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BAFA-Informationstag zur Besonderen Ausgleichregelung

Online BAFA-Info-Tag vom 29. April 2021

Auch in diesem Jahr hat das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) einen Informationstag zur Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR) am 29. April 2021 online durchgeführt.

Die Neuregelungen des EEG 2021 und ihre Auswirkungen auf die Antragstellung zogen sich dabei als roter Faden durch die fünf Vorträge der Veranstaltung:

In einem ersten Vortrag „Neues aus Berlin und Brüssel“ erläuterte Herr Dr. Steinbach vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die Hintergründe der EEG-Novelle. Diese sind durch die Klimaziele, die COVID 19-Pandemie und die zukünftige EEG-Umlage Finanzierung aus Einnahmen des nationalen Emissionshandels gezeichnet.

Herr Schurr vom BAFA referierte im zweiten Vortrag zu den „zentralen Neuerungen des EEG 2021“ und zeigte die Besonderheiten bei der diesjährigen Antragstellung auf. Zu den Besonderheiten bei der diesjährigen Antragstellung führt das BAFA auch im Merkblatt für stromkostenintensive Unternehmen detailliert aus. Beachten Sie hierzu auch gern unsere News zu diesem Thema.

In den darauffolgenden Präsentationen wurden die neuen Antragsmöglichkeiten für Landstromanlagen für Seeschiffe, E-Busse und für die Wasserstoffherstellung detailliert vorgestellt. Insbesondere die Begrenzung der EEG-Umlage für die elektrochemische Herstellung von Wasserstoff wird für viele Unternehmen zukünftig von Interesse sein, die sich vor dem Hintergrund des Klimaschutzes auf die Herstellung von Wasserstoff einstellen. Frau Nagel referierte anschaulich über das Erfordernis einer EEG-Umlage-Begrenzung bei dem stromintensiven Prozess der Wasserstoffherstellung und stellte die verschiedenen Begrenzungsmöglichkeiten in diesem Zusammenhang dar. Wir sind gespannt, wie sich die Wasserstoffproduktion in den nächsten Jahren entwickeln wird und gehen von einer stark ansteigenden Zahl der Antragsteller für diese Kategorie der Begrenzung der EEG-Umlage in den kommenden Jahren aus.

Recht wenige Unternehmen profitieren von der BEHG-Carbon-Leakage-Verordnung (BECV) – nicht begünstigte Unternehmen sollten mit ihren Verbänden daher dringend die nachträgliche Aufnahme ihrer Sektoren in die BECV prüfen!

Anträge zur Anerkennung sind binnen Frist von 9 Monaten nach Inkrafttreten der BECV zu stellen.

Wir haben hier berichtet, dass die Bundesregierung am 31. März 2021 die BECV verabschiedet hat. Die Zustimmung des Bundestages steht noch genauso aus, wie die beihilferechtliche Genehmigung der EU-KOM. Wesentliche Änderungen werden jedoch nicht mehr erwartet.

Die BECV wird von vielen Seiten kritisiert. Zur Kritik gehört, dass die Entlastung der berechtigten Unternehmen zu gering ausfällt. Das liegt unter anderem daran, dass die Zuschusszahlungen zu den nationalen CO2-Zertifikatskosten regelmäßig als Gegenleistungen Investitionen in Klimamaßnahmen voraussetzen. Die Investitionen müssen für das Abrechnungsjahr 2023 und 2024 zumindest 50 % der erhaltenen Entlastungen entsprechen.

Aber auch wenn die Entlastungen somit unter dem Strich begrenzt sind, finanziert der Staat durch dieses „Gegenleistungssystem“ – quasi durch die Hintertür – teilweise die Klimamaßnahmen von Unternehmen mit, die sie eh umsetzen müssten. Kein Unternehmen wird zukünftig ohne Investitionen in eine klimafreundlichere Ausrichtung wettbewerbsfähig sein.

Es ist daher bitter, dass sich nur recht wenige privilegierte Sektoren und Teilsektoren in den Tabellen 1 und 2 der BECV finden. Gehört die Tätigkeit eines Unternehmens hier nicht dazu, hat es keinen Anspruch auf Zuschusszahlungen, muss also dauerhaft die vollen CO2-Zertifikatskosten ohne Kompensationen entrichten. Wer prüfen möchte, ob der (Teil-)Sektor seines Unternehmens in den Tabellen aufgezählt ist, findet die BECV hier zum Download.

Besondere Wichtigkeit bekommt somit die Möglichkeit, dass (Teil-)Sektoren nachträglich in die BECV-Tabellen aufgenommen werden können. Hierfür bedarf es eines Antrages, der in einer Frist von 9 Monaten nach Inkrafttreten der BECV zu stellen ist. Bei der Antragstellung ist besondere Sorgfalt walten zu lassen, da für jeden (Teil-)Sektor nur ein Antrag gestellt werden darf. Es gibt also nur einen Versuch, der sitzen muss.

Antragsberechtigt ist u.a. ein für den jeweiligen (Teil-)Sektor tätige Interessenverband, dem Unternehmen angehören, die im dritten Jahr vor der Antragstellung mindestens 50 Prozent des in Deutschland erzielten Umsatzes dieses (Teil-)Sektors erwirtschaftet haben.

Der Antrag ist erfolgreich, wenn entweder sogenannte quantitative oder qualitative Kriterien vorliegen. Das quantitative Kriterium ist bei (Teil-)Sektoren produzierender Wirtschaftszweige erfüllt, wenn deren nationaler Carbon-Leakage-Indikator 0,2 übersteigt. Der Carbon-Leakage-Indikator ist das Produkt aus der Handelsintensität und der Emissionsintensität des (Teil-)Sektors, jeweils bezogen auf den Durchschnittswert des zweiten bis vierten Jahres vor der Antragstellung. Zu den qualitativen Kriterien zählen u.a. die Möglichkeit zur Reduzierung von CO2, Markbedingungen und die Gewinnspanne als Indikator für langfristige Investitionen zur Emissionsreduzierung.

Die wesentlichen Angaben im Antrag sind zu testieren.

Nach alldem sollten sich bisher nicht privilegierte Unternehmen zur Meidung von dauerhaften Nachteilen mit ihren Fachverbänden kurzschließen und die Möglichkeit prüfen, die Aufnahme ihres (Teil-)Sektors in die Tabellen der BECV zu beantragen.

Sofern Sie hierbei Unterstützung benötigen, melden Sie sich gern bei uns. Wir arbeiten bei diesen Anfragen auf Wunsch mit einem von uns seit vielen Jahren geschätzten Wirtschaftsprüfer zusammen.

BesAR: BAFA veröffentlicht Merkblatt für Antragstellung 2021

Das BAFA hat das diesjährige Merkblatt zur Antragstellung in der Besonderen Ausgleichsregelung veröffentlicht

Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) hat folgende Dokumente für die diesjährige Antragstellung in der Besonderen Ausgleichsregelung zur Begrenzung der EEG-Umlage auf seiner Internetseite veröffentlicht:

Das „Hinweisblatt zur Strommengenabgrenzung für das Antragsjahr 2021“ ist wie gewohnt knappgehalten. Das BAFA formuliert, wie auch bereits im Vorjahr, dass es das gleiche Verständnis wie die Bundesnetzagentur in ihrem Leitfaden zum Messen und Schätzen bei EEG-Umlagepflichten zugrunde legt. Dabei weist das BAFA erneut explizit darauf hin, dass eine Drittmengenabgrenzung sowohl an den antragsberechtigten, als auch an den nicht-antragsberechtigten Abnahmestellen vorzunehmen ist. Hinsichtlich einer erforderlichen Dokumentation aus Antragstellersicht führt das BAFA aus:

„Die Einordnung der Betreibereigenschaft muss von den Antragstellern im Einzelfall getroffen und subsumiert werden. Für die Darlegung und Begründung der Einordnung wird deshalb empfohlen, geeignete Dokumentationen vorzunehmen, um ggf. die Subsumtion begründen zu können (…).“

Das „Merkblatt für stromkostenintensive Unternehmen 2021“ ist in diesem Antragsjahr noch seitenstärker als in den Vorjahren. Wie gewohnt führt das BAFA zu dem Kreis der antragsberechtigten Unternehmen und den Antragsvoraussetzungen im Detail aus. Auch das Antragsverfahren und die formellen Voraussetzungen werden erläutert. Zentrale Neuerungen ergeben sich aufgrund der EEG-Novelle 2021. Die Neuerungen werden auf Seite 1 ff. zusammengefasst und wurden von uns bereits in der News vom 03.09.2020 für Sie aufbereitet. Insbesondere die durch die Corona-Pandemie bedingte veränderte Datenbasis von zwei statt drei abgeschlossenen Geschäftsjahren sollten sich Antragsteller besonders anschauen und die Abwägung treffen, welche zwei Jahre, die bessere Ausgangssituation für die Antragstellung bietet.

Bei den formellen Voraussetzungen hat sich durch das EEG 2021 geändert, dass die Bescheinigung des Energiezertifikats nicht mehr der materiellen Ausschlussfrist unterliegt und damit nicht mehr zwingend dem Antrag beigefügt sein muss, sondern die Angabe, dass ein Energiemanagementsystem betrieben wird, ausreicht.

Hinzuweisen ist auch auf die neue Antragsmöglichkeit für eine EEG-Umlage-Begrenzung bei der Wasserstoff-Erzeugung. Beachten Sie dazu auch unsere News vom 04.01.2021.

EEG 2021: Anforderungen zur Steuerbarkeit von EE- und KWK-Anlagen

Bis zur Einbauverpflichtung intelligenter Messsysteme schafft das EEG 2021 übergangsweise abgestufte technische Vorgaben.

Im EEG 2021 hat der Gesetzgeber die technischen Anforderungen zur Steuerbarkeit von Erneuerbaren-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen im § 9 EEG 2021 übergangsweise abgestuft, bis alle Anlagen den neuen Grundsätzen der Digitalisierung nach den Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes genügen.

Wichtig für die Betreiber von neuen EE-Anlagen und KWK-Anlagen ist dabei, dass nun bis die Verpflichtung zur Ausstattung der Anlagen mit einem intelligenten Messsystem besteht, Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt mit technischen Einrichtungen auszustatten sind, die es dem Netzbetreiber ermöglichen, jederzeit die Einspeiseleistung ganz oder teilweise zumindest bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren zu können (§ 9 Abs. 2 Nr. 1 EEG 2021). Die bisher zur Steuerbarkeit geltende Leistungsgrenze von mehr 100 Kilowatt wurde damit abgesenkt.

Besondere Anforderungen können sich darüber hinaus ergeben, wenn der Anlagenbetreiber mit dem Netzbetreiber die netzdienliche Steuerung nach § 14a EnWG vereinbart hat.

Für Bestandsanlagen (gemeint sind Anlagen, die vor dem 01. Januar 2021 in Betrieb gegangen sind oder deren Zuschlag vor dem 01. Januar 2021 erteilt worden ist) gibt es übergangsweise im neuen § 100 Abs. 4 EEG 2021 eine Erleichterung. Bis auch Betreiber dieser Anlagen die Pflicht zum Einbau intelligenter Messsysteme trifft, haben die Anlagenbetreiber nur die technischen Anforderungen zu erfüllen, die nach der für diese Anlagen maßgeblichen Fassung des EEG galten – also zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme. Wie schon im Gesetzesentwurf vorgesehen (RGC berichtete), sind die Verpflichtungen auch erfüllt, wenn die technischen Einrichtungen nur dazu geeignet sind,

  • die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung stufenweise ferngesteuert zu reduzieren,
  • die Anlage oder die KWK-Anlage vollständig ferngesteuert abzuschalten oder
  • die Anforderungen zu erfüllen, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber oder dem Betreiber der KWK-Anlage zur Erfüllung der Pflicht vor der Inbetriebnahme der Anlage übermittelt hat.

Betreiber von Bestandsanlagen sollten daher unbedingt Schriftstücke des Netzbetreibers zu den bei der Inbetriebnahme ihrer Anlage geforderten technischen Einrichtungen sichten und aufbewahren.

BNetzA veröffentlicht Hinweis zur Zuordnung von ausgeförderten EE-Anlagen

Seit diesem Jahr ist die Förderdauer der ersten EE-Anlagen ausgelaufen. Für diese Anlagen ergeben sich die Fragen, unter welche EEG-Veräußerungsform die Anlagen fallen und welchem Bilanzkreis ihre Netzeinspeisungsmengen fortan zuzuordnen sind. Diesen Fragen widmet die BNetzA in ihrem Hinweis.

Am 15. Februar 2021 hat die BNetzA einen Hinweis veröffentlicht, in dem sie sich mit der Veräußerungsform und bilanziellen Zuordnung von Strommengen aus EE-Anlagen (z.B. PV-Anlagen, Windkraftanlagen, etc.) auseinandersetzt, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung hinausfallen. Den Hinweis der BNetzA finden Sie hier.

Der „normale“ Mechanismus ist in so einem Fall, dass EE-Anlagenbetreiber sich frühzeitig damit auseinandersetzen, wie die EE-Anlage zukünftig am wirtschaftlichsten weiterbetrieben werden kann. Das kann zum Beispiel ein Wechsel in die Eigenversorgung oder aber eine „sonstige Direktvermarktung“ sein. Davon, welchen Einsatzzweck und welches Vergütungsmodell man wählt, hängen dann die mit dem Wechsel einhergehenden Mitteilungs- und Meldepflichten ab.

In ihrem Hinweis setzt sich die BNetzA vor allem mit den Fällen auseinander, in denen diese „normalen“ Wechselprozesse versäumt werden. Im Schwerpunkt befasst sie sich mit dem Sonderproblem, ob Strom aus EE-Anlagen, die bislang eine Marktprämie erhalten haben und nach dem Ende ihrer Förderdauer nicht rechtzeitig aus dem Bilanzkreis anderer, noch geförderter EE-Anlagen entfernt wurden, den Marktprämienanspruch für die weiter geförderten EE-Anlagen gefährden. Dieses Risiko wurde im Markt teilweise gesehen, weil dann ein Verstoß gegen die sog. Sortenreinheit nach § 20 Nr. 3 EEG vorliege.

Die BNetzA gibt hier jedoch Entwarnung. Sie geht davon aus, dass dieses Risiko in der Regel vermieden wird, weil in diesen Fällen die Regelung des § 21c Abs. 1 S. 3 EEG zur automatischen Zuordnung von ausgeförderten EE-Anlagen Anwendung finde.

Die BNetzA ist der Auffassung, dass EE-Anlagen, die nach dem Ende ihrer Förderdauer nicht ordnungsgemäß einer anderen, dann noch zulässigen EEG-Veräußerungsform zugeordnet wurden, über § 21c Abs. 1 S. 3 EEG automatisch der Veräußerungsform von § 21b Abs. 1 S. 1 Nr. 2 EEG und § 21 Abs. 1 Nr. 3 EEG (Einspeisevergütung für ausgeförderte Anlagen) zugeordnet werden. Von diesem Automatismus soll dann auch der Wechsel der Einspeisemengen aus der jeweiligen EE-Anlage weg vom „Marktprämienbilanzkreis“ hin zum Bilanzkreis des Netzbetreibers erfasst sein. Ob diese automatische Zuordnung dann aber auch zu einer Zahlungsverpflichtung des Netzbetreibers führt, hängt vom Einzelfall ab.

Auf die automatische Zuordnung sollten Anlagenbetreiber sich jedoch nicht verlassen. Wer EE-Anlagen betreibt, die demnächst aus der EEG-Förderung herausfallen, sollte sich frühzeitig damit auseinandersetzen, wie diese Anlagen wirtschaftlich weiterbetrieben werden können und die üblichen Wechselprozesse einhalten. Dabei zeigen wir Ihnen gern Ihre besten Optionen auf.

Erster Gesetzentwurf zur Regulierung von Wasserstoffnetzen

Umfangreiche Regulierungsvorschriften für Wasserstoffnetze im EnWG geplant

Wir hatten hier berichtet, dass die BNetzA eine Konsultation zur Regulierung von Wasserstoffnetzen (H2-Netzen) durchgeführt hat. In einem Fachvideo, das sicher viele von Ihnen gesehen haben, hat unsere Kollegin Annerieke Walter die umfangreichen Inhalte dieser Konsultation zusammengefasst.

Jetzt liegt der erste Referentenwurf vor, der auf die Aufnahme von Regulierungsvorschriften für H2-Netze in das EnWG abzielt. Zuerst wird Wasserstoff (H2) nach § 3 Nr. 14 EnWG-RefE neben Elektrizität und Gas als selbständige neue Energieform definiert, soweit er zur leitungsgebundenen Energieversorgung verwendet wird. Sodann wird in § 3 Nr. 39a EnWG-RefE klargestellt, welche H2-Netze von den Regulierungsvorschriften erfasst werden sollen. Es handelt sich um Netze zur Versorgung von Kunden mit Wasserstoff, die von der Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Kunden ausgelegt sind, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Kunden offenstehen.

Von den denkbaren H2-Netzstrukturen, die die BNetzA in der Konsultation betrachtet hat, ist also nur das „Szenario III: Engmaschige Verteilernetze mit einzelnen langen Transportleitungen“ betroffen. „Szenario I: Lokale Inselnetze“ und „Szenario II: Lokale Inselnetze mit zusätzlichen langen Transportleitungen“ sind nicht erfasst.

Zudem wird im RefE erkannt, dass die Situation von H2-Netzen anders als diejenige ist, die bei Einführung der Regulierung der Strom- und Gasnetznetze bestand. Die Regulierung von Strom- und Gasnetzen setzte auf eine bereits vorhandene, regelmäßig vermaschte Netzstruktur auf. Die Existenz zum Beispiel von Inselnetzen oder einzelner Leitungen, die nicht mit dem allgemeinen Versorgungsnetz verbunden waren, war in Deutschland kein gesondert zu adressierender Sachverhalt. Die besondere Herausforderung im Bereich der Regulierung von H2-Netzen ist hingegen, dass die Einführung von Aufsichtsstrukturen für einen Monopolbereich parallel zu dem Aufbau entsprechender Netze und dem Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft insgesamt erfolgt.

Hierzu passt, dass es den Betreibern von Wasserstoffnetzen im Referentenentwurf freigestellt wird, ob sie sich der Regulierung unterwerfen wollen (§ 28j EnWG-RefE). Dazu findet sich aber auch der Hinweis, dass diese Freiwilligkeit nur in der Hochlaufphase bestehen werde und damit mittelfristig eine zwingende Regulierung absehbar sei.

Entscheiden sich H2-Netz-Betreiber für eine Regulierung ihres Netzes, haben sie insbesondere harte (vertikale, gesellschaftsrechtliche) Entflechtungsvorgaben (§ 28l EnWG-RefE) zu erfüllen, verhandelten, diskriminierungsfreien und transparenten Netzzugang zu gewähren (§ 28m EnWG-RefE) und ihre Entgelte auf Grundlage einer kostenbasierten Bedarfsprüfung genehmigen zu lassen (§§ 28n, 28o EnWG-RefE). Da der Gegenstand einer solchen Bedarfsprüfung die Kosten des Betriebs der H2-Netze wäre, wäre die diskutierte Quersubventionierung des Ausbaus der H2-Netzstruktur über Entgelte der „normalen“ Gasnetze vom Tisch.

Der nun vorliegende gesetzgeberische Vorstoß ist wichtig! Wir begleiten in unserer Beratung H2-Projekte vielerorts in ganz unterschiedlicher Größe. Diese Projekte benötigen einen sicheren Rechtsrahmen. Ohne diesen können keine Investitionsentscheidungen getroffen werden.

Für richtig halten wir auch, dass das Regulierungsregime für Strom und Gas nicht einfach auf H2 gespiegelt wird, wie es dem Anschein nach von der BNetzA im Konsultationspapier und von vielen Gasnetzbetreibern favorisiert wurde. Damit würde man den unterschiedlichen Ausgangslagen bei der damaligen Einführung der Strom- und Gas-Regulierung und der heutigen H2-Regulierung nicht gerecht, sondern würde ausschließlich den bestehenden Gasnetzbetreibern einen Wettbewerbsvorteil einräumen und andere, neue Wettbewerber von Investitionen abhalten.

Für nachvollziehbar halten wir auch die Entscheidung, den H2-Netzaufbau nicht über Quersubventionen aus Gasnetzentgelten zu finanzieren. Anderenfalls würde der die Entgeltregulierung prägende und bewährte Grundsatz der Verursachergerechtigkeit unterlaufen und wiederum den Gasnetzbetreibern ein beträchtlicher, aus unserer Sicht schädlicher Wettbewerbsvorteil gewährt. Starke Bedenken haben wir jedoch, ob sich der H2-Ausbau gerade in der Anfangsphase allein durch H2-Netzentgelte finanzieren lässt. Der Zufluss von staatlichen Mitteln wird unumgänglich sein. Die Staatsgelder wären hierfür aber deutlich besser eingesetzt, als z.B. für die diskutierte Abschaffung der EEG-Umlage, mit der der Markt seit Jahren umzugehen gelernt hat.  

EEG 2021 (Teil 4): Neue Ausschreibungsregelungen für Solaranlagen

Die geplante Ausschreibungspflicht für PV-Dachanlagen ab 500 kWp wurde nicht in das EEG aufgenommen – es bleibt bei der Grenze von 750 kWp.

Das EEG 2021 hält dafür aber einige andere Änderungen für PV-Anlagen bereit:

Das Ausbauziel für die Photovoltaik wird bis 2030 auf 100 Gigawatt gesteckt. Die im neuen § 4 und § 4 a EEG 2021 verankerten Ausbau- und Strommengenpfade können aber von der Bundesregierung – ohne Parlamentsbeteiligung – angepasst werden. Dafür gibt es eine neue Verordnungsermächtigung.

Die künftigen Ausschreibungen für Solaranlagen sind in zwei Ausschreibungssegmente aufgeteilt. Im ersten Ausschreibungssegment dürfen nur Freiflächenanlagen und PV-Anlagen auf sonstigen baulichen Anlagen mit Geboten teilnehmen (§§ 37 ff EEG). Dafür gibt es drei Ausschreibungstermine am 1. März, 1. Juni und 1. November. Im zweiten Ausschreibungssegment können Betreiber von Solaranlagen auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand für eine Marktprämie bieten (§§ 38c ff EEG). Freiflächenanlagen und PV-Dachanlagen konkurrieren damit nicht mehr in den Ausschreibungen. 2021 wird für das zweite Segment ein Volumen von 300 Megawatt ausgeschrieben, verteilt auf zwei Gebotstermine am 1. Juni und 1. Dezember.

Das Ausschreibungssegment „Gemeinsame Ausschreibung für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen“ wird aufgehoben. Die Ausschreibungsmengen werden in die Innovationsausschreibungen aufgenommen (§ 28 c EEG 2021). Neu erprobt wird ab 2022 die Innovationsausschreibung für Floating-PV, Agri-PV-Projekte und PV-Anlagen auf Parkplätzen. Die genauen Begrifflichkeiten der drei Typen sind dabei noch von der BNetzA festzulegen.

Betreiber von neuen PV-Dachanlagen zwischen 300 kWp und 750 kWp können sich im EEG 2021 entscheiden, ob sie wie bisher in der Vergütung mit gesetzlich festgelegter Marktprämie bleiben oder in einer Ausschreibung bieten. Bei der Entscheidung ist die künftige Nutzung der Solaranlage wichtig. Bei Dachanlagenbetreibern, die keinen Eigenverbrauch planen, kann die Ausschreibung zu den besseren Ergebnissen führen, denn bei erfolgreicher Gebotsabgabe wird sämtlich erzeugter Strom gefördert. Eigenverbrauch bleibt aber in der Förderung nach Ausschreibung weiter ausgeschlossen. Dachanlagenbetreiber, die planen den erzeugten Strom selbst zu verbrauchen, können weiter die Festvergütung beanspruchen, diese wird aber halbiert: künftig wird die Marktprämie nur noch für 50% der erzeugten Strommenge bei Netzeinspeisung vergütet (§ 48 Abs. 5 EEG 2021), die übrige Strommenge muss der Betreiber selbst verbrauchen oder ungefördert direkt vermarkten. Es muss also bei der Planung eine Solaranlage in diesem Leistungssegment berücksichtigt werden, ob kontinuierlich eine hohe Eigenverbrauchsquote erreicht wird. 

EEG 2021 (Teil 3): Abrücken vom unmittelbaren räumlichen Zusammenhang bei Mieterstrom

Die Förderung für Mieterstrom-Modelle lief bislang mehr recht als schlecht. Mit der EEG-Novelle 2021 bessert der Gesetzgeber jetzt in zwei Punkten nach. Ob das ausreicht?

Der im Juli 2017 im EEG eingeführte Mieterstromzuschlag ist eine spezielle Förderung nach dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) für Strom aus PV-Anlagen, der vom Betreiber der Anlage an Mieter oder Eigentümer von Wohnungen abgegeben wird. Der Zuschlag kann vom Betreiber einer nach dem 24. Juli 2017 neu in Betrieb genommenen PV-Anlage in Anspruch genommen werden. Bei Interesse können die Details dieser Förderung in einem umfangreichen Hinweis der BNetzA nachgelesen werden. 

Bislang wurde der Mieterstromzuschlag allerdings wenig genutzt. Dies lag zum einen daran, dass die Höhe des Mieterstromzuschlages in vielen Fällen nicht ausreichend war, um die geplanten Projekte wirtschaftlich abzubilden. Hinzu kamen diverse ungeklärte Rechtsfragen bzw. hohe rechtliche Hürden, die die Inanspruchnahme des Mieterstromzuschlages erschwerten. Zwei von diesen Punkten hat der Gesetzgeber nun in der EEG-Novelle 2021 adressiert: die Anforderung des unmittelbaren räumlichen Zusammenhanges wurde abgeschafft und die Regelungen zur Anlagenzusammenfassung wurden für Mieterstromanlagen gelockert. 

Das bisher auch beim Mieterstrom zu erfüllende Kriterium des unmittelbaren räumlichen Zusammenhanges, welches vielen Unternehmen aus der Privilegierung der Eigenversorgung ein Begriff ist, sah – grob gesagt – vor, dass sich die Anlage auf/an dem versorgten Gebäude oder auf/an einem unmittelbaren Nachbargebäude befinden musste. Die Versorgung einer Gruppe von Gebäuden untereinander, die teilweise nicht unmittelbar benachbart waren, fiel damit nicht mehr unter die geförderten Sachverhalte. Vielfach konnten Projektierer aus diesem Grund für ihre technisch und wirtschaftlich eigentlich sinnvollen Konzepte in Wohnquartieren den Mieterstromzuschlag nicht in Anspruch nehmen. 

Geändert wurde deswegen jetzt § 21 Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 EEG 2021. Damit soll bei der Mieterstrom-Förderung künftig ein sog. Quartiersansatz umgesetzt und auf das Kriterium der Versorgung im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang verzichtet werden. Eine gesetzliche Definition des „Quartiers“ existiert bislang nicht. In der Gesetzesbegründung wird der Begriff zumindest jedoch präzisiert (vgl. Gesetzesbegründung, BT-Drs. 19/25326 (Vorab-Fassung), S. 13): 

„Quartier ist dabei ein zusammenhängender Gebäudekomplex, der den Eindruck eines einheitlichen Ensembles erweckt. Die Gebäude des Quartiers können auf unterschiedlichen Grundstücken liegen oder durch Straßen getrennt sein, so lange der Eindruck des einheitlichen Ensembles gegeben ist.“ 

Ebenfalls relevant für Nutzer des Mieterstromzuschlages ist eine neue Ausnahme von den Regelungen zur Anlagenzusammenfassung in § 24 Abs. 1 S. 4 EEG 2021: Danach fallen Mieterstrom-Anlagen nicht in die – teilweise für Betreiber äußerst ungünstigen – Regelungen zur vergütungstechnischen Zusammenfassung von Anlagen, die z.B. auf dem gleichen Grundstück innerhalb eines Jahres errichtet wurden.

Mit § 48a EEG 2021 sollen nunmehr auch eigene anzulegende Werte für Mieterstrom geschaffen werden. Der Mieterstromzuschlag erhöht sich damit für den Mieterstromanbieter. Dies war nötig geworden, weil für Anlagen größer 50 kWp der Mieterstrom inzwischen im Zuge der allgemeinen Degression auf 0 ct gesunken war. Der Mieterstromzuschlag soll nun nicht mehr den allgemeinen Fördersätzen sowie einer komplexen Abschlagsregelung folgen, vielmehr beträgt der anzulegende Wert stets zwischen 2,37 und 3,79 ct/kWh. 

Darüber hinaus soll Mieterstrom von der Gewerbesteuer befreit werden. Somit reduzieren sich die steuerlichen Nachteile, die zuvor für den Vermieter/Mieterstromanbieter mit einem Mieterstromprojekt einhergingen. Hierzu forderte der Bundestag die Bundesregierung auf, eine gesetzliche Regelung zu beschließen, nach der Wohnungsunternehmen die erweiterte Kürzung bei der Gewerbesteuer nicht verlieren, wenn sie unter anderem Mieterstrom über Solaranlagen auf ihren Gebäuden erzeugen und veräußern (vgl. BT-Drs. 19/25302, S. 9). 

Im Ergebnis wurden damit zwar (noch) nicht alle wirtschaftlichen und rechtlichen Hindernisse für den Mieterstrom beseitigt, dennoch wurden zwei wesentliche Hürden angegangen. Wir werden im Laufe des Jahres verfolgen, ob dies dazu beiträgt, dass erfolgreich geförderte Mieterstromprojekte an den Start gehen, oder ob weitere Nachbesserungen seitens des Gesetzgebers gefordert sind. 

Kleines Weihnachtsgeschenk vom Gesetzgeber für die Betreiber von Altholz-Anlagen

Im EEG 2021 ist eine Anschlussförderung für die Betreiber von Altholzanlagen vorgesehen, die für viele Betreiber von Ende 2020 oder Ende 2021 ein vorgezogenes Weihnachtsgeschenk darstellen dürfte.

Wir hatten uns zwar bereits gestern in die Weihnachtspause verabschiedet und angekündigt, uns im nächsten Jahr zur Auswertung des neuen EEG 2021 ausführlich zu melden. Eine Neuerung ist uns jedoch noch eine kurze vorweihnachtliche Mitteilung wert:

Betreiber von Altholzanlagen, die zum Jahresende oder innerhalb der nächsten Jahre ausgefördert sind, können bis Ende 2026 eine Anschlussförderung in Anspruch nehmen. Diese ist im neuen § 101 EEG 2021 geregelt.

Dieser lautet wie folgt:

§ 101
Anschlussförderung für Altholz-Anlagen

Für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2013 in Betrieb genommen worden sind und Altholz mit Ausnahme von Industrierestholz einsetzen, ist die Biomasseverordnung in der am 31. Dezember 2011 geltenden Fassung anzuwenden. Anlagen nach Satz 1 dürfen nicht an Ausschreibungen teilnehmen. Für Anlagen nach
Satz 1 verlängert sich nach dem Ende des ursprünglichen Anspruchs auf Zahlung, das in der Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes festgelegt ist, das bei Inbetriebnahme der Anlage anzuwenden war, einmalig bis zum 31. Dezember 2026. Der anzulegende Wert der Anschlussförderung nach Satz 3 entspricht
1. in den Kalenderjahren 2021 und 2022 dem anzulegenden Wert für den in der jeweiligen Anlage erzeugten Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in der für die Anlage bisher maßgeblichen Fassung,
2. im Kalenderjahr 2023 80 Prozent des anzulegenden Werts für den in der jeweiligen Anlage erzeugten Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in der für die Anlage bisher maßgeblichen Fassung,
3. im Kalenderjahr 2024 60 Prozent des anzulegenden Werts für den in der jeweiligen Anlage erzeugten Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in der für die Anlage bisher maßgeblichen Fassung,
4. im Kalenderjahr 2025 40 Prozent des anzulegenden Werts für den in der jeweiligen Anlage erzeugten Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in der für die Anlage bisher maßgeblichen Fassung,
5. im Kalenderjahr 2026 20 Prozent des anzulegenden Werts für den in der jeweiligen Anlage erzeugten Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in der für die Anlage bisher maßgeblichen Fassung.

Der sich nach Satz 4 ergebende Wert wird auf zwei Stellen nach dem Komma gerundet.

Der Gesetzgeber begründet die Einführung des § 101 wie folgt:

Zu § 101 EEG 2021
Mit der Neufassung von § 101 EEG 2021 wird eine Anschlussförderung für Altholz-Anlagen eingeführt. Altholz mit Ausnahme von Industrierestholz wurde mit Wirkung zum 1. Januar 2012 aus der Biomasseverordnung gestrichen. Aufgrund der Übergangsregelung in § 66 Absatz 2 Nummer 1 EEG 2012 konnten Altholzanlagen noch bis zum 1. Januar 2013 unter der alten Biomasseverordnung in Betrieb gehen. Für Altholz-Anlagen, die somit bis zum 1. Januar 2013 einen Vergütungsanspruch unter dem EEG 2021 erworben haben, wird nun eine einmalige Anschlussförderung bis zum 31. Dezember 2026 eingeführt. Ziel ist eine Angleichung der Wettbewerbsbedingungen zwischen den Altholzanlagen und die Vermeidung von Marktverzerrungen am Altholzmarkt. Die Förderung ist gleitend degressiv ausgestaltet: Im Jahr 2021 und 2022 erhalten die Anlagen 100 Prozent ihrer früheren Vergütung und in den Jahren 2023 80 Prozent, 2024 60 Prozent, 2025 40 Prozent und 2026 20 Prozent. Im Jahr 2026 werden über 90 Prozent der Anlagen keinen finanziellen Anspruch auf EEG-Förderung mehr erhalten. Der Einspeisevorrang besteht für alle Altholz-Anlagen unabhängig von ihrem Inkrafttreten, da Altholz unter den weiten Biomassebegriff des EEG fällt.
§ 101 EEG 2017 war aufgrund der Übergangsregelung des § 100 EEG 2021 entbehrlich geworden.

Betreiber von Altholzanlagen, deren EEG-Förderung am 31.12.2020 endet, sollten prüfen, ob sie die neue Förderung nutzen können. Wichtig ist dabei, dass die Anforderungen der BiomasseV aus dem Jahr 2011 einzuhalten sind (s. Gesetzestext). Da – soweit uns bekannt – auch viele Netzbetreiber von der Einführung der Regelung bislang nichts wussten, sollten Anlagenbetreiber, die die Regelung nutzen möchten, umgehend mit ihrem Netzbetreiber Kontakt aufnehmen.

Bitte beachten Sie an dieser Stelle auch, dass ein Wechsel von einer Vermarktungsform in die andere nach § 21b EEG grundsätzlich nur monatlich möglich ist und gem. § 21c EEG vorab eine Anzeige erfolgen muss. Ggf. können die Anzeigefristen für das neue Jahr nicht mehr eingehalten werden. Auch dies sollte unbedingt mit dem Netzbetreiber abgeklärt werden.

Sofern Unternehmen ab dem 1.1.2021 bereits eine (nicht geförderte) Direktvermarktung mit einem Direktvermarktungsunternehmen vereinbart haben, ist zu prüfen, ob die vertraglichen Vereinbarungen, insb. Kündigungsfristen, ggf. einem Wechsel in die Option nach § 101 EEG entgegenstehen.

Bundestag ändert rechtzeitig zu Weihnachten das EEG

Die Schätzoption für die Drittmengenabgrenzung wird damit um 1 Jahr verlängert.

Heute hat der Bundestag die Novelle des EEG für 2021 nur mit den Stimmen der Koalition verabschiedet. Nach der massiven Kritik am ersten Gesetzesentwurf der Bundesregierung kommt das EEG mit den zahlreichen Änderungen des Wirtschaftsausschusses. Für die vielen nicht geklärten Streitpunkte soll die Bundesregierung im ersten Quartal 2021 ein Konzept erarbeiten.

Eine gute Nachricht für die Unternehmen steht: Die Übergangsfrist zum „Messen und Schätzen“ bei der EEG-Umlagenabrechnung wird letztmalig um ein Jahr verlängert. Dies hatte der Wirtschaftsausschuss vor dem Hintergrund der Covid-19-Pandemie und der späten Veröffentlichung des BNetzA-Leitfadens dem Parlament empfohlen.

Morgen steht das EEG abschließend auf der Tagesordnung des Bundesrates.

Die vielen Änderungen und wichtigsten Punkte werden wir für Sie bewerten und im nächsten Jahr ausführlich berichten.