-Umlage bis auf null fallen, und zwar dann, wenn die Markterlöse ausreichend sind, sodass alle EE-Anlagen ihren Mindestpreis überschreiten und keine Marktprämie ausgezahlt werden muss.

• In diesem Fall sind jedoch auch die Großhandelspreise hoch und werden indirekt über Stromlieferanten an die StromendkundInnen weitergegeben, inklusive des Zahlungsstroms, der an die EE-Anlagen geht.
• Die gleitende Marktprämie stellt somit eine asymmetrische Absicherung dar: Die Erneuerbaren-Energien-Anlagen sind gegen niedrige Preise abgesichert, StromkundInnen jedoch nicht im selben Maße gegen hohe Strompreise geschützt.
• Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung empfiehlt daher, auf Differenzverträge (Contracts-for-Difference, CfDs) statt auf die gleitende Marktprämie für Wind an Land und Photovoltaik zu setzen. Denn Differenzverträge stellen eine symmetrische Absicherung dar:
  • Wenn Strompreise unter dem Vertragspreis (dem anzulegenden Wert) liegen, funktioniert der Differenzvertrag identisch zur gleitenden Marktprämie.
  • Wird der Vertragspreis jedoch überschritten, muss der Betreiber der EE-Anlage die überschüssigen Erlöse an das EEG-Konto abführen.

Über Rückzahlungen könnte diese Einsparung dann an die Endkund:innen weitergegeben werden. Je mehr Anlagen unter die CfDs fallen, desto stärker wirkt die Abschwächung des Strompreisanstieges. Ein kompletter Ausgleich wäre bei 100 Prozent der Anlagen unter CfDs der Fall.

Mittels CfDs hätten auch die StromkundInnen profitiert: Berechnungen des DIW Berlin haben gezeigt, dass die Stromkosten in 2021 knapp 1,7 Milliarden Euro geringer gewesen wären. Allein im Dezember hätte die Ersparnis bei etwa 750 Millionen Euro gelegen.

Laut DIW Berlin sorgen Differenzverträge zudem für bessere Finanzierungsbedingungen und damit geringere Stromgestehungskosten beim Bau von EE-Anlagen: Während Investoren aktuell bei hohen Strompreisen und günstigen Kosten für Erneuerbare auf volatile Strompreise wetten müssen, um in Auktionen erfolgreich zu sein, haben sie unter einem CfD Erlös-Sicherheit. Dies erlaubt es ihnen in stärkerem Maße, günstiges Fremdkapitel aufzunehmen. Diese Unterschiede bei den Stromgestehungskosten können sich auf bis zu 30 Prozent belaufen.

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