Source: http://www.energiedialog.nrw.de/eeg-2017-die-wichtigsten-aenderungen/
Timestamp: 2017-09-20 20:14:59+00:00

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EEG 2017: Die wichtigsten Änderungen | EnergieDialog.NRW
Dieser Fachbeitrag wurde am 17.1.2017 überarbeitet. Er ist auch als EA.Paper veröffentlicht und kann hier heruntergeladen werden.
Eine Pflicht zur Teilnahme an den Ausschreibungen trifft gemäß § 22 alle Anlagen ab einer installierten Leistung von 750 Kilowatt (kW) bei Windenergie an Land und Solarenergie bzw. 150 kW bei Biomasseanlagen. Anlagen mit geringerer Leistung haben – je nach Technologie und Größe der Anlage – nach wie vor einen gesetzlich festgelegten Förderanspruch für den Strom, den sie in das Netz einspeisen. Dabei erhalten Anlagen mit einer installierten Leistung bis 100 kW weiterhin eine feste Einspeisevergütung. Für alle Anlagen über 100 kW besteht weiterhin die Pflicht zur Direktvermarktung des Stroms an der Börse, so dass für diese Anlagen nach wie vor eine Vergütung in Form der gleitenden Marktprämie vorgesehen ist. Die Marktprämie ist die Differenz zwischen Börsenstrompreis und der Höhe des jeweils anzulegenden Werts nach der festen Einspeisevergütung.
Anlagen über 750 kW (bzw. 150 kW), für die die Pflicht zur Ausschreibung besteht, müssen Ihren Strom ebenfalls direkt vermarkten. Allerdings wird der anzulegende Wert für die Marktprämie nun nicht mehr gesetzlich festgelegt, sondern im wettbewerblichen Verfahren ermittelt.
Nach § 19 Abs. 2 besteht ein Zahlungsanspruch, aber nur noch dann, wenn der Betreiber für den Strom kein vermiedenes Netznutzungsentgelt in Anspruch nimmt. Das vermiedene Netzentgelt wird von den Netzbetreibern an die Betreiber ausgezahlt, die ihren Strom verbrauchsnah in das Niederspannungs- oder Mittelspannungsnetz einspeisen. Außerdem verringert sich der Zahlungsanspruch für Strom, der durch ein Netz durchgeleitet wird und der von der Stromsteuer befreit ist, um die Höhe der pro Kilowatt gewährten Stromsteuerbefreiung (§ 53c).
Ausgenommen von der Pflicht zur Ausschreibung sind Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wasserkraft, Deponie-, Klär- oder Grubengas und Geothermie (§ 22 Abs. 6). Ebenso sind Pilotwindenergieanlagen, die wesentliche technische Weiterentwicklungen oder Neuerungen aufweisen, bis zu einer installierten Leistung von insgesamt 125 Megawatt (MW) von der Ausschreibungspflicht befreit (§ 22 Abs. 2 Nr. 3, § 22a).
Für Anlagen, die vor Inkrafttreten des EEG 2017 in Betrieb genommen wurden, besteht grundsätzlich Bestandsschutz. Das bedeutet, sie erhalten weiterhin die Vergütung nach dem für sie gültigen EEG und müssen nicht in die Ausschreibung. Außerdem enthält § 22 eine Besonderheit für Windenergie- und Biomasseanlagen, die bis zum 31. Dezember 2016 eine Genehmigung erhalten haben, aber noch nicht in Betrieb genommen wurden. Erfolgt die Inbetriebnahme der Anlagen bis zum 31.12.2018, können auch diese Betreiber die feste Vergütung des EEG 2014 in Anspruch nehmen und müssen nicht an der Ausschreibung teilnehmen. Alternativ können Betreiber von Windenergieanalgen freiwillig an der Ausschreibung teilnehmen und auf die Vergütung nach dem EEG 2014 verzichten. Dies muss jedoch verbindlich bis zum 28. Februar 2017 entschieden werden.
Zuständig für die Durchführung des Ausschreibungsverfahrens ist die Bundesnetzagentur. Sie gibt bekannt, wann der Termin zur Abgabe der Gebote ist und wie hoch das Ausschreibungsvolumen und der maximal erzielbare Höchstwert sind (§ 29). Wie viele Ausschreibungsrunden pro Jahr durchgeführt werden, ist technologieabhängig.
Die Bieter können ein Gebot bis zum Gebotstermin abgeben und sind gemäß § 31 verpflichtet, eine Sicherheitsleistung als Geldbetrag oder Bürgschaft zu hinterlegen. Hierdurch soll gewährleistet werden, dass nur ernstgemeinte Gebote abgegeben werden. Die Höhe der Sicherheit hängt von der Technologie ab und liegt zwischen 30 und 60 Euro pro Kilowatt (€/kW) installierbarer Leistung.
Außerdem müssen die Bieter unter anderem den genauen Standort der Anlage und einen verdeckten Gebotswert angeben. Der Gebotswert wird in Cent pro Kilowattstunde (ct/KWh) angegeben (§ 30). Geboten wird dabei auf den „anzulegenden Wert“, also den Wert, den der Anlagenbetreiber später in Form der Marktprämie erhält. Allein dieser Gebotswert entscheidet über die Zuschlagserteilung. Nach dem Gebotstermin sind die Bieter an ihren Gebotswert gebunden (§ 30a Abs. 4). Teilnehmer einer Ausschreibung sind grundsätzlich verpflichtet, den gesamten erzeugten Strom ihrer Anlage in das Netz einzuspeisen (§ 27a). Bieter, die den Strom auch teilweise zur Eigenversorgung nutzen möchten und entsprechend kalkulieren, können deswegen nicht an den Ausschreibungen teilnehmen.
Nach dem Gebotstermin prüft die Bundesnetzagentur, ob die Gebote gültig sind. Bestimmte Bedingungen führen zum Ausschluss von der Ausschreibung, z.B. wenn der gesetzlich festgelegte Höchstpreis überschritten wurde oder wenn Falschangaben oder Preisabsprachen gemacht wurden (§ 33 und § 34). Die gültigen Gebote werden dann nach Gebotswert sortiert. Derjenige, der den niedrigsten Gebotswert angegeben hat, bekommt zuerst den Zuschlag. Die weitere Zuschlagserteilung erfolgt nach Höhe der Gebotswerte aufsteigend, bis die ausgeschriebene Menge erreicht wurde. Haben zwei Bieter denselben Gebotswert angegeben, wird derjenige mit der niedrigeren Gebotsmenge bezuschlagt. Stimmt auch die Gebotsmenge überein, entscheidet das Los über die Zuschlagserteilung (§ 32). Nach Inbetriebnahme seiner Anlage erhält der Bieter im Regelfall für den eingespeisten Strom den anzulegenden Wert, den er geboten hat (pay-as-bid).
Fristen und Pönalen
Nach der Zuschlagserteilung ist der Bieter verpflichtet, das Projekt innerhalb eines festgelegten Zeitraums zu realisieren. Wieviel Zeit er zur Realisierung hat, hängt von der Technologie ab. Wird das Projekt nicht innerhalb des jeweils festgesetzten Zeitraums umgesetzt, wird eine Strafzahlung (die sogenannte Pönale) fällig und die Sicherheit, die er geleistet hat, entsprechend eingezogen. Die Höhe der Pönale ist, wie auch die Fristen und die zu leistende Sicherheit, technologiespezifisch. (§ 55)
Anlagenbetreiber, deren Anlagen nicht in der Ausschreibung sind, können ihren Strom zur Eigenversorgung nutzen. Bei Teilnahme an der Ausschreibung hingegen besteht die Pflicht, den gesamten erzeugten Strom in das Netz einzuspeisen (§ 27a).
Für die Eigenversorgung gibt es keine wesentlichen Änderungen im neuen EEG 2017. Nach wie vor ist die EEG-Umlage gemäß § 61b für die Eigenversorgung reduziert, wenn der Erzeuger den Strom selbst in unmittelbarer Nähe verbraucht und der Strom nicht durch das Netz zur allgemeinen Versorgung geleitet wird. Ab 2017 sind 40 % der EEG-Umlage auf eigenverbrauchten Strom zu zahlen. Eigenverbrauchter Strom aus kleinen Anlagen bis zu 10 kW bleibt weiterhin für bis zu 10 MWh im Jahr von der EEG-Umlage befreit (Bagatellgrenze).
Speicher gelten rechtlich als Stromerzeugungsanlagen. Sowohl bei der Ein- als auch bei der Ausspeicherung liegt daher eine Stromlieferung an einen Letztverbraucher im Sinne des EEG vor. Stromerzeugungsanlagen unter 10 Kilowatt in Kombination mit kleinen Speichern sind im Falle der Eigenversorgung generell von der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage befreit. Für den zwischengespeicherten Strom aus Anlagen, die nicht unter diese Bagatellgrenze fallen, fiel allerdings in der Vergangenheit die EEG-Umlage gleich doppelt an. Diese Doppelbelastung für Speicherkonzepte möchte der Gesetzgeber künftig ausschließen. Gemäß § 61k entfällt demnach die EEG-Umlage für die Einspeicherung in der Höhe, in der sie bei der Ausspeicherung gezahlt wird. Der zwischengespeicherte Strom kann je nach Betriebsweise des Speichers entweder in ein Stromnetz eingespeist oder vom Betreiber selbst verbraucht werden. Entsprechend ergibt sich bei der Ausspeicherung entweder eine EEG-Umlage in voller oder anteiliger Höhe (40 Prozent). In jedem Fall wird Strom aus Speicheranlagen in Zukunft sowohl bei netzdienlicher als auch bei eigenverbrauchsoptimierter Betriebsweise nur noch einmal mit der (anteiligen) EEG-Umlage belastet. Bei einem Mischkonzept sind gemäß § 61k Abs. 1a entsprechende Messeinrichtungen vorzusehen.
Mit dem EEG 2017 wird eine neue Kennzeichnungsoption für Strom aus regionalen EEG-Anlagen eingeführt. Vor dem Hintergrund der Streichung des Grünstromprivilegs mit dem EEG 2014 wurde bereits eine Verordnungsermächtigung zur Einführung eines alternativen Vermarktungsweges für Grünstrom aufgenommen. Anders als zuvor mit dem Grünstromprivileg soll mit der Regionalen Grünstromkennzeichnung kein alternativer Vermarktungsweg, sondern vorrangig eine Kennzeichnungsmöglichkeit geboten werden. Nach § 79a stellt das Umweltbundesamt als verwaltende Einrichtung des Herkunftsnachweisregisters Anlagenbetreibern auf Antrag Regionalnachweise für direktvermarkteten Strom aus erneuerbaren Energien gemäß § 20 (geförderte Direktvermarktung) aus. Dies gilt für jede Kilowattstunde Strom, die an Letztverbraucher in der Region geliefert wird. Die Definition der Region umfasst dabei alle Postleitzahlengebiete im Umkreis von 50 km um das Postleitzahlengebiet bzw. die Gemeinde des Verbrauchers. Die Nachweise können entlang der Lieferkette des Stroms auch an Direktvermarkter und Stromhändler übertragen werden.
Die Regionalnachweise ermöglichen dem Anlagenbetreiber bzw. Stromhändler, die Regionalität des Stroms in der Stromkennzeichnung als Anteil des EEG-geförderten Stroms auszuweisen sowie Informationen zur Anlage zu veröffentlichen. Das Doppelvermarktungsverbot untersagt für geförderte Strommengen grundsätzlich die Nutzung von Herkunftsnachweisen und die Weitergabe von sonstigen Informationen, die eine Identifikation ermöglichen. Mengen, die unter die Regionale Grünstromkennzeichnung fallen, sind hiervon nun explizit ausgenommen (§ 80). Gemäß § 53b verringert sich bei den Anlagen, die im Zuge der geförderten Direktvermarktung eine Marktprämie erhalten, diese um 0,1 ct/KWh Strom, für den ein Regionalnachweis ausgestellt worden ist. Zudem können gemäß § 87 Gebühren für die Nutzung des Regionalnachweisregisters erhoben werden.
Anlagenbetreiber, die für ihren Strom eine Einspeisevergütung erhalten, und diejenigen, die die sonstige Direktvermarktung (ohne Marktprämie) nach § 21a nutzen, können für ihre Anlagen keine Regionalnachweise erhalten und die regionale Grünstromkennzeichnung entsprechend nicht nutzen.
Änderungen für Windenergie an Land
Die Regelungen und Zielwerte für die Windenergie an Land waren die meistdiskutierten Punkte bei der aktuellen EEG-Novelle. Die gravierendste Änderung ist die Einführung von Ausschreibungen für grundsätzlich alle Windenergieanlagen an Land. Innerhalb der Ausschreibungen gelten für Bürgerwindparks gesonderte Voraussetzungen und Fristen.
Der Ausbaupfad für Windenergie an Land sieht einen jährlichen Brutto-Zubau von 2.800 MW in den Jahren 2017 bis 2019 sowie jeweils 2.900 MW pro Jahr ab 2020 vor. Der Brutto-Zubau erfasst alle Neuanlagen, auch wenn diese ausgediente Altanlagen ersetzen.
Gemäß § 28 liegen für die Windenergie an Land bereits Ausschreibungstermine mit festgelegten Ausbaumengen vor: im Jahr 2017 zum 1. Mai (800 MW), 1. August und 1. November (jeweils 1.000 MW), in den Jahren 2018 und 2019 jeweils zum 1. der Monate Februar, Mai, August und Oktober (jeweils 700 MW) und ab dem Jahr 2020 zum 1. Februar (jeweils 1.000 MW) und zum 1. Juni und 1. Oktober (jeweils 950 MW).
Als Reaktion auf regionale Netzengpässe, welche die zunehmende Abregelung von Windenergieanlagen zur Folge haben, wird mit dem EEG 2017 das sogenannte Netzausbaugebiet (§ 36c) eingeführt. In diesem Gebiet wird die Obergrenze des Zubaus begrenzt auf maximal 58 % der installierten Leistung, die im Jahresdurchschnitt in den Jahren 2013 bis 2015 im jeweiligen Gebiet in Betrieb genommen wurde. Das EEG 2017 enthält noch keine Angabe zu den exakten Regionen, die als Netzausbaugebiet eingestuft werden, sondern zunächst eine Verordnungsermächtigung zur Einführung der neuen Regelung. Diese wird erstmals bis spätestens zum 1. März 2017 erlassen. Die Bestimmung des Netzausbaugebiets durch das BMWi wird sich auf die Systemanalyse der Übertragungsnetzbetreiber stützen.
Die Details zur Ausschreibung für Windenergieanlagen an Land sind im Wesentlichen in den §§ 36 – 36i geregelt. Voraussetzung für die Teilnahme an der sogenannten späten Ausschreibung ist gemäß § 36 das Vorliegen und die Meldung der BImSchG-Genehmigung an das Register (das von der Bundesnetzagentur geführt wird) bis spätestens 3 Wochen vor Gebotstermin. Zudem wird durch Eigenerklärungen des Bieters sichergestellt, dass dieser zur Gebotsabgabe berechtigt ist und dass nicht bereits aus einer früheren Auktion ein Zuschlag für die Anlage besteht. Die Daten des Registers sind öffentlich einsehbar.
Als Sicherheit für die Verbindlichkeit der Gebotsabgabe hat der Bieter zum Auktionstermin eine Sicherheit in Höhe von 30 €/kW zu installierender Leistung zu hinterlegen (§ 36a).
In § 36b wird ein Höchstwert für den Referenzstandort definiert, welcher in 2017 7,0 ct/kWh beträgt. Für die Auktionsrunden ab 2018 ergibt sich der Höchstwert für die jeweilige Auktion aus dem um 8 % erhöhten Durchschnittswert für das jeweils höchste noch bezuschlagte Gebot der letzten 3 Ausschreibungsrunden.
Einstufiges Referenzertragsmodell
Die Wirtschaftlichkeit von Windenergieprojekten hängt grundsätzlich von der Standortqualität ab. Da aber alle Gebote in einem Auktionsverfahren bewertet werden sollen, wird ein Mechanismus benötigt, der die gebotenen Preise für unterschiedliche Standorte vergleichbar macht. Das Referenzertragsmodell definiert zu diesem Zweck Umrechnungsfaktoren, nach denen der gebotene Preis entsprechend der individuellen Standortqualität angepasst wird. Das bisherige zweistufige Referenzertragsmodell wird zukünftig durch ein einstufiges Modell ersetzt, in dem die erhöhte Anfangsvergütung entfällt und über den gesamten Förderzeitraum von 20 Jahren nur noch ein anzulegender Wert gilt (§ 36h).
Bei der Ausschreibung wird der Gebotswert auf einen Referenzstandort (100 % Standort) abgegeben, welcher mit einer Windgeschwindigkeit von 6,45 Metern pro Sekunde auf einer Höhe von 100 Metern definiert wird. Anhand dieser Gebotspreise (ct/kWh) erfolgt die Auswahl der günstigsten Bieter.
Zur Bestimmung der tatsächlichen Vergütungshöhe für die einzelnen Gebote werden diese mit dem in § 36h definierten standortabhängigen Korrekturfaktor multipliziert. Liegt die Standortqualität unter 100 % (der Wind weht schwächer), wird der Gebotswert angehoben, liegt sie jedoch über 100 %, wird der Gebotswert für die eingespeiste Kilowattstunde gesenkt (siehe folgende Abbildung des BMWi):
Ab einer Standortgüte von unter 70 % wird der Korrekturfaktor nicht weiter erhöht, sondern liegt die maximale Vergütung vor. Liegt die Standortgüte über 150 %, wird die Vergütung nicht weiter abgesenkt. Zwischen den jeweiligen Stützwerten wird entsprechend linear interpoliert.
Die Standorteinstufung des jeweiligen Windparks erfolgt auf Basis von zwei verschiedenen Windgutachten (Energieertragsermittlung) und wird vom Projektierer bei der Ausschreibung vorgelegt.
Jeweils 5, 10 und 15 Jahren nach Inbetriebnahme der Anlagen wird die tatsächliche Standortgüte und damit der Vergütungssatz überprüft und gegebenenfalls entsprechend angepasst. Sollte der hierbei ermittelte und ggf. korrigierte Faktor von dem zuletzt errechneten Wert um mehr als 2 % abweichen, ist eine Rückerstattung oder Nachzahlung vorgesehen.
Durch das Referenzertragsmodell findet eine Differenzierung der Förderhöhe am entsprechenden Standort statt. Dies soll insgesamt einen Anreiz für einen deutschlandweiten Ausbau liefern.
Fristen und Pönale
Erhält ein Projekt in der Ausschreibung den Zuschlag für das Gebot, ist dieses für den Bieter grundsätzlich verpflichtend. Nach der öffentlichen Bekanntgabe der Zuschläge hat die Inbetriebnahme innerhalb von 24 Monaten zu erfolgen. Bei Verzögerung des Baus und der Inbetriebnahme oder bei Entwertung der Gebotsmenge (MW) um mehr als 5 % ist sukzessive eine Pönale fällig, die sich nach § 55 Abs. 1 berechnet. Hiernach sind bei einer Verzögerung von bis zu 2 Monaten 10 €/kW fällig. Bei 3 bis 4 Monaten Verzögerung beträgt die Pönale 20 €/kW und ab mehr als 4 Monaten Verzögerung ist die gesamte Sicherheit in Höhe von 30 €/kW zu zahlen.
Innerhalb von 30 Monaten nach Bekanntgabe der Zuschläge erlischt der Zuschlag gemäß § 36e. Wird ein Windenergieprojekt beklagt, kann diese Frist auf Antrag einmalig verlängert werden. Ungeachtet einer Fristverlängerung nach § 36e beginnt allerdings der Zeitraum (20 Jahre) für die Zahlung der Marktprämie in jedem Fall 30 Monate nach Bekanntgabe der Zuschläge (§ 36i). Dies bedeutet, dass Windenergieprojekte, die aufgrund von juristischen Auseinandersetzungen nach 30 Monaten noch nicht in Betrieb genommen wurden, ihren Zuschlag zwar nicht notwendigerweise verlieren, aber aufgrund des verkürzten Förderzeitraums Erlöseinbußen erfahren können.
Zuschläge für Windenergieanlagen an Land sind nicht auf andere Anlagen oder Genehmigungen übertragbar, sondern verbindlich und dauerhaft der im Gebot genannten Genehmigung zugeordnet (§ 36f). Hingegen ist eine Veräußerung der bezuschlagten Gesellschaft sowie der Windenergieanlage mit dem dazugehörigen Zuschlag möglich.
Ausnahmeregelungen für Bürgerwindparks
Um die Akteursvielfalt der Energiewende zu bewahren, werden im EEG 2017 erstmals Bürgerenergiegesellschaften definiert, die im Rahmen der Ausschreibungen für Windenergie besondere Ausschreibungsbestimmungen nach § 36g in Anspruch nehmen können. Im Wesentlichen geht es bei diesen Ausnahmeregelungen um eine Teilnahme an der Auktion bereits vor Erteilung der BImSchG-Genehmigung und einer Verlängerung der Frist zur Inbetriebnahme um 24 Monate. Außerdem bestimmt sich der anzulegende Wert bei Bürgerwindparks, abweichend von den regulären Ausschreibungsbestimmungen, nicht nach dem individuellen Gebotswert, sondern nach dem Preis des letzten noch bezuschlagten Gebots (uniform pricing). Bürgerwindparks erhalten also bei erfolgreichem Zuschlag in jedem Fall den höchsten Preis aus der jeweiligen Ausschreibungsrunde. Diese Regelung gilt ebenso für Bürgerenergiegesellschaften, die freiwillig erst nach Erteilung der BImSchG-Genehmigung an der Auktion teilnehmen.
Um die besonderen Ausschreibungsbestimmungen in Anspruch zu nehmen, muss die Gesellschaft zunächst die Definition einer Bürgerenergiegesellschaft nach § 3 Nr. 15 erfüllen. Unter diese Begriffsbestimmung fallen Gesellschaften, welche aus mindestens 10 natürlichen Personen als stimmberechtigte Mitglieder bestehen, bei denen mindestens 51 % der Stimmrechte bei natürlichen Personen liegen, die seit mindestens einem Jahr ihren Hauptwohnsitz in dem Landkreis haben, in dem die Windenergieanlage errichtet werden soll, und bei denen kein Mitglied mehr als 10 % der Stimmrechte an der Gesellschaft hält. Gesellschaften, die diese Voraussetzungen erfüllen, können für bis zu 6 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von maximal 18 MW bereits vor Erteilung der BImSchG-Genehmigung Gebote einreichen. Statt der BImSchG-Genehmigung muss das Gebot jedoch ein belastbares Windgutachten und die Anzahl der am Standort geplanten Anlagen enthalten. Zudem muss der Bieter durch Eigenerklärung nachweisen,
dass die Gesellschaft zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe eine Bürgerenergiegesellschaft ist,
dass weder die Gesellschaft noch stimmberechtigte Mitglieder in den vergangenen 12 Monaten einen Zuschlag für eine Windenergieanlage erhalten haben,
dass vor der Gebotsabgabe keine Verträge zur Übertragung von Anteilen oder Stimmrechten geschlossen wurden, mit denen die Voraussetzungen einer Bürgerenergiegesellschaft umgangen werden können und
dass die Gesellschaft die benötigten Flächen gesichert hat.
Die notwendige Sicherheit beträgt bei Gebotsabgabe und bei Erteilung der BImSchG-Genehmigung jeweils 15 €/kW zu installierende Leistung.
Erhält eine Bürgerenergiegesellschaft den Zuschlag für ein Gebot, verlängert sich die Frist bis zum Erlöschen des Zuschlags um 24 Monate, also auf insgesamt 54 Monate (§ 36g Abs. 3 Satz 1). Analog hierzu verlängert sich ebenfalls die Frist zur Inbetriebnahme auf 48 Monate nach Erhalt des Zuschlags. Nach Ablauf dieser Frist greift die sukzessive Strafzahlung nach § 55 wie bei der regulären Auktion in 2-Monatsschritten (Verzögerung bis zu 2 Monate: 10 €/kW, bis zu 4 Monate: 20 €/kW, ab mehr als 4 Monaten: 30 €/kW).
Abweichend von den regulären Ausschreibungsbedingungen sind Gebote von Bürgerenergiegesellschaften zunächst nicht standortgenau bindend, sondern lediglich an den Landkreis gebunden. Eine exakte Zuordnung eines Zuschlags muss innerhalb von 2 Monaten nach Erteilung der BImSchG-Genehmigung bei der Bundesnetzagentur beantragt werden. Zu diesem Zeitpunkt muss die Gesellschaft erneut durch Eigenerklärung nachweisen, dass sie eine Bürgerenergiegesellschaft ist, und hat die o.g. Zweitsicherheit zu leisten. Außerdem muss bis zu diesem Zeitpunkt der Gemeinde, in der die Anlagen gebaut werden, bzw. einem kommunalen Unternehmen eine Beteiligung in Höhe von 10% an der Bürgerenergiegesellschaft angeboten worden sein. Bei Nicht-Einhalten der 2-Monatsfrist wird der Zuschlag entwertet, und es ist eine Pönale in Höhe von 15 €/kW zu leisten (§ 55 Abs. 2 Satz 2). Spätestens 30 Monate nach dem Zeitpunkt der Zuordnung des Zuschlags beginnt im Fall der Ausnahmeregelung der Zeitraum von 20 Jahren, in denen ein Zahlungsanspruch für den erzeugten Strom besteht (§ 36i). Auch bei Bürgerenergieprojekten gilt, dass bei einer Klage gegen die immissionsschutzrechtliche Genehmigung die Frist bis zum Erlöschen des Zuschlags gemäß § 36e auf Antrag zwar einmalig verlängert werden kann, in diesem Fall jedoch, wie auch in der regulären Auktion, durch den dann verkürzten Förderzeitraum Erlöseinbußen entstehen können.
Die geförderte Direktvermarktung mit Zahlung der festen Vergütung gilt weiterhin für Pilotwindenergieanlagen, kleine Anlagen bis 750 kW installierter Leistung und Übergangsanlagen.
Für die genannten Ausnahmefälle gilt nach § 46 auch bis 2019 das zweistufige Referenzertragsmodell mit einer Grundvergütung in Höhe von 4,66 ct/kWh und einer Anfangsvergütung in Höhe von 8,38 ct/kWh. Diese Werte unterliegen weiterhin der quartalsweisen Degression um 0,4 %, welche je nach tatsächlichem Ausbau erhöht oder verringert wird („atmender Deckel“). Unabhängig hiervon sieht § 46a Abs. 1 Sonderdegressionen um jeweils 1,05 % zum 1. der Monate März bis August 2017 vor.
Ab 2019 gilt für alle dann in Betrieb genommenen Anlagen das einstufige Referenzertragsmodell. Der anzulegende Wert wird ab diesem Zeitpunkt nicht mehr im Gesetz festgeschrieben, sondern wird aus dem Durchschnitt der jeweils höchsten noch bezuschlagten Gebote aller Ausschreibungen für Windenergie an Land aus dem Vorvorjahr bestimmt (§ 46b).
Änderungen für Solarenergie
Die Änderungen für die Solarenergie sind geringer als bei den anderen Technologien. Bereits mit dem EEG 2014 und der kurz darauf verabschiedeten Freiflächenausschreibungsverordnung (FFAV) wurde der grundsätzliche Systemwandel für die Solarenergie umgesetzt. Das EEG 2017 orientiert sich mit seinen Regelungen eng an dem Design der Pilot-Ausschreibung für Freiflächenphotovoltaikanlagen. Allerdings wird die Pflicht zur Ausschreibung nunmehr auch auf alle anderen Solaranlagen ausgeweitet.
Insgesamt strebt der Gesetzgeber einen jährlichen Brutto-Zubau von Solaranlagen mit einer installierten Leistung von 2.500 MW an (§ 4 Nr. 3). Der grundsätzliche Ausbaupfad für die Solarenergie bleibt damit im Vergleich zum EEG 2014 unverändert.
Künftig besteht gemäß § 22 Abs. 3 die Pflicht zur Ausschreibung für alle Solaranlagen mit einer installierten Leistung größer 750 kW. Auch (große) Dachanlagen und Anlagen auf sonstigen baulichen Anlagen, z.B. Deponien, fallen also in Zukunft – so wie heute bereits die Freiflächenanlagen – unter das wettbewerbliche Verfahren. Vorgesehen ist eine gemeinsame Ausschreibung für alle unterschiedlichen Anlagentypen. Die bereits in der FFAV festgelegte Maximalgröße für einzelne Gebote von 10 MW wird dabei übernommen (§ 37 Abs. 3).
Ausgeschrieben werden insgesamt 600 MW pro Jahr in drei Ausschreibungsrunden mit je 200 MW (§ 28 Abs. 2). Im Vergleich zur FFAV (2017: 300 MW) hat sich das Volumen somit erhöht, allerdings bei gleichzeitiger Ausweitung des Verfahrens auf die zusätzlichen Anlagentypen.
Die Termine für die Ausschreibungsrunden wurden ebenfalls geändert. Künftig endet die Frist zur Teilnahme jeweils am 01. der Monate Februar, Juni, Oktober (zuvor April, August, September).
Das Gesetz sieht außerdem vor, dass sich das Ausschreibungsvolumen jeweils um die Summe der im vorangegangenen Jahr installierten Leistung von Freiflächenanlagen verringert, die nicht im Rahmen des Ausschreibungsverfahren gefördert werden, also eine feste Vergütung erhalten. (§ 28 Abs. 2a).
Das Volumen erhöht sich wiederum jeweils um die installierte Leistung, für die im vorangegangenen Jahr keine Zuschläge erteilt bzw. keine Zweitsicherheiten hinterlegt worden sind.
Für PV-Freiflächenanlagen hat sich die Flächenkulisse im Vergleich zur FFAV erweitert. So können grundsätzlich auch Freiflächenanlagen auf Seitenrandstreifen (110 Meter entlang Autobahnen und Schienenwegen), Konversionsflächen, versiegelten Flächen sowie Flächen im Eigentum des Bundes oder der Bundesanstalt für Immobilienaufgaben an der Ausschreibung teilnehmen. Zusätzlich können künftig (wieder) Freiflächenanlagen in Gewerbe- und Industriegebieten sowie auf Flächen, für die ein Planfeststellungsverfahren nach § 38 BauGB durchgeführt wurde, insbesondere Deponieflächen, realisiert werden (§ 37).
Darüber hinaus kommen Acker- oder Grünlandflächen in sogenannten benachteiligten Gebieten in Betracht, wenn einzelne Bundesländer von der Länderöffnungsklausel nach § 37c Gebrauch gemacht und Solaranlagen auf diese Flächen durch Rechtsverordnung ausdrücklich zugelassen haben. Die Definition von benachteiligten Gebieten stammt aus dem EU-Landwirtschaftsrecht (§ 3 Nr. 7). Generell sind damit Berggebiete und Gebiete gemeint, in denen die Aufgabe der Landnutzung droht und der ländliche Lebensraum erhalten werden muss.
Neue Teilnahmevoraussetzung an der Ausschreibung ist außerdem die Erklärung des Bieters, dass er selbst Eigentümer der Fläche ist bzw. die Zustimmung des Eigentümers vorliegt (§ 37 Abs. 2). Nicht mehr notwendig ist hingegen die Kopie eines Auszugs aus dem Liegenschaftskataster der beplanten Flurstücke.
Die fällige Sicherheit für Solaranlagen beträgt gemäß § 37a insgesamt 50 €/kW zu installierender Leistung. Dabei wird differenziert nach einer (leicht erhöhten) Erstsicherheit in Höhe von 5 €/kW, die bei Gebotsabgabe zu entrichten ist, und einer Zweitsicherheit von 45 €/kW, die im Falle eines Zuschlags zu hinterlegen ist. Anders als bei den übrigen Technologien ist also für Solaranlagen nicht der volle Betrag bereits bei der Gebotsabgabe fällig.
Die zusätzlich in der FFAV vorgesehene Möglichkeit einer verringerten Erstsicherheit bei einem fortgeschrittenen bauplanungsrechtlichen Stadium des Projekts entfällt. Allerdings reduziert sich künftig die Zweitsicherheit für geplante Freiflächenanlagen bei Vorliegen eines beschlossenen Bebauungsplans bzw. eines bestimmten fachplanerischen Verfahrensstand (z.B. Planfeststellungsbeschluss) auf 20 €/kW.
Der Höchstwert für Solaranlagen im Rahmen der Ausschreibung orientiert sich künftig an dem anzulegenden Wert für Freiflächenanlagen in der festen Vergütung und beträgt zunächst 8,91 ct/kWh. In der FFAV orientierte sich der Höchstwert für Gebote noch am wesentlich höheren Wert für Gebäude-Solaranlagen. Der Höchstwert wird dann gemäß dem „atmenden Deckel“ angepasst, so dass er immer dem tatsächlich anzulegenden Wert für Freiflächenanlagen entspricht (§ 37b).
Eine Pönale wird gemäß § 55 Abs. 3 fällig, wenn die Zweitsicherheit nicht rechtzeitig geleistet wird und der Zuschlag entsprechend erlischt. Die Höhe der Strafzahlung entspricht in dem Fall der zu leistenden Erstsicherheit.
Eine Pönale ist außerdem zu zahlen, wenn mehr als 5 % der bezuschlagten Gebotsmenge im Sinne von § 35a entwertet wurden, also insbesondere wenn die 24 monatige Frist zur Realisierung der Solaranlage nicht eingehalten wird (§ 55 Abs. 3 Nr. 2). In dem Fall ist eine Strafzahlung entsprechend der insgesamt zu leistenden Sicherheiten fällig. Ist die Zweitsicherheit nicht verringert, beträgt die Pönale in diesem Fall also 50 €/kW. Anders als bei der Windenergie an Land ist der Betrag nach Fristablauf sofort und in voller Höhe zu leisten.
Der Anspruch auf Förderung besteht rückwirkend ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme, falls innerhalb von drei Wochen danach ein Antrag auf Zahlung gestellt wurde (§ 38a Abs. 2).
Anders als bei den anderen Technologien können Zuschläge, die bei der Gebotsabgabe bestimmten Standorten und Flächenkategorien zugeordnet wurden, gemäß § 38a Abs. 1 Nr. 3 auch für andere Standorte bzw. Flächen genutzt werden. Beispielsweise können erfolgreiche Bieter ihren Zuschlag für eine geplante Solaranlage auf einer Deponiefläche später einem Standort entlang einer Autobahn oder eines Schienenwegs zuordnen und eine entsprechende Zahlungsberechtigung erhalten. Anders als noch in der FFAV sind in solchen Fällen keine Abschläge auf den ursprünglichen Zuschlagswert mehr vorgesehen.
Ausnahmen zu dieser Übertragbarkeit stellen Zuschläge für geplante Anlagen auf benachteiligten Acker- oder Grünlandflächen dar. Diese können zwar ebenfalls realisierten Anlagen auf anderen Standorten zugeordnet, aber nicht auf anderen Flächenkategorien realisiert werden.
Ausgestellte Zahlungsberechtigungen wiederum sind dann nicht mehr auf andere Anlagen übertragbar (§ 38a Abs. 4).
Alle Solaranlagen bis einschließlich 750 kW fallen nicht unter die Ausschreibungspflicht. Künftige Betreiber von Photovoltaikanlagen auf Einfamilienhäusern oder auf (nicht zu großen) gewerblichen Dächern können somit weiterhin eine feste Vergütung erhalten. Die Regeln dafür haben sich nicht geändert. Die Vergütungssätze variieren je nach Technologie und Größe (§ 48).
Geändert hat sich lediglich die Degression der festgeschriebenen Vergütung. Künftig wird der anzulegende Wert monatlich um 0,5 % abgesenkt. Jeweils zum 1. Februar, 1. Mai, 1. August und 1. November erfolgt außerdem eine Anpassung dieser Basisdegression in Abhängigkeit des Zubaus. Die konkreten Degressionsstufen sowie die Berechnungsmethodik wurden dabei angepasst. Insgesamt erhofft sich der Gesetzgeber so, künftig schneller und deutlicher auf Markteinbrüche reagieren zu können (§ 49).
An dem Ausbaudeckel von 52 GW wird festgehalten. Bei Erreichen dieser installierten Gesamtleistung würde die feste Einspeisevergütung für die Solarenergie gemäß § 49 Abs. 5 komplett gestrichen. Allerdings schreibt das Gesetz vor, dass die Bundesregierung vor Erreichen dieses Ziels einen Vorschlag für eine Neugestaltung der bisherigen Regelung vorzulegen hat (§ 49 Abs. 6).
Änderungen für Biomasse
Für Biomasseanlagen wird die Förderhöhe künftig im Rahmen von wettbewerblichen Ausschreibungen ermittelt. Eine Besonderheit für diese Technologie ist, dass gemeinsame Ausschreibungen für Bestands- und Neuanlagen durchgeführt werden. Das Ausschreibungssystem soll also auch effizienten, bestehenden Biomasseanlagen eine wirtschaftliche Anschlussperspektive bieten. Anlagenspezifische Merkmale, wie die Anlagengröße oder Einsatzstoffe, werden dabei nicht differenziert betrachtet.
Der Gesetzgeber sieht gemäß § 4 Nr. 4 einen jährlichen Brutto-Zubau von Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 150 MW (2017-2019) bzw. 200 MW (2020-2022) vor. Damit erhöht sich das Ausbauziel für die Biomasse im Vergleich zu den Regelungen des EEG 2014 um 50 bzw. 100 MW.
Ab 2017 besteht gemäß § 22 Abs. 4 Nr. 1 für alle Biomasseanlagen über 150 kW installierter Leistung die Pflicht zur Ausschreibung. Die Maximalgröße der Anlagen, für die ein Gebot abgegeben werden kann, beträgt 20 MW (§ 39 Abs. 4). Kleine Gülleanlagen (§ 44) fallen mit einer definierten Anlagengröße von bis zu 75 kW entsprechend nicht unter die Ausschreibungspflicht.
Vorgesehen ist ein Gebotstermin pro Jahr, jeweils am 1. September. Ausgeschrieben wird in den Jahren 2017 bis 2019 jeweils ein Volumen von 150 MW und in den Jahren 2020 bis 2022 jeweils 200 MW zu installierende Leistung. Die jährlichen Werte ab dem Jahr 2023 sollen zu einem späteren Zeitpunkt festgelegt werden (§ 28 Abs. 3).
Das Volumen verringert sich gemäß § 28 Abs. 3a ab dem Jahr 2017 jeweils um die im vergangenen Jahr installierte Leistung von jenen Biomasseanlagen, die außerhalb der Ausschreibung realisiert wurden und eine gesetzlich festgelegte Vergütung erhalten. Das Volumen erhöht sich ab dem Jahr 2018 wiederum um die Leistung, die im vorangegangenen Jahr nicht bezuschlagt werden konnte.
Bei dem Ausschreibungsvolumen handelt es sich um einen Bruttowert, das heißt, die Reduzierung von Anlagenleistung und Stilllegungen werden nicht berücksichtigt. Selbst wenn das Ausbauziel erreicht wird, könnte es daher dennoch zu einem Rückgang der Anlagenleistung kommen, da in den kommenden Jahren zunehmend mit der Stilllegung älterer Anlagen zu rechnen ist.
Um an einer Ausschreibung teilnehmen zu können, muss gemäß § 39 die Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz bzw. die Baugenehmigung für die Anlage spätestens drei Wochen vor dem Gebotstermin erteilt und die Anlage im Register der Bundesnetzagentur gemeldet worden sein. Es handelt sich also wie bei der Windenergie an Land um eine sogenannte „späte Ausschreibung“. Die Anlage darf wiederum zum Zeitpunkt der Zuschlagserteilung noch nicht in Betrieb genommen worden sein.
Die bei Gebotsabgabe zu hinterlegende Sicherheit wird in § 39a für Biomasseanlagen auf 60 €/kW zu installierende Leistung festgelegt.
Gemäß § 39b beträgt der Höchstwert für Strom aus neuen Biomasseanlagen 14,88 ct/kWh im Jahr 2017. Für Bestandsanlagen wird dieser Wert gemäß § 39f auf 16,9 ct/kWh festgelegt (siehe auch „Sonderregelungen für Bestandsanlagen“). Die Höchstwerte werden ab 2018 jährlich um ein Prozent abgesenkt.
Der Anteil von Mais und Getreide an dem eingesetzten Substrat wird weiter gedeckelt. Dieser darf nach § 39h Abs. 1 künftig höchstens 50 % im Jahr betragen (ab 2019: 47 % ab 2021: 44%). Im EEG 2014 betrug der mögliche Anteil 60 %.
Weiterhin besteht für Biomasseanlagen ein Anspruch auf Förderung nur für eine bestimmte Bemessungsleistung. Für Biogasanlagen beträgt diese Bemessungsleistung 50 % der bezuschlagten Gesamtleistung, für feste Biomasseanlagen 80 % (§ 39h Abs. 2). Die Begrenzung soll die bedarfsorientierte Auslegung und Fahrweise der Anlagen anreizen.
Zuschläge können nach § 39e Abs. 1 nicht übertragen werden, d.h., sie sind anlagen- bzw. genehmigungsbezogen.
Ein erteilter Zuschlag erlischt gemäß § 39d nach 24 Monaten, sofern keine Verlängerung bei der Bundesnetzagentur beantragt werden kann (z.B. bei anhängiger Klage). Ab dem 18. Monat nach Bekanntgabe des Zuschlags ist eine sukzessive Pönale fällig, falls die Biomasseanlage nicht (vollständig) in Betrieb genommen wurde. Diese Strafzahlung beträgt zunächst 20 €/kW der nicht in Betrieb genommenen Anlagenleistung. Ab dem 20. Monat werden 40 €/kW und ab dem 22. Monat 60 €/kW, also die volle hinterlegte Sicherheit, fällig (§ 55 Abs. 4).
Unabhängig davon beginnt der Anspruch auf Förderung von Biomasseanlagen spätestens 24 Monate nach Bekanntgabe des Zuschlags (§ 39g Abs. 1).
Sonderregelungen für Bestandsanlagen – Anschlussförderung
Für bestehende Biomasseanlagen, d.h. für Anlagen, die erstmals vor dem 1. Januar 2017 ausschließlich mit Biomasse in Betrieb genommen worden sind, besteht gemäß § 39f Abs. 1 die Möglichkeit, freiwillig an einer Ausschreibung teilzunehmen, sofern der EEG-Förderanspruch einer solchen Anlage nur noch höchstens 8 Jahre besteht (§ 39f Abs. 1). Eine Mindestgröße für die Teilnahme von Bestandanlagen gibt es nicht. Also auch Bestandsanlagen unter 150 kW können Gebote abgeben.
Der Zuschlagswert ist für bezuschlagten Bestandsanlagen mit einer installierten Leistung von 150 kW oder weniger – anders als bei neuen Biomasseanlagen – der Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots der Ausschreibungsrunde (uniform pricing).
Ist das Gebot erfolgreich, beginnt frühestens 1 und spätestens 3 Jahre nach der öffentlichen Bekanntmachung des Zuschlags der neue Zahlungsanspruch (§ 39f Abs. 2). Der Anlagenbetreiber kann den Zeitpunkt innerhalb dieser Spanne selbst wählen. Ab diesem Zeitpunkt erhält er 10 Jahre die neue Vergütung.
Voraussetzung für die Anschlussförderung einer Bestandsanlage ist der Nachweis eines Umweltgutachtens, das innerhalb von 6 Monaten nach Beginn der neuen Vergütung vorzulegen ist und nachweisen muss, dass die Anlage im Sinne der Markt- und Systemintegration bedarfsorientiert betrieben werden kann (§ 39f Abs. 4). Die Anlagen müssen also dieselben Flexibilisierungsanforderungen wie Neuanlagen erfüllen und unter Umständen modernisiert werden. Die Anlage gilt in dem Fall als neu in Betrieb genommen. Somit gelten von da an die Regelungen des EEG 2017. In der Folge erhalten Betreiber von Bestandsanlagen keine Flexibilitätsprämie (§ 50b) mehr, sondern nur noch den Flexibilitätszuschlag (§ 50a).
Der Höchstwert für Gebote beträgt bei Bestandsanlagen 16,9 ct/kWh. Der anzulegende Wert nach erfolgreichem Bieterverfahren ist – unabhängig vom Zuschlagswert – begrenzt auf die durchschnittliche Höhe des anzulegenden Werts des in der Anlage erzeugten Stroms bezogen auf die letzten 3 Jahre vor dem Gebotstermin. Die neue Vergütung soll also nicht über das bisherige Vergütungsniveau der Anlage hinausgehen.
Bei Geboten von Bestandanlagen wird die Pönale in Höhe von 20 €/kW fällig, wenn das Umweltgutachten nicht fristgerecht, also spätestens 6 Monate nach Beginn der neuen Vergütung, vorliegt. 8 Monate nach Zahlungsbeginn beträgt die Strafzahlung 40 €/kW und nach 10 Monaten wird auch hier die gesamte entrichtete Sicherheit in Höhe von 60 €/kW fällig (§ 55 Abs. 5).
Für kleine Biomasseanlagen bis zu 150 kW besteht die Möglichkeit, eine gesetzlich festgelegte Vergütung in Höhe von 13,32 ct/kWh in Anspruch zu nehmen und nicht an der Ausschreibung teilzunehmen. Das EEG 2017 definiert darüber hinaus feste Vergütungsätze für Anlagen bis 500 kW (11,49 ct/kWh), bis 5 MW (10,29 ct/kWh) sowie bis 20 MW (5,71 ct/kWh). Diese sind jedoch nur während einer Übergangszeit von Bedeutung. Demnach können Biomasseanlagen, die vor dem 1. Januar 2017 genehmigt oder zugelassen und vor dem 1. Januar 2019 in Betrieb genommen werden, ebenfalls noch auf die Festvergütung zurückgreifen (§ 22 Abs. 4 und § 42).
Auch die Vergütung für neu in Betrieb gehende Biomasseanlagen unterliegt einer Degression. Ab 2017 werden die anzulegenden Werte zweimal jährlich (April, Oktober) um 0,5 % abgesenkt (§ 44 a).
Nach § 95 Abs. 1 Nr. 2 EEG ist die Bundesregierung dazu ermächtigt, eine Verordnung zur Regelung von Mieterstrommodellen für Solaranlagen zu erlassen. Damit sind die Modelle gemeint, bei denen der Betreiber einer Solaranlage, die auf, an oder in einem Gebäude installiert ist, die Mieter oder Eigentümer des Hauses mit Strom beliefert. Die Verordnung soll regeln, dass diese Betreiber nur eine verringerte EEG-Umlage zahlen müssen.
An den geplanten Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien sollen auch Gebote für Anlagen im Staatsgebiet eines oder mehrerer anderer Mitgliedstaaten der Europäischen Union im Umfang von 5 % der jährlich zu installierenden Leistung berücksichtigt werden.
Hierfür können die Ausschreibungen nach Maßgabe einer Verordnung nach § 88a gemeinsam mit einem oder mehreren anderen Mitgliedstaaten der Europäischen Union durchgeführt werden oder für Anlagen im Staatsgebiet eines oder mehrerer anderer Mitgliedstaaten der Europäischen Union geöffnet werden.
Voraussetzung für die Teilnahme ist, dass die Länder gleichsam ihren Markt für deutsche Anlagenbetreiber öffnen. Erste Erfahrungen sollen in einer Pilotausschreibung mit den Ländern Dänemark und Luxemburg noch in diesem Jahr gesammelt werden.
Die Bundesnetzagentur führt in den Jahren 2018 bis 2020 für ein Volumen von 400 MW pro Jahr gemeinsame Ausschreibungen von Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen durch. Näheres soll eine Verordnung regeln, die bis zum 1. Mai 2018 erlassen wird. Darin können auch unterschiedliche Anforderungen für beide Technologien festgelegt werden (z.B. Höchstpreise, Ober- und Untergrenzen für die Größe der Anlage). (§ 39i, § 88c EEG)
In den Jahren 2018 bis 2020 sollen Innovationsausschreibungen über ein Volumen von 50 MW pro Jahr für erneuerbare Energien durchgeführt werden. Bei diesen Ausschreibungen ist die Teilnahme nicht auf einzelne Technologien beschränkt und die Gebote können für Kombinationen oder Zusammenschlüsse verschiedener Technologien abgegeben werden. Ziel der Innovationsausschreibungen ist es, besonders netz- oder systemdienliche technische Lösungen zu fördern. Eine Verordnung, die bis zum 1. Mai 2018 erlassen wird, soll näheres regeln. (§ 39j, §88d)
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6 Gedanken zu „EEG 2017: Die wichtigsten Änderungen“
Carl Lederle sagte am 16. August 2016 um 14:33 :
Gibt es einen Grund weshalb Sie Ihre bisherigen Aussage bzgl. der EEG-Umlagepflicht einer Speicheranlagen geändert haben? Bis vor einigen Tagen war hier zu lesen gewesen: „Mit der Einführung des § 61a ist nunmehr für den Strom, der in den Speicher geleitet wird, keine EEG-Umlage mehr zu zahlen, wenn der anschließend entnommene Strom entweder vollständig in das Netz eingespeist wird oder für den gesamten entnommenen Strom eine (reduzierte) EEG-Umlage anfällt. Für Strom aus kleinen Photovoltaik-Dachanlagen unter 10 kW, der in einem Hausspeicher zwischengespeichert wird, wird die EEG-Umlage demnach weiterhin sowohl beim Ein- als auch beim Ausspeichern fällig.“
Hat sich an dieser Beurteilung gerade für Anlagen unter 10 kW zwischenzeitlich etwas geändert?
Dedo v. Krosigk sagte am 1. August 2016 um 18:41 :
Entschuldigung, da war ich zu schnell. Mein Kommentar bezog sich auf das EEG 2014. Im EEG 2017 steht tatsächlich in §3, dass jedes Modul als eigene Anlage zählt. Dann frage ich mich allerdings (bzw. Sie), wie das mit der in anderen §§ genannten Größenangaben, z.B. der Bagatellgrenze von 10 kW, zusammenpasst!?
EnergieDialog.NRW sagte am 2. August 2016 um 16:32 :
Sehr geehrter Herr von Krosigk,
bei der Bestimmung der Maximalgrößen und Mindestgrößen stellt das EEG 2017 in § 24 fest, dass die installierten Leistungen von mehreren Anlagen (also auch mehrere PV-Module) unter bestimmten Voraussetzungen zusammengefasst werden. Das gilt auch für die Bestimmung der 10kW-Bagatellgrenze für die Eigenstromversorgung aus § 61 Abs. 2 Nr. 4 EEG. Wenn Sie also mehrere PV-Module auf einem Gebäude errichtet und diese innerhalb von 12 Kalendermonaten in Betrieb genommen haben, muss die installierte Leistung der Module zusammengerechnet werden. Liegt die Summe dann über 10 kW, ist die Bagatellgrenze überschritten und die EEG-Umlage entsprechend anteilig zu zahlen. Wir haben den Absatz zur Klarstellung entsprechend ergänzt.
Ihr Redaktionsteam des EnergieDialog.NRW
Dedo v. Krosigk sagte am 1. August 2016 um 18:07 :
Unter Solarenergie, Sonstiges schreiben Sie: „Der Gesetzgeber hat mit dem EEG 2017 den Anlagenbegriff neu definiert (§ 3 Nr. 1). In Anlehnung an ein BGH-Urteil vom 4. November 2015 (Az. VIII ZR 244/14) stellt nunmehr jedes einzelne Modul eine eigenständige Anlage dar, nicht das gesamte Solarkraftwerk.“
Die Anlagendefinition steht jedoch in §5: „Im Sinne dieses Gesetzes ist oder sind
1. „Anlage“ jede Einrichtung zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas; als Anlage gelten auch Einrichtungen, die zwischengespeicherte Energie, die ausschließlich aus erneuerbaren Energien oder Grubengas stammt, aufnehmen und in elektrische Energie umwandeln.“…
Ich kann nicht erkennen, wie sich daraus die Definition eines Moduls als Anlage herleiten lässt (was außerdem einen Widerspruch zuden weiter oben genannten Minimal- bzw. Maximalgrößen, z.B. für Ausschreibungen oder EEG-Umlage-Befreiung, bedeuten würde). Vielmehr gelten nun auch Speicher als eigenständige Anlagen.
Mit freundlichem Gruß, Dedo v. Krosigk
Martin Lohrmann sagte am 14. Juli 2016 um 12:36 :
Betrifft die Anschlussförderung von Biogasbestandsanlagen (§39f Absatz 1):
Die Einheitspreisbestimmung (uniform pricing) gilt nicht für alle Bestandsanlagen sondern nur für die Bestandsanlagen nach Absatz 1 Satz 2, d.h. für die Anlagen mit einer installierten Leistung von 150 kW und weniger.
Sie sollten in diesem Punkt Ihre Kommentierung des EEG 2017 korrigieren.
EnergieDialog.NRW sagte am 15. Juli 2016 um 10:03 :
vielen Dank für den Hinweis. Wir haben den Absatz entsprechend geändert.

References: § 22
 § 19
 § 22
 § 22
 § 31
 § 34
 § 61
 § 61
 § 61
 § 79
 § 20
 § 53
 § 87
 § 21
 § 28
 § 36
 § 36
 § 36
 § 55
 § 36
 § 36
 § 36
 § 3
 § 55
 § 36
 § 46
 § 46
 § 22
 § 38
 § 37
 § 37
 § 55
 § 35
 § 38
 § 49
 § 4
 § 22
 § 28
 § 39
 § 39
 § 39
 § 39
 § 39
 § 39
 § 39
 § 39
 § 42
 § 95
 § 88
 § 88
 §88
 § 61
 §3
 § 24
 § 61
 §5