Die EEG Vergütung als Auslaufmodell?

Dass das EEG und die damit verbundene Förder­sys­te­matik für Anlagen zur regene­ra­tiven Strom­erzeugung nicht für die Ewigkeit gemacht ist, lag auf der Hand. Insbe­sondere wenn man die zahlreichen Novel­lie­rungen des Gesetz­gebers in den letzten 24 Jahren betrachtet. Ein Kernprinzip wurde dabei bisher bei allen Reformen jedoch nie angetastet, die Grundidee dass förder­fähige Anlagen eine Einspei­se­ver­gütung oder Markt­prämie für grund­sätzlich jede ins Netz einge­speiste Kilowatt­stunde erhalten. Damit könnte nun aller­dings bald Schluss sein.

Unter dem Titel „Wachs­tums­in­itiative – neue wirtschaft­liche Dynamik für Deutschland“ hat die Regierung eine Art Maßnah­men­ka­talog zur Förderung der Wirtschaft zusam­men­ge­stellt, der auf Seite 24 auch Reformen in der Energie­wirt­schaft („Leistungs­fä­higer Energie­markt für die Wirtschaft von morgen“) vorsieht.

Und dort heißt es:

„Mit dem Ende der Kohle­ver­stromung wird die Förderung der Erneu­er­baren Energien auslaufen. Der Ausbau neuer EE soll auf Inves­ti­ti­ons­kos­ten­för­derung umgestellt werden (eigener Kapazi­täts­me­cha­nismus), insbe­sondere um Preis­si­gnale verzer­rungsfrei wirken zu lassen. Dazu werden dieses und andere Instru­mente rasch im Reallabore-Gesetz im Markt getestet. Dabei muss eine hohe Ausbau­dy­namik beibe­halten werden, um die im EEG veran­kerten Ziele sicher zu erreichen und möglichst schnell mehr günstigen Strom zu erhalten. Auf diesem Weg wird noch stärker auf Kosten­ef­fi­zienz und Markt­in­te­gration geachtet. In diesem Zusam­menhang werden die im Rahmen der Plattform Klima-neutrales Strom­system aufge­zeigten Optionen geprüft und in die Entscheidung einfließen.

Perspek­ti­visch werden EE keine Förderung mehr erhalten, sobald der Strom­markt ausrei­chend flexibel ist und ausrei­chend Speicher zur Verfügung stehen.“

Ein Ende der Förderung von EE-Strom ist damit in Sicht­weite gerückt. Der Gesetz­geber möchte schritt­weise die Förderung zurückfahren.

„Kurzfristig werden wir die Förderung bei negativen Preisen für Neuan­lagen grund­sätzlich bereits ab dem 1. Januar 2025 aussetzen (ausge­nommen kleine Anlagen, da nicht adminis­trierbar) und die Schwelle, ab der die Erneu­er­baren Energien ihren Strom selbst vermarkten, beginnend ab dem 1. Januar 2025 in drei Jahres­schritten auf 25 KW absenken. Parallel werden wir die Schwelle für die Steuer­barkeit von EE-Anlagen für Netzbe­treiber weiter absenken. Dadurch kommen die Preis­si­gnale bei den Anlagen­be­treibern an und werden insb.Stromüberschüsse in Zeiten negativer Preise vermieden, da keine feste Einspei­se­ver­gütung mehr gezahlt wird.“

Branchen­kenner fragen sich, ob die geplante Selbst­ver­mark­tungs­pflicht für Anlagen größer 25 kW funktio­nieren wird, denn hierfür braucht es ein Angebot von Seiten des Marktes der Direkt­ver­markter. für die könnten diese kleinen Anlagen jedoch wirtschaftlich nicht inter­essant genug sein.

Die weitere Entwicklung und Umsetzung des Konzeptes bleibt abzuwarten, aber ein Ende des EEG wie wir es kannten, ist damit in Sicht.

(Christian Dümke)

2024-07-26T20:23:48+02:0026. Juli 2024|Allgemein, Energiepolitik, Erneuerbare Energien|

Schweden sagt Strom­leitung nach Deutschland ab

Schweden hat den Plan, eine neue Strom­leitung nach Deutschland zu bauen, abgesagt. Die Entscheidung wurde damit begründet, dass Deutschland keine unter­schied­lichen Strom­preis­zonen besitzt.

Strom­preis­zonen innerhalb eines Landes reflek­tieren regionale Unter­schiede in Angebot und Nachfrage von Elektri­zität. Sie sind geogra­fische Gebiete, in denen der Strom­preis variieren kann. Diese Zonen werden festgelegt, um die regio­nalen Unter­schiede in der Strom­pro­duktion, ‑nachfrage und den Netzka­pa­zi­täten zu berück­sich­tigen. In Gebieten mit hoher Nachfrage und/oder geringer Produktion – wie hier etwa etwa Süddeutschland – kann der Strom­preis dann höher sein, um die Kosten für den Transport und die Netzbe­lastung auszu­gleichen. Umgekehrt kann der Preis in Regionen mit hoher Produktion und/oder geringer Nachfrage – wie etwa in Norddeutschland – niedriger sein.

Diese Preis­dif­fe­ren­zie­rungen helfen, das Stromnetz zu entlasten, indem sie Anreize für eine effizi­entere Nutzung und Verteilung von Strom schafft. Verbraucher und Produ­zenten werden so motiviert, ihre Aktivi­täten zeitlich und räumlich anzupassen, um Kosten zu minimieren und die Netzsta­bi­lität zu gewährleisten.

In Schweden gibt es verschiedene Strom­preis­zonen, die regionale Unter­schiede in der Strom­nach­frage und ‑produktion wider­spiegeln. Durch die fehlende Preis­dif­fe­ren­zierung in Deutschland würde der Strom­export zu Verzer­rungen führen und die schwe­di­schen Verbraucher benach­tei­ligen. Diese Entscheidung betont die Wichtigkeit einer abgestimmten Energie­po­litik und zeigt die Heraus­for­de­rungen der Integration europäi­scher Energie­märkte auf.

(Christian Dümke)

2024-06-28T12:49:37+02:0028. Juni 2024|Energiepolitik, Netzbetrieb|

Wenn die Gemeinde nicht mitspielt

Auf die Gemeinden kommen in den nächsten Jahren unerwartete Aufgaben zu. Das Wärme­pla­nungs­gesetz (WPG) verpflichtet sie zur Wärme­planung. Gemeinden mit bis zu 100.000 Einwohnern haben bis zum 30.06.2028 Zeit, Großstädte müssen bis zum 30.06.2026 liefern. In diesem Zuge werden sich viele Gebiets­kör­per­schaften erstmals mit der Frage konfron­tieren, wie eine fossil­freie Zukunft bei ihnen vor Ort aussehen wird. Rein praktisch: Was für Wärme­ver­sor­gungs­ge­biete soll es geben? Sondieren Gemeinde, ob Wasser­stoff verfügbar ist? Setzen Kommunen auf den Ausbau der Fernwärme? Wie auch immer die Zukunft nach Öl und Gas aussehen soll, die Gemeinde – sprich: Kommu­nal­po­li­tiker – müssen aktiv werden und beschließen.

Doch was passiert, wenn eine Gemeinde ihren Verpflich­tungen nicht nachkommt? Das WPG sieht keinen Übergang der Planungs­pflicht auf einen anderen Träger vor. Auch Sanktionen sind nicht vorge­sehen. Praktisch bedeutet das: Wenn die Kommune nicht plant, bzw. eine vorbe­reitete Planung nicht beschließt, dann gibt es keinen Wärmeplan.

Immerhin: Auch die unfähige und unwillige Kommune kann auf diese Weise die lokale Wärme­wende nicht obstru­ieren. Es ergibt sich aus § 71 Abs. 8 S. 4 Gebäu­de­en­er­gie­gesetz (GEG), dass in diesem Fall die Verpflich­tungen nach § 71 Abs. 1 GEG direkt greifen: Neue Heizungen müssen mindestens 65% erneu­erbare Energien nutzen, dann eben ohne die Möglich­keiten gemein­schaft­licher Infrastrukturen. 

Doch die lokale Energie­wende verlangt mehr als nur den Wärmeplan. In den nächsten Jahren laufen immer wieder Gaskon­zes­sionen aus, und noch gibt es keinen angepassten regula­to­ri­schen Rahmen, der das Ende der Gasnetze vor Ort moderiert. Auch in der Bauleit­planung und bei Veräu­ßerung und Verpachtung eigener Flächen können Kommunen die Infra­struk­tur­kosten für den Netzausbau erheblich beein­flussen, da die Beanspru­chung der Strom­ver­teil­netze erheblich von der konkreten baulichen Nutzung abhängt. Kommunen, die sich früh und konse­quent mit der Neuge­staltung ihrer Infra­struktur beschäf­tigen, können erheb­liche Vorteile erzielen. Wer nicht kann oder nicht will, läuft Gefahr, am Ende hohe Infra­struk­tur­kosten zu produ­zieren und der Gemeinde auch als Wirtschafts­standort zu schaden (Miriam Vollmer).

2024-06-21T20:15:05+02:0021. Juni 2024|Energiepolitik, Wärme|