Analysten: Erlösabschöpfung "im großen Ganzen gelungen"

Der Entwurf der Stromerlösabschöpfung, der gerade im Bundestag beraten wird, ermöglicht entgegen der Befürchtungen aus der Erneuerbaren-Lobby den meisten Erneuerbaren-Kraftwerks-Technologien einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb. Allerdings wird auch am meisten bei den Regenerativen abgeschöpft. Das ist ein Fazit, das die Analyse- und Beratungsgesellschaft Enervis Energy Advisors am 2. Dezember aus eigenen Marktberechnungen anhand des Regierungsentwurfs gezogen hat.

Demnach entfällt die Hälfte des Abschöpfungsvolumens von prognostizierten 23 Milliarden Euro auf die Erneuerbaren, so Enervis-Analyst Tim Höfer in einem Webinar. Die Braunkohle (40 Prozent) und Onshore-Wind dürften unter den Einzeltechnologien am meisten zum Abschöpfbetrag beitragen, sagte er unter der Prämisse voraus, dass die Abschöpfung nur von Dezember 2022 bis Juni 2023 läuft. Theoretisch dürfte sie bis maximal April 2024 verlängert werden.

Bei der Berechnung wurden ausschließlich Spotmarkt-Erlöse berücksichtigt. Die Geltendmachung niedrigerer Umsätze in Termingeschäften oder Power Purchase Agreements (PPA, anlagenbezogene Direktlieferverträge), die unter bestimmten Voraussetzungen möglich werden soll, werde den Abschöpfbetrag aber noch verringern.

Abschöpfung finanziert ein Sechstel der Preisbremse

Höfer und Kollegen gehen davon aus, dass die Umsatzabschöpfung 16 bis 18 Prozent der Strom- und Gaspreispreisbremse refinanzieren wird. Wird sie bis April 2024 verlängert, könne sie 30 bis 34 Prozent der Kosten decken. 

Der Regierungsentwurf sieht − mit Ausnahmen und Sonderregelungen − vor, dass Kraftwerksbetreiber 90 Prozent der Umsätze abgeben müssen, die sie mit dem in der vorgesehenen Zeitspanne erzeugten und gelieferten Strom oberhalb von technologiespezifischen Grenzkosten erzielen (wir berichteten). Das Geld landet treuhänderisch bei den Übertragungsnetzbetreibern, von wo aus auch die Preisbremse an die Stromvertriebe ausbezahlt wird. Das Defizit daraus übernimmt der Bund aus dem Klimafonds (früher Coronafonds) sowie übergangsweise aus dem Guthaben auf dem EEG-Konto.

Unter der Maßgabe, dass politisch hier keine Übergewinnsteuer gewünscht ist, die Politik aber sogenannte „Übererlöse“ abschöpfen will und muss, bewertete Tim Höfer den Gesetzesentwurf als im Großen und Ganzen gelungen.

Kritik an zwei EEG-Änderungen

Nicolai Herrmann, Partner bei Enervis, kritisierte an dem Entwurf des Strompreisbremsengesetzes, die Erlösabschöpfung werde einzelne Technologiesegmente und Projekte in Zeiten stark gestiegener Investitions- und Finanzierungskosten wirtschaftlich beeinträchtigen. Weiterhin erläuterte Hermann, dass die Förderung "Marktprämie" künftig von der ersten Stunde mit negativen Spotmarktpreisen an wegfallen soll, nicht wie bisher bei vier aufeinander folgenden Stunden (Paragraf 51 Erneuerbare-Energien-Gesetz).

Außerdem bemängelt er, dass die Regierung die Höchstwerte bei Erneuerbaren-Ausschreibungen ungeachtet der gestiegenen Kosten nicht eröhen will, wie es noch im Referentenentwurf vorgesehen war. Dies wäre aus seiner Sicht aber für den weiteren Erneuerbaren-Zubau zentral. Diese beiden EEG-Änderungen hätten aber nichts mit der Abschöpfung zu tun.

Welche Technologien unwirtschaftlich werden dürften

Wirtschaftliche Probleme sieht Tim Höfer auf Windmüller zukommen, die alte Anlagen an Land erst nach dem 1. November 2022 mit einem Fixpreis-PPA vermarkten. Denn sie werden per Spotpreis-Benchmark abgeschöpft, nicht nach dem Fixpreis ihres Vertrages, der abgeschlossen wurde, nachdem die Eckpunkte zur Erlösabschöpfung offiziell waren.

"In Zukunft in Gefahr" sieht der Enervis-Experte auch neue Photovoltaik-Großprojekte, die aus einer Förderausschreibung hervorgehen. Denn die Umsätze mit ihnen werden von ihrem anzulegenden Wert (AW) aus abgeschöpft − Vorhaben ohne Förderung und damit ohne AW dagegen erst oberhalb 10 Cent/kWh −, jeweils zuzüglich 3 Cent/kWh Sicherheitszuschlag und 6 Prozent des Monatsmarktwertes von PV obendrauf. Ist für eine solche Anlage zusätzlich ein PPA abgeschlossen worden, das für die Finanzierung wichtig ist, werde dies nicht genug berücksichtigt. Es bringe einem Betreiber auch nichts, auf seinen AW zu verzichten, ergänzte Nicolai Herrmann. Denn es sei laut dem Entwurf ausschlaggebend, dass ein AW existiere.
Zwei Marktsegmente außen vor

Tim Höfer wies noch darauf hin, dass der Intradaymarkt und der Regelenergiemarkt nicht von der Abschöpfung erfasst sind. Dies könnte dazu führen, dass Anlagenbetreiber ihre Vermarktungsstrategie änderten und ihr Angebot verstärkt in diese Märkte verlagerten.

Auf die Wirtschaftlichkeit von Atom- und Braunkohlemeilern hätte der Entwurf, würde er so verabschiedet, "geringe Auswirkungen", so Tim Höfer.