Mit Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wurde eine zeitlich begrenzte Einspeisevergütung für Anlagen aus Erneuerbaren Energien festgesetzt - jeweils auf 20 Jahre ab Inbetriebnahme. Diese läuft daher für alle Anlagen, die im oder vor dem Jahr 2000 in Betrieb genommen worden sind, zum Ende des Jahres 2020 ab. Nach diesem Termin verlieren diese Anlagenbetreiber ihren Anspruch auf eine feste Einspeisevergütung und finden sich am freien Markt wieder. Nicht berührt davon sind die Pflichten des Netzbetreibers zur vorrangigen Abnahme und zum Netzanschluss.
Aus diesem Umstand entwickelt sich nun die Frage, welche Vermarktungsperspektiven sich bieten.
Direktvermarktung
Bei der Direktvermarktung schließt der Betreiber der Anlage einen Vertrag zur Stromvermarktung mit einem Direktvermarkter ab. Diese Rolle übernehmen Energiegroßhändler. Das Modell wird in der Regel mit einer sogenannten Marktprämie gefördert. Der zwischen Betreiber und Direktvermarkter geschlossene Vertrag regelt die Modalitäten, hierunter insbesondere die Herstellung der Fernsteuerbarkeit, Zahlungs- und Preisregelungen, sowie Risikoausgleichslösungen. Der Direktvermarkter verkauft dann den Strom am Großhandelsmarkt, z.B. an der Strombörse zum Marktpreis. Ist der Börsenpreis niedriger als die EEG-Vergütung, zahlt der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber die Differenz aus. Alternativ kann der Anlagenbetreiber sich auch für die „sonstige Direktvermarktung“ ohne Marktprämie entscheiden. Das angesprochene Marktpreismodell kann jedoch nicht von Betreibern nicht mehr förderungsfähiger Bestandsanlagen in Anspruch genommen werden.
Für Anlagen, die ab dem 01.01.2016 in Betrieb genommen wurden, besteht eine Pflicht zur Direktvermarktung ab einer installierten Leistung von 100 kW. Besagte Pflicht gilt also nicht für die vom Wegfall der Förderung konkret betroffenen Bestandsanlagen. Es bestand jedoch bereits vorher die Möglichkeit freiwillig in die Direktvermarktung zu wechseln. Im Einzelfall sollte jeder betroffene Anlagenbetreiber nun prüfen, ob die Direktvermarktung ein gangbarer Weg sein könnte.
Abschluss eines Power-Purchase-Agreements (PPA)
Eine weitere Möglichkeit ist der Abschluss eines Power-Purchase-Agreements (PPA). Beim PPA handelt es sich um einen oft langfristigen Stromliefervertrag. Die Vertragsdauer variiert aber stark, so wurden im deutschen Markt PPAs mit einer Dauer von z.B. 3 oder 15 Jahren abgeschlossen. Stromabnehmer und Stromproduzent regeln dort alle Konditionen von Umfang, über Preis, bis hin zu möglichen Vertragsstrafen bei Nichtabnahme. Kern der Regelung ist - wegen der Langfristigkeit - eine Vereinbarung über die Risikoverteilung mit Blick auf die künftige Preisentwicklung. Ein derartiger Vertrag kann daher bei entsprechender Ausgestaltung attraktiv sein, weil er den Beteiligten Kalkulationssicherheit verschafft. Dabei können allerdings auch Risiken entstehen, falls sich die Preise für einen der Beteiligten negativ entwickeln. Es ist durchaus denkbar, dass mit Ablauf der Förderung vor allem größere Anlagenbetreiber und finanzstarke Abnehmer auf diesen Vertragstypus zurückgreifen werden.
Wechsel in die Eigenversorgung
Darüber hinaus kann es für manche Anlagen sinnvoll sein, die Möglichkeit der Eigenversorgung zu überprüfen. Im Falle der Eigenversorgung fallen bestimmte Stromkostenbestandteile in Form von Abgaben und Umlagen weg. Dieses wirtschaftlich attraktive Konzept verlangt jedoch nach dem EEG eine strikte Personenidentität zwischen Erzeuger und Stromverbraucher. Erzeugung und Verbrauch müssen zudem im räumlichen Zusammenhang stattfinden. Im EEG 2017 sind in den §§61 ff. mehrere Tatbestände aufgeführt, die die EEG-Umlage entweder entfallen oder auf 40 Prozent verringern lassen. Weiterhin muss gegebenenfalls eine neue Stromleitung auf dem Anlagengelände gelegt werden, da eine Nutzung des öffentlichen Netzes die Eigenschaft als Eigenversorger entfallen lässt. Weiterer Vorteil ist, dass durch die Nutzung einer eigenen Leitung die Netznutzungsentgelte und im Falle einer kleinen Anlage (max. 2 MW) außerdem die Stromsteuer entfallen.
