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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.

Clearingstelle EEG/KWKG: Ein Satelliten-BHKW bleibt vergütungsrechtlich eine eigenständige EEG-Anlage, auch wenn es künftig gemeinsam mit einer Biogasanlage in ein Nahwärmenetz einspeist

Schiedsspruch vom 9. Oktober 2020, Az.: 2020/24-IV

In dem vorstehenden schiedsrichterlichen Verfahren zwischen dem Betreiber eines Satelliten-BHKW sowie einer Hofbiogasanlage und dem Netzbetreiber hat die Clearingstelle geklärt, dass ein Blockheizkraftwerk (Satelliten-BHKW) seinen vergütungsrechtlich eigenständigen Status als Anlage i.S.v. § 3 Nr. 1 EEG 2009 nicht verliert, wenn das mit Wärme aus  der Biogasanlage versorgte Nahwärmenetz mit einem weiteren, bisher aus dem Satelliten-BHKW versorgten Nahwärmenetz verbunden wird.

Relevanz:
Mit dem Schiedsspruch stellt die Clearingstelle klar: Eine Verklammerung von mehreren räumlich weit entfernten Wärmeerzeugungsanlagen aufgrund eines gemeinsam versorgten Wärmenetzes zu einer (EEG-)Anlage stets vorzunehmen, ist nicht sachgerecht. Außerdem sind die Kriterien der räumlichen und betriebstechnischen Selbstständigkeit zur Einordnung einer EEG-Anlage als vergütungsrechtlich eigenständige Anlage uneingeschränkt gleichwertig. Eine schwächere Ausprägung des einen Merkmals kann durch eine stärkere Ausprägung des anderen ausgeglichen werden.

Hintergrund:
Dem Verfahren lag folgender Sachverhalt zu Grunde: Der Schiedskläger betreibt seit 2007 auf seinem landwirtschaftlichen Betrieb eine stromgeführte „Hofbiogasanlage“ bestehend aus einer Biogasanlage und zwei BHKW bei nahezu unveränderter Nennleistung. Zudem betreibt er seit 2011 ein weiteres, flexibel bei variierender Leistung gefahrenes BHKW in der Nahwärmezentrale. Dieses BHKW bezieht das eingesetzte Biogas aus der Hofbiogasanlage. Beide Anlagen sind räumlich ca. 800 – 1.000 m voneinander entfernt. Das Interesse an einer Nahwärmeversorgung hat stetig zugenommen, sodass ein zusätzliches Nahwärmenetz an die Hofbiogasanlage angeschlossen wurde. Bisher sind die beiden Nahwärmenetze physisch vollständig getrennt. Der Schiedskläger plant eine Verbindung beider Netze, u. a. um die Effizient zu steigern und die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Im Sommer soll nur das Satelliten-BHKW alle Verbraucher des Wärmenetzes versorgen und im Winter beide Anlagen gemeinsam.  Der Schiedsbeklagte ist der Auffassung, dass das Satelliten-BHKW dadurch seine Eigenständigkeit verliert.

Nach Auffassung der Clearingstelle behält das Satelliten-BHKW aufgrund einer wertenden Gesamtbetrachtung trotz Verbindung beider Netze seinen vergütungsrechtlich eigenständigen Status als Anlage i.S.v. § 3 Nr. 1 EEG 2009 bzw. § 3 Nr.1 Satz 1 EEG 2017, solange im Sommer eine Warmwasserversorgung beider Nahwärmenetze nur aus dem Satelliten-BHKW erfolgt und im Winter sowohl das Satelliten-BHKW als auch die Hofbiogasanlage die Nahwärmenetze versorgen. Dies begründet sie mit der ausgeprägten räumlichen Entfernung sowie einer in der beschriebenen Konstellation zumindest schwachen betriebstechnischen Selbstständigkeit des Satelliten-BHKW.

Im Einzelnen ist für die Clearingstelle entscheidend:

Trotz der Verbindung beider EEG-Anlagen über das Wärmenetz liegt eine räumliche Abgrenzung zwischen den Anlagen, durch die eigenständigen Betriebsstandorte mit jeweils unterschiedlichen Anschriften und einer Entfernung von etwa 800 bis 1.000 m Luftlinie, in der sich u. a. mehrere Straßen und Siedlungskomplexe befinden.

Ausschlaggebend für die betriebstechnische Selbstständigkeit ist für die Clearingstelle die Tatsache, dass basierend auf der unterschiedlichen Fahrweise und der historischen Entwicklung der Wärmeversorgung, das Betriebs- und Versorgungskonzept beider Anlagen nicht alternativ durch ein „großes“ BHKW ersetzt werden kann. Es kommt bei der Bewertung hauptsächlich auf das technische Betriebskonzept des gegenständlichen BHKW an. Dabei sind die konkret historisch gewachsenen Umstände entscheidend, die im Zeitpunkt der Inbetriebnahme vorlagen. Zudem stellt ein Wärmenetz als solches nur ein Transportmittel dar und nicht zwangsläufig ein „Gesamtnutzungskonzept“, das einem übergeordneten gemeinsamen Ziel gegenübersteht. Ansonsten würden jegliche Anlagen, die Wärme in ein gemeinsames Nah- oder Fernwärmenetz einspeisen, eine einzige Anlage darstellen.
Weiter wird in dem Schiedsspruch ausgeführt, dass eine betriebstechnische Unabhängigkeit auch dadurch gestützt wird, dass zwei getrennte Heizzentralen an verschiedenen Standorten existieren. Selbst  „aufeinander abgestimmte“ Fahrweisen der BHKW beider Standorte führen nicht zur Verklammerung.
Darüber hinaus sei es mit den Zielen des EEG nicht vereinbar, wenn dem Anlagenbetreiber im Falle einer Optimierung des Wärmeversorgungs- und Betriebskonzepts eine Schlechterstellung hinsichtlich der EEG-Vergütung und der Gesamtwirtschaftlichkeit droht und in der Konsequenz ein Anreiz zur Erhaltung energetisch weniger sinnvoller Konzepte gesetzt wird.

EEG-Novelle 2021: Unternehmerverbände Niedersachsen e.V. unterstützt Initiative von CDU/CSU-Bundestagsabgeordneten zur Stärkung des Eigenverbrauchs, Innovationen und Marktausrichtung

Verschiedene CDU/CSU Bundestagsabgeordnete fordern in gemeinsamen Änderungsvorschlägen zum Entwurf des EEG 2021 eine stärkere marktwirtschaftliche Reform

Konkret haben die elf Abgeordneten folgende acht Kernforderungen für Nachbesserungen am Gesetzesentwurf der Bundesregierung zusammengetragen:

  • Eigenstromverbrauch stärken: Die Leistungsgrenze zum Entfall der EEG-Umlage müsse auf Eigenverbrauchsanlagen bis 30 Kilowatt angehoben werden – auch für Post-EEG-Anlagen.  Grundsätzlich müsse gelten: Eigenverbrauch vor Einspeisung. Dazu solle die Personenidentität von Erzeuger und Verbraucher auf Grundstücke bzw. Netzanschlüsse ausgeweitet werden. Energiedienstleistungsmodelle seien dem Eigenverbrauch gleichzustellen. Die Ausschreibungspflicht für PV-Dachanlagen müsse auf 750 kW angehoben werden und für diese Anlagen auch bei einer EEG-Förderung nach Zuschlagserteilung Eigenstromverbrauch erlaubt werden. Eigenstromverbrauchsanlagen, die aus der Förderung ausscheiden und weiter selbst den erzeugten Strom verbrauchen, dürften nicht mit der Pflicht zum Einbau intelligenter Messsysteme belastet werden.
  • Bürokratieabbau: Die Anmeldung und der Betrieb neuer EE-Anlagen sei ein bürokratisches Dickicht. Dies könne durch eine „One-Stopp-Anmeldung“ bei der BNetzA für kleine EE-Anlagen und auch für den Betrieb von EE-Anlagen vereinfacht werden. Mit einer pauschalen Steueroption, vergleichbar der Abgeltungssteuer, müsse die steuerliche Abrechnung vereinfacht werden. Auch Direktvermarktern müsse die Abrechnung über den Jahresmarktwert oder mittels Standardlastprofilen ermöglicht werden. Anlagen mit einer Leistung von unter 30 kW müssten von den im Gesetzesentwurf vorgesehenen verschärften technischen Anforderungen ausgenommen werden.
  • Negativen Strompreisen entgegenwirken – marktorientierter & netzstabilisierender Verbrauch:  
    Die Abgeordneten schlagen vor, die Flexibilitätsplattform „ENKO“, die derzeit im Sinteg-Projekt NEW 4.0 erprobt wird, aus dem Versuchsstadium zu heben und regulatorisch zu ermöglichen. Zur Beschleunigung der Energiewende im Wärmemarkt müsse ein allgemein verfügbarer Heizstromtarif eingeführt werden, der in Zeiten negativer Preise oder bei Netzüberlastungen zuschaltbare Lasten anreizen könne.
  • Beschleunigung und Planungsvereinfachung: Die im Gesetzesentwurf vorgesehenen Vereinfachungen für den Bau von PV-Freiflächenanlagen seien um den Wegfall einer Bauleitplanung zu ergänzen. 
  • Keine Zeit verlieren beim Wasserstoffhochlauf: Die vollständige EEG-Umlagenbefreiung für
    Wasserstoffelektrolyseanlagen und für die Weiterveredelung zu synthetischen Kraftstoffen
    müsse für alle anwendbar und mit einer 20jährigen Sicherheit ausgestaltet werden. Die jetzt im Gesetzesentwurf geregelte Befreiung über die besondere Ausgleichsregelung sei keine echte Umlagenbefreiung.
  • Innovationausschreibungen: Innovationsausschreibungen müssten aufgestockt werden und das Ausschreibungsdesign verändert werden. Könnten auch verschiedene Netzverknüpfungspunkte genutzt werden, dürften auch Anlagenkombinationen an Ausschreibungen teilnehmen. Die Einführung einer zusätzlichen Ausschreibung für PV-Dachanlagen auf Parkplätzen sei sinnvoll. Weiter sei eine vollständige Abgaben- und Umlagenreform für Innovationen auszuarbeiten.
  • Steuerbare erneuerbare Energien weiterentwickeln: Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Wasserkraftwerke, Geothermie, Biogasanlagen und Altholzkraftwerke seien zu verbessern. So wird u.a. gefordert, die Hemmnisse für Satelliten-BHKW zu beseitigen, damit diese nicht mehr als Neuanlage gelten. Darüber hinaus müssten auch in der Nordregion die Biomethanausschreibungen ermöglicht werden und für Altholzanlagen eine Lösung für eine Anschlussförderung gefunden werden.
  • Akzeptanz fördern: Die Unionsabgeordneten schlagen eine verpflichtende finanzielle Beteiligung der Kommunen von 0,3 Ct pro erzeugte kWh vor. Alternativ sei auch ein Bürgerstromtarif für die Anwohner an einer Windkraftanlage als Abschlag auf deren Stromrechnung eine Möglichkeit zur Akzeptanzförderung.

Die eingebrachten acht Vorschläge hält die Unternehmensverbände Niedersachsen e.V. für grundsätzlich im Sinne der Wirtschaft. Sie seien eine gute Diskussionsgrundlage für das weitere Verfahren bei der Novellierung des EEG.

Nach dem Entwurf für ein EEG 2021 wird die Pflicht zur stufenweisen Steuerbarkeit von EE- und KWK-Anlagen entschärft

Im zuletzt veröffentlichten Gesetzesentwurf für ein EEG 2021 findet sich eine wichtige Neuregelung für die Fernsteuerbarkeit von EE- und KWK-Anlagen.

Zum Hintergrund: Viele EE- und KWK-Anlagen älteren Semesters sind oft nur in Form von An-/Aus fernsteuerbar und die Einspeiseleistung ist nicht stufenweise reduzierbar. Ein BGH-Urteil von Anfang diesen Jahres (RGC berichtete hier zum Urteil und hier zur Übertragbarkeit auf KWK-Anlagen) sorgte für viel Wirbel.

Der BGH (Urteil vom 14. Januar 2020, Az.: XIII ZR 5/19) ging davon aus, dass der Gesetzeswortlaut des EEG verlange, dass eine stufenweise Steuerbarkeit gegeben sein müsse. Ansonsten seien die Anforderungen des EEG nicht erfüllt, Rückforderung von Förderzahlungen drohten. Damit bestand für viele Anlagenbetreiber eine äußerst unsichere Rechtslage.

Nunmehr möchte der Gesetzgeber im EEG 2021 die Situation entschärfen. Mit einem neuen § 100 Abs. 4 EEG-E soll für Anlagen ab 15 kW installierter Leistung vorübergehend zulässig sein, dass Anlagen nicht stufenweise regelbar sind, vgl. § 100 Abs. 4 S. 3 Nr. 2 – bis zu dem Zeitpunkt zu dem genug intelligente Messsysteme vom BSI zertifiziert sind. 

Der § 100 Abs. 4 in der Entwurfsfassung lautet wie folgt (Hervorhebungen und Kommentare ergänzt):

„Betreiber von Anlagen nach Absatz 1 [Anmerkung: gemeint sind EE-Anlagen, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen wurden oder deren Zuschlag vor dem 1. Januar 2021 erteilt wurde] und KWK-Anlagen, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen worden sind, müssen ihre Anlagen, sofern diese eine  installierte  Leistung von mehr als 1 Kilowatt und höchstens 15 Kilowatt haben, spätestens fünf Jahre, nachdem das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik bekanntgegeben hat, dass die technische Möglichkeit für die Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem nach dem  Messstellenbetriebsgesetz für die entsprechende Einbaugruppe besteht, mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber oder ein anderer Berechtigter jederzeit über ein intelligentes Messsystem die Ist-Einspeisung abrufen kann.
Betreiber von Anlagen nach Absatz 1 und KWK-Anlagen, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen worden sind, müssen ihre Anlagen, sofern diese eine installierte Leistung von mehr als 15 Kilowatt haben, spätestens fünf Jahre nach der Bekanntgabe nach Satz 1 mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber oder ein anderer Berechtigter jederzeit über ein intelligentes Messsystem

  1. die Ist-Einspeisung abrufen kann und

  2. die Einspeiseleistung stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit besteht, stufenlos ferngesteuert regeln kann.

    Bis zur Erfüllung der Verpflichtung nach Satz 2 gilt die Pflicht zur Ausstattung von Anlagen und KWK-Anlagen mit technischen Einrichtungen, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann, nach der für die Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien Gesetzes auch als erfüllt, wenn die technischen Einrichtungen nur dazu geeignet sind

  1. die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung stufenweise ferngesteuert zu reduzieren,

  2. die Anlage oder die KWK-Anlage vollständig ferngesteuert abzuschalten oder

  3. 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.


Satz 3 ist rückwirkend anzuwenden. Ausgenommen von den Bestimmungen in den Sätzen 3und 4sind Fälle, in denen vor dem 1. Januar 2021 ein Rechtsstreit zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber rechtskräftig entschieden wurde.


Sofern das EEG 2021 in dieser Form verabschiedet würde, könnten die betroffenen Anlagenbetreiber also erstmal aufatmen. Sie sollten jedoch stets verfolgen, ob intelligente Messsysteme zertifiziert werden und ab wann eine Nachrüstpflicht entsteht.

Agora Energiewende stellt Studie zur Klimaneutralität vor

Danach muss Zubau von Windkraft und Photovoltaik in den nächsten zehn Jahren verdreifacht werden

Agora kommt zu dem Ergebnis, dass Klimaneutralität bis 2050 und minus 65 Prozent Treibhausgase bis 2030 machbar seien, wenn sich Klimapolitik deutlicher ausrichten würde. Zunächst müsse der Zubau von Windkraft und Photovoltaik in den nächsten zehn Jahren verdreifacht werden. Notwendig sei eine Elektrifizierung von Verkehr, Wärme und Industrie, die die energetische Sanierung fast aller Gebäude beinhaltet und den Impuls für den Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur gibt. Nach 2030 müsse dann vollständig auf klimaneutrale Technologien umgestiegen werden, so dass die Emissionen um 95 Prozent sinken. In einem dritten Schritt müssten nicht vermeidbare Restemissionen durch CO2-Abscheidung und -Ablagerung ausgeglichen werden.

In einer Zusammenfassung weist Agora dabei auf die folgenden Kernelemente hin:

  • Notwendig sei eine Energiewirtschaft auf Basis Erneuerbarer Energien, die weitgehende Elektrifizierung aller Sektoren, die Modernisierung des Gebäudebestands und der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft für die Industrie.
  • Das deutsche Klimaziel für 2030 von minus 65 % Treibhausgase müsse mit einer deutlichen Beschleunigung der Energie-, Verkehrs- und Wärmewende einhergehen. Dazu gehörten bis 2030 der vollständige Kohleausstieg, ein Erneuerbaren-Anteil am Strom von etwa 70 Prozent, 14 Millionen Elektroautos, 6 Millionen Wärmepumpen, eine Erhöhung der Sanierungsrate um mindestens 50 Prozent sowie die Nutzung von gut 60 TWh sauberen Wasserstoffs.
  • Die Weichen für die oben genannten Ziele und Maßnahmen würden in der nächsten Legislaturperiode gestellt. Das Regierungsprogramm nach der Bundestagswahl 2021 sei deshalb von zentraler Bedeutung.

Eine Zusammenfassung und weitere Infos finden Sie hier.

BGH: Zusammenfassung von Windenergieanlagen in Windparks

Urteil vom 14.7.2020, Az. XIII ZR 12/19

In dem vorstehenden Rechtsstreit zwischen dem Betreiber einer Windenergieanlage und einem Netzbetreiber hat der Bundesgerichtshof (BGH) u.a. entschieden, dass Windenergieanlagen in einem Windpark sich in der Regel in unmittelbarer räumlicher Nähe im Sinne des EEG zueinander befinden.

Relevanz:
Das Urteil ist für Betreiber von Windenergieanlagen und Netzbetreiber von Interesse, wenn sich in Windparks mehrere Windenergieanlagen befinden, die zusammengefasst eine installierte Leistung von mehr als 3 MW haben.

Hintergrund:
In einem Windpark befinden sich insgesamt zehn Windenergieanlagen. Der Windpark wurde von demselben Projektierer erstellt, von gesellschaftsrechtlich miteinander verbundenen Unternehmen betrieben und der erzeugte Strom wird gemeinsam über das Einspeiseumspannwerk eines anderen Windparks in das Stromnetz des Netzbetreibers eingespeist. Zu dem Windpark gehören u.a. die seit 2016 betriebene Windenergieanlage des o.g. Betreibers (WEA 10) und eine von einem anderen Betreiber betriebene Windenergieanlage, die Ende 2015 in Betrieb genommen wurde (WEA 9). Die beiden Windenergieanlagen verfügen je über eine Nennleistung von 2,2 Megawatt und befinden sich in einer Entfernung von 614 m auf zwei verschiedenen Grundstücken.

Der Netzbetreiber rechnete die von der WEA 10 in das Stromnetz eingespeisten Strommengen monatlich unter Zugrundelegung der jeweils aktuellen Marktprämie ab. Da der am Spotmarkt für elektrischen Strom gezahlte Börsenpreis mehrfach für über sechs Stunden negativ war, reduzierte der Netzbetreiber für die in diesen Zeiträumen eingespeisten Strommengen die Marktprämie auf null. Nach Auffassung des Netzbetreibers waren die WEA 9 und WEA 10 zusammenzufassen, so dass die Anlagen eine installierte Leistung von mehr als 3 MW hatten.

Gegen diese Zusammenfassung und den damit verbundenen Wegfall der EEG-Vergütung wehrte sich der Betreiber der WEA 10, da nach seiner Auffassung die Voraussetzungen einer Anlagenzusammenfassung der beiden Windenergieanlagen nicht vorgelegen hätten.

Nachdem der Betreiber der WEA 10 in den Vorinstanzen noch obsiegt hat, wurde diese Entscheidung vom BGH aufgehoben und der Netzbetreiber hat Recht bekommen. Nach Auffassung des BGH sind die WEA 9 und die WEA 10 in entsprechender Anwendung von § 32 Abs.1 S. 1 EEG 2014 und § 24 Abs.1 S. 1 EEG 2017 als eine Anlage anzusehen, so dass ihre installierte Leistung daher 4,4 Megawatt beträgt. Der BGH setzt sich in seiner Entscheidung umfassend mit dem Begriff der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ auseinander und kommt zu dem Ergebnis, dass sich die Anlagen WEA 9 und WEA 10 in eben dieser unmittelbaren räumlichen Nähe zueinander befinden, da sie auf einem zusammenhängenden Areal errichtet worden sind, auf dem sich eine Mehrzahl von Windenergieanlagen befindet, die eine gemeinsame technische Infrastruktur, insbesondere ein gemeinsames Umspannwerk und einen gemeinsamen Verknüpfungspunkt mit dem Netz des Stromnetzbetreibers, nutzen. Nach Auffassung des BGH ist für eine unmittelbare räumliche Nähe nicht erforderlich, dass sich die Anlagen in direkter Nachbarschaft befinden und sich zwischen ihnen keine anderen zu dem Windpark gehörenden Generatoren oder Infrastruktureinrichtungen befinden.

Nächste EEG-Novelle ist angelaufen (Teil 1: neue Förderungen)

Mit einem Referentenentwurf zum „EEG 2021“ will das Bundeswirtschaftsministerium die Klimaschutzziele der Bundesregierung weiter umsetzen.

Die Änderungen im EEG verfolgen die Ziele einer stärkeren finanziellen Beteiligung der Kommunen und Bürger, den regional gesteuerten Zubau von Erneuerbaren-Energien-Anlagen zur Vermeidung von Netzengpässen und es soll der Netzausbau nach dem Bundesbedarfsplangesetz künftig mit dem Ausbau der erneuerbaren-Energien synchronisiert werden. Das geltende EEG 2017 möchte das Bundeswirtschaftsministerium durch ein grundlegend novelliertes EEG 2021 ersetzen.

Mit dieser ersten News wollen wir Sie über die vom Bundeswirtschaftsministerium geplanten Neuerungen in der EEG-Förderung informieren:

  • Die Ausbaupfade sollen erheblich wachsen mit einer Steigerung der installierten Leistung für Solarenergie auf 100.000 MW, für Windenergie an Land auf 71.000 MW und bei der Biomasse auf 8.400 MW bis zum Jahr 2030.
  • Neu kommen sollen „Südquoten“ in den Ausschreibungsverfahren für Windenergieanlagen an Land zur Förderung einer flexiblen Stromerzeugung in Süddeutschland und der Vermeidung von Netzengpässen in der Mitte Deutschlands.
  • Neu geplant sind auch Ausschreibungen für PV-Dachanlagen. Gestartet werden soll schon im kommenden Jahr mit einem Volumen von 200 MW.
  • Hoch flexible Biomethananlagen im Süden Deutschlands sollen neu in die Ausschreibungen geführt werden.
  • Die Vergütung von EE-Anlagen bei negativen Börsenpreisen soll für Neuanlagen abgeschafft werden.
  • Geplant ist die Ausweitung der Anforderungen an die Steuerbarkeit von EE-Anlagen.
  • Es kommt ein Einstieg in die „Post-Förderungs-Ära“ mit einer Alternative zur Direktvermarktung für Betreiber kleiner ausgeförderter Anlagen in Form einer zeitlich begrenzten Einspeisevergütung durch den Netzbetreiber.

Noch befindet sich der Entwurf für die Novelle des EEG in der Ressortabstimmung, aber die Bundesregierung möchte die neuen gesetzlichen Regelungen möglichst in Kürze beschließen, damit die Änderungen zum 01.01.2021 in Kraft treten. Wir werden das Gesetzgebungsverfahren weiterhin für Sie beobachten und in weiteren News zu den geplanten Neuerungen bei der BesAR und den Meldepflichten informieren.

#RGCfragtnach – Dr. Markus Kahles von der Stiftung Umweltenergierecht zu den Chancen von „Grünem Industriestrom“

In diesem #RGCfragtnach schauen wir gemeinsam mit Dr. Markus Kahles von der Stiftung Umweltenergierecht über den Tellerrand auf das Thema „Grüner Industriestrom“. Anlass ist das aktuelle Diskussionspapier der Stiftung „Das Doppelvermarktungsverbot zwischen Verbraucherschutz und Grünstrombedarf der Industrie – Neue Rechtslage und Reformoptionen“.

Lietz: Guten Tag Herr Dr. Kahles, vielen Dank, dass Sie sich Zeit für ein Interview nehmen! Aktuell überdenken viele unserer Mandanten aus Industrie und Mittelstand ihre Energieversorgungskonzepte. Mit dem kommenden nationalen CO2-Preisen, dem Corona-Virus und der aktuellen Diskussion um den Fortbestand vieler Strompreise und Privilegien ist diese Diskussion von etlichen Unsicherheiten geprägt. Was ist „Grüner Industriestrom“ und warum sollten sich Industrieunternehmen damit beschäftigen? 

Kahles: Viele Unternehmen haben mittlerweile ein Interesse daran, nicht nur den normalen Graustrom aus der Steckdose zur Herstellung ihrer Produkte oder Dienstleistungen zu nutzen, sondern Strom aus erneuerbaren Energien. Das kann unterschiedliche Gründe haben, z.B. die Erfüllung der Erwartung von Kunden hinsichtlich der Klimafreundlichkeit des Produkts oder die Erfüllung unternehmenseigener Klimaziele im Wege von Berichts- und Rechenschaftspflichten. Gleichzeitig beobachten wir, dass auch Regionen in Deutschland mit großer EE-Stromproduktion oder großen Potenzialen ein Interesse daran haben, daraus einen Vorteil als Industriestandort zu generieren. Das prominenteste Beispiel aus der letzten Zeit ist wohl die Ansiedlung des Tesla-Werks in Brandenburg.  

Lietz: Welche Probleme stellen sich denn bei einer regionalen Grünstromversorgung für die Unternehmen? 

Kahles: Trotz der steigenden Nachfrage aus der Industrie und dem Potenzial als regionaler Standortfaktor ist es tatsächlich überhaupt nicht so einfach, „echten“ regionalen Grünstrom in großen Mengen zu bekommen. Denn durch das sog. Doppelvermarktungsverbot können die Strommengen aus erneuerbaren Energien, die über das EEG gefördert werden, nicht frei als Grünstrom vermarktet werden, sondern sind gewissermaßen gesetzlich gesperrt. Behelfen können sich Unternehmen dann oftmals mit EU-weit handelbaren Herkunftsnachweisen für Strom aus erneuerbaren Energien, der im Ausland z.B. aus bereits bestehenden Wasserkraftanlagen produziert wurde. Das sagt aber nichts über den tatsächlichen Strombezug des jeweiligen Unternehmens aus, der beispielsweise auch aus Kohlekraftwerken stammen kann. Das löst dann wiederum, teilweise zu Recht, den Vorwurf des „Greenwashings“ aus, da man sich mit Grünstrom schmückt, aber nicht oder nur äußerst mittelbar zur Energiewende hierzulande beiträgt.

Dr. Markus Kahles von der Stiftung Umweltenergierecht

Lietz: Was genau ist denn dieses Doppelvermarktungsverbot?

Kahles: Es ist letztlich ein gesetzliches Verbot, Strom aus erneuerbaren Energien, der durch das EEG gefördert wird, als Grünstrom an Stromverbraucher zu verkaufen. Dahinter steckt eigentlich ein sehr sinnvoller Gedanke, der bei der Einführung des Doppelvermarktungsverbots im Jahr 2004 auch Eingang in die Gesetzesbegründung gefunden hat. Nämlich die Zahler der EEG-Umlage, also letztlich uns als Stromverbraucher, davor zu bewahren, zweimal für die Erzeugung derselben Strommenge zu zahlen: einmal durch die EEG-Umlage und nochmal über einen Grünstromtarif oder letztlich über grüne Produkte oder Dienstleistungen, die mit EEG-gefördertem Strom hergestellt oder angeboten werden. 

Lietz: Warum sehen Sie gerade jetzt einen geeigneten Zeitpunkt, zu dem die Politik über eine Neustrukturierung der Vorschriften nachdenken sollte? 

Kahles: Weil der eben skizzierte Gedanke des Verbraucherschutzes durch das Doppelvermarktungsverbot nicht mehr vollständig trägt. Ab dem nächsten Jahr wird die EEG-Förderung zumindest teilweise auch durch Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt finanziert. Für 2021 sind das immerhin 10, 8 Milliarden Euro. Die Stromverbraucher werden dadurch entlastet und schultern damit nicht mehr den gesamten Finanzierungsaufwand des EEG. Aus unserer Sicht steht damit, in dem Maße wie die Stromverbraucher entlastet werden, auch der ursprüngliche Gesetzeszweck des Doppelvermarktungsverbots in Frage. In unserem Papier zeigen wir daher die grundsätzlichen Wege auf, die der Gesetzgeber – auch vor europarechtlichem Hintergrund – beschreiten kann, um das Doppelvermarktungsverbot mit Maß an die neuen Gegebenheiten anzupassen. Anders als im Jahr 2004 bietet sich dann jetzt auch die Chance, die ernsthafte Grünstromnachfrage der Industrie und die regionale Standortkomponente in die Überlegungen mit einzubeziehen. 

Lietz: Das klingt sehr schlüssig und wäre sicher ein sinnvoller Anstoß für mehr „Grünen Industriestrom“. Wir werden die weiteren Entwicklungen gespannt verfolgen! Herzlichen Dank für das Interview!