Das neue EEG 2025 und die Weiterentwicklung der Energiewende
Eine Einschätzung von Euramco
Am 31. Januar 2025 hat der Bundestag eine Neufassung des Erneuerbaren Energien Gesetzes beschlossen, die der Bundesrat am 14. Februar bestätigt hat. Mit der Veröffentlichung im Bundesgesetzblatt entfalten die Änderungen ab dem 25. Februar ihre Gültigkeit.
Die Anpassungen des EEG sind aus unserer Sicht ein wichtiger Schritt, um den Erfolgspfad der Erneuerbaren auch zukünftig weiter beschreiten zu können. Obwohl 2024 bereits 59,4% des im Inland erzeugten Stroms durch Erneuerbare Energien bereitgestellt wurden, liegt noch ein gutes Stück Arbeit vor uns. Aufgrund des erforderlichen Ausbaus der Erneuerbaren Energien, um die zunehmende Elektrifizierung unserer Gesellschaft zu erreichen, als Beispiele seien die Umstellung auf e-Mobilität oder die Wärmeerzeugung mittels Wärmepumpen genannt, ergeben sich Herausforderungen, die eine Neujustierung bestehender Regelungen verlangen.
Das EEG 2025 besitzt eine Steuerfunktion, die für das Funktionieren der Energiewende und die Erreichung der Erhöhung der Netzstabilität, der Flexibilisierung des Stromsystems sowie der Reduzierung bzw. Vermeidung der Stunden mit negativen Strompreisen unabdingbar sind.
Insbesondere dem letzten Punkt wurde im EEG 2025 eine erhöhte Aufmerksamkeit gewidmet, um die Attraktivität von grünen Investments für Investoren zu sichern. Wir möchten im Folgenden auf den, aus unserer Sicht wesentlichsten Punkt des EEG eingehen, der Überarbeitung der Vergütungsregelung.
Um zu verstehen, warum ein Handlungsbedarf bei der EEG Novelle 2025 bestand, ist ein Blick in die Vergangenheit hilfreich. In den zurückliegenden 25 Jahren wurde die Leistung grüner Energieerzeuger massiv erhöht. Während die Windenergie im Jahr 2000 lediglich 6,1 Gigawatt installierte Leistung aufwies, waren dies im Jahr 2023 bereits über 71 Gigawatt. Noch stärker ist der Zubau bei Photovoltaik, bei der die installierte Leistung von 0,1 GW in 2000 auf nahezu 100 GW in 2024 gestiegen ist.
Dieser massive Zubau hat dazu geführt, dass in Zeiten optimaler Wetterbedingungen, d.h. bei starkem Windaufkommen und gleichzeitig hoher Sonneneinstrahlung, vor allem in den Mittagsstunden, Strom produziert wird, der den tatsächlichen Bedarf deutlich übersteigt. Die Betreiber von Erneuerbaren Energien Anlagen waren davon bis zum Jahr 2016 nicht betroffen, profitierten sie doch vom Einspeisevorrang der Erneuerbaren gegenüber konventionell erzeugtem Strom.
Zudem erhielten sie unabhängig von den Börsenstrompreisen, die zugesagte EEG Vergütung für jede Kilowattstunde des erzeugten Stroms. Um eine Kostendämpfung im System zu erreichen wurde das EEG 2014 dahingehend geändert, dass ab dem Jahr 2016 Zeiten mit Negativpreisen nicht mehr vergütet werden, sofern am Spotmarkt der Strombörsen über mehr als sechs Stunden am Stück negative Strompreise entstehen. Im Jahr 2023 wurde die Betrachtung auf vier Stunden verkürzt und sollte bis 2027 auf eine Stunde abgeschmolzen werden. Um etwaige Nachteile für Investoren zu kompensieren, wurde in den EEG Reformen beschlossen, dass sich die EEG Förderung um den nicht vergüteten Zeitraum auf 20 Jahre + x erhöht.
Trotz dieser Maßnahmen hat aufgrund der Ausweitung der Erneuerbaren Energien Kapazitäten die Anzahl der Negativstunden weiter zugenommen. Damit sind auch die Gesamtstunden mit negativen Preisen, in denen die Betreiber trotzdem eine Vergütung (unter 6 bzw. 4 Stunden) erhielten, gestiegen. Die negativen Auswirkungen wurden im Jahr 2024 deutlich. Statt des ursprünglich kalkulierten EUR 10,6 Milliarden EEG Zuschusses aus dem Bundeshaushalt (frühere EEG Umlage, die von jedem Strombezieher bezahlt wurde), wurden EUR 18,49 Milliarden geleistet. Um zukünftig die Anzahl von Stunden mit negativen Strompreisen und die damit verbundenen Kostensteigerungen zu reduzieren oder sogar ganz zu vermeiden, hat der Gesetzgeber im EEG 2025 unter anderem beschlossen, die Regelung in Bezug auf die Vergütung in Zeiten negativer Strompreise zu reformieren.
Bezahlbare Energie bei gleichzeitig sicherer Versorgung ist eine wichtige Grundlage für den Erfolg unserer Volkswirtschaft. Nur ein bezahlbares Energiesystem führt zu einer breiten Akzeptanz in der Bevölkerung und damit zu einem Erfolg auf dem Weg zur Transformation unseres Energiesystems, zumal der Ausbaupfad noch lange nicht beendet ist. Die Planungen des EEG 2023 sehen den weiteren Ausbau der Windenergie an Land auf 115 Gigawatt und der Photovoltaik auf 215 GW vor. Insofern muss dieser Entwicklung Rechnung getragen werden und zudem verlässliche sowie attraktive Rahmenbedingungen für Projektentwickler und Investoren bieten. Beides sehen wir mit dem neuen EEG Gesetz als erfüllt an. In Kombination mit der Lenkungsfunktion, dazu gleich mehr, ist das EEG 2025 eine sinnvolle Weiterentwicklung der bisherigen Aktivitäten.
Ab dem Stichtag 25. Februar erhalten Neuanlagen keine Vergütung, sobald eine Negativ-Viertelstunde am Spotmarkt eintritt. Für Investoren ist wichtig, dass es keine Rückwirkung für alle Bestandsanlagen gibt. Es gelten die alten Regelungen, wie z.B. der Solarpark „Die Welle“, ein Investment des EURAMCO Clean Power. Negativ-Viertelstunden bei „Neuanlagen“ werden mit dem Faktor 0,5 an den EEG Vergütungszeitraum von 20 Jahren angehängt.
Weitere Maßnahmen für ein „ganzheitliches“ Energiesystem
Die Anpassungen des EEG werden zudem eine Lenkungswirkung entfalten und ein Bündel von Maßnahmen nach sich ziehen, die in ihrer Summe zu einer deutlichen Reduzierung von Zeiten mit Negativpreisen führen dürften.
Flexibilisierung konventioneller Kraftwerke: Eine große Anzahl von Negativstunden, Untersuchungen sprechen von bis zu 70%, sind darauf zurück zu führen, dass Kohle- oder Gaskraftwerke trotz Stromüberschüssen unvermindert in die Netze einspeisen. Hier erwarten wir, dass solche Kraftwerke ihre Leistung zukünftig, sofern möglich, reduzieren. Bedingt durch die deutlich günstigeren Gestehungskosten von Solar- und Windparks ist dies auch aus ökonomischer Sicht zu befürworten.
Gegebenenfalls muss der Gesetzgeber hier „nachschärfen“.
Elektrifizierung der Gesellschaft: Mit der Umstellung weiter Bereiche auf Strom, wie bereits zu Beginn des Beitrags erwähnt, wird der Strombedarf deutlich steigen. Das wird zu einem Abbau der Negativstunden führen.
Netzausbau: Das derzeitige Stromnetz hat den Nachteil, dass ein nennenswerter Anteil des regenerativ erzeugten Stroms dort erzeugt wird, wo er nicht benötigt wird. Andererseits kann er nicht in Regionen transportiert werden, in den eine Unterdeckung besteht. Die Umstellung der Stromnetze von einer zentralen zu einer dezentralen Energieerzeugung wird durch eine optimale Verteilung des produzierten Stroms extreme Stromspitzen verhindern. Wir rechnen mit einem deutlich forcierten Netzausbau in den kommenden Jahren.
Schaffung von Speicherlösungen: Zur weiteren Nivellierung von Stromspitzen bieten sich Stromspeicher an, die in Zeiten niedriger oder sogar negativer Preise einspeichern und bei attraktiven Preisen dann wieder Energie bereitstellen. Durch die sinkenden Produktionskosten von Batteriespeichern, z. B. durch die Skaleneffekte der Massenproduktion, und neue kostensparende Technologien wird sich die Wirtschaftlichkeit weiter verbessern. Um zusätzliche Anreize für Investitionen in Batteriespeicher schaffen, hat der Gesetzgeber im EEG 2025 die Möglichkeit geschaffen, neben Grünstrom auch grauen Strom, z.B. aus Gaskraftwerken zu speichern.
Weiterhin ist der Einsatz von Wasserstoff ein Baustein im Bereich der Speicherlösungen. Allerdings sind hier noch die hohen Kosten bei der Erzeugung zu beachten, die derzeit eine großvolumige Verwendung von Wasserstoff einschränken.
Die Änderungen des EEG 2025 entfalten keine Rückwirkung (wichtig für Bestandsanlagen) und bieten verlässliche Rahmenbedingungen für zukünftige Investments. Die Anforderungen verändern sich jedoch und bedeuten eine Umstellung im Erwerbsprozess. Die Einbeziehung von Speicherlösungen ist bei der Planung von jedem neuen Wind- und Solarparks zu prüfen. Die zuvor beschriebenen flankierenden Maßnahmen werden zeitverzögert erfolgen. Es ist daher in den nächsten 2-3 Jahren von einer wachsenden Stundenanzahl mit Negativpreisen auszugehen. Um diesem Umstand Rechnung zu tragen, sollte die Einnahmensicherheit über fixe Stromlieferverträge hergestellt werden, sofern das Preisniveau dies zulässt. Die Entwicklung von Negativstunden ist Bestandteil eines jeden Strompreisgutachtens und ist bei Kaufverhandlungen in die Kaufpreisermittlung einzubeziehen. So werden auch in den kommenden Jahren ökonomisch und ökologisch attraktive Investitionen möglich sein.
Quelle: IC Consulting GmbH
