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Autor:Thorsten Kirch, RA
Erscheinungsdatum:10.09.2020
Quelle:juris Logo
Normen:§ 4 EStG, § 99 EEG 2014, § 21 EEG 2014, § 24 EEG 2014, § 23c EEG 2014, § 36c EEG 2014, § 30 MsbG
Fundstelle:jurisPR-UmwR 9/2020 Anm. 1
Herausgeber:Prof. Dr. Ferdinand Kuchler, RA
Dr. Martin Spieler, RA
Zitiervorschlag:Kirch, jurisPR-UmwR 9/2020 Anm. 1 Zitiervorschlag

Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften - Überblick über den Referentenentwurf des BMWi zum EEG 2021

I. Einleitung

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) hat einen Referentenentwurf zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften (EEG 2021-RefE) mit Datum vom 25.08.2020 vorgelegt. Nach derzeitigem Stand soll das Änderungsgesetz nach Abschluss der Ressortabstimmung am 23.09.2020 durch das Bundeskabinett beschlossen und dann in das parlamentarische Verfahren eingebracht werden. Das reformierte EEG 2021 soll zum 01.01.2021 in Kraft treten. Der nachfolgende Beitrag vermittelt einen ersten Überblick über das Gesetzgebungsvorhaben. Dabei ist zu berücksichtigen, dass das Gesetz im Zuge der Ressortabstimmung und insbesondere im nachfolgenden parlamentarischen Verfahren aller Erfahrung nach noch zahlreiche Änderungen erfahren dürfte. Dieser Beitrag beschränkt sich daher darauf, die wesentlichen Leitlinien des Gesetzgebungsvorhabens kurz darzustellen.

II. Wesentlicher Inhalt

1. Treibhausgasneutralität 2050 (§ 1 Abs. 3 EEG 2021-RefE)

Nach aktueller Rechtslage sollen im Jahr 2050 mindestens 80 Prozent des deutschen Stromverbrauchs durch erneuerbare Energien gedeckt werden. Dieses Ziel wird im Referentenentwurf vor dem Hintergrund der Klimaschutzbeschlüsse der Bundesregierung (BReg) weiterentwickelt. Nach dem neuen Langfristziel in § 1 Abs. 3 EEG 2021-RefE soll der gesamte Strom im Jahr 2050 in Deutschland treibhausgasneutral sein. Dies soll jedoch nicht nur für die Stromerzeugung in Deutschland selbst gelten. Vielmehr soll auch der gesamte in Deutschland verbrauchte Strom treibhausgasneutral erzeugt worden sein. Das heißt, dass auch der importierte Strom treibhausgasneutral erzeugt worden sein muss.

2. Umsetzung des „Klimaschutzprogramms 2030“

a) Umsetzung des 65-Prozent-Ziels bis 2030 (§ 1 Abs. 2 EEG 2021-RefE)

Nach § 1 Abs. 2 EEG 2021-RefE soll das bereits durch das Kohleausstiegsgesetz beschlossene 65-Prozent-Ziel für 2030 verankert werden. Dabei geht das BMWi von einem Bruttostromverbrauch im Jahr 2030 i.H.v. 580 TWh aus und leitet daraus eine erforderliche Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien von 377 TWh im Jahr 2030 ab.

Ein höherer Bruttostromverbrauch könne sich jedoch insbesondere aus dem angestrebten Ausbau der Elektrolyse zur Erzeugung von grünem Wasserstoff ergeben. In der Nationalen Wasserstoffstrategie (BT-Drs. 19/20363) hat die BReg beschlossen, dass bis zum Jahr 2030 in Deutschland Erzeugungsanlagen von bis zu 5 GW Gesamtleistung einschließlich der dafür erforderlichen Offshore- und Onshore-Energiegewinnung entstehen sollen. Angesichts der Unsicherheiten bei der Prognose des Bruttostromverbrauchs 2030 könne zum jetzigen Zeitpunkt nicht sicher bewertet werden, ob der damit verbundene Stromverbrauch in den 580 TWh bereits in vollem Umfang enthalten sein werde. Vor diesem Hintergrund soll die Prognose des Bruttostromverbrauchs laufend aktualisiert werden.

b) Erhöhung der Ausbauziele der einzelnen Technologien (§ 4 EEG 2021-RefE)

Um dieses 65-Prozent-Ziel bis 2030 zu erreichen, soll der neugefasste § 4 EEG 2021-RefE das Zielmodell des Klimaschutzprogramms der BReg umsetzen und die Zielgrößen der einzelnen Technologien im Jahr 2030 bestimmen. Dabei sind die Ausbauziele des EEG 2021 teilweise ambitionierter, als jene, die die BReg im Klimaschutzprogramm 2030 beschlossen hat. Hierdurch soll zusätzliche Sicherheit geschaffen werden, um das 65-Prozent-Ziel bis zum Jahr 2030 in jedem Fall zu erreichen. Bei der Windenergie an Land soll eine Zielmarke von 71 GW installierter Leistung bis 2030 festgeschrieben werden. Dies entspreche dem oberen Rand der im Klimaschutzprogramm 2030 noch als Spannbreite angegebenen Zielmarke von 67 bis 71 GW und soll den Ausbau der Windenergie an Land beschleunigen. Bei der Solarenergie soll mit 100 GW eine um 2 GW höhere Zielmarke als im Klimaschutzprogramm vorgesehen werden. Bei Biomasseanlagen soll die Zielmarke des Klimaschutzprogramms i.H.v. 8,4 GW normiert werden. Das Ziel von 20 GW installierter Leistung von Windenergieanlagen auf See bis 2030 und ein Langfristziel von 40 GW bis 2040 sei dagegen bereits mit der Novelle des WindSeeG vorgelegt worden.1

c) Anpassung der Ausschreibungsmengen (§§ 28 ff. EEG 2021-RefE)

Durch Anpassung der Ausschreibungsmengen in den §§ 28 bis 28c EEG 2021-RefE sollen die neuen Zielvorgaben in 2030 erreicht werden. Dabei sind gesonderte Ausschreibungen für Solaranlagen auf Gebäuden geplant. Zudem soll im Hinblick auf die südlichen Landkreise eine sog. Südquote bei den Ausschreibungsverfahren für Windenergie an Land und für Biomasse eingeführt werden.

aa) Windenergie an Land (§ 28 EEG 2021-RefE)

Im Jahr 2021 sollen die Mengen des EEG 2017 einschließlich der Mengen der Sonderausschreibungen ins EEG 2021 übertragen werden. Die veränderlichen jährlichen Mengen liegen zwischen 2,9 GW und 5,8 GW. Die durchschnittliche jährliche Ausschreibungsmenge von 4 GW soll durch die Berücksichtigung der Sonderausschreibungsmengen und einen stärkeren Zubau ab dem Jahr 2026 gewährleistet werden.

bb) Solaranlagen auf Gebäuden (§§ 28a, 38d ff. EEG 2021-RefE)

Durch § 22 Abs. 3 Satz 2 EEG 2021-RefE sollen wettbewerbliche Ausschreibungen für Photovoltaik-Dachanlagen eingeführt werden, die ab dem 01.01.2023 installiert werden und über eine installierte Leistung von mehr als 500 kW verfügen. Die Schwellenwerte für die Teilnahme an den Ausschreibungen sollen in Zwei-Jahres-Schritten angepasst und dann sukzessive auch für kleinere Dachanlagen gelten. Nach Auffassung des BMWi sei davon auszugehen, dass große PV-Dachanlagen ab 500 kW von professionellen Planern oder Investoren entwickelt würden. Auch die geplante Absenkung der Schwellenwerte auf 250 kW bzw. 100 kW für die Ausschreibungen ab 2025 spreche vorwiegend gewerbliche Planer oder Investoren an. Von diesen werde erwartet, dass sie mit dem Instrument der Ausschreibung gut zurechtkommen.

Private Investoren, die kleine PV-Anlagen unter 100 kW errichten, oder Bürgerenergie-Solarparks bis 750 kW in der Freifläche sollen allerdings weiterhin von den Ausschreibungen ausgenommen bleiben. Für diese seien stark wettbewerbliche Ausschreibungen kaum geeignet.

In § 28a Absatz 2 EEG 2021-RefE sollen zudem gesonderte Ausschreibungen für Solaranlagen auf Gebäuden neben den Ausschreibungen für Freiflächenanlagen eingeführt werden. In den bisherigen Ausschreibungen für sämtliche Solaranlagen habe sich gezeigt, dass Dachanlagen gegenüber Freiflächenanlagen aufgrund deutlich höherer Gestehungskosten nicht wettbewerbsfähig seien. Gemäß § 38d EEG 2021-RefE sollen Gebote nur für Solaranlagen in, an oder auf Gebäuden sowie an Lärmschutzwänden abgegeben werden dürfen. Damit soll diese Ausschreibung von derjenigen für sonstige Solaranlagen abgegrenzt werden. Die maximale Größe eines Gebots dürfe 20 MW nicht überschreiten. Der gesonderte Höchstwert soll nach § 38f EEG 2021-RefE 9,0 ct/kWh betragen. Die zu leistende Sicherheit soll sich gemäß § 38f EEG 2021-RefE auf 70 EUR/kW Gebotsmenge belaufen.

In den Jahren 2021 und 2022 soll das Ausschreibungsvolumen für Dachanlagen größer 500 kW 200 MW pro Jahr betragen und dann jährlich sukzessive erhöht werden. Ab dem Jahr 2023 soll das Volumen unter Einbeziehung von Anlagen mit einer installierten Leistung ab 300 kW und die Ausschreibungsmenge auf 400 MW pro Jahr erhöht werden. Ab dem Jahr 2025 sollen Dachanlagen größer 100 kW an den Ausschreibungen teilnehmen.

cc) Freiflächenanlagen (§ 28a Abs. 1 EEG 2021-RefE)

Für die Ausschreibungen der Freiflächenanlagen im Jahr 2021 sollen die Mengen des EEG 2017 einschließlich der Mengen der Sonderausschreibungen ins EEG 2021 übertragen werden. Das Ausschreibungsvolumen soll sich kontinuierlich in einem Korridor zwischen 1,9 GW und 1,6 GW pro Jahr bewegen. Das BMWi geht davon aus, dass bei den Freiflächenanlagen künftig mit einem wachsenden Anteil von Anlagen zu rechnen sei, die marktgetrieben realisiert würden und daher nicht an den Ausschreibungen teilnehmen.

dd) Biomasseanlagen (§ 28b EEG 2021-RefE)

Bei Biomasseanlagen sollen die Ausschreibungsvolumina gemäß § 28b Abs. 1 EEG 2021-RefE für feste und gasförmige Biomasse auf 225 MW pro Jahr erhöht werden. Zusätzlich soll ein neues Ausschreibungssegment für Biomethananlagen in den südlichen Landkreisen festgelegt werden. Dazu soll eine Ausschreibung im Jahr stattfinden, bei der 75 MW vergeben werden.

ee) Innovationsausschreibungen (§ 28c EEG 2021-RefE)

Das Ausschreibungsvolumen für Innovationsausschreibungen soll jährlich ab 2022 um 50 MW erhöht werden und ausgehend vom Jahr 2021 500 MW betragen und auf 850 MW im Jahr 2028 anwachsen. Dabei geht das BMWi davon aus, dass die realisierten Mengen aus der Innovationsausschreibung zur Hälfte zum Ausbau bei Wind an Land und bei Solarenergie beitragen. Diese würden bei den Ausschreibungsmengen dort berücksichtigt.

d) Erweiterung der Gebietskulisse (§ 36h EEG 2021-RefE)

Um einen beschleunigten Ausbau der Windenergie an Land umzusetzen, sollen im EEG 2021 weitere Flächen für die Energiewende nutzbar gemacht werden. Mit der vorgeschlagenen Änderung in § 36h EEG 2021-RefE sollen künftig auch weniger windstarke Standorte zwischen 60 und 70 Prozent besser als bislang bei der Förderung berücksichtigt werden. Die geringeren Stromerträge weniger guter Standorte unterhalb von 70 Prozent sollen durch die Einführung eines neuen Korrekturfaktors i.H.v. 1,35 für Standorte mit einem Gütefaktor von 60 Prozent erreicht werden. Der Korrekturfaktor soll die geringeren Stromerträge aber nur zum Teil ausgleichen. Dadurch soll nur die Wettbewerbsfähigkeit der besonders kostengünstig zu erschließenden Standorte in den Ausschreibungen mit windstärkeren Standorten erhöht werden.

3. Reduzierung der Förderkosten

Angesichts der hohen Kostenbelastung über die EEG-Umlage für Verbraucher und Wirtschaft durch den Ausbau der erneuerbaren Energien enthält der Referentenentwurf verschiedene Maßnahmen, um die Förderkosten zu reduzieren. Dies soll nicht zuletzt die Akzeptanz des EEG sicherstellen.

a) Erhöhung der Einnahmen

Zur Erhöhung der Einnahmen sind ab dem Jahr 2021 zusätzliche Haushaltsmittel aus dem Gesamthaushalt für staatliche Zuschüsse vorgesehen. Der zweite Nachtragshaushalt 2020 sieht die Bereitstellung von 11 Mrd. Euro vor. Im Übrigen sollen ab 2021 jährlich die Mehreinnahmen aus dem Brennstoffemissionshandel in das EEG-Finanzierungssystem einfließen.

b) Anpassung der Höchstwerte (§§ 36b, 37b EEG 2021-RefE)

Zur weiteren Reduzierung der Ausgaben sollen im EEG 2021 die Höchstwerte für die Ausschreibungen der Windenergie an Land und Photovoltaik herabgesetzt werden. Bei der Windenergie an Land soll in § 36b EEG 2021-RefE mit 6,2 ct/kWh ein neuer Höchstwert festgelegt werden, der den aktuellen Förderkosten entspreche und der bereits die übrigen Änderungen im EEG 2021 einpreise. Für die darauffolgenden Jahre soll eine jährliche Degression eingeführt werden, so dass Bieter einen Anreiz haben, sich mit ihren Projekten möglichst schnell an den Ausschreibungen zu beteiligen und ihre Projekte zu realisieren. In § 37b EEG 2021-RefE soll zudem ein neuer Höchstwert von 5,9 ct/kWh für Solaranlagen eingeführt werden, um Überförderungen zu vermeiden. Ferner wird eine Regelung eingeführt, um diesen Höchstwert ab dem Jahr 2022 dem aktuellen Wettbewerbsniveau anzupassen. Dazu soll der Durchschnitt der letzten drei beendeten Ausschreibungsrunden gebildet werden, der dann um 8 Prozent erhöht werden soll.

c) Änderungen der Besonderen Ausgleichsregelung

aa) Reduzierung der Schwellenwerte der Stromkostenintensität (§ 64 EEG 2021-RefE)

Die EEG-Umlage soll in den nächsten Jahren insbesondere durch die staatlichen Zuschüsse sinken. Dies kann nach Einschätzung des BMWi mittelfristig zu konträren Effekten bei der Besonderen Ausgleichsregelung führen. Unternehmen, deren EEG-Umlage nach Maßgabe der besonderen Ausgleichsregelung begrenzt ist, könnten dann die Schwellenwerte der Besonderen Ausgleichsregelung ggf. nicht mehr erreichen und die bestehende Begrenzung der EEG-Umlage verlieren.

Durch § 64 EEG 2021-RefE sollen die Auswirkungen der Covid-19-Pandemie, der geplanten Absenkung der EEG-Umlage durch Einnahmen aus dem Brennstoffemissionshandel und den Zuschüssen aus dem Konjunkturpaket ab 2021 für Unternehmen, die einer Branche nach Liste 1 der Anlage 4 zuzuordnen sind, abgemildert werden. Dazu sollen die Schwellenwerte der Stromkostenintensität für Unternehmen der Liste 1 für das Antragsjahr 2021 auf 14 Prozent vereinheitlicht werden. Zudem soll der Schwellenwert in den Folgejahren jährlich um 1 Prozentpunkt reduziert werden. Dies soll sicherstellen, dass derzeit begrenzte Unternehmen auch dauerhaft privilegiert bleiben, wenn die EEG-Umlage schrittweise sinke. Dies gelte insbesondere mit Blick auf die künftig steigenden Einnahmen des Brennstoffemissionshandels und das schrittweise Auslaufen der sehr hohen Fördersätze für Bestandsanlagen im Laufe dieses Jahrzehnts. Darüber hinaus soll die EEG-Umlage-Begrenzung zukünftig einheitlich auf 15 Prozent der nach § 60 Abs. 1 EEG 2021-RefE ermittelten EEG-Umlage reduziert werden.

bb) Begrenzung der EEG-Umlage des Landstrombezugs von Schiffen (§§ 63, 65a EEG 2021-RefE)

Mit der Änderung in § 63 EEG 2021-RefE soll ein neuer Besonderer Ausgleichstatbestand für den Landstrombezug von Seeschiffen geschaffen werden. Die Regelungen sollen wirtschaftliche Anreize zur Inanspruchnahme der alternativen Stromversorgung von Schiffen schaffen. Dadurch könnten die Luft- und Lärmemissionen in Häfen wesentlich gesenkt werden. Die EEG-Umlage einer Landstromanlage soll nur dann gemäß § 65a EEG 2021-RefE auf 20 Prozent der EEG-Umlage begrenzt werden, wenn diese ausschließlich Strom an Seeschiffe am Liegeplatz liefert. Damit soll sichergestellt werden, dass keine Belieferung von Dritten mit dem umlagenbegrenzten Strom erfolgt.

cc) Befreiung der Erzeugung grünen Wasserstoffs von der EEG-Umlage

In der bereits im Klimaschutzprogramm 2030 angekündigten und am 10.06.2020 vom Bundeskabinett beschlossenen Nationalen Wasserstoffstrategie (BT-Drs. 19/20363) strebt die BReg an, die Produktion von grünem Wasserstoff von der EEG-Umlage zu befreien. Dabei soll sichergestellt werden, dass dadurch die EEG-Umlage nicht steigt. Die erforderlichen Rahmenbedingungen werden derzeit erarbeitet. Das BMWi hat am 18.08.2020 einen Stakeholder-Dialog eröffnet. Die Ergebnisse dieses Dialogprozesses sollen im weiteren Gesetzgebungsverfahren eingebracht werden.

4. Steigerung der Akzeptanz für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien

a) Finanzielle Beteiligung der Standortkommunen (§ 36k EEG 2021-RefE)

Bürgerinnen und Bürger sowie Standortkommunen sollen über § 36k EEG 2021-RefE künftig finanziell an den Erträgen neuer Windenergieanlagen an Land beteiligt werden. Die Betreiber der Windenergieanlagen sollen der Standortgemeinde für die Dauer der Förderung einen Vertrag anbieten. In diesem soll sich der Anlagenbetreiber verpflichten, an die Standortgemeinde durch einseitige Zuwendung 0,2 ct/kWh für die tatsächliche eingespeiste Strommenge zu zahlen. Die Laufzeit dieses Vertrages soll sich auf die gesamte Förderdauer erstrecken, d.h. auf 20 Jahre ab dem Inbetriebnahmezeitpunkt der Windenergieanlage.

Die Zahlungen an die Standortgemeinde sollen einseitige Leistungen an die Gemeinde ohne jedweden – direkten oder indirekten – Gegenleistungsanspruch des Anlagenbetreibers darstellen. Dadurch werde sichergestellt, dass die Gemeinde keine Handlungen aufgrund der Zahlung für den Anlagenbetreiber vornehme. Da die Zahlungen verpflichtend zur Erfüllung eines Vertrags mit der Kommune seien, sollen diese als Betriebsausgabe i.S.d. § 4 Abs. 4 des Einkommenssteuergesetzes gelten und damit ertragsmindernd bei Körperschaftssteuer und Gewerbesteuer in Ansatz gebracht werden können. Die Gemeinde ist in der Verwendung der erhaltenen Zahlungen frei. Bei ihr sollen die Einkünfte aus den Zahlungen zudem als nicht-steuerliche Einnahmen im kommunalen Finanzausgleich nicht berücksichtigt werden.

Der an die Standortgemeinde zu entrichtende Betrag soll sich nach § 36k Abs. 3 EEG 2021-RefE auf 0,1 ct/kWh verringern, wenn und solange der Anlagenbetreiber oder ein von ihm beauftragter Dritter je Windenergieanlage mit mindestens 80 Einwohnern der Standortgemeinde einen Stromliefervertrag mit einem Bürgerstromtarif nach § 42b EnWG-RefE abgeschlossen hat. Dieser muss die Voraussetzungen eines Stromliefervertrages erfüllen. Der Anlagenbetreiber oder der von ihm beauftragte Dritte muss sich in dem Bürgerstromtarifvertrag zu Vollversorgung verpflichten; den Letztverbraucher also auch in den Zeiten mit Strom beliefern, in denen die Windenergieanlage an Land nicht genug oder keinen Strom liefern kann. Der für die Belieferung zu zahlende Preis soll 90 Prozent des in dem jeweiligen Netzgebiet geltenden Grundversorgertarifs auf Basis des Grund- und Arbeitspreises für Haushaltskunden nicht übersteigen. Sofern die erforderliche Anzahl von 80 Verträgen trotz des Angebots nicht erreicht werde, soll eine Staffelung der Zahlungen erfolgen. Für jeden nicht abgeschlossenen Vertrag sollen 100 Euro mehr an die Standortgemeinde gezahlt werden. Mit dieser Regelung reduziere sich das finanzielle Risiko der Anlagenbetreiber, da maximal 8.000 Euro zu zahlen seien.

b) Verbesserung der Rahmenbedingungen für Mieterstrom

Das EEG 2021 soll zudem die Rahmenbedingungen für den sog. „Mieterstrom“ verbessern. Um die Akzeptanz der Energiewende zu erhöhen, diese in der Gesellschaft umfassender zu verankern und mehr Akteure an dieser zu beteiligen, wurde im Jahr 2017 der so genannte Mieterstromzuschlag für Solaranlagen auf Wohngebäuden bis 100 kW eingeführt.2 Im Herbst 2019 wurde im Mieterstrombericht der BReg nach § 99 EEG 2017 festgestellt, dass die Marktentwicklung von Mieterstrom-Solaranlagen weit hinter den Erwartungen zurückgeblieben ist und der 500 MW-Deckel nur zu gut 1% ausgenutzt wurde.

aa) Lieferkettenmodell (§ 21 Absatz 3 EEG 2021-RefE)

Derzeit ist die Person des Mieterstromlieferanten in § 21 Abs. 3 EEG 2017 offen ausgestaltet. Auf dieser Grundlage haben sich in der Praxis unterschiedliche vertragliche Modelle für Mieterstromprojekte entwickelt. Beim Lieferkettenmodell tritt ein Energiedienstleister als Mieterstromlieferant auf und übernimmt die Strombelieferung von Letztverbrauchern im Rahmen eines Mieterstromprodukts. Innerhalb einer Lieferkette sind somit drei Akteure tätig: der Anlagenbetreiber/Vermieter, der Energiedienstleister/Mieterstromlieferant und die Letztverbraucher/Mieter. Laut Mieterstrombericht besteht in der Praxis Klarstellungsbedarf beim Lieferkettenmodell. Aufgrund der Personenverschiedenheit von Anlagenbetreiber/Vermieter und Energiedienstleister/Mieterstromlieferant werde häufig die Frage aufgeworfen, ob beim Lieferkettenmodell ein Anspruch auf den Mieterstromzuschlag bestehe. Um den Projektbeteiligten eine rechtssichere Wahl des passenden vertraglichen Modells zu ermöglichen, soll in § 21 Abs. 3 EEG 2021-RefE eine gesetzliche Klarstellung erfolgen. Mieterstrom soll auch dann vorliegen, wenn der Strom nicht vom Anlagenbetreiber, sondern wie im Fall des Lieferkettenmodells von einem Dritten geliefert wird.

bb) Anlagenzusammenfassung (§ 24 Abs. 1 Satz 4 EEG 2021-RefE)

Im Mieterstrombericht wurde festgestellt, dass die bisherige Regelung zur Anlagenzusammenfassung in § 24 Abs. 1 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG 2017 die Wirtschaftlichkeit getrennter Mieterstromanlagen hemmt. Getrennte PV-Mieterstromanlagen auf baulich verbundenen Gebäuden werden häufig zusammengefasst. Dadurch sinkt die Vergütung für höhere Anlagenleistungen, da diese nach Leistungsstufen gemäß § 23c Nr. 1 EEG 2017 zu ermitteln ist.

Der Anspruch auf den Mieterstromzuschlag soll in diesen Fällen zukünftig separat ermittelt werden. Als Abgrenzungskriterium für getrennte Projekte soll in § 24 Abs. 1 Satz 4 EEG 2021-RefE künftig darauf abgestellt werden, ob Anlagen an demselben Netzanschlusspunkt betrieben werden. Voraussetzung soll ferner sein, dass die Anlagen von unterschiedlichen Anlagenbetreibern i.S.d. § 3 Nr. 2 EEG 2021-RefE betrieben werden.

cc) Vergütungssätze (§ 48a EEG 2021-RefE)

Im Mieterstrombericht wurde festgestellt, dass die Höhe des Mieterstromzuschlags zu niedrig ist, um die erforderlichen Anreize für Mieterstromprojekte zu setzen. Daher sollen zukünftig gesonderte Vergütungssätze für die anzulegenden Werte beim Mieterstromzuschlag in § 48a EEG 2021-RefE gesetzlich normiert werden. Diese sollen bei Solaranlagen bis 10 kW 2,66 ct/kWh, bis 40 kW 2,40 ct/kWh und bis 750 kW 1,42 ct/kWh betragen.

5. Stärkung der Netz- und Marktintegration

a) Einführung von „Südquoten“ (§§ 36d, 39d EEG 2021-RefE)

Das EEG 2021 soll die Netz- und Marktintegration der EEG-Anlagen verbessern. Hierzu sollen insbesondere „Südquoten“ in den Ausschreibungen für die sog. südlichen Landkreise eingeführt werden. Nach der neuen Legaldefinition in § 3 Nr. 43c EEG 2021-RefE werden die südlichen Landkreise in der Anlage 5 zum EEG 2021 im Einzelnen aufgezählt. Diese Aufzählung orientiert sich an jenen Landkreisen, die auch im KWKG der Südzone zugeordnet sind.

Die Südquote soll für Windenergieanlagen an Land nach § 36d EEG 2021-RefE 15 Prozent in den Jahren 2021 bis 2023 und 20 Prozent ab dem Jahr 2024 betragen. Die Südquote für Biomasseanlagen soll nach § 39d EEG 2021-RefE 50 Prozent des Zuschlagsvolumens betragen. Die Südquoten sollen sich entlastend auf den Netzengpass in der Mitte Deutschlands auswirken und die flexible Stromerzeugung in Süddeutschland fördern. Durch die Biomasseverstromung mit flexibler Einspeisung soll mehr gesicherte Leistung im Süden und damit eine verbesserte Systemsicherheit geschaffen werden. Im Süden nicht vergebene Mengen sollen jedoch nicht auf die übrigen Standorte im Norden übertragen werden dürfen. Gleichzeitig soll das bisher in § 36c EEG 2017 vorgesehene Netzausbaugebiet aufgehoben werden, da die „Südquoten“ dessen Aufgabe übernehmen.

b) Umstellung der gleitenden Marktprämie auf jährliche Referenzperiode (Anlage 1 zum EEG 2021)

Zur besseren Marktintegration der Erneuerbare-Energien-Anlagen soll zudem die Berechnung der gleitenden Marktprämie von einer monatlichen auf eine jährliche Referenzperiode umgestellt werden. Bisher erfolgt die Berechnung der Marktprämie auf der Grundlage des technologiespezifischen Monatsmarktwertes. Für Bestandsanlagen soll dies auch weiterhin gelten. Für Neuanlagen soll die Marktprämie nach Ablauf einer Übergangsfrist ab dem 01.01.2024 anhand des technologiespezifischen Jahresmarktwertes erfolgen.

c) Ausweitung der Anforderungen an Fernsteuerbarkeit (§ 9 EEG 2021-RefE)

Die Anforderungen an die Fernsteuerbarkeit von Erneuerbare-Energien-Anlagen sollen ausgeweitet und im Interesse der fortschreitenden Digitalisierung der Energiewende weiterentwickelt werden. Das EEG 2017 sieht derzeit eine Ausstattung mit technischen Einrichtungen zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung und Abrufung der Ist-Einspeisung erst ab einer installierten Leistung von 100 kW vor. § 9 Abs. 1 Satz 1 EEG 2021-RefE soll die Verpflichtung auf alle KWK-Anlagen und weitere Erneuerbare-Energien-Anlagen erstrecken. Welche Anlagen von der Neuregelung konkret betroffen sein werden, stand zum Zeitpunkt der Ressortabstimmung jedoch noch nicht fest. Die maßgebliche Leistungsgrenze wird erst im Laufe des Gesetzgebungsverfahrens nachgetragen.

Nach der Neufassung des § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EEG 2021-RefE sollen die technischen Einrichtungen zur Reduzierung der Einspeiseleistung nun zudem eine stufenlose ferngesteuerte Regelung ermöglichen. Eine ferngesteuerte Verringerung der Einspeiseleistung „in Stufen“ oder die ferngesteuerte Abschaltung sollen somit nicht mehr ausreichen. Damit enthält der Referentenentwurf strengere Anforderungen an die technischen Einrichtungen zur Reduzierung der Einspeiseleistung als jene, die von der Rechtsprechung für die Vorgängerregelungen jüngst anerkannt wurden. Laut BGH3 ist ausreichend, dass der Netzbetreiber die Einspeiseleistung ferngesteuert zumindest stufenweise verringern kann, ohne die Anlage ganz abschalten zu müssen.4

Nach § 9 Abs. 2 Satz 1 EEG 2021-RefE soll die Abrufung der Ist-Einspeisung und die stufenlose ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung künftig über ein intelligentes Messsystem erfolgen. Bei der Digitalisierung der Energiewende würden Smart-Meter-Gateways eine wesentliche Rolle spielen. Die Verpflichtung zur Einrichtung eines intelligenten Messsystems soll jedoch zunächst nur für jene Anlagen gelten, die nach der Feststellung der technischen Möglichkeit der Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem nach § 30 MsbG durch das BSI (sog. Markterklärung) in Betrieb genommen wurden. Der Einbau eines intelligenten Messsystems habe bei solchen bestehenden Anlagen innerhalb von fünf Jahren nach der Markterklärung für die konkrete Einbaugruppe zu erfolgen.

d) Wegfall der Förderung bei negativen Preisen (§ 51 Abs. 1 EEG 2021-RefE)

Nach § 51 Abs. 1 EEG 2021-RefE soll die Vergütung bei negativen Preisen bereits dann entfallen, wenn der Spotmarktpreis für 15 aufeinanderfolgende Minuten negativ ist. Auch dies soll eine bessere Marktintegration der erneuerbaren Energien bewirken. Anlagenbetreiber müssten daher künftig eigene Wege finden, sich gegen Negativpreisphasen abzusichern, indem sie z.B. Kooperationen mit Speicherbetreibern eingehen, neue Anlagentechnik einsetzen, die eine stetigere Stromproduktion ermöglicht, oder Absicherungsgeschäfte am Stromterminmarkt tätigen. Der Wegfall der Förderung bei negativen Preisen soll jedoch ausschließlich für Neuanlagen gelten. Bei Bestandsanlagen soll die Förderung für negative Preise weiterhin erst nach mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativer Spotmarktpreise entfallen.

6. Einstieg in die „Post-Förderung-Ära“

Für „ausgeförderte Anlagen“ soll der Rechtsrahmen angepasst werden. Nach der neuen Legaldefinition in § 3 Nr. 3a EEG 2021-RefE sind dies Erneuerbare-Energien-Anlagen, die unter einer früheren Fassung des EEG in Betrieb genommen worden sind und bei denen der Förderzeitraum abgelaufen ist. Bei Inkrafttreten des neuen EEG 2021 werde dies die ersten Erneuerbare-Energien-Anlagen betreffen, die im Jahr 2000 unter dem EEG 2000 in Betrieb genommen worden sind und deren 20-jähriger Vergütungszeitraum am 31.12.2020 abläuft. Mit Beendigung des Förderzeitraums seien diese Anlagen ausgefördert.

Unabhängig davon bestehe der Anspruch auf vorrangige Einspeisung nach § 11 EEG 2021-RefE auch nach Ablauf der Förderdauer fort. Die Anlagenbetreiber können ihren Strom dann direkt vermarkten und dadurch Markterlöse für den Weiterbetrieb erzielen. Hierfür stehe ihnen die sonstige, nicht geförderte Direktvermarktung zur Verfügung. Allerdings sei die Direktvermarktung teilweise mit erheblichen Kosten verbunden. Hinzu komme, dass gerade die besonders alten Anlagen sich technisch für diese Direktvermarktung nicht eignen. Daher soll Anlagen bis höchstens 100 kW gemäß § 21 Abs. 1 Nr. 3 EEG 2021-RefE eine zweite Anschlussperspektive eröffnet werden. Hierdurch soll sowohl ein Abbau dieser Anlagen als auch ein „wildes Einspeisen“ verhindert werden.

Hierzu können die Anlagenbetreiber den in der Anlage erzeugten Strom gemäß § 25 Abs. 2 EEG 2021-RefE bis zum 31.12.2027 auch dem Netzbetreiber zur Verfügung stellen. Hierfür sollen sie eine Einspeisevergütung gemäß § 23b EEG 2021-RefE in Form des Marktwerts abzüglich der Vermarktungskosten erhalten. Zu diesem Zweck wird fingiert, dass der Jahresmarktwert i.S.d. § 3 Nr. 34b EEG 2021-RefE der anzulegende Wert bei den ausgeförderten Anlagen ist. Durch diese gesetzliche Fiktion des Jahresmarktwertes als anzulegendem Wert soll für die Anlagen in der neuen Einspeisevergütung weiterhin die Anwendung der Regelungen über anzulegende Werte ermöglicht werden.


Fußnoten


1)

Hierzu Kirch, jurisPR-UmwR 8/2020 Anm. 1.

2)

Hierzu Kirch, jurisPR-UmwR 7/2017 Anm. 1.

3)

BGH, Urt. v. 14.01.2020 - XIII ZR 5/19.

4)

Hierzu Kirch, jurisPR-UmwR 3/2020 Anm. 5.



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