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Hintergrund der Reform war die Erkenntnis, dass das alte, rein subventionsbasierte Förderregime weder den Marktpreis-Mechanismus respektierte noch die wachsende Erzeugungsmenge sinnvoll in den Strommarkt einbettete. Mit der Direktvermarktungspflicht ab 500 kWp führte die Bundesregierung den ersten echten Marktbezug ein: Anlagenbetreiber mussten ihren Strom an der Strombörse veräußern, der Staat glich die Differenz zum anzulegenden Wert über die Marktprämie aus.
Das EEG 2014, in Kraft seit 1. August 2014, ist der vielleicht tiefste Strukturbruch in der gesamten EEG-Historie. Es verwandelte die feste Einspeisevergütung ab einer bestimmten Anlagengröße in ein marktintegriertes Modell mit Direktvermarktung, Marktprämie und – pilotweise – Ausschreibungen. Damit wurde aus dem Förderinstrument für Pioniere ein professionelles Marktdesign mit institutionellem Anspruch.
Stufenweise wurde die Direktvermarktung Pflicht:
Damit fielen alle gewerblichen Aufdachanlagen mittlerer Größe und sämtliche Freiflächenprojekte erstmals in die Marktintegration. Faktisch entstand ein neuer Beruf – der professionelle PV-Direktvermarkter – mit Anbietern wie Statkraft, Energy2Market, Next Kraftwerke und MVV Trading als ersten Marktführern.
Statt einer festen Vergütung erhält der Betreiber den Börsenstrompreis (Erlös aus der Direktvermarktung) plus die Marktprämie, die als Differenz zwischen anzulegendem Wert und Monatsdurchschnittspreis berechnet wird. Hinzu kommt die Managementprämie als Pauschale zur Deckung der Vermarktungskosten. Wirtschaftlich ist das Modell für den Betreiber neutral – aber bilanziell und betrieblich anspruchsvoller als die alte fixe Vergütung.
Erstmals wurden für Freiflächen-PV pilothaft Ausschreibungen durchgeführt – zunächst auf einem Volumen von 600 MW pro Jahr. Die Zuschlagswerte lagen 2015 noch bei rund 9,17 ct/kWh, sanken aber innerhalb von drei Jahren auf rund 4,33 ct/kWh – ein Schlüsselindikator für die Kostendegression der gesamten Technologie.
Eines der politisch umstrittensten Elemente: Auch der selbst verbrauchte Solarstrom wurde mit einer anteiligen EEG-Umlage belegt (Sonnensteuer). Für Anlagen unter 10 kWp blieb der Eigenverbrauch zwar umlagefrei, größere Anlagen mussten jedoch zwischen 30 und 40 % der regulären EEG-Umlage zahlen.
Der Photovoltaik-Zubau in Deutschland stabilisierte sich auf einem Niveau zwischen 1,5 und 2 GW pro Jahr – ein Bruchteil des Boombooms 2010/2011, aber dafür mit deutlich höherer Marktreife. Die Anlagengrößen wuchsen, der Anteil professionell strukturierter Investments stieg sprunghaft, und erstmals etablierten sich Family Offices und Versicherer als institutionelle Käufer von Aufdach- und Freiflächenportfolios. Parallel sank die Levelized Cost of Electricity (LCOE) deutscher Solaranlagen erstmals dauerhaft unter 8 ct/kWh.
Anlagen mit EEG-2014-Inbetriebnahme stehen für einen besonders spannenden Sweet Spot im Bestandsmarkt: bereits direktvermarktet (also operativ moderner Standard), mit verbleibender garantierter Vergütung zwischen 9 und 13 ct/kWh für weitere 6–8 Jahre. Bei Akquisition durch institutionelle Investoren liegen typische Kaufpreis-Multiples zwischen 4,5 und 6,5 auf den Jahresnetto-Cashflow. Wichtig: die Direktvermarktungsinfrastruktur ist bereits etabliert – ein erheblicher Vorteil gegenüber älteren Anlagen, deren operative Umstellung zusätzlichen Aufwand erfordert.
Für Investoren mit Steuerschwerpunkt bietet eine EEG-2014-Bestandsanlage außerdem den Vorteil, dass die Restförderzeit in der Regel noch eine vollständige Refinanzierung erlaubt, gleichzeitig aber die strategische Wahl zwischen Verlängerung über freie Direktvermarktung, Repowering oder Verkauf gegen Ende der 20-Jahres-Garantie offen bleibt.
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) · EEG 2012 · EEG-Vergütung · Direktvermarktung · Marktprämie · Managementprämie · Geförderte Direktvermarktung · Ausschreibungsmodell · EEG-Umlage.
Weil es den deutschen PV-Markt von reiner Subventionssteuerung auf ein marktintegriertes System mit Direktvermarktung, Marktprämie und Ausschreibungen umstellte. Diese Logik prägt das Förderdesign bis heute.
Zunächst ab 500 kWp ab August 2014. Diese Schwelle wurde 2016 auf 100 kWp gesenkt und gilt in dieser Form bis heute weitgehend unverändert.
Bereits implementierte Direktvermarktungsinfrastruktur, planbare Restförderdauer 6–8 Jahre und niedrigere LCOE als ältere Anlagen – kombiniert mit etablierten technischen Standards bei Wechselrichtern und Tragwerken.
Der Betreiber verkauft seinen Strom an der Strombörse (Spotmarkt). Die Differenz zwischen dem dort erzielten Monatsmittelpreis und dem im EEG festgelegten anzulegenden Wert wird vom Netzbetreiber als Marktprämie nachträglich ausgezahlt. Hinzu kommt die Managementprämie als Kostenpauschale.
Sie blieb bis 2022 in Kraft und wurde mit dem Wegfall der EEG-Umlage zum 1. Juli 2022 vollständig abgeschafft. Bestandsanlagen profitieren also seither von vollumlagefreiem Eigenverbrauch.
Weiterführend zum Thema
Markus Schebitz ist leitender Analyst von SunShine Research. Er bewertet regulatorische Entwicklungen im Bereich Photovoltaik-Direktinvestments, gewerbliche PV-Projekte und steuerliche Aspekte wie den Investitionsabzugsbetrag (IAB).