Enerparc drängt auf schnelle Klarheit beim EEG 2.0 – pv magazine Deutschland

pv magazine: Wir stehen kurz vor der heißen Runde zur nächsten EEG-Novelle. Was sollte die Politik beachten?

Stefan Müller(Foto): Ich erwarte, dass die Bundesregierung die Dringlichkeit der Situation erkennt und eine Lösung vorbereitet. Immerhin ist jetzt zu hören, dass es bis zum Jahresende einen Kabinettsbeschluss für ein EEG 2.0 geben soll, der dann auch an die EU geht. Claw Back hängt an allem dran, aber man wird wohl auch einen einfachen CfD [Contract for Difference, d. Red] einbringen. Damit könnte das Gesetzgebungsverfahren bis Sommer 2026 abgeschlossen sein und die erste Probe-Ausschreibung unter den neuen Bedingungen im Januar 2027 starten. Damit verbunden könnten auch die Änderungen aus dem „Solarpaket I“, die seit langer Zeit bei der EU hängen und auf beihilferechtliche Genehmigungen warten, im März 2026 durchgehen. Die EU schaut nur darauf, ob die Richtung stimmt. Wenn sie den Kabinettsbeschluss sehen, dann kann es mit der Genehmigung schnell gehen. Da würde auch endlich die längst beschlossene Erhöhung der Ausschreibungsgrenze von 20 auf 50 Megawatt erfolgen. Aus meiner Sicht ein echter Gamechanger.

Wie reagiert man als Projektentwickler in der aktuell noch unsicheren Situation?

Wir müssen mehr mit den Medien reden. Das Problem, dass wir eine zügige Lösung brauchen, muss allen klar werden. Sonst sind am Ende einfach nur alle überrascht, dass es so lange dauert. Trotzdem entwickeln wir weiter, wir sprechen auch zur Projektfinanzierung weiter mit Banken. Das ist natürlich schwierig, wenn unklar ist, welche Einnahmen abgesichert sein werden. Wenn das Investmentkomitee einer großen Bank den regulatorischen Rahmen nicht versteht, weil er zu komplex ist, dann gibt es keine Finanzierung.

Das Wirtschaftsministerium hat noch unter Robert Habeck vier Modelle vorgestellt, wie es weiter gehen kann. Auf welche Modelle sollte man sich einstellen?

Es scheint sich herauszukristallisieren, dass es ein Modell mit einem Contract for Difference (CfD) werden könnte, bei dem ein Betreiber mit einer Untergrenze gefördert und darüber hinaus bis zu einer Obergrenze zusätzliche Erlöse erwirtschaften darf. Banken, Finanzierer, Entwickler und Investoren verstehen das Modell, aber der Teufel liegt im Detail. Dazu gehört auch, ob man ein- und ausoptieren kann. Ausoptieren bedeutet, dass man sich dafür entscheidet, zeitweilig den Strom an der Börse oder über einen PPA an einen Abnehmer zu verkaufen und damit mehr zu verdienen als mit der Förderung. Aktuell entlasten wir den Fördertopf, indem wir genau das tun. Denn solange man Anlagen über einen PPA vermarktet, benötigen sie keine staatliche Förderung. Grundsätzlich gilt, dass die Rahmenbedingungen nicht zu komplex sein dürfen. Wenn eine Bank die Risiken nicht einschätzen kann, sagt sie Nein. So wird zum Beispiel gerade ein so genannter Financial CfD diskutiert. Das verstehe ich jetzt nach konzentrierter Beschäftigung damit. Das mag eine gute Lösung sein, aber das wird eine normale Bank, etwa die klassische Landesbank, nicht verstehen.

In der Öffentlichkeit wird auch wieder der Netzvorrang von erneuerbaren Energien Anlagen in Frage gestellt. Hat sich dieser nicht überholt?

Das wäre fatal und ein echtes Drama. Dann wären wir den Verteilnetzbetreibern ausgeliefert. Sie könnten den Netzanschluss ohne Begründung ablehnen. Ich sehe solche Aussagen erst mal als ein politisches Statement. Wenn man der Meinung ist, dass wir bis 2030 keine 80 Prozent erneuerbare Energien haben sollte, dann muss man nur den Netzvorrang abschaffen. Es ist ja schon heute schwierig, wenn Netzbetreiber einen Anschluss ablehnen. Es gibt eine Begründung, aber wir können sie nicht überprüfen. Deshalb fordern wir sowieso eine viel bessere Transparenz.

Die Zahl der Abschlüsse für langfristige PPA ist deutlich zurückgegangen. Wie wird sich das Segment entwickeln?

Ich glaube schon, dass es weiterhin einen Markt für langfristige PPA gibt. Wir haben mehrere Projekte mit der Deutschen Bahn gemacht, wo wir in deren eigenes Netz einspeisen. Die Verträge laufen 30 Jahre. Jetzt machen wir Verträge mit direkter Kabelverbindung. Das erste machen wir in Eggebek. Dort besteht ein eigenes Industrienetz auf dem ehemaligen Nato-Flughafen. Solche Verträge, bei denen man Umlagen und Abgaben spart, werden mehr und mehr kommen. Die nächsten Projekte machen wir in Zusammenarbeit mit Verteilnetzbetreibern. Sie wollen eine andere Lösung finden, als dass wir einfach ins Netz einspeisen. Nach meiner Schätzung hat ein Drittel der Verteilnetzbetreiber richtig Lust und will daran arbeiten.

Viele langfristige PPA haben keine Direktverbindung zum Abnehmer, so dass man keine Umlagen und Abgaben spart. Sie leiden darunter, dass man den Wert des Erzeugungsprofils einer Photovoltaik-Anlage über die nächsten zehn Jahre sehr niedrig schätzt. Aber wenn mehr Batterien als erwartet zugebaut werden, wird der Wert ja höher liegen.

Genau so sehe ich es. Wir werden den Effekt der Batterien schnell sehen, spätestens in zwei Jahren, vielleicht sogar früher. In 18 bis 24 Monaten wird es mehrere Gigawatt neue Batterien am Netz geben.

Was macht Enerparc im Bereich Batteriespeicher?

Photovoltaik und Batterie passen super zusammen. Wir haben nicht erwartet, dass die Batteriepreise so fallen, wie es jetzt geschehen ist. Ich glaube auch weiterhin, dass die Wirtschaft wachsen wird und dass wir einen höheren Strombedarf haben werden und dass der Zubau auch Photovoltaik weitergeht. Das wird aber nur in Verbindung mit einem Speicher passieren. Ob der dann 1, 2, 4 oder irgendwann sogar mal 8 Stunden lang die Energie speichert und abgibt, ist noch offen. Aber die Kombination ist super.

Was ist das Ziel von Enerparc im Batteriespeichersegment?

Wir haben 400 bestehende Photovoltaik-Parks in Deutschland. Wir haben viele Verteilnetzbeschreiber wegen einer Nachrüstung von Batteriespeichern angesprochen und haben ein sehr positives Feedback bekommen haben. Wir werden bis Ende des Jahres voraussichtlich 100 Megawattstunden realisiert haben. Künftig planen wir mit einem Zubau von 500 Megawattstunden pro Jahr.

Spielen hybride PPA eine Rolle?

Ja. Wir wollen gerne Wind-Photovoltaik-Batterie-PPAs verkaufen. Wir haben in der Vergangenheit über 40 Umspannwerke im 110-Kilovolt-Bereich gebaut, um Photovoltaik-Anlagen anzuschließen. Dort können wir jetzt auch Windkraftanlagen anschließen. Wir versuchen, Photovoltaik und Wind zu kombinieren und eine Erzeugungskurve hinzubekommen, die einer Lastkurve folgen kann.

Wenn man eine Batterie getrennt vermarktet, kann man aber mehr verdienen.

Ja, trotzdem sehen wir das als eine Anlage. Wenn man Wind, Photovoltaik und Speicher kombiniert, kann man fast konstant Strom produzieren. Das ist für den Energiehandel spannend und das ist der neue Markt.