Hintergrund

Normalerweise verkaufte der Betreiber einer Erneuerbare-Energie-Anlage (z. B. einer Windkraftanlage oder einer Biogasanlage) seinen Strom an den zuständigen regionalen Netzbetreiber. Dabei erhielt der Anlagenbetreiber eine gesetzlich festgelegte Einspeisevergütung, die über dem Marktpreis für die jeweilige Energieform (meist Strom) lag. Der Netzbetreiber bzw. der zuständige Übertragungsnetzbetreiber leitete den Strom zum Endkunden und bekam seinerseits die Differenz zwischen Marktpreis und an den Anlagenbetreiber gezahlten Preis wieder erstattet. Diese Erstattung wird durch die EEG-Umlage finanziert, die von den Verbrauchern gezahlt wird.

Alternativ kann der Anlagenbetreiber nach dem EEG 2012 den Strom aber auch – ungefördert – durch ein öffentliches Netz leiten und ihn direkt an einen interessierten Abnehmer verkaufen (vgl. § 33a EEG 2012). Dies wird als „Direktvermarktung“ bezeichnet. So direkt vermarkteter Strom kann mit der sogenannten optionalen Marktprämie und der zusätzlichen Managementprämie gefördert werden. Die Marktprämie sollte einen Anreiz für EEG-Anlagenbetreiber liefern, ihre Anlagen marktorientiert zu betreiben: sie sollten verstärkt dann erneuerbar erzeugten Strom einspeisen, wenn die Nachfrage besonders groß ist (und damit der Preis an der Strombörse oft ebenfalls hoch). Bei der normalen Abgabe des erzeugten Stromes an den Netzbetreiber hat dieser hingegen eine Abnahmepflicht und die Vergütung ist konstant.

Laut dem EEG 2012 gibt es für Grünstromproduzenten drei Möglichkeiten, ihren Strom direkt zu vermarkten:

1. zum Zweck der Inanspruchnahme der sogenannten optionalen Marktprämie nach § 33g EEG 2012 (ab dem 1. Januar 2012),
2. zum Zweck der Verringerung der EEG-Umlage durch ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen nach § 39 EEG 2012.
3. als sonstige Direktvermarktung.

Sonstige Direktvermarktung

Die sonstige Direktvermarktung war ursprünglich als Ausnahme und Auffangtatbestand gedacht und bezeichnet einen „freien“ Verkauf des Stroms ohne Inanspruchnahme einer EEG-Förderung. Vorteil ist, dass damit Herkunftsnachweise ausgestellt werden und der Strom daher als Grünstrom vermarktet werden kann. Dies ist v. a. dann von Interesse, wenn der Marktwert des Stroms höher ist als die Einspeisevergütung bzw. der Anzulegende Wert (siehe unten) nach EEG.

Das Marktprämienmodell

Das Marktprämienmodell wurde im Mai 2011 von Bundesumweltminister Norbert Röttgen zur besseren Marktintegration der erneuerbaren Energien vorgeschlagen, wurde am 28. Juli 2011 im Bundestag beschlossen und trat am 1. Januar 2012 in Kraft. Betreiber einer Anlage zur regenerativen Stromerzeugung können seitdem monatlich entscheiden, ob sie den Strom über das EEG vergüten lassen oder den Strom selbst vermarkten, müssen dies aber dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats mitteilen. Das Marktprämienmodell umfasst die Marktprämie selbst, eine Flexibilitätsprämie für Betreiber von Biogasanlagen sowie eine Managementprämie. Später wurde die Marktprämie zum Regelfall.

Das Marktprämienmodell war neben dem 2013 abgeschafften Grünstromprivileg eine wesentliche wirtschaftliche Motivation für die Direktvermarktung von EEG-Strom.

Optionale Marktprämie

Die optionale Marktprämie ist eine im EEG 2012 festgelegte Geldprämie für Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, welche auf den Bezug der EEG-Vergütung verzichten und ihren Strom nach §§ 33a und 33b Nummer 1 EEG 2012 direkt an Dritte oder an der Börse vermarkten.

Höhe der Marktprämie

Die Höhe der jeweiligen Marktprämie ergibt sich als Differenz zwischen der für jede Energieform festgelegten Vergütung für Energie aus Wind, Sonne usw. und dem monatlich ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis für Strom (siehe § 33g EEG 2012; siehe auch Strompreis). Dieser wird bei Wind- und PV-Strom um einen Wertigkeitsfaktor korrigiert, der den jeweiligen Marktwert an der Börse widerspiegelt. Für Deutschland wird dieser Strom an der EPEX SPOT SE in Paris gehandelt. Darüber hinaus werden mit einer zusätzlichen anlagenspezifischen Managementprämie u. a. die Kosten für den Ausgleich von Prognosefehlern ausgeglichen. Die gesamte Prämie wird von dem Netzbetreiber kalendermonatlich und rückwirkend gezahlt.

Berechnung der Marktprämie (Anlage 4 EEG)

Marktprämie = EEG-Vergütung – Referenzwert

EEG-Vergütung: nach §§ 23-33 EEG

Referenzwert = MW - Pm

• MW = Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktpreises
• Pm = energieträgerspezifische Managementprämie

Vor- und Nachteile des Marktprämienmodells

Die Berechnung zeigt, dass für Anlagenbetreiber im Rahmen der Direktvermarktung jeweils eine Chance bzw. ein Risiko besteht:

1. Ein Anlagenbetreiber bekommt für seinen Strom eine höhere Vergütung als die EEG-Vergütung, wenn er für seinen Strom an der Börse einen höheren Preis erzielt als die durchschnittliche Wind- bzw. PV-Anlage.
2. Ein Anlagenbetreiber bekommt für seinen Strom eine niedrigere Vergütung als die EEG-Vergütung, wenn er für seinen Strom an der Börse einen niedrigeren Preis erzielt als die durchschnittliche Wind- bzw. PV-Anlage.

Managementprämie

Die Managementprämie ist Teil des Marktprämienmodells und sollte Anlagenbetreiber für Mehraufwand und Mehrrisiko, welche aus der Direktvermarktung entstehen, entschädigen. Dazu gehören Kosten für die Börsenzulassung, für die Handelsanbindung, für die Transaktionen, für die Erfassung der Ist-Werte und die Abrechnung, für die IT-Infrastruktur, das Personal und Dienstleistungen. Einen Haupt-Kostenfaktor stellen allerdings die Erstellung von Einspeiseprognosen und Kosten durch Abweichungen der tatsächlichen Einspeisung von der Prognose dar: Wenn man für den Strom aus erneuerbaren Energien einen optimalen Preis auf dem Strommarkt erzielen will, benötigt man besonders genaue Prognosen. Je besser Betreiber und Händler die Strommengen vorhersagen können, die sie dann auch produzieren, umso weniger Reserven müssen sie bereitstellen bzw. umso weniger teure Ausgleichsenergie müssen sie hinzukaufen. Zentraler Punkt beim Handel mit Strom im Day-ahead-Handel ist, dass die Strommengen bereits vorab an den Übertragungsnetzbetreiber und die EEX übermittelt werden müssen – einen Tag im Voraus. Die Mengen müssen in Megawattstunden für jede der 24 Stunden stimmen – gerundet auf eine Stelle hinter dem Komma. Außerdem sind Anlagenbetreiber im Rahmen der Direktvermarktung verpflichtet, Prognosen über Dauer und Höhe der Einspeisung zu leisten, um unerwartete Über- oder Unterproduktion möglichst gering zu halten.

Für Anlagenbetreiber, die auf eine zuverlässige Prognose zurückgreifen können, heißt das auch, dass sie durch die Managementprämie eine zusätzliche fixe Einnahme erhalten.

Bei einigen erneuerbaren Energien wie Biogas und Wasserkraft ist eine Einspeiseprognose relativ einfach zu leisten, da diese besonders gut regelbar sind. Windleistungsprognosen und Solarkraftprognosen sind dagegen sehr komplex, da dabei aktuelle meteorologische Daten berücksichtigt werden müssen. Daher bewilligt der Gesetzgeber für die volatilen Energien eine deutlich höhere Managementprämie.

Die Managementprämie wird an Anlagenbetreiber, abhängig von der Höhe der eingespeisten Energie, gezahlt und unterliegt einer zeitlichen Degression:

Flexibilitätsprämie

Für Biogasanlagen ist im § 33g EEG 2012 eine zusätzliche sogenannte „Flexibilitätsprämie“ als Bestandteil des Marktprämienmodells enthalten, die zu Investitionen in größere Gasspeicher und Generatoren und damit zur Erhöhung der bedarfsorientierten Stromproduktion aus Biomasse führen soll. Mit der Prämie wird die Bereitstellung zusätzlicher regelbarer installierter Leistung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung gefördert, wobei die insgesamt genehmigte Ausgangsleistung konstant bleibt. Voraussetzung für die Inanspruchnahme der Prämie sind – außer der Bereitstellung zusätzlicher regelbarer Leistung – u. a. die Teilnahme an der Direktvermarktung sowie eine Anmeldung bei der Bundesnetzagentur.

Marktentwicklung

Direkt ab seiner Einführung im Januar 2012 erfuhr das Marktprämienmodell eine starke Nutzung durch Anlagenbetreiber und Drittvermarkter. Im März 2013 wird in Deutschland bereits eine Gesamtleistung von 30.229 MW über das Marktprämienmodell vermarktet. Am beliebtesten ist das Modell im März 2013 bei (Land-)Windanlagenbetreibern (24.337 MW), gefolgt von Solar-Anlagenbetreibern (2.854 MW) und Biomasse-Anlagenbetreibern (2.242 MW).

Entwicklung von der Flexibilitätsprämie zum Flexibilitätszuschlag

Mit dem Flexibilitätszuschlag wurde die Flexibilitätsprämie des EEG 2012 für Neuanlagen zum 1. August 2014 abgelöst. Seitdem werden für Biogas- und Biomethananlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW jährlich 40 Euro pro kW installierter Leistung ausgezahlt. Die Bestimmungen bleiben in § 50a des EEG 2017 unverändert erhalten. Mit dem Instrument eines Flexibilitätszuschlags soll den energiepolitischen Anforderungen, dass Neuanlagen im Biogassektor künftig flexibel und somit nachfrageorientiert Strom produzieren sollen, entsprochen werden.

Der Anzulegende Wert im EEG 2014

Dem Anzulegenden Wert, im EEG 2012 bereits erwähnt, kommt seit dem EEG 2014 eine erhöhte Bedeutung zu. In § 33h des EEG 2012 wurde der Anzulegende Wert noch mit der Höhe der bisherigen Einspeisevergütung gleichgesetzt; die Managamentprämie wurde „on top“ ausgezahlt.

Mit dem EEG 2014 wurde der Anzulegende Wert gesetzlich genauer definiert: Die Managementprämie wurde in ihn eingepreist, zusätzlich schrieb der Gesetzgeber die Anzulegenden Werte für die verschiedenen Energieträger einzeln aus und legte sie gesetzlich fest. Für bestimmte Energieträger wurde eine schrittweise Degression des Anzulegenden Wertes eingeführt: So sinken seit 2016 die Anzulegenden Werte für Windenergie an Land je nach Erfüllung des Ausbaukorridors ab, auch in der Photovoltaik wird eine entsprechende Anpassung vorgenommen.

Marktwirtschaftliche Bestimmung des Anzulegende Werts im EEG 2017

Laut dem EEG 2017 müssen (werdende) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus den Erneuerbaren Energien Biogas, Wind und Sonne seit dem 1. Januar 2017 an einem Gebotsverfahren der Bundesnetzagentur zur Bestimmung des Anzulegenden Wertes für ihre Anlagen teilnehmen. Der Anzulegende Wert wird dabei in Cent pro Kilowatt installierter Leistung der Anlage definiert. Für Windenergieanlagen an Land und Photovoltaikanlagen liegt die Grenze zur Auktionsteilnahmepflicht bei 750 kW installierter Leistung, Biomasseanlagen müssen ab 150 kW am Ausschreibungsverfahren teilnehmen.

Sobald die Präliminarien des Gebotsverfahrens wie die Qualifikation und die Hinterlegung von Sicherheiten bei der Bundesnetzagentur abgeschlossen sind, können Gebote auf den Anzulegenden Wert abgeben werden. Für die Gebote gilt ein jeweils pro Energieträger definierter, gesetzlicher Höchstwert. Nach Ende der Gebotsabgabefrist läuft das Auktionsverfahren ab: Der günstigste Anlagenbetreiber gewinnt am ehesten den Zuschlag für seine Anlagen, verdient allerdings auch am wenigsten. Wer einen hohen Anzulegenden Wert in die Auktion anbietet, kann anschließend mehr verdienen – oder leer ausgehen. Die Auszahlung des Anzulegenden Wertes erfolgt im Pay-as-bid-Verfahren, man erhält genau den Wert ausbezahlt, den man ersteigert hat. Die Höhe des Anzulegenden Werts ist für die folgenden 20 Jahre garantiert.

Kritik am Marktprämienmodell nach dem EEG 2012

Grundsätzlich waren sich Umwelt- und verschiedene Energieverbände in dem Ziel der verbesserten bedarfsorientierten Integration erneuerbarer Energieerzeugung einig. Starke Kritik wurde aber an den Details des ursprünglichen Marktprämieninstruments nach dem EEG 2012 geübt: der administrative Aufwand sei extrem hoch und die konkrete Ausgestaltung der Prämiensätze führe zu deutlichen Mehrkosten.

Eine von der Bundestagsfraktion B90/Die Grünen in Auftrag gegebene Studie des IZES (Institut für ZukunftsEnergieSysteme) vom Januar 2012 kam vor allem auch wegen der unerwartet hohen Inanspruchnahme der Marktprämie, was auf Mitnahmeeffekte schließen lassen könnte, zu dem Fazit:

In einer Veröffentlichung des Bundesverbandes Neuer Energieanbieter werden viele positive Seiten der Direktvermarktung konkret benannt.

Kritik am Marktprämienmodell nach dem EEG 2017 und 2021

Die gegenüber dem EEG 2012 reformierte gleitende Marktprämie entlastet die Erzeuger vom Risiko sinkender Marktpreise, belässt ihm aber die Gewinne stark steigender Marktpreise, wie sie insbesondere seit Ende 2021 zu beobachten sind.

Hintergrund für diese Ausgestaltung der Marktprämie war die Annahme, dass die Produktionskosten für erneuerbare Energien auf lange Sicht oberhalb des Marktpreises für Strom liegen werden. Diese Annahme ist mittlerweile überholt. So wurden bei der letzten Ausschreibung für Offshore-Windparks nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz von mehreren Anbietern Marktprämien von 0,00 Ct geboten.

Um sicherzustellen, dass ausgeschriebene Kapazitäten zu dem für den Stromkunden günstigst möglichen Preis vergeben werden, kann die Direktvermarktung statt mit einer Marktprämie mit Differenzverträgen (sog. „Contracts for Difference“) kombiniert werden, bei denen Erzeuger nicht auf eine Marktprämie bieten, sondern direkt einen bestimmten Preis je eingespeister kWh Strom bieten. Liegt der Marktpreis unterhalb dieses Preises erhält der Erzeuger die Differenz als Förderung, liegt der Marktpreis hingegen über dem gebotenen Wert, zahlt er die Differenz zum Gebotspreis. Die Erzeuger werden so vom Risiko sinkender Marktpreise entlastet, die Gewinne steigender Preise kommen den Verbrauchern zugute.