EEG 2012

Die EEG Novelle 2012 wurde Ende Juni durch den Bundestag verabschiedet. Sie ist im „Gesetz zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien“ enthalten (Artikel 1), welches am 4. August 2011 im Bundesgesetzblatt verkündet wurde 1). Der neu regulierte Rechtsbereich umfasst, abgesehen vom EEG, zehn weitere Gesetze und Verordnungen, wie z.B. die Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung und die Biomasseverordnung. Mit Inkrafttreten der geänderten Bestimmungen zum 1. Januar 2012 wird das EEG 2009 aufgehoben. Für EE-Anlagen, die bis Ende 2011 in Betrieb genommen werden, gelten weiterhin die Regelungen des EEG 2009. Eine sehr hilfreiche Arbeitsausgabe für das neue Gesetz hat die Clearingstelle EEG zur Verfügung gestellt 2).

Neuregelung des Zeitrahmens
Das Zeitfenster, welches die Regierung für eine parlamentarische Debatte über die EEG Novelle festgelegt hat, war sehr kurz (vgl. Tabelle 1). Ursprünglich sollten die erste Beratungsrunde des Bundesrates sowie die Tagungen der Bundestagsausschüsse nach der Sommerpause stattfinden. Die zweite und dritte Lesung im Bundestag war sogar erst für Dezember dieses Jahres eingeplant. Stattdessen wurde das gesamte Gesetzespaket, das die Förderung der Stromerzeugung aus EE neu bestimmt, innerhalb von weniger als zwei Monaten beschlossen. Begründet wurde dieser Schritt mit einer Kopplung an den Zeitplan zur Regelung des Atomausstiegs im Atomgesetz. Es ist offensichtlich, dass die kurze Zeitspanne eine intensive und sorgfältige Prüfung und Bewertung der einzelnen Gesetzesänderungen durch die Abgeordneten und durch die Verbände erschwert hat.

Welche Bestimmungen gelten für PV-Anlagen?

Einspeisevergütung drastisch reduziert
Die Einspeisevergütung für PV-Strom verringert sich am 1. Januar 2011 um mindestens 9% (§20a II). Dieser Degressionssatz erhöht sich, wenn der Zubau an PV-Anlagen im Zeitraum vom 1. Oktober 2010 bis zum 30. September 2011 eine installierte Leistung von 3,5 GWP übersteigt. Bei jedem zusätzlichem GWP steigt der Degressionssatz um weitere 3%. Im Zeitraum Oktober 2010 bis Mai dieses Jahres wurden etwa 3 GWP an Anlagen errichtet 5). Da in den Sommermonaten Juni, Juli, August und September vermutlich – wie im Vorjahr – über 2 GWP an Neuanlagen realisiert werden, kann für den Referenzzeitraum (Oktober 2010 bis September 2011) ein Zubau von 5,5 bis 6,5 GWP als realistisch betrachtet werden. Diese Größenordnung führt zu einer zusätzlichen Degression von 9%. Folglich würde die Vergütung zum 1. Januar um 18% reduziert werden.

Zum 1. Juli 2012 erfolgt eine weitere Vergütungsabsenkung sofern der Zubau an PV-Anlagen im Referenzzeitraum Oktober 2011 bis April 2012 den Schwellenwert von 3,5 GWP übersteigt. In diesem Fall erhöht sich die Degression ebenfalls in 3%-Schritten pro GWP an installierter Leistung.

Selbst verbrauchter Strom bleibt lukrativ
Die Eigenverbrauchsregelung wird bis Ende 2013 weitergeführt (§33 II). Somit erhalten Anlagenbetreiber eine Vergütung für den selbst verbrauchten Strom, wenn sich die PV-Anlage an oder auf einem Gebäude befindet, eine installierte Leistung von maximal 500 kWP hat und der Strom durch den Anlagenbetreiber oder einen Dritten nachweislich in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht wird.

Vergütungen bei Freiflächen eingeschränkt
Bei PV-Freiflächenanlagen, die sich im Bereich eines nach dem 1. September 2003 beschlossenen Bebauungsplans – der „auch mit dem Zweck der Errichtung einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie aufgestellt worden ist“ – befinden, besteht nur dann eine Vergütungspflicht, wenn die Anlagenflächen innerhalb eines 110 m Abstands (gemessen vom äußeren Rand der befestigten Fahrbahn) von Autobahnen und Schienenwegen liegen.
Freiflächenanlagen in Naturschutzgebieten und Nationalparks werden nicht gefördert (§32).

Einspeisemanagement
Betreiber von EE-Anlagen mit einer installierten Anlagenleistung über 100 KWP müssen diese mit technischen Einrichtungen ausstatten die den Netzbetreiber ermöglichen die Anlagenleistung jederzeit ferngesteuert zu reduzieren und die jeweilige Ist-Einspeisung abzurufen. Bei allen Bestandsanlagen dieser Anlagengröße müssen Anlagenbetreiber die technischen Vorgaben ab Juli nächsten Jahres einhalten.

Beim Einspeisemanagement sollen PV-Anlagen mit einer Anlagengröße bis 100 kWP nachrangig geregelt werden. Zudem müssen die Netzbetreiber sicherstellen, dass insgesamt die größtmögliche Strommenge aus erneuerbaren Energiequellen und KWK abgenommen wird (§11 II). Zudem ermöglicht die EEG Novelle freiwillige vertragliche Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber um vom Abnahmevorrang abzuweichen und eine Anlage beispielsweise bei negativen Börsenpreisen abzuschalten (§8 III). Dabei werden die Anlagenbetreiber für die entgangene Vergütung gemäß der Härtefallregelung (§12) entschädigt.

Dennoch müssen auch bei PV-Anlagen mit einer Anlagenleistung von 30 bis 100 kWP die technischen Vorgaben für das Einspeisemanagement erfüllt werden. Allerdings steht den Anlagenbetreibern in so einem Fall eine Entschädigung für 95% des entgangenen Stromertrages (Härtefallregelung §12) zu. Übersteigt der Betrag der entgangenen Vergütungen in einem Jahr 1% der Jahreseinnahmen, sind die von der Regelung betroffenen Betreiber ab diesem Zeitpunkt zu 100% zu entschädigen. Die Kosten der Entschädigung trägt der Netzbetreiber in dessen Netz die Ursache für die erfolgte Drosselung der Einspeiseleistung liegt. Betreiber von Altanlagen, die nach dem 31. Dezember 2008 und vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, müssen diese Bestimmung ab dem 1. Januar 2014 einhalten (§66 I). Bei Anlagen bis 30 kWP können Anlagenbetreiber die oben beschriebenen technischen Vorrichtungen installieren, oder optional am Verknüpfungspunkt ihrer PV-Anlage mit dem Stromnetz die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 70% der installierten Leistung begrenzen. Eine Entschädigung des ergangenen Stromertrages steht ihnen im zweiten Fall nicht zu. Lediglich bei Bestandsanlagen bis 30 kWP müssen keine Vorgaben für das Einspeisemanagement umgesetzt werden.

Kritisiert wird die technische Vorgabe für das Einspeisemanagement weil die erforderlichen Zusatzinvestitionen die Anlagenrendite insbesondere bei kleinen Anlagen deutlich reduziert. Es wäre sicherlich sinnvoll zu prüfen, inwiefern bei vielen Netzbetreibern tatsächlich ein Einspeisemanagement zur Netzentlastung notwendig ist. Zudem führt eine Begrenzung der Einspeiseleistung am Anschlusspunkt auf 70% der Nennleistung zu einer Reduktion der eingespeisten Strommenge um 3% bis 8%. Um den von der Regierung angestrebten Wert von etwa 2% zu erreichen, müsste eine Reduktion auf mindestens 85% der Nennleistung vorgenommen werden.

Sanktionen eingeführt
Sollten Anlagenbetreiber gegen die technischen Vorgaben des §6 EEG 2012 verstoßen, erhalten sie für die Dauer des Verstoßes gegen diese Bestimmungen keine EEG-Vergütung (Rechtsfolge nach § 17 I).

Eine weitere Sanktion besagt, dass sich die EEG-Einspeisevergütung auf den Marktwert reduziert, wenn der Anlagenbetreiber den Standort und die installierte Leistung der PV-Anlage nicht an die Bundesnetzagentur mittels der von ihr bereitgestellten Formularvorgaben übermittelt hat (§17 II). Die Vergütung wird auch dann auf den Marktwert reduziert, falls der Strom direkt vermarktet wird und dem Netzbetreiber der Wechsel nicht vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats übermittelt wurde. Die Kürzung auf den Marktwert gilt bis zum Ablauf des dritten Kalendermonats, der auf die Beendigung der Direktvermarktung folgt.

EE-Strom direkt vermarkten
Der Gesetzgeber hat zusätzlich zur festen Einspeisevergütung (§16) verschiedene Optionen zum Verkauf von EE-Strom an Großabnehmer oder an der Strombörse geregelt (Direktvermarktung gemäß §33a). Dieser neue Rechtsrahmen soll dazu führen, dass Strom aus erneuerbaren Energiequellen verstärkt bedarfsorientiert erzeugt und eingespeist wird. Der Einspeisevorrang für Strom aus EE-Anlagen gilt auch bei der Direktvermarktung, da durch den Stromverkauf an Dritte ein Anrecht auf die Bereitstellung der Kapazität besteht. Zudem können Anlagenbetreiber monatlich zwischen der Direktvermarktung und dem EEG-Vergütungsmodell wechseln.

Beim Marktprämienmodell können Anlagenbetreiber ab Januar den PV-Strom selbst verkaufen und dafür vom Netzbetreiber eine Marktprämie erhalten. Diese errechnet sich aus der Differenz zwischen der normalen EEG-Vergütung und dem durchschnittlichen Verkaufserlös an der Strombörse EPEX Spot SE in Leipzig. Zusätzlich wird eine Managementprämie zur Deckung der Kosten für u.a. die Börsenzulassung, die IT-Infrastruktur, für die Erstellung der Prognosen sowie für Abweichungen der tatsächlichen Einspeisung von der Prognose gezahlt (Anlage 4, Absatz 1.1.).

Die zweite Möglichkeit zur Direktvermarktung ist das Grünstromprivileg (§33b Nr.2, §39), das Energieversorgungsunternehmen (EVUs) zu einer Befreiung von der EEG-Umlage mit bis zu 2ct/kWh berechtigt. Diese Befreiung wurde im Vergleich zu EEG 2009 deutlich begrenzt. Eine Voraussetzung für die Nutzung des Grünstromprivilegs ist das Angebot von mindestens 50% Strom aus EE und dabei mindestens 20% Strom aus PV- und Windkraftanlagen, der nach dem EEG vergütet werden könnte, doch aufgrund der Direktvermarktung nicht vergütet wird. Entscheidend sind der Jahresdurchschnitt und die verkaufte Strommenge innerhalb von 8 Kalendermonaten desselben Jahres. Die reduzierte EEG-Umlage ist auch bei konventionellen Energien die das entsprechende EVU anbietet anrechenbar. Die Optionen Grünstrom und Marktprämie dürfen nicht kombiniert werden.

Weitere Änderungen

Ausgleich für stromintensive Unternehmen
Ferner wurde die „Besondere Ausgleichsregelung“ für stromintensive Unternehmen und Schienenbahnen erweitert (§40). Jetzt können auch mittelständische Unternehmen die Option zur Begrenzung der Zahlung der EEG-Umlage beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) beantragen. Denn die Ausgleichsregelung gilt ab einen jährlichen Stromverbrauch von einer GWh pro Abnahmestelle – statt wie früher ab 10 GWh. Zudem muss der Anteil der Stromkosten an der Bruttowertschöpfung des Unternehmens über 14% liegen (früher 15%). Bei Unternehmen mit einem jährlichen Stromverbrauch über 10 GWh muss der Energieverbrauch sowie Potenziale zu dessen Reduzierung erhoben und bewertet werden. Als Nachweis reicht ein Umweltmanagement-Zertifikat gemäß EMAS/EN 16001. Bisher fiel etwa ein Drittel des industriellen Stromverbrauchs unter den Anwendungsbereich der Ausgleichsregelung. Nach der Novellierung ist zu erwarten, dass eine größere Strommenge von dieser Regelung betroffen sein wird als bisher und somit alle nicht privilegierten Stromkunden gezwungen werden ab 2013 eine höhere EEG-Umlage zu zahlen.

Verordnungsermächtigungen ermöglicht
Außerdem wurden mehrere Verordnungsermächtigungen festgelegt, die der Bundestag durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrates durchführen kann. Diese betreffen beispielsweise die Ermittlung der EEG-Umlage (§64c), das Anlagenregister und die Eigenverbrauchsregelung (§64f 2a).

Fußnoten

1. BGBl. I 2011, Nr. 42, S. 1634 vom 4.8.2011;
   www.bgbl.de/Xaver/start.xav
2. Arbeitsausgabe EEG 2012:
   http://www.clearingstelle-eeg.de/files/EEG-20120101r2.pdf
3. Stellungnahmen der Verbände zum Referentenentwurf des BMU:
   http://www.clearingstelle-eeg.de/eeg2012/refe
4. Öffentliche Anhörung:
   www.bundestag.de/bundestag/ausschuesse17/a16/Oeffentliche_Anhoerungen/47__Sitzung
5. Bundesnetzagentur, Datenmeldungen ab Oktober 2010:
   www.bundesnetzagentur.de/cln_1931/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetGas/ErneuerbareEnergienGesetz/VerguetungssaetzePVAnlagen/VerguetungssaetzePhotovoltaik_Basepage.html