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Timestamp: 2020-02-28 03:48:56+00:00

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Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien im EEG nach der Energiewende | GÖRG
Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien im EEG nach der Energiewende
[] Unter Direktvermarktung i.S.d. Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) wird der Verkauf von Strom aus Erneuerbaren Energien verstanden, welcher zwar alle Voraussetzungen des EEG erfüllt, so dass er von Netzbetreibern abgenommen und nach den Tarifen des EEG vergütet werden müsste, welcher jedoch an Händler an der Strombörse oder „over the counter" verkauft wird.
Der Ausbau der Erneuerbaren Energien wird nach dem Reaktorunfall in Fukushima und der daraufhin beschlossenen Energiewende von der Bundesregierung stark vorangetrieben. Das von der Bundesregierung am 6. Juni 2011 verabschiedete Gesetzespaket regelt dazu neben dem Ausstieg aus der Kernenergie und dem Ausbau der Elektrizitätsnetze auch den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die Bundeskanzlerin hat im Bundestag am 9. Juni eine Regierungserklärung zur Energiewende abgegeben, dieser soll die Gesetze endgültig am 30. Juni 2011 beschließen, der Bundesrat am 8. Juli 2011 zustimmen.
Bereits in dem Energiekonzept vom 28. September 2010 hatte die Bundesregierung angekündigt, den Ausbau der Erneuerbaren Energien und das EEG künftig stärker am Markt zu orientieren. Im Zuge der zum damaligen Zeitpunkt für das Jahr 2012 beabsichtigten EEG-Novelle sollte die Markt- und Netzintegration Erneuerbarer Energien insbesondere durch die Einführung einer optionalen Marktprämie, durch die Weiterentwicklung der Ausgleichsmechanismusverordnung sowie durch die Weiterentwicklung der Grünstromvermarktung erreicht werden. In dem EEG-Erfahrungsbericht 2011 wurde u.a. die Einführung einer optionalen Marktprämie empfohlen, welche die Einführung einer Förderung für Biogasanlagen in Form einer Kapazitätskomponente als Anreiz bietet, Voraussetzungen für die Steuerbarkeit der Stromerzeugung zu schaffen sowie die Modifizierung des Grünstromprivilegs mit einem Mindestanteil von 25 % fluktuierender Erneuerbarer Energien.
Für die Energiewende muss nicht nur die Erzeugung von Elektrizität durch Erneuerbare Energien erfolgen, diese müssen auch markt- und wettbewerbsfähig gemacht werden. Zur Heranführung der Erzeugung und Nutzung der Erneuerbaren Energien an den Markt ist in Art. 1 des Gesetzes zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EEG 2011) ein eigenständiger Gesetzesteil zur Marktintegration der Erneuerbaren Energien aufgenommen (§§ 33a und 33i) und damit die bisher nur rudimentär angelegte Direktvermarktung (§ 17 EEG 2009) als eigenständige Säule des EEG 2011 ausgebaut worden.
Mit der erstmaligen Regelung der Direktvermarktung in § 17 EEG 2009 verfolgte der Gesetzgeber zwei Intentionen: Zum einen sollte verhindert werden, dass die Chancen und Gewinne der Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien allein bei den Anlagenbetreibern verbleiben, während die Risiken von den Netzbetreibern und Versorgungsunternehmen getragen werden. Denn ohne die Regelung der Direktvermarktung konnten die Anlagenbetreiber den von ihnen erzeugten Strom zu Zeiten, an denen sie an den Märkten hohe Preise erzielen konnten, am Markt verkaufen, während sie zu Zeiten, zu denen der Marktpreis gering war, die Vergütung nach dem EEG in Anspruch nahmen. Dieses „Rosinenpicken" (so die Gesetzesbegründung zum EEG 2009) führt zu einem Anstieg der Strompreise, jedoch weder zu einem markt- noch zu einem netzgerechten Erzeugungsverhaltens der Anlagenbetreiber.
Zum anderen soll Strom aus Erneuerbaren Energien mittel- bis langfristig im Energiebinnenmarkt wettbewerbsfähig sein. Dementsprechend sinkt diese Vergütung jedes Jahr (Degression), um auch so die Erneuerbaren Energien an die Wettbewerbsfähigkeit heranzuführen (§ 20 und § 20a EEG 2011). Über die Direktvermarktung sollen die Erzeuger von Strom aus Erneuerbaren Energien schon vor dem Auslaufen der staatlichen Förderung optional und sukzessive an den Strommarkt herangeführt werden, um zu lernen, ihren Strom selbst oder in Kooperation mit anderen Akteuren direkt zu vermarkten und der Nachfrage entsprechend zu liefern. Hierzu bestimmt § 17 EEG 2009, dass die Anlagenbetreiber zu festgelegten Fristen zwischen der Direktvermarktung und der gesetzlichen Vergütung nach dem EEG wählen können, die gewählte Option muss jedoch für mindestens einen Kalendermonat beibehalten werden. Diese längerfristige Festlegung ermöglicht es den Netzbetreibern zudem, Prognosen für die Einspeisung von EEG-Strom zu erstellen, so dass sie mehr Planungssicherheit erhalten.
II. Direktvermarktung nach dem EEG 2011
Um die Wettbewerbsfähigkeit der Erzeugung und des Verkaufs von Strom aus Erneuerbaren Energien zu fördern, ist in dem EEG 2011 mit dem Teil 3a neu ein eigenständiger Gesetzesteil zur Marktintegration der erneuerbaren Energien aufgenommen worden. Damit wird die bisher in § 17 EEG 2009 nur in Ansätzen normierte Direktvermarktung als eigenständige Säule des EEG 2011 ausgebaut.
Die neu eingefügten Bestimmungen über die Direktvermarktung in Teil 3a des EEG 2011 setzen sich aus allgemeinen Regelungen (§§ 33a bis 33f) und den besonderen Förderbestimmungen (§§ 33g und 33i) zusammen.
In den allgemeinen Bestimmungen werden die verschiedenen Formen und die Voraussetzungen der Direktvermarktung geregelt, und zwar unabhängig davon, in welcher Form und auf welchem Vermarktungsweg die Direktvermarktung erfolgt.
In den besonderen Förderbestimmungen sind die Prämien für die Direktvermarktung, die Marktprämie (§ 33g) und die Flexibilitätsprämie für Biogas (§ 33i) geregelt. Inhaltlich gehört auch das Grünstromprivileg (§ 39) – aus systematischen Gründen im Kontext der EEG-Umlage geregelt – zu den besonderen Förderbestimmungen. Das Grünstromprivileg steht wiederum in engem Zusammenhang mit der Ausstellung von Herkunftsnachweisen (§ 55).
Gemäß § 33a Abs. 1 – der inhaltlich § 17 Abs. 1 Satz 1 EEG 2009 entspricht – können Anlagenbetreiber Strom aus Anlagen, die ausschließlich Erneuerbare Energien oder Grubengas einsetzen, nach Maßgabe der §§ 33b bis 33f an Dritte veräußern (Direktvermarktung).
§ 33b benennt drei, sich gegenseitig ausschließende, Möglichkeiten der Direktvermarktung: Anlagenbetreiber können ihren Strom erstens direkt vermarkten und dafür eine Marktprämie nach § 33g in Anspruch nehmen (§ 33b Nr. 1), sie können weiterhin den Strom an eine Versorgungsunternehmen vermarkten, der ihn nutzt, um das Grünstromprivileg nach § 39 in Anspruch nehmen zu können (§ 33b Nr. 2), schließlich können Anlagenbetreiber den Strom in sonstiger Weise direkt vermarkten (§ 33b Nr. 3).
Für die sonstige Direktvermarktung (§ 33b Nr. 3) sieht das EEG 2011 jedoch keine Förderunterstützung vor. Dennoch hat der Anlagenbetreiber die Pflichten nach den §§ 33c-f (siehe dazu den folgenden Abschnitt) einzuhalten. Damit wird die sonstige Direktvermarktung gegenüber der Veräußerung von Strom an Dritte, die den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen, und bei denen der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird (§ 33a Abs. 2) benachteiligt, denn für diese Art des Verkaufs am freien Markt, für den das EEG 2011 ebenfalls keine Förderunterstützung vorsieht, gelten die Pflichten nach den §§ 33c-f ausdrücklich nicht. Unklar ist zudem, ob es zulässig ist, anteilig nach § 33a Abs. 2 Strom zu veräußern und anteilig Strom nach § 33b i.S.v. § 33f direkt zu vermarkten und wie zwischen einer Veräußerung nach § 33a Abs. 2 und einer Direktvermarktung nach § 33b gewechselt werden darf.
Pflichten bei der Direktvermarktung
Nach § 33c Absatz 1 EEG 2011 dürfen Anlagenbetreiber Strom, der mit Strom aus mindestens -einer anderen Anlage über eine gemeinsame Messeinrichtung abgerechnet wird, nur direkt vermarkten, wenn der gesamte über diese Messeinrichtung abgerechnete Strom an Dritte direkt vermarktet wird.
Jedoch dürfen Anlagenbetreiber nach § 33f, welcher die Regelungen des § 17 Abs. 2 EEG 2009 fortführt, auch weiterhin eine „anteilige Direktvermarktung" vornehmen, also den in ihrer Anlage erzeugten Strom anteilig auf die Vergütung nach § 16 und die Direktvermarktung nach § 33a Abs. 1 oder auf verschiedene Formen der Direktvermarktung nach § 33b verteilen, wenn sie erstens dem Netzbetreiber die Prozentsätze, die sie der Vergütung nach § 16 und den verschiedenen Formen der Direktvermarktung nach § 33b zuordnen, übermittelt haben und zweitens diese Prozentsätze nachweislich jederzeit eingehalten haben. Nach § 33f Abs. 2 entfallen der gesetzlich festgelegte Vergütungsanspruch (§ 16 Abs. 1 und 2) sowie die korrespondierenden Pflichten (§ 16 Abs. 3) bei einer solch anteiligen Direktvermarktung in Höhe des Prozentsatzes des direkt vermarkteten Stroms, und die Anlagenbetreiber können für den verbleibenden Anteil die gesetzlich festgelegte Vergütung beanspruchen. § 33c Absatz 2 EEG 2011 regelt kumulativ die weiteren Pflichten, die Anlagenbetreiber erfüllen müssen, wenn sie ihren Strom nach § 33b Nr. 1 oder nach § 33b Nr. 2 direkt vermarkten:
Der Strom muss alle Voraussetzungen erfüllen, um die (volle) Vergütung nach dem EEG in Anspruch nehmen zu können (§ 33c Absatz 2 Nr. 1 Buchst. a EEG 2011). Es dürfen keine vermiedenen Netzentgelte nach § 18 Abs. 1 Satz 1 StromNEV in Anspruch genommen werden (§ 33c Absatz 2 Nr. 1 Buchst. b EEG 2011). Der Strom muss in einer Anlage erzeugt werden, die mit einer technischen Einrichtung ausgestattet ist, mit der der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren und die jeweilige Ist-Einspeisung abrufen kann (§ 33c Absatz 2 Nr. 2 EEG 2011). Die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage muss in einer viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert werden (§ 33c Absatz 2 Nr. 3 EEG 2011). Der Strom muss in einem Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert werden, in dem ausschließlich Strom bilanziert wird, der in derselben Form direkt vermarktet wird (§ 33c Absatz 2 Nr. 4 EEG 2011).
Wechsel zwischen verschiedenen Formen der Direktvermarktung
Anlagenbetreiber dürfen zwischen der gesetzlichen Vergütung und der Direktvermarktung oder zwischen verschiedenen Formen der Direktvermarktung nur zum ersten Kalendertag eines Monats wechseln (§ 33d Abs. 1). Sie müssen einen solchen Wechsel dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats mitteilen (§ 33d Abs. 2). Unverzüglich, aber spätestens ab dem 1. Januar 2013, wenn die Netzbetreiber bundesweit einheitliche, massengeschäftstaugliche Verfahren einschließlich Verfahren für die vollständig automatisierte elektronische Übermittlung und Nutzung der Meldungsdaten zur Verfügung stellen müssen (§ 33d Abs. 3), müssen die Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber die Mitteilungen über den Wechsel in den dann eingeführten Verfahren und Formaten übermitteln (33d Abs. 4).
Anlagenbetreiber können für Strom, den sie nach § 33b Nr. 1 direkt vermarkten, von dem Netzbetreiber eine Marktprämie verlangen. Dies gilt nur soweit, wie der Strom tatsächlich von einem Dritten abgenommen worden ist (§ 33g Abs. 1). Die Höhe der Marktprämie wird kalendermonatlich berechnet. Die Berechnung erfolgt rückwirkend anhand der für den jeweiligen Kalendermonat tatsächlich festgestellten oder berechneten Werte nach Maßgabe der Anlage 4 zu dem EEG 2011 (§ 33g Abs. 2).
Die Marktprämie wird anhand der Höhe der gesetzlichen Vergütung, die für den direkt vermarkteten Strom bei der konkreten Anlage im Fall einer Vergütung nach den §§ 23 bis 33, tatsächlich in Anspruch genommen werden könnte, berechnet (§ 33h). Die Höhe der Marktprämie ergibt sich aus der Differenz zwischen der anlagenspezifischen EEG-Vergütung und dem energieträgerspezifischen Referenzmarktwert einschließlich einer Managementprämie, durch die u.a. die Kosten für den Ausgleich von Prognosefehlern ausgeglichen werden.
Mit der Marktprämie wird eine Empfehlung des EEG-Erfahrungsberichts 2009 umgesetzt, insofern sei für weitere Details und zur weitergehenden Begründung auf diesen Erfahrungsbericht verwiesen.
Für den Bereich der Biogaserzeugung wird die Marktprämie durch eine Flexibilitätsprämie (§ 33i) flankiert: Betreiber von Biogasanlagen können ergänzend zur Marktprämie von dem Netzbetreiber eine Prämie für die Bereitstellung zusätzlicher installierter Leistung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung verlangen (§ 33i Abs. 1). Die Flexibilitätsprämie ist für die Dauer von zehn Jahren zu zahlen (§ 33i Abs. 4). Die Höhe der Flexibilitätsprämie wird kalenderjährlich berechnet und erfolgt nach Maßgabe der Anlage 5 zum EEG 2011 (§ 33i Abs. 2). Voraussetzung der Zahlung der Flexibilitätsprämie ist,
dass die Marktprämie in Anspruch genommen wird (§ 33h Abs. 1 Satz 1). Allerdings ist die Flexibilitätsprämie nicht akzessorisch an die Marktprämie gekoppelt. dass der gesamte Strom direkt vermarktet wird, eine anteilige Direktvermarktung ist nicht zulässig (§ 33h Abs. 1 Satz 1 Nr. 1). dass die Direktvermarktung in die Marktprämie ununterbrochen für zehn Jahre, also während des gesamten Zeitraums, in dem diese Prämie in Anspruch genommen wird, eingehalten wird (§ 33i Abs. 4 Satz 1). Ein zwischenzeitlicher Ausstieg nach § 33d Absatz 1 führt zu einem Entfallen des Anspruchs für die gesamte Zukunft. dass die Bemessungsleistung der Anlage im Sinne der Nummer 1 der Anlage 5 zum EEG 2011 mindestens das 0,2 fache der installierten Leistung der Anlage beträgt (§ 33h Abs. 1 Satz 1 Nr. 2). dass die Anlage in einem Anlagenregister angemeldet worden ist (§ 33h Abs. 1 Satz 1 Nr. 3). dass ein Umweltgutachter vorab die technische Eignung der Anlage für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung bescheinigt hat (§ 33i Abs. 1 Satz 1 Nr. 4).
Mit der Flexibilitätsprämie soll der Anreiz für Investitionen in größere Gasspeicher und Generatoren gesetzt werden, so dass eine Verschiebung der Stromerzeugung um etwa zwölf Stunden ermöglicht wird. Mit der Flexibilitätsprämie wird eine Empfehlung des EEG-Erfahrungsberichts 2009 umgesetzt, insofern sei für weitere Details und zur weitergehenden Begründung auf diesen Erfahrungsbericht verwiesen.
Die Übertragungsnetzbetreiber können von Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die Strom an Letztverbraucher liefern, anteilig zu dem jeweils von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen an ihre Letztverbraucher gelieferten Strom die Kosten für die erforderlichen Ausgaben nach Abzug der erzielten Einnahmen und nach Maßgabe der Ausgleichsmechanismusverordnung verlangen (EEG-Umlage). Der Anteil ist so zu bestimmen, dass jedes Elektrizitätsversorgungsunternehmen für jede von ihm an einen Letztverbraucher gelieferte Kilowattstunde Strom dieselben Kosten trägt (§ 37 Abs. 2).
Entsprechend dem „Grünstromprivileg" verringert sich die EEG-Umlage für Elektrizitätsversorgungsunternehmen in einem Kalenderjahr um 2,0 Cent pro Kilowattstunde, höchstens jedoch in Höhe der EEG-Umlage, wenn der Strom, den sie an ihre gesamten Letztverbraucher liefern, in jedem Monat dieses Kalenderjahrs erstens mindestens 50 Prozent des Stroms im Sinne der §§ 23 bis 33 und zweitens mindestens 30 Prozent des Stroms aus fluktuierenden Erneuerbarer Energien, also Wind- und Solarenergie i.S.d. §§ 29 bis 33 ist.
Für die Berechnung dieser Strommengen darf nur Strom aus Erneuerbaren Energien angerechnet werden, wenn erstens die jeweiligen Anlagenbetreiber den Strom nach § 33b Nr. 2 direkt vermarkten und zweitens nicht gegen die Pflichten nach den §§ 33c-f verstoßen.
Die Zeitabstände, in denen das EEG novelliert wird, werden immer kürzer. Nachdem das EEG zuletzt durch das Europaanpassungsgesetz vom 12. April 2011 geändert wurde, ist mit einer erneuten Novellierung Mitte Juli zu rechnen. Das jetzige Gesetzgebungsverfahren war dabei von besonderer Eile geprägt, die Fristen in denen die Verbände ihr Praxiswissen durch ihre Stellungnahmen einbringen konnten, teilweise auf die Zeitdauer eines Wochenendes begrenzt. Die stetigen Gesetzesänderungen entsprechen zwar der Dynamik mit der die Erneuerbaren Energien in Deutschland ausgebaut werden (sollen), die rechtlichen Grundlagen der Nutzung und Förderung von Erneuerbaren Energien werden dadurch aber nicht gerade übersichtlicher: Während der BGH derzeit vermehrt Entscheidungen zum EEG 2004 trifft, ist der Gesetzgeber schon drei Gesetzesnovellen weiter, das EEG 2004, das EEG 2009 und das künftige EEG 2011 müssen teilweise – obwohl sie voneinander abweichende Regelungen enthalten – nebeneinander angewendet werden. Zudem werden trotz der Gesetzesnovellen gesetzliche Unschärfen von Novelle zu Novelle mitgetragen, etwa diejenigen des Anlagenbegriffs.
Desungeachtet sind die in das EEG 2011 eingefügten Regelungen über die Direktvermarktung zu begrüßen. Sie sind nicht nur der notwendige Gegenpunkt der im EEG angelegten Degression, sondern die gesetzliche Fortentwicklung der Direktvermarktung ist einer der vielen kleinen, aber wichtigen Bausteine der Energiewende.
Im EEG 2009 fanden sich keine Regelungen, in welcher Form der Wechsel zwischen der EEG- Vergütung und der Direktvermarktung beim Netzbetreiber angemeldet werden sollte. Dies ist nun ausführlich geregelt, die Netzbetreiber sind zur Schaffung von massentauglichen Verträgen verpflichtet.
Wie die Förderungsinstrumente der Marktprämie und der Flexibilitätsprämie am Markt tatsächlich wirken, muss die Praxis zeigen. Es ist zu vermuten, dass vor allem die Marktprämie bei der Direktvermarktung in Anspruch genommen werden wird. Das Grünstromprivileg ist nach der Gesetzesänderung dagegen bedeutend weniger attraktiv. Konnten bisher auch die vermiedenen Netzentgelte i.S.v. § 18 Abs. 1 StromNEV genutzt werden, ist dies nach § 33 c Abs. 2 Satz 1 b) nun nicht mehr möglich. Damit werden bestehende Geschäftsmodelle in Frage gestellt und die intendierte Heranführung des EEG-Stroms an den Markt insoweit konterkariert.
Geklärt werden muss auch, wie sich die Direktvermarktung zum Einspeisemanagement der Netzbetreiber nach § 11 verhält: Wenn Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren können, führt dies zu Vertragsverletzungen der Anlagenbetreiber, die ihre vertraglichen Leistungen gegenüber Dritten einhalten müssen. Ein grundlegendes Haftungsregime fehlt jedoch noch im EEG.
Die zweite wesentliche Umgestaltung des EEG 2011 sind die Änderungen der Vergütungssätze. Eine Direktvermarktung ist nur für diejenigen Energieträger interessant, deren Vergütungssätze nahe am Marktpreis liegen: Für die 24. Kalenderwoche 2011 wird auf dem Terminmarkt der EEX (umgerechnet) eine kWh mit 5,375 Cent, für den Monat Juli 2011 mit 5,650 Cent pro kWh, für das dritte Quartal 2011 mit 5,670 Cent pro kWh und für das Jahr 2012 mit 5,951 Cent pro kWh gehandelt. Auf dem Spotmarkt der EEX wird eine kWh mit 5,577 Cent gehandelt.
Zum Vergleich (ohne Boni, Anfangsvergütung, etc.):
Die Vergütung für Strom aus Wasserkraft bei einer Leistung von mehr als 50 Megawatt beträgt 3,4 Cent pro kWh (§ 23 Abs. 1 Nr. 7 EEG 2011). Die Grundvergütung für Strom aus Offshore-Anlagen beträgt 3,5 Cent pro kWh (§ 31 Abs. 1 EEG 2011). Die Grundvergütung für Strom aus Windenergieanlagen beträgt 4,87 Cent pro kWh (§ 29 Abs. 1 EEG 2011). Die Vergütung für Strom aus Deponiegas bis 5 Megawatt beträgt 5,89 Cent pro kWh (§ 24 Nr. 2 EEG 2011). Die Grundvergütung für Biomasse bis 20 Megawatt beträgt 6,0 Cent pro kWh (§ 27 Abs. 1 Nr. 4 EEG 2011).
Berücksichtigt werden muss, dass diese Vergütungen (und darüber hinaus auch eventuelle Boni) sich gemäß § 20 EEG 2011 jährlich für Neuanlagen verringern (Degression). Dies zeigt: Das Potential der Direktvermarktung ist nicht zu unterschätzen.

References: Art. 1
 § 17
 § 20
 § 17
 § 17
 § 33
 § 17

§ 33
 § 33
 § 39
 § 33
 § 33
 § 33
 § 33
 § 33
 § 33
 § 33
 § 17
 § 16
 § 33
 § 33
 § 16
 § 33
 § 33
 § 33
 § 33
 § 33
 § 18
 § 33
 § 33
 § 33
 BGH 
 § 18
 § 33
 § 11
 § 20