Innovationsausschreibungen – Ein Überblick

Rechtsgrundlagen

Innovationsausschreibungen wurden erst vor wenigen Jahren geschaffen und finden ihre Grundlagen im EEG und der Innovationsausschreibungs-verordnung (InnAusV). Die InnAusV regelt die wichtigsten rechtlichen Bestimmungen, insbesondere die teilnahmeberechtigten Anlagen und das Ausschreibungsverfahren. Dabei verweist die InnAusV wieder zurück auf das EEG, das sowohl ausdrücklich unter bestimmten Maßgaben Anwendung findet, als auch dann, wenn die InnAusV nichts Spezielleres regelt. Dies kann dazu führen, dass bei jeder einzelnen Vorschrift des EEG die Anwendbarkeit geprüft werden muss. Hinzu kommt, dass die InnAusV seit dem Inkrafttreten bereits zweimal geändert wurde, teilweise mit widersprüchlichen Ausführungen in den Verordnungsbegründungen. Gerade für Anlagenkombinationen mit Batteriespeichern führt dies zu Rechtsunsicherheit. Im Ergebnis finden auf unterschiedliche Gebotstermine unterschiedliche Fassungen der InnAusV Anwendung, sodass besondere Sorgfalt bei der Projektstrukturierung und -prüfung geboten ist.

Die Anlagenkombination und besondere Solaranlagen

2022 sind insgesamt 500 MW Ausschreibungsvolumen vorgesehen, verteilt auf die Ausschreibungstermine 1. April und 1. August. Seit 2021 sind nur noch Anlagenkombinationen gebotsberechtigt. Dabei handelt es sich gemäß der InnAusV um Zusammenschlüsse von entweder mehreren Anlagen verschiedener Erneuerbarer Energien oder von Anlagen mit Einrichtungen, die zwischengespeicherte Energie, die ausschließlich aus erneuerbaren Energien stammt, aufnehmen und in elektrische Energie umwandeln, vereinfacht gesagt: Batteriespeicher. Die Anlagenkombinationen müssen über einen gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt einspeisen. Mindestens eine erneuerbare Energie muss außerdem Windenergie an Land oder Solarenergie sein. Die bislang höchste Praxisrelevanz haben insofern Kom-binationen aus Solarenergie und Batteriespeichern. Im Gebotstermin des 1. April 2022 sind überdies sogenannte besondere Solaranlagen gebotsberechtigt und werden bevorzugt bezuschlagt. Besondere Solaranlagen können bspw. auf Gewässern oder Parkplatzflächen errichtet werden. Die diesbezügliche Festlegung der Bundesnetzagentur vom 1. Oktober 2021 enthält wichtige Konkretisierungen, die die Projekte einhalten müssen.

Direktvermarktungspflicht und fixe Marktprämie

Erhält eine Anlagenkombination einen Zuschlag, besteht ein Anspruch auf die sog. fixe Marktprämie. Diese stellt eine Sonderform gegenüber dem gewöhnlichen (gleitenden) Marktprämienmodell dar. Die fixe Marktprämie wird in der bezuschlagten Höhe unabhängig von der Höhe des Monatsmarktwerts für Wind- oder Solarenergie ausgezahlt. Hinsichtlich der weiteren Ausgestaltung verweist die InnAusV auf die Direktvermarktungspflicht des EEG. Gemeint ist damit die geförderte Direktvermarktung (Marktprämie) und nicht etwa die sonstige Direktvermarktung, weshalb keine Herkunftsnachweise für den aus der Anlagenkombination in das Stromnetz eingespeisten Strom ausgestellt und übertragen werden können. Auch das Doppelvermarktungsverbot gilt.
Die fixe Höhe der Marktprämie führt im Grundsatz zu höheren wirt-schaftlichen Risiken für den Anlagenbetreiber. Um diese zu adressieren und Anlagenkombinationen ohne übermäßig hohe Eigenkapitalanforderungen finanzierbar zu machen, basieren die Vergütungsregelungen in den Direktvermarktungsverträgen meist nicht auf dem Marktwert, sondern auf Festpreisvereinbarungen für den erzeugten Strom und ggf. auch für die überlassene Anlagenflexibilität. Mit Festpreisvereinbarun-gen finden auch Regelungen Eingang in Direktvermarktungsverträge, die bereits aus sog. Power Purchase Agreements (PPAs) bekannt sind, d. h. aus langfristigen Stromabnahmeverträgen etwa für große Solaranlagen, die ohne EEG-Förderung realisiert und auf Grundlage des PPA finanziert werden. Den Festpreisen liegt eine Absicherung der Festpreismengen durch den (nicht selbst verbrauchenden) Abnehmer zugrunde, sei es durch entsprechende Veräußerung von Mengen etwa am Terminmarkt der Strombörse EEX (sog. Hedge) oder durch entsprechende Lieferung an einen Letztverbraucher (sog. Downstream-Vermarktung). Typische Elemente aus PPAs sind neben der Festpreisabsicherung u. a. besondere Anforderungen an die Verfügbarkeit der Anlagenkombination, erhöhte Mitteilungspflichten bei Nichtverfügbarkeit, eine gewisse Mindestmen-genabsicherung auch bei sog. pay as produced-Verträgen sowie umfang-reichere Regelungen zu Vertragsstrafen, pauschaliertem Schadensersatz und Kündigungsschaden (meist mark-to-market) mit entsprechender Absicherung durch Sicherheiten.

Batteriespeicheranforderungen

Eine der Herausforderungen der InnAusV liegt in den Anforderungen an den Batteriespeicher. Hintergrund ist der Wunsch des Verordnungsgebers, dass der Batteriespeicher zur Erbringung sekundärer Regelenergie eingesetzt wird und damit einen Beitrag zur Netzstabilität erbringt. Dabei ist im Grundsatz davon auszugehen, dass die Anforderungen der InnAusV an den Batteriespeicher über die gesamte Förderdauer von 20 Jahren einzu-halten sind. Je nach Gebotstermin sind die Anforderungen unterschiedlich:
In der aktuell gültigen Fassung der InnAusV muss der Speicher ausweis-lich des Wortlauts der InnAusV eine installierte Leistung haben, die mindestens 25 % der installierten Gesamtleistung der Anlagenkombination entspricht. Zudem muss die Energiespeicherkapazität eine Einspei-cherung über mindestens zwei Stunden der Arbeit der Nennleistung der Energiespeichertechnologie ermöglichen. Andernfalls verringert sich die fixe Marktprämie auf null.

In der für den Gebotstermin des 1. April 2021 gültigen Fassung waren die Anforderungen inhaltlich zwar vergleichbar, die Formulierung jedoch deutlich verändert. Die Formulierung der InnAusV, obgleich nicht eindeutig und auslegungsbedürftig, wurde teilweise als „Wahlrecht“ ausgelegt. Nach dieser Auslegung müsste die Anlagenkombination entweder technisch so beschaffen sein, dass sie für mindestens 25 % ihrer installierten Leistung positive Sekundärregelleistung erbringen könnte oder es müssten 25 % der installierten Leistung der Anlagenkombination auf einen Speicher (oder eine andere, in der InnAusV aufgezählte Alternative) entfallen und kein Missverhältnis zur vorgehaltenen Kapazität bestehen. Dieses Missverhält-nis wiederum liegt nicht vor, wenn die Energiespeicherkapazität der An-lagenkombination mindestens eine Einspeicherung über zwei Stunden bei Nennleistung der Energiespeichertechnologie ermöglicht. Ausweislich des Verordnungsgebers war ein solches „Wahlrecht“ allerdings nicht intendiert und die Vorschrift wurde in der aktuell gültigen Fassung daher geändert. Für die Projekte des Gebotstermins des 1. April 2021 ist die Vorschrift aus-weislich der Übergangsbestimmungen weiterhin anwendbar.
In der für den Gebotstermin des 1. September 2020 gültigen Fassung waren die Voraussetzungen noch deutlich verkürzt: 25 % der installierten Gesamtleistung mussten auf den Speicher entfallen.

Unterschiedliche Anforderungen werden auch an die jeweiligen Nach-weise bis hin zu jährlichen Umweltgutachterbestätigungen gestellt, wobei im Einzelnen unklar ist, wie genau diese erbracht werden sollen. Bei der technischen Planung ist zudem die Speicherdegradation zu berücksichtigen. Um diese zu adressieren, kommen rechtlich sowohl eine Überdimen-sionierung des Speichers als auch eine spätere Ertüchtigung in Betracht, um ein Absinken der fixen Marktprämie auf null zu vermeiden. Dies sollte bereits vor Teilnahme an der Ausschreibung technisch und kommerziell bewertet werden und findet meist auch Berücksichtigung in der Finanzie-rungsdokumentation.

Vermarktung der Anlagenflexibilität

Im Direktvermarktungsvertrag ist bei Batteriespeicherprojekten zu beachten, dass die Vermarktung der Anlagenflexibilität mit gesonderten Bestimmungen zu behandeln ist. Besonderer Augenmerk liegt auf den technischen Bestimmungen zur Nutzung der Anlagenflexibilität (z. B. maximale Lade-Entlade-Zyklen pro Tag, Mindestzeiten für Ladevor-gänge und ggf. Einhaltung von Anforderungen zur Bereitstellung positiver Sekundärregelleistung, die in der Praxis jedoch nicht zwingend ist), um die fixe Marktprämie zu sichern. Besonderer Augenmerk liegt dabei auf den Garantiebedingungen der Batteriehersteller. Hier kann es in der Praxis zu Interessenskonflikten zwischen Betreiber, Vermarkter und finanzierender Bank kommen, die jedoch durch transparente Vertragsgestaltung und ausgewogene Risikoverteilung gelöst werden können. Im Direktvermarktungsvertrag sollten jedenfalls die Zugriffsrechte des Direktvermarkters, etwaige Einschränkungen zur Nutzung der Anlagenflexibilität (bei gleichzeitiger Sicherung der fixen Marktprämie) und die Vergütung der Anlagenflexibilität als Mindestanforderungen geregelt werden.

Fazit

Die gegenwärtigen rechtlichen Bestimmungen führen zu Unsicherhei-ten, die stets sorgfältig bewertet und adressiert werden sollten, um eine Finanzierung zu ermöglichen. Angesichts der bereits angekündigten EEG-Novellen noch in diesem Jahr bleibt abzuwarten, ob die Bestimmungen mit Wegfall der EEG-Umlage weiter konkretisiert und vereinfacht werden. Wünschenswert wäre dies, denn Innovationsausschreibungsprojekte kön-nen Lösungsansätze und Beiträge zur Netzstabilität und Versorgungssicher-heit liefern, die bei erfolgreicher Energiewende und zunehmendem Ausbau erneuerbarer Energien von besonderer Bedeutung sein werden. Erste Hinweise auf einen Entfall der fixen Marktprämie und Ersetzung durch das bisher bekannte gleitende Marktprämienmodell gibt es insofern bereits.

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