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Strompreisbremse und Zufallserlösabschöpfung


Das StromPBG wurde vom Deutschen Bundestag beschlossen und vom Bundesrat bestätigt.

16. Dezember 2023


Das Strompreisbremsegesetz (StromPBG) sieht neben der Entlastung der Stromkosten von Haushalten und der Industrie auch eine Abschöpfung der Zufallserlöse von Betreibenden erneuerbarer Anlagen vor. Im Folgenden informieren wir über den Ablauf der Maßnahmen und welche Auswirkungen sich daraus für die genossenschaftlichen Anlagenbetreibenden und Energieversorger ergeben. Bis zuletzt hatte es in dem Prozess leichte Nachbesserungen gegeben, womit unter anderem Betreibende von Wind- und Solaranlagen mit Stromlieferverträgen und Biogasanlagen entgegengekommen wird. Erneuerbaren Anlagen unter 1 Megawatt sind von den Maßnahmen nicht betroffen.

Strompreisbremse


Aufgrund der enormen Preisanstiege für Energie, infolge der gestiegenen Gaspreise und des russischen Angriffs der Ukraine, hat die Bundesregierung verschiedene Maßnahmenpakete verabschiedet, um in der aktuellen Situation Abhilfe zu schaffen. Dabei unterscheidet der Gesetzgeber zwischen kleineren und größeren Energieverbrauchenden. Haushalte und Betriebe mit einem Stromverbrauch von unter 30.000 Kilowattstunden wird – für 80% ihres vergangenen Verbrauchs – einen Bruttopreis von 40 Cent pro Kilowattstunde zugesichert. Für die Weitergabe der Entlastung bei Mietverhältnissen ist der Vermietende zuständig. Industriebetrieben mit einem jährlichen Verbrauch von über 30.000 kWh, wird ein Preis von 13 Cent/kWh für 70% ihrer Jahresverbrauchsprognose zugesichert. Die Berechnung der Referenzwerte erfolgt durch den Versorger auf Grundlage der vorliegenden Jahresverbrauchsprognose bei standardisierten Lastprofilen und anderenfalls mithilfe der Vorjahresdaten des zuständigen Messstellenbetreibenden, geteilt durch zwölf. Im Falle eines Lieferantenwechsels sind die Werte zu schätzen. Sofern es dabei anhand von Abrechnungen belegt werden kann, sind Vereinbarungen zwischen dem Verbrauchenden und dem ursprünglichen Stromversorger dabei auch für den neuen Versorger verbindlich. Verbrauchende werden demnach ab März, sowie rückwirkend für Januar und Februar, entlastet. Die Änderungen müssen vom Versorger auf den Rechnungen ausgewiesen werden.

Abschöpfungsplan


Die Maßnahme soll teilweise mithilfe der Abschöpfung von Zufallserlösen auf der Erzeugerseite refinanziert werden, wovon neben Braunkohle, Kernenergie, Abfall und Mineralöl aufgrund der geringen Erzeugungskosten vor allem die erneuerbaren Technologien betroffen sind. Erneuerbare Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu einem Megawatt sind von den Maßnahmen ausgenommen. Dies wurde auf Druck der Branche im letzten Zug auch auf Biogasanlagen mit einer Bemessungsleistung von bis zu 1 MW erweitert. Aufgrund des enormen Aufwands, der in keinem Verhältnis zur erwarteten Abschöpfungshöhe steht, ist diese Bagatellgrenze aus Sicht der Energiegenossenschaften zu begrüßen. Ausgenommen sind außerdem Speicher, Steinkohle, Erdgas, Biomethan und weitere Gase.

Die Abschöpfung erfolgt ab 1. Dezember 2022 und ist zunächst bis 30. Juni 2023 begrenzt, kann jedoch bis 30. April 2024 verlängert werden – abhängig von den Entwicklungen am Strommarkt und der Versorgungssituation. Im Vergleich zu vorangegangenen Vorschlägen, nach denen die Abschöpfung bereits im September starten und bis Ende 2024 anhalten sollte, handelt es sich dabei um einen verkürzten Zeitraum, der die Planungssicherheit verbessert.

Funktionsweise der Abschöpfung


Abhängig von der Technologie wurden verschiedene Erlösobergrenzen und darüber hinaus ein Sicherheitszuschlag festgelegt. Über diesem Referenzwert werden 90% der Zufallsgewinne abgeschöpft. Die verbleibenden 10% sorgen dafür, dass die Anreize für effizientes Marktverhalten erhalten bleiben. Bei erneuerbaren Anlagen im Marktprämien-Modell handelt es sich bei dem Referenzwert um den anzulegenden Wert des Kalendermonats zuzüglich eines Sicherheitszuschlag von 3 Cent pro Kilowattstunde. Auch für Anlagen in der Direktvermarktung gilt der anzulegende Wert, der theoretisch im Marktprämien-Modell gelten würde. Sollte für einen Monat kein anzulegender Wert bestimmt sein, beträgt der Referenzwert 10 Cent plus 3 Cent Sicherheit pro Kilowattstunde – bei ausgeförderten Anlagen entfällt in diesem Fall der Sicherheitszuschlag. Für Biogasanlagen wurde der Zuschlag auf 9 Cent pro Kilowattstunde erhöht. Bei Solar- und Windanlagen erhöht sich der Sicherheitszuschlag um 6 Prozent des jeweiligen Monatsmarktwerts und die Betreibenden haben hier zusätzlich die Wahl, ob die Überschüsse, die in der jeweiligen Stunde anfallen, auf Grundlage des Spotmarktpreises minus 0,4 Cent/kWh begrenzt werden sollen.

Anlagenbezogene Vermarktungsverträge (PPA), die vor dem 1. November geschlossen wurden, werden alternativ zum Monatsmarktwert auf Grundlage des abgeschlossenen Vertrages und mindestens 8 Cent/kWh abgeschöpft. Diese Änderung war notwendig, da die vereinbarten Preise allgemein unter den Spotmarktpreisen liegen und infolgedessen Beträge abgeschöpft worden wären, die vom Betreiber gar nicht eingenommen wurden. Um von dieser Regelung Gebrauch zu machen, müssen die Erzeugenden den Vertrag beim Netzbetreiber melden. Gleiches gilt für neue Anlagen, die nach dem 1. November 2022 in Betrieb genommen werden. Ein Risiko besteht hingegen für neue PPAs von Bestandsanlagen, die nicht unter diese Regelungen fallen und daher im Abschöpfungszeitraum erschwert werden. Für die Umsetzung wird auf die Selbstveranlagung der Anlagenbetreiber und die Kontrolle der Bundesnetzagentur gesetzt.

Weitere Änderungen


Im Rahmen des StromPBG wurde auch in anderen Gesetzen Änderungen vereinbart. Durch Änderungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wird der Bundesnetzagentur die Möglichkeit gegeben, den Höchstwert in Ausschreibungen für Wind an Land, Solaranlagen des ersten und zweiten Segments sowie Innovationsausschreibungen, um bis zu 25 Prozent anzupassen. Damit sollen die gestiegenen Preisen für Anlagenkomponenten und Installation berücksichtigt werden.

Des Weiteren kam es bei einer Änderung der Stromnetzentgeltverordnung zu einer Abschaffung der vermiedenen Netznutzungsentgelte. Auf diese Entgelte konnten Anlagenbetreiber bisher vertrauen, die für den Transport ihres Stroms nur das örtliche Stromnetz in Anspruch genommen haben, ohne ihn durch andere Netzebenen durchzuleiten. Unter anderem Betreibende von Blockheizkraftwerken werden von dieser Änderung betroffen sein. Aus der Energiewirtschaft hatte es bezüglich dieser Pläne zuletzt Kritik gegeben.

Die Energiegenossenschaften sind sich ihrer Verantwortung und der Notwendigkeit der beschriebenen Maßnahmen bewusst, die durch die Verwerfungen an den Energiemärkten verursacht wurden. Trotz verschiedener Vereinfachungen muss dabei jedoch auf die komplexen und bürokratischen Hürden des Umverteilungsmechanismus hingewiesen werden, der für die betroffenen Akteure zu einem erheblichen Mehraufwand führt. Dadurch werden neue Investitionen in die Energiewende erschwert. Unter anderem der Abschluss neuer PPA-Verträge wird auf Grundlage des Gesetzes dadurch vorerst unmöglich gemacht. In diesem Zusammenhang muss nochmals auf die geforderte Steuerlösung hingewiesen werden, durch die ein Großteil der komplexen und bürokratischen Hürden hätten vermieden werden können. Die Vereinfachungen, die im Rahmen des Gesetzesprozesses gemacht wurden, sind an dieser Stelle zu begrüßen. Mit einer Stellungnahme und im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens haben sich die genossenschaftlichen Regionalverbände zusammen mit der Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV dabei unter anderem erfolgreich für die Einführung der Bagatellgrenze für kleinen Anlagen bis 1 MW, die Begrenzung der rückwirkenden Abschöpfung ab 1. Dezember 2022, höhere anzulegende Werte (und damit geringere Erlösabschöpfung) für alle EE-Technologien und die Abschöpfung bestehender PPA-Verträge auf Grundlage der vereinbarten Verträge eingesetzt.


Weitergehende Informationen finden sich sowohl im Gesetzestext als auch auf einer FAQ-Seite des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz.

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