Strom aus Erneuerbaren: Preise richtig kalkulieren

• Die Wirtschaftlichkeit von Erneuerbare Energien-Anlagen hängt zu wesentlichen Teilen von den erzielbaren Stromerlösen ab. Diese sind aber über längere Laufzeiten unterschiedlich schwer kalkulierbar.
• Der GVB gibt Tipps und Hinweise, welche Vergütungsmodelle es gibt und wie sich die Stromerlöse möglichst seriös berechnen lassen.
• Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) kennt aktuell vier Veräußerungsformen für Strom aus Erneuerbaren Energien: die feste Einspeisevergütung, die EEG-Marktprämie, den Mieterstromzuschlag und die sonstige Direktvermarktung.
• Hinweise auf die Entwicklung der Strompreise über mehrere Jahre liefert auch die Strombörse EEX.
• Die Energieberatung des GVB bietet darüber hinaus allen Mitgliedern des Verbands eine ganze Reihe von Unterstützungsleistungen an.

Soll die Wirtschaftlichkeit von Erneuerbare Energien-Anlagen (EE-Anlagen) berechnet werden, ist eine seriöse Kalkulation der Stromerlöse unerlässlich. Das ist jedoch leichter gesagt als getan, denn die erzielbaren Strompreise können über die Laufzeit der Anlage teilweise erheblich schwanken. Wie lässt sich ihre Entwicklung realistisch einschätzen?

Wichtige Vorgaben für EE-Anlagen und deren finanzielle Förderung finden sich im Erneuerbare-Energien-Gesetz 2023 (EEG). Hier ist geregelt, dass Anlagenbetreiber jede Anlage und den von ihr erzeugten Strom einer von vier Veräußerungsformen zuordnen müssen (§ 21b EEG):

1. der Marktprämie nach § 20,
2. der Einspeisevergütung nach § 21 Absatz 1 Nummer 1, Nummer 2 oder Nummer 3,
3. dem Mieterstromzuschlag nach § 21 Absatz 3 oder
4. der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a.

Diese Veräußerungsformen dürfen nur zum ersten Kalendertag eines Monats gewechselt werden, soweit für eine EE-Anlage verschiedene Formen zur Verfügung stehen. Die Anlagenbetreiber dürfen dabei den in ihren Anlagen erzeugten Strom prozentual auf die verschiedenen Veräußerungsformen aufteilen, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird, außer für die Ausfallvergütung und den Mieterstromzuschlag.

Dieser Beitrag erschien zuerst im GVB-Mitgliederportal auf der Themenseite „Energiewende“. Für die Veröffentlichung in „Profil“ wurde der Text gekürzt. Die Langfassung enthält zum Beispiel konkrete Angaben zu Strompreisen und weitere Informationen, etwa zur Rolle des Merit-Order-Prinzips bei der Strompreisgestaltung.

Am sichersten ist der Strompreis kalkulierbar bei EE-Anlagen, die eine installierte Gesamtleistung von bis zu 100 Kilowatt (kW) haben. Für diese wird der anzusetzende Preis nach EEG gesetzlich bestimmt. Damit wird eine feste EEG-Einspeisevergütung für 20 Jahre plus dem Inbetriebnahme-Jahr garantiert. Diese hängt vom Datum der Inbetriebnahme, der Größe und der Art der Anlage ab. Daher kann diese EEG-Einspeisevergütung für entsprechende Anlagen mit großer Sicherheit als fester Strompreis in den Monaten angesetzt werden, in denen der erzeugte Strom in ein Netz eingespeist und dem Netzbetreiber zur Verfügung gestellt wird.

Höhere Erlöse sind möglich, wenn der erzeugte Strom komplett oder teilweise verkauft beziehungsweise selbst verbraucht wird. In diesem Fall erhält der Anlagenbetreiber den Vergütungssatz für die Teileinspeisung nur für die Strommenge, die nach EEG ins Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist wird. Der selbst verbrauchte Strom kann mit den ersparten Stromkosten entsprechend dem Strombezugspreis angesetzt werden. Gemeint sind die Kosten, die ein Anlagenbetreiber beziehungsweise Stromverbraucher bezahlen müsste, wenn er den Strom extern von einem Stromlieferanten über das Netz erhalten würde.

Im Falle eines teilweisen Eigenverbrauchs wird für den eingespeisten Strom zwar nur eine geringere EEG-Vergütung gezahlt, dafür erspart sich der Anlagenbetreiber beziehungsweise Stromverbraucher für den Eigenverbrauch meist deutlich höhere Stromkosten. Daher muss hier die erwartete Erzeugungsmenge aufgeteilt werden in den erwarteten Eigenverbrauch und die erwartete Einspeisemenge. Die Einspeisemenge wird mit der garantierten EEG-Einspeisevergütung für Teileinspeisung bewertet. Für den Eigenverbrauchsanteil kann der aktuelle Strombezugspreis berücksichtigt werden, für den im Zeitverlauf allerdings je nach Vertragslaufzeit weitere Annahmen zu treffen sind.

Auch der Mieterstromzuschlag ist leicht und sicher kalkulierbar. Ein Anspruch auf Zahlung des Mieterstromzuschlags besteht grundsätzlich für Strom aus Solaranlagen, die auf, an oder in einem Wohngebäude installiert sind, soweit der erzeugte Strom von dem Anlagenbetreiber oder einem Dritten an einen Letztverbraucher innerhalb des Gebäudes oder Nebenanlagen in demselben Quartier und ohne Durchleitung durch ein öffentliches Netz geliefert beziehungsweise verbraucht worden ist.

Die aktuellen Vergütungssätze für die feste Einspeisevergütung von Solaranlagen und die anzulegenden Werte für den Mieterstromzuschlag veröffentlicht die Bundesnetzagentur hier unter „Fördersätze für Solaranlagen und Mieterstromzuschlag“ beziehungsweise „Fördersätze für Windenergie an Land“. Die Vergangenheitswerte gibt es hier.

Für Anlagen, deren Strom nach EEG-Vorgaben direkt vermarktet wird, besteht in den entsprechenden Kalendermonaten Anspruch auf Zahlung einer Marktprämie. Bei Windenergieanlagen an Land mit mehr als einem Megawatt Leistung beziehungsweise Windenergieanlagen von Bürgerenergiegesellschaften mit mehr als 18 Megawatt Leistung (§ 22 EEG) gilt dies allerdings nur, solange ein von der Bundesnetzagentur (BNetzA) erteilter Zuschlag aus einer Ausschreibung für die Anlage wirksam ist. Bei Solaranlagen mit mehr als einem Megawatt Leistung beziehungsweise Solaranlagen von Bürgerenergiegesellschaften mit mehr als sechs Megawatt Leistung (§ 22 EEG) ist bei Freiflächen-Anlagen eine Zahlungsberechtigung oder bei Aufdach-Anlagen ein erteilter wirksamer Zuschlag der Bundesnetzagentur für die Anlage nötig. Erfolgreiche Bieter können einen Antrag zur Ausstellung einer Zahlungsberechtigung stellen, sobald sie die EE-Anlage nach den Regeln des EEG in Betrieb genommen und im Marktstammdatenregister registriert haben. Registrierung und Inbetriebnahme müssen dabei nach der Zuschlagserteilung, aber vor der Antragsstellung erfolgen. Damit erwerben Anlagenbetreiber die Berechtigung, Zahlungen nach dem EEG zu empfangen. Ausgestellte Zahlungsberechtigungen werden dauerhaft einer Anlage zugeordnet und sind nicht übertragbar.

Größere EEG-Anlagen müssen an einer Ausschreibung teilnehmen, wenn sie eine EEG-Marktprämie erhalten möchten. Die erforderliche Größe der installierten Leistung variiert dabei je nach Technologie (z.B. PV-Anlagen 1.001 kWp). Die Bundesnetzagentur ermittelt durch Ausschreibungen die Anspruchsberechtigten und den anzulegenden Wert (Definition siehe Kasten) für Strom aus Windenergieanlagen an Land, Solaranlagen, Biomasseanlagen, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem Wasserstoff und Windenergieanlagen auf See (§ 22 EEG).

Der „anzulegende Wert“ beschreibt den Strompreis in Cent pro Kilowattstunde, mit dem Betreiber von Erneuerbare Energien-Anlagen im Marktprämienmodell rechnen können. Er setzt sich aus dem Börsenpreis (Referenzmarktwert) und der EEG-Marktprämie zusammen. Die EEG-Marktprämie gleicht dabei die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Referenzmarktwert aus. Wird also der Strom zum jeweiligen Referenzmarktwert vermarktet, ergibt sich unter Einbeziehung der EEG-Marktprämie eine feste Vergütung in Höhe des anzulegenden Werts. Schwankungen der Vergütung können allerdings entstehen, wenn bei der Vermarktung ein von dem Referenzmarktwert abweichender Strompreis erzielt wird.

Vor solch einer Teilnahme fallen Kosten für die Hinterlegung von Sicherheiten für die rechtzeitige Inbetriebnahme der Anlage an, die in der Kalkulation berücksichtigt werden sollten. Für Bürgerenergieprojekte gibt es hierbei nach § 22b EEG unter bestimmten Bedingungen Erleichterungen. Der Strom der Anlagen, die einen Zuschlag bei der Ausschreibung erhalten, muss vermarktet werden. Daher fallen hier Stromvermarktungskosten an, die ebenfalls zu berücksichtigen sind.

Die aktuellen Ausschreibungsergebnisse im Jahr 2023 für Solaranlagen, Wind an Land, KWK-Anlagen, innovative KWK-Systeme, Biomasse-Anlagen, Biomethan-Anlagen, Innovationsausschreibungen und Wind Offshore gibt es auf der Seite der Bundesnetzagentur.

Da ein Wechsel oder eine Aufteilung der Vergütungsformen möglich ist, bieten sich neben den oben beschriebenen Varianten auch weitere Optionen an. EEG-Anlagen mit gesicherter EEG-Einspeisevergütung oder mit Zuschlag aus einer Ausschreibung können nach § 21b EEG diese Vergütungsformen nutzen oder in die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG wechseln, wenn dies wirtschaftlich sinnvoller ist. Bei einer sonstigen Direktvermarktung wird der Strom für eine bestimmte Zeit oder dauerhaft ohne EEG-Vergütung oder EEG-Marktprämie vermarktet, zum Beispiel um damit höhere Erlöse zu erzielen. Es ist jeweils monatlich möglich, in andere Vergütungsformen zu wechseln, soweit entsprechende Bedingungen erfüllt sind.

Für die Wirtschaftlichkeitsberechnung dieser Anlagen bietet es sich daher an, verschiedene Szenarien zu berechnen. In einem Basis-Szenario kann die EEG-Einspeisevergütung oder der anzulegende Wert als Strompreis angesetzt werden. In einem weiteren Szenario kann komplett oder teilweise mit höheren Erlösen aus der sonstigen Direktvermarktung gerechnet werden. Wenn zum Beispiel zu Beginn ein befristeter Stromliefervertrag (Power Purchase Agreement, PPA) vorliegt, kann zumindest für dessen Laufzeit der vereinbarte Strompreis angesetzt werden. Für die Zeit nach Vertragsablauf müssen wieder Annahmen getroffen werden, ob weitere gut vergütete PPA-Verträge abgeschlossen werden können oder ob wieder die EEG-Einspeisevergütung beziehungsweise der anzulegende Wert als Strompreis angesetzt werden.

Gemeinsam ist für alle Formen der sonstigen Direktvermarktung die Frage, wie der Strompreis festgelegt beziehungsweise beurteilt werden kann. Der Strompreis für Endkunden setzt sich grundsätzlich aus den Komponenten Beschaffung, Vertrieb und Marge, Netzentgelt sowie Steuern, weitere Abgaben und Umlagen zusammen. Die verdeutlicht die folgende beispielhafte Darstellung:

Eine aktuelle Übersicht über den Strompreis und seine Bestandteile gibt es auf der Webseite des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Von den dargestellten Komponenten des Endkundenstrompreises ist für den Anlagenbetreiber bei der Stromvermarktung nur die erste Komponente (Beschaffung, Vertrieb und Marge) relevant. Da die anderen Komponenten maximal ein durchlaufender Faktor für den Anlagenbetreiber sind, werden diese nachfolgend nicht berücksichtigt. Die erste Komponente stellt damit den Strompreis dar, den ein Anlagenbetreiber von einem Stromkunden ohne Berücksichtigung von Netzentgelten, Steuern und Umlagen erhält.

Zu den Netzentgelten und netzabhängigen Umlagen ist allerdings zu beachten, dass diese nur anfallen, wenn der Strom durch ein Netz der öffentlichen Versorgung geleitet wird. Wenn also der Strom nur über eine Stromdirektleitung von der Erzeugungsanlage zum Stromkunden geleitet wird, der diesen komplett verbraucht, fallen also keine Netzentgelte und netzabhängigen Umlagen für den Endkunden an. Der Anlagenbetreiber kann diese Ersparnis für den Endkunden in einer Preisverhandlung nutzen, um einen höheren Strompreis zu verhandeln, zum Beispiel indem die Ersparnis zur Hälfte auf den Strompreis aufgeschlagen wird, damit beide Vertragspartner davon profitieren.

Anders als bei einer langfristig garantierten EEG-Einspeisevergütung beziehungsweise EEG-Marktprämie stellt sich bei einer sonstigen Direktvermarktung aber immer die Frage, welcher Strompreis bei der Vermarktung tatsächlich über die Anlagenlaufzeit erzielt werden kann. Der sicherste Fall ist dabei ein bereits abgeschlossener Stromliefervertrag (Direktvermarktung/PPA) mit fest vereinbartem Strompreis. Aktuell werden solche Verträge häufig mit einer Laufzeit von drei bis zehn Jahren abgeschlossen. Für die Planbarkeit des Anlagenbetreibers beziehungsweise der finanzierenden Bank ist grundsätzlich eher eine längere Laufzeit zu bevorzugen. Allerdings kann dies bei steigenden Preisen die Chancen auf zusätzliche Erlöse verringern.

Weitere Erlösmöglichkeiten alternativ zur EEG-Vergütung oder Marktprämie bieten Herkunftsnachweise. Ein Herkunftsnachweis ist ein elektronisches Dokument, das in Deutschland die Herkunft von Strom bescheinigt. Es gibt Auskunft darüber, wie und wo Strom aus Erneuerbaren Energien produziert wurde. Gleichzeitig sorgt dieses Dokument dafür, dass dieser Strom nur einmal verkauft werden kann. Herkunftsnachweise machen die Herkunft des Stroms aus Erneuerbaren Energien transparent. Sie bieten Verbrauchern damit die notwendige Verlässlichkeit. Seit Januar 2013 darf ein Energieversorger Strom nur dann als solchen aus Erneuerbaren Energien (EE) kennzeichnen und auf der Stromrechnung ausweisen, wenn er für die gelieferte Menge EE-Strom auch Herkunftsnachweise im Herkunftsnachweisregister entwertet hat. Damit wird die Stromkennzeichnung verlässlicher und eine Doppelvermarktung wird ausgeschlossen.

Der Betreiber einer Erneuerbare Energien-Anlage kann sich vom Umweltbundesamt für die Menge Strom, die er in seiner Anlage produziert und ins Stromnetz eingespeist hat, Herkunftsnachweise ausstellen lassen, sofern dieser Strom nicht nach dem EEG vergütet wurde. Die Herkunftsnachweise kann er verkaufen und im Herkunftsnachweisregister an den Käufer – zum Beispiel das Elektrizitätsversorgungsunternehmen – übertragen, auch unabhängig vom physikalischen Transport des Stroms.

Herkunftsnachweise erhält jeder Energieproduzent, der drei Bedingungen gleichzeitig erfüllt:

1. Der Strom wird aus Erneuerbaren Energien (zum Beispiel aus Wasser, Wind, Sonne, Biomasse oder Geothermie) erzeugt.
2. Der Stromproduzent beansprucht keine Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, da dessen Anlagen nicht EEG-vergütungsfähig sind oder er den erzeugten Strom nach § 33b Nr. 3 EEG 2012 direkt vermarktet oder er das Grünstromprivileg nach § 33b Nr. 2 EEG 2012 in Anspruch nimmt.
3. Der Stromproduzent erhält keine Marktprämie.

Für die Abschätzung der Preisentwicklung für die kommenden sechs bis zehn Jahre bieten sich Strompreis-Futures an. Bei der deutschen Strombörse EEX kann unter EEX German Power Futures täglich abgerufen werden, zu welchen Preisen und Volumen Strom für Grundlast (Base-Load) und Spitzenlast (Peak-Load) für die nächsten sechs beziehungsweise zehn Jahre auf dem Strom-Terminmarkt gehandelt wird und wurde. Entsprechende Daten können unter demselben Link auch für andere Strommärkte abgerufen werden. Base-Load bezeichnet dabei eine kontinuierliche Stromlieferung, bei der alle 15 Minuten dieselbe Leistung an Strom geliefert wird. Bei Peak-Load wird die gleiche Strommenge durchgehend von Montag bis Freitag von 8 bis 20 Uhr geliefert. Außerhalb dieser Uhrzeiten und an Wochenenden erfolgt bei Peak-Load keine Stromlieferung.

Die Strommengen einzelner Solar- oder Windenergieanlagen sind fluktuierend und können weder die Anforderungen von Base-Load noch von Peak-Load abdecken. Dennoch bieten Strompreis-Futures die Möglichkeit, die aktuellen Erwartungen am Strommarkt für die Preisentwicklung der kommenden sechs bis zehn Jahre abzuschätzen. Die an der EEX gehandelten Strompreis-Futures zeigen aber auch, wie volatil die Börsenstrompreise sind. Diese hängt zum Beispiel von dem jeweils gehandelten Volumen ab. So schwankten Base-Load-Futures, die 2024 fällig werden, von Anfang Mai bis Mitte Juni 2023 zwischen 118 und 153 Euro pro Megawattstunde (MWh). Die Peak-Load-Preise für 2024 schwankten dagegen zwischen 145 und 179 Euro/MWh.

Neben den bisher erläuterten Quellen und Möglichkeiten zur Abschätzung der Preisentwicklung bieten verschiedene Institutionen und Unternehmen Strompreisszenarien für die Preisentwicklung der kommenden Jahre an. Die meisten Analysen, Prognosen und Berichte von Unternehmen und Beratungshäusern sind in der Regel kostenpflichtig und lohnen sich meist nur, wenn große oder viele Projekte im Energiebereich umgesetzt werden sollen. Diese Unternehmen verkaufen ihre Informationen und Dienstleistungen zum Beispiel an Energieversorgungsunternehmen, Finanzinstitute und andere Kunden in der Energiebranche. Es gibt jedoch auch einige kostenlose Quellen, die Informationen zu Energieszenarien und Strompreisentwicklungen bereitstellen. Es ist jedoch wichtig zu beachten, dass die kostenlosen Quellen möglicherweise nicht so detailliert oder umfassend sind wie die kostenpflichtigen Angebote. Weitere Informationen dazu erhalten GVB-Mitglieder bei Daniel Caspari.

Daniel Caspari ist Senior-Energieberater, Energieauditor und Energieeffizienz-Experte für Förderprogramme des Bunds beim Genossenschaftsverband Bayern. Er ist unter dcaspari(at)gv-bayern.de oder +49 89 2868-3577 erreichbar.

Die Energieberatung des Genossenschaftsverbands Bayern (GVB) bietet allen Mitgliedern des Verbands eine ganze Reihe von Unterstützungsleistungen an. So unterstützt ein interdisziplinäres Expertenteam sowohl bei der Vertragsgestaltung beziehungsweise Vertragsprüfung als auch bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung von Erneuerbare Energien-Projekten (siehe dazu den Beitrag in „Profil“ 6/2023). Weiterhin angeboten wird eine Energieberatung in Verbindung mit einem Energie-Audit (siehe dazu den Beitrag in „Profil“ 4/2022). Der Bund fördert freiwillige Audits, die den Anforderungen der DIN-EN 16247-1 entsprechen, mit bis zu 80 Prozent des förderfähigen Beraterhonorars, maximal 6.000 Euro. Für Nicht-KMU schreibt das Energiedienstleistungsgesetz (EDL-G) ein Energieaudit vor. Auch dieses führt der GVB durch. Außerdem unterstützt der GVB bei der Umsetzung und laufenden Prüfung von Energiemanagementsystemen nach der Norm ISO 50001. Darüber hinaus erstellt der GVB Energiegutachten, die zum Beispiel für Anträge auf Marktstrukturförderung benötigt werden. Das ist vor allem für Waren- und Dienstleistungsgenossenschaften interessant. Kontakt: Daniel Caspari, dcaspari(at)gv-bayern.de, +49 89 2868-3577.

• Die Langfassung dieses Beitrags mit konkreten Strompreisen und weiteren Informationen etwa zur Ermittlung der Strompreise nach dem Merit-Order-Prinzip gibt es im GVB-Mitgliederportal.
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