Source: https://www.umwelt-online.de/cgi-bin/parser/Drucksachen/drucknews.cgi?id=recht&texte=0010_2D1_2D08
Timestamp: 2020-02-27 23:40:30
Document Index: 193385133

Matched Legal Cases: ['§ 3', '§ 33', '§ 64', '§ 3', '§ 33', '§ 33', '§ 33', '§ 23', '§ 64', '§ 64', '§ 33', '§ 11', '§ 11', '§ 12', '§ 9', '§ 12', '§ 12', '§ 11', '§ 16', '§ 16', '§ 27', '§ 16', '§ 16', '§ 5', '§ 16', '§ 6', '§ 18', '§ 18', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 3', '§ 23', '§ 23', '§ 20', '§ 20', '§ 27', '§ 20', '§ 20', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 18', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 23', '§ 3', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 3', '§ 27', '§ 27', '§ 64', '§ 66', '§ 64', '§ 27', '§ 27', '§ 64', '§ 66', '§ 64', '§ 64', '§ 27', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 28', '§ 28', '§ 27', '§ 28', '§ 28', '§ 28', '§ 28', '§ 28', '§ 28', '§ 33', '§ 33', '§ 37', '§ 37', '§ 36', '§ 3', '§ 37', '§ 37', '§ 37', '§ 3', '§ 41', '§ 40', '§ 52', '§ 52', '§ 52', '§ 54', '§ 53', '§ 56', '§ 56', '§ 16', '§ 16', '§ 57', '§ 57', '§ 58', '§ 58', '§ 16', '§ 52', '§ 52', '§ 8', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 66', '§ 66', '§ 6', '§ 19', '§ 19', '§ 66', '§ 66', '§ 66', '§ 66', '§ 23', '§ 20', '§ 6', '§ 3', '§ 3', '§ 27', '§ 118', '§ 118', '§ 17', '§ 118', '§ 118', '§ 19', '§ 27', '§ 27', '§ 110', '§ 4', '§ 37', '§ 55', '§ 3', '§ 2', '§ 50', '§ 37', '§ 2', '§ 2', '§ 3', '§ 37', '§ 37', '§ 37', '§ 33']

| Info | Jahr 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 | Inhalt Vorgang | | 10/1/08 vom 05.02.08
Der federführende Ausschuss für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (U), der Agrarausschuss (A), der Ausschuss für Innere Angelegenheiten (In), der Wirtschaftsausschuss (Wi) und der Ausschuss für Städtebau, Wohnungswesen und Raumordnung (Wo) empfehlen dem Bundesrat, zu dem Gesetzentwurf gemäß Artikel 76 Abs. 2 des Grundgesetzes wie folgt Stellung zu nehmen:
1. Zu Artikel 1 (§ 3 Nr. 13 - neu -, § 33a - neu -, § 64 Abs. 1 Nr. 9 - neu - EEG)
a) Dem § 3 ist nach Nummer 12 folgende Nummer 13 anzufügen:
"13. "virtuelles Kraftwerk" der Zusammenschluss unterschiedlicher Anlagen zur Erzeugung von Strom mit technischwirtschaftlich größtmöglichem Anteil aus erneuerbaren Energieträgern sowie ggf. dessen Zwischenspeicherung durch ein elektrisches Netz, welches nicht Teil der allgemeinen Versorgung ist, mit dem Ziel, ein vertraglich vereinbartes Leistungsprofil an definierten Übergabepunkten zur allgemeinen Versorgung zuverlässig einzuspeisen."
b) Nach § 33 ist folgender § 33a einzufügen:"
§ 33a Virtuelle Kraftwerke
(1) Für Strom aus virtuellen Kraftwerken beinhaltet die Vergütung
a) eine Grundvergütung,
b) eine Vergütung für Systemdienstleistungen,
c) einen Technologie-Faktor.
(2) Für die Ermittlung der Grundvergütung werden die Vergütungen gemäß der §§ 23 bis 33 für jede Erzeugungsanlage des virtuellen Kraftwerks bestimmt und aus diesen ein Mittelwert gebildet, der entsprechend der jeweils installierten Leistungsanteile gewichtet wird.
(3) Die Grundvergütung wird nur gezahlt für Energiemengen, die im Rahmen des vertraglich vereinbarten Leistungsbands am Netzübergabepunkt in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist werden.
(4) Für Energiemengen, die oberhalb des vertraglich vereinbarten Leistungsbands im virtuellen Kraftwerk aus erneuerbaren Energien erzeugt werden könnten, wird ein Bonus für die erbrachte Systemdienstleistung gezahlt, sofern diese Energiemengen nicht zum Erzeugungszeitpunkt in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist werden.
(5) Für Energiemengen, die unterhalb des vertraglich vereinbarten Leistungsbands im virtuellen Kraftwerk nicht zeitgerecht erzeugt werden können, wird ein Malus für die erforderliche Systemdienstleistung in Abzug gebracht. Wird diese nicht zeitgerechte Energieeinspeisung aus Speichern oder konventioneller Erzeugung innerhalb des virtuellen Kraftwerks ganz oder teilweise ausgeglichen, wird dieser Anteil ebenfalls mit der Grundvergütung vergütet.
(6) Der Technologie-Faktor wird als positiver oder negativer Prozentzuschlag oder -abschlag auf die Grundvergütung berücksichtigt. Er soll honorieren, wenn die technischen Auslegungsparameter eines virtuellen Kraftwerks nahe am jeweils aktuellen energietechnischen und energiewirtschaftlichen Optimum liegen, oder korrigieren, wenn diese Parameter zunehmend vom Optimum abweichen.
(7) Die Höhe der Boni und Mali für Systemdienstleistungen sowie die Höhe des Technologie-Faktors werden nach § 64 Abs. 1 gesondert festgelegt."
c) Dem § 64 Abs. 1 ist folgende Nummer 9 anzufügen:
9. Einzelheiten zur Vergütung von Strom aus virtuellen Kraftwerken nach § 33a Abs. 5 bis 7.
Um die Versorgungssicherheit erneuerbarer Energien durch bedarfsgerechte Einspeisung und höhere Volllaststunden zu verbessern, sind die Zusammenfassung verschiedener Anlagen zu virtuellen Kraftwerken, die Energieumwandlung und -speicherung effiziente Optionen. Zur Markteinführung entsprechender Lösungen sind zusätzliche finanzielle Anreize erforderlich. Damit können Netzausbaukosten, Regel- und Ausgleichsenergie eingespart werden.
2. Zu Artikel 1 (§ 11 Abs. 1 Satz 2 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist in § 11 Abs. 1 nach Satz 1 folgender Satz einzufügen:
Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung in Unternehmen des produzierenden Gewerbes sind nur in dem Maße in diese Regelung einzubeziehen, wie es deren Bereitstellung von Nutzwärme für die Produktion beziehungsweise deren Bereitstellung von Elektroenergie zur Gewährleistung der Sicherheit der Produktion und der Produktionsanlagen zulassen.
Mit der Änderung wird die nachrangige Abregelung von KWK-Anlagen, sofern ansonsten die Deckung des eigenen Energiebedarfs gefährdet ist, sichergestellt.
3. Zu Artikel 1 ( § 12 EEG)
Zahlungen für nicht eingespeiste Strommengen sind dem Recht der Erneuerbaren Energien bislang fremd. Diese Zahlungen würden zu einer Erhöhung der Netzentgelte und damit der Strompreise führen. Angesichts des hohen Gemeinwohlinteresses an wettbewerbsfähigen und sozialverträglichen Strompreisen in Deutschland ist nicht einzusehen, dass das Risiko, dass Strom aus Erneuerbaren Energien oder Kraft-Wärme-Kopplung wegen erschöpfter Netzkapazität nicht eingespeist werden kann, vom Stromkunden zu tragen ist; dieses muss vielmehr beim Anlagenbetreiber verbleiben. Dem Interesse der Anlagenbetreiber an der Vermeidung finanzieller Nachteile und damit an Investitionssicherheit ist durch die Pflicht der Netzbetreiber zur Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau ihrer Netze nach § 9 EEG-E ausreichend Rechnung getragen.
4. Zu Artikel 1 (§ 12 Abs. 1 Satz 2 EEG)
In Artikel 1 sind in § 12 Abs. 1 Satz 2 nach dem Wort "Wärmeerlöse" die Wörter "zuzüglich nachgewiesener zusätzlicher Aufwendungen" einzufügen.
Werden im Zuge des Einspeisemanagements nach § 11 Stromeinspeisungen reduziert oder unterbrochen, sollten den Anlagenbetreiberinnen und -betreibern Entschädigungen für alle wesentlichen daraus resultierenden Belastungen gewährt werden. Neben entgangenen Erlösen und ersparten Aufwendungen sind daher auch nachweisbare, zusätzliche Aufwendungen bei der Ermittlung des Entschädigungsvolumens zu berücksichtigen.
5. Zu Artikel 1 (§ 16 Abs. 1 Satz 2 - neu - und 3 - neu - EEG)*
In Artikel 1 sind dem § 16 Abs. 1 folgende Sätze anzufügen:
Vom ausschließlichen Einsatz ausgenommen ist Strom aus Anlagen, in denen anteilig auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas eingesetzt wird. Dabei wird der dem aufbereiteten Biogas zurechenbare Stromanteil nach § 27 vergütet.
Durch diese Ausnahme kann aus Biogas aufbereitetes "Bioerdgas" einfach und effizient in Erdgas-Blockheizkraftwerken mit gut ausgelasteten Wärmenetzen in Kombination mit Erdgas genutzt werden. Die für einen getrennten Gasbetrieb notwendigen zusätzlichen Investitionen entfallen. Zudem wird durch die Flexibilisierung des Gaseinsatzes die Versorgungssicherheit für Strom- und Wärmenetze erheblich gesteigert. Diese Teilaufhebung der Ausschließlichkeit lässt eine Erhöhung der Attraktivität des Einsatzes von "Bioerdgas" erwarten.
6. Zu Artikel 1 ( § 16 Abs. 3 EEG)
In Artikel 1 ist in § 16 Abs. 3 der Punkt nach dem Wort "nachkommen" durch ein Komma zu ersetzen und die Wörter "und für Anlagen mit einer Leistung ab 500 Kilowatt zusätzlich nur, soweit eine registrierende Leistungsmessung erfolgt" sind anzufügen.
Das Erfordernis einer registrierenden Leistungsmessung bei größeren Anlagen nach § 5 Abs. 1 Satz 2 des geltenden EEG hat sich für die Zwecke der Netzintegration bewährt und soll daher in das novellierte Gesetz übernommen werden.
* Sachzusammenhang zu Ziffer 19.
7. Zu Artikel 1 (§§ 16 ff. EEG)
Der Bundessrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren zu prüfen, wie Anreize zur bedarfsorientierten Einspeisung geschaffen werden können. Dabei ist insbesondere das Instrument einer tageszeitabhängigen Spreizung der Grundvergütungen mit Ausnahme bei Strom aus solarer Strahlungsenergie zu beleuchten.*
Prämien und Abschläge könnten EEG-Anlagenbetreibern Anreize für eine stärker an dem Bedarf ausgerichtete Erzeugung bzw. Einspeisung geben. Ähnlich etwa wie in Slowenien könnte in Zeiten hohen Bedarfs, also tagsüber zwischen 8.00 und 20.00 Uhr, eine Prämie auf die normale Vergütung nach EEG gewährt werden. Damit dies nicht zu höheren Belastungen für die Stromkunden gegenüber dem gegenwärtigen EEG führt, könnte in Schwachlastzeiten ein Abschlag erfolgen, so dass sich die Differenzkosten aus Vergütungszahlungen und vermiedenen Strombezugskosten, sofern sie ebenfalls tageszeitlich differenziert ermittelt werden, nur wenig ändern dürften. Durch das System von Prämie und Abschlag würde darüber hinaus die Spreizung der Vergütung vergrößert werden und somit ein stärkerer Anreiz gegeben, den Strom in Zeiten hoher Nachfrage zur Verfügung zu stellen.
In der Praxis erhielte jeder EEG-Einspeiser zwei verschiedene Vergütungen in Abhängigkeit vom Zeitpunkt der Einspeisung. Die am Spotmarkt der Leipziger Strombörse beobachtete Spreizung erlaubt es, die derzeitigen Vergütungssätze in der Spitzenlastzeit um 1 Cent/kWh anzuheben und außerhalb dieser Zeit um 1 Cent/kWh abzusenken. Dabei müssen die Anlagenbetreiber wie bisher schon ihre Lieferung nicht im Voraus ankündigen. Die sich ergebende Spreizung von 2 Cent/kWh gibt Anlagenbetreibern ausreichende Anreize für eine stärker bedarfsgerechte Einspeisung. Die erforderliche automatische Leistungsmessung wird - unabhängig von diesem Vorschlag - als Anschlussvoraussetzung für Anlagen über 100 kW in § 6 verlangt.
Zur weiteren Erläuterung des Grundansatzes wird ergänzend auf die Ergebnisse einer im Auftrag des Landes Baden-Württemberg erstellten Studie zur "Fortentwicklung des Instrumentariums zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien" von Langniß, Diekmann, Lehr 2007 verwiesen (Internet: www.um.badenwuerttemberg.de - Stichwort: Klimaschutz).
* Sachzusammenhang zu Ziffer 21.
8. Zu Artikel 1 (§ 18 Abs. 2 Satz 1 EEG)
In Artikel 1 sind in § 18 Abs. 2 Satz 1 nach der Angabe "§§ 23 bis 28" die Wörter "sowie für die Zuordnung zu § 23 Abs. 1 und 2 (Anlagen mit einer Leistung bis einschließlich 5 Megawatt) oder § 23 Abs. 3 und 4 (Anlagen mit einer Leistung über 5 Megawatt)" einzufügen.
Die Stromerzeugung von Wasserkraftwerken, die im Tidenbereich der Flüsse errichtet werden, fällt bei gleicher installierter Anlagenleistung geringer aus als bei einem Laufwasserkraftwerk im Oberlauf des Flusses. Verantwortlich hierfür sind die täglich mit Ebbe und Flut schwankenden Wasserstände unterhalb der Wehranlage.
Die installierte technische Leistung nach § 3 Nr. 6 ist deshalb kein geeigneter Maßstab für die Zuordnung einer Wasserkraftanlage zu den unterschiedlichen Vergütungsklassen der kleinen (§ 23 Abs. 1 und 2) und großen (§ 23 Abs. 3 und 4) Wasserkraft. Sie führt dazu, dass Anlagen im Tidenbereich der Flüsse auf Grund der geringeren Erträge eine wirtschaftlich nicht ausreichende Vergütung erhalten.
Eine sachgerechte Einstufung muss von der tatsächlichen Stromerzeugung ausgehen. Die vorgeschlagene Änderung stellt dies sicher.
Zu Artikel 1 (§ 20 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5, Satz 2 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist § 20 Abs. 2 wie folgt zu ändern:
a) In Satz 1 Nr. 5 ist die Angabe "1,0" durch die Angabe "0,5" zu ersetzen.
"Für Strom aus Biomasse findet die jährliche Absenkung der Vergütungssätze auf die zu zahlenden Vergütungen nach § 27 Abs. 4 keine Anwendung."
Der Gesetzentwurf sieht für die Vergütungen im Bereich Biomasse eine Degression von 1 % jährlich vor, die sich (anders als bisher) auch auf die Boni bezieht. Im Bereich der Stromerzeugung durch Biomasse besteht gegenüber den anderen EE-Technologien eine deutlich andere Kostenstruktur, die u.a. stärker von Personalkosten sowie insbesondere von steigenden Kosten für die Inputstoffe beeinflusst wird und damit insgesamt weniger von Technologieentwicklungen profitieren kann. Es ist daher eine Beschränkung der Degression im Bereich Biomasse erforderlich sowie die nun vorgesehene Einbeziehung der Boni in die Degression rückgängig zu machen.
11. Zu Artikel 1 (§ 20 Abs. 2 Nr. 6 EEG)
In Artikel 1 ist in § 20 Abs. 2 Nr. 6 die Angabe "1,0" durch die Angabe "0" zu ersetzen.
Unter den geologischen Rahmenbedingungen Deutschlands fehlen Erfahrungen mit dem langfristigen Betrieb von Anlagen zur Nutzung der geothermischen Energie zur Stromerzeugung. In diesem frühen Stadium macht eine Vergütungsdegression keinen Sinn und schreckt potenzielle Investoren eher ab. Das betriebliche Risiko ist noch so hoch, dass es nur schwer möglich ist, überhaupt langfristig zu kalkulieren. Viele Anlagenkomponenten befinden sich immer noch im Entwicklungsstadium. Vor Einführung einer Degression sollten weitere Erfahrungen mit Projektdurchführungen (auch unter dem Aspekt der Wirtschaftlichkeit) abgewartet werden.
Gegenwärtig muss es darum gehen, überhaupt erst Investoren zu Gunsten von Anlagen zur Nutzung geothermischer Energie im großtechnischen Maßstab zu gewinnen. Dies gilt sowohl für hydrothermale als auch für petrothermale Anlagen. Auch vor dem Hintergrund der Tatsache, dass weltweit noch keine einzige petrothermale Anlage im Betriebszustand existent ist und die Investitionen für beide Anlagetypologien ganz beträchtlich sind, ist eine Degression der Vergütungssätze zum gegenwärtigen Zeitpunkt kontraproduktiv.
12. Zu Artikel 1 ( § 23 Abs. 2 EEG)
In Artikel 1 ist § 23 Abs. 2 wie folgt zu fassen:
(2) Für Strom aus Wasserkraft, der in Anlagen mit einer Leistung bis einschließlich 5 Megawatt erzeugt wird, die vor dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommen und nach dem 31. Dezember 2008 modernisiert worden sind, gelten die Vergütungssätze des Absatzes 1.
Das Ausbaupotenzial bei der kleinen Wasserkraft besteht im Wesentlichen in der Reaktivierung und Modernisierung vorhandener Wasserkraftanlagen. Um entsprechende Anreize zu geben, sollten die für neue Wasserkraftanlagen bis 5 Megawatt erhöhten Vergütungssätze auch für die Fälle der Modernisierung gelten, zumal auch hier oft erhebliche ökologische Verbesserungsmaßnahmen erforderlich sind. Darüber hinaus sollte die in § 23 Abs. 1 eingeführte dreistufige Vergütungsregelung für kleine Wasserkraftanlagen bis 5 Megawatt (durch Einführung einer neuen Stufe zwischen 0,5 und 2 Megawatt) auch für Modernisierungsmaßnahmen gelten.
13. Zu Artikel 1 (§ 23 Abs. 3 Nr. 1 EEG)
In Artikel 1 ist § 23 Abs. 3 Nr. 1 wie folgt zu fassen:
1. bis einschließlich einer Leistung von 5 Megawatt 7,65 Cent pro Kilowattstunde,
Bei der Vergütung von Strom aus Wasserkraft sieht das EEG zwei unterschiedliche Regelungen für Anlagen bis zu 5 MW und für Anlagen größer 5 MW vor. Mit der vorliegenden Novelle sollen die Vergütungssätze für die kleine Wasserkraft angehoben und für die große Wasserkraft abgesenkt werden. Im Ergebnis errechnet sich für eine Wasserkraftanlage von 5 MW nach § 23 Abs. 1 eine Vergütung von durchschnittlich 8,45 Cent je kWh. Wird die Schwelle von 5 MW geringfügig überschritten, ergeben sich nach § 23 Abs. 3 nur 5,96 Cent je KWh.
Wenn die Unterscheidung zwischen großer und kleiner Wasserkraft aufrechterhalten werden soll, so sind zumindest die Regelungen besser aufeinander abzustimmen. Dies wird erreicht durch die vorgeschlagene Ausweitung der Vergütungsstufe nach § 23 Abs. 3 Nr. 1 von 500 kW auf 5 MW und eine Anhebung des Vergütungssatzes auf 7,65 Cent je kWh. Das entspricht dem Satz für kleine Wasserkraftanlagen im Leistungsbereich von 2 bis 5 MW nach § 23 Abs. 1 Nr. 3. Mit diesen Änderungsvorschlägen kann der Vergütungssprung bei 5 MW Leistung von 30 Prozent auf ca. 9 Prozent reduziert werden.
Der Änderungsvorschlag erhöht z.B. die Vergütung für eine 10-MW Wasserkraftanlage um 0,84 Cent je kWh. Bei einer 50 MW Anlage sind es bereits nur noch 0,17 Cent. Der Vorschlag vermeidet eine nennenswerte Besserstellung der großen Wasserkraft insgesamt. Die finanziellen Auswirkungen bleiben begrenzt.
Ein Sprung bei den Vergütungssätzen von ca. 30 Prozent (zum Vergleich: In der aktuell geltenden Fassung des EEG von 2004 sind es ca. 2,8 Prozent) führt dazu, dass Wasserkraftanlagen künstlich kleiner dimensioniert werden und so Potentiale zur CO₂-Minderung zwischen 5 MW und 10 MW Anlagenleistung teilweise nicht erschlossen werden. Die Novelle wird an dieser Stelle zudem den selbst formulierten Ansprüchen nicht gerecht. In der Begründung zu den Einzelvorschriften heißt es unter § 18 Abs. 1: "Nur eine stufenlose Regelung kann Ungerechtigkeiten bei der Vergütung des Stroms aus verschieden großen Anlagen vermeiden und trägt deshalb dazu bei, Über- und Unterförderung auszuschließen."
14. Zu Artikel 1 (§ 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 1 EEG)
In Artikel 1 ist in § 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 1 das Wort "Speicherkraftwerke" durch die Wörter "Pumpspeicherkraftwerke oder Energiespeicher" zu ersetzen.
Pumpspeicherkraftwerke und Talsperren, die primär nach energetischen Gesichtspunkten betrieben werden (Energiespeicher), haben verstärkt die Möglichkeit der monetären "Veredelung" der Energiegewinnung und werden folgerichtig von der Förderung ausgenommen. Demgegenüber sollen Talsperren mit überwiegend natürlichem Zufluss, die zwar auch Wasserkraftanlagen besitzen, primär aber nach wasserwirtschaftlichen Bedürfnissen (z.B. Wasserrückhalt zur Verminderung des Hochwasserabflusses und/oder Niedrigwasseraufhöhung) betrieben werden, wie Laufwasserkraftwerke gestellt werden.
15. Zu Artikel 1 (§ 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 EEG)
In Artikel 1 ist § 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 wie folgt zu fassen:
2. nach der Errichtung oder Modernisierung der Anlage nachweislich der ökologische Zustand oder das ökologische Potenzial des Gewässers gegenüber dem vorherigen Zustand wesentlich verbessert oder ein guter ökologischer Zustand oder ein gutes ökologisches Potenzial des Gewässers erreicht worden ist.
Gemäß EG-Wasserrahmenrichtlinie gibt es neben dem Begriff des "ökologischen Zustands" auch den Begriff des "ökologischen Potenzials" in Abschnitten, die als erheblich verändert eingestuft werden (heavily modified water bodies). Da viele Wasserkraftanlagen gerade auch in diesen Bereichen liegen, ist der Begriff des "ökologischen Potenzials" zu ergänzen.
Zudem soll mit dieser Änderung ausdrücklich klargestellt werden, dass es auch bei Anlagen, die in einem Wasserkörper liegen oder errichtet werden, der sich bereits insgesamt im guten Zustand bzw. guten Potenzial befindet (integrale Betrachtung), möglich ist, wesentliche Verbesserungen durch örtliche Maßnahmen zu erzielen (lokale Betrachtung). Auch sollen bei der Neuerrichtung von Wasserkraftanlagen auch flussmorphologische Wirkungen (z.B. Sohlstützung zur Stabilisierung der Wasserspiegellagen und somit der Biodiversität in der Aue) als wesentliche Verbesserung im Sinne dieses Gesetzes anerkannt werden können.
16. Zu Artikel 1 (§ 23 Abs. 5 Satz 2 Nr. 2, Satz 3 - neu - und 4 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist § 23 Abs. 5 wie folgt zu ändern:
a) Satz 2 Nr. 2 ist wie folgt zufassen:
2. für Anlagen nach Absatz 2 und 4 die Vorlage einer Bescheinigung der zuständigen Wasserbehörde, wobei die Behörde auf ein Umweltgutachten Bezug nehmen kann; macht die Modernisierung eine neue Zulassung der Wasserkraftnutzung erforderlich, gilt diese als Nachweis.
"Die Form der Bescheinigung nach Satz 2 Nr. 2 bleibt der zuständigen Behörde überlassen. Möglich ist auch eine Negativbescheinigung in den Fällen, in denen Entscheidungen im Zusammenhang mit Wasserkraftanlagen weder eine Steigerung der Energieproduktion noch eine wesentliche Verbesserung der ökologischen Verhältnisse bewirken."
bei Annahme entfällt Ziffer 17
Die Entscheidung, ob die Voraussetzungen des Absatzes 5 Satz 1 vorliegen, kann nicht allein einer Umweltgutachterin oder einem Umweltgutachter überlassen bleiben, sondern ist abschließend von der zuständigen Behörde zu treffen.
In der Praxis haben sich Fälle gezeigt, in denen wasserrechtliche Entscheidungen im Zusammenhang mit der Umgestaltung von Wasserkraftanlagen getroffen werden mussten, ohne dass eine wesentliche ökologische Verbesserung eingetreten ist. In solchen Fällen sollte es der zuständigen Behörde möglich sein, eine Negativbescheinigung im Hinblick auf die Voraussetzungen des § 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 auszustellen. So können Mitnahmeeffekte im Hinblick auf die erhöhte Vergütung vermieden werden.
17. Zu Artikel 1 (§ 23 Abs. 5 Satz 2 Nr. 2 EEG)
In Artikel 1 sind in § 23 Abs. 5 Satz 2 Nr. 2 die Wörter "oder einer Umweltgutachterin oder eines Umweltgutachters" zu streichen.
§ 3 Nr. 12 EEG-E verweist auf den privaten Umweltgutachter gemäß Umweltauditgesetz. Erfahrungsgemäß kann die gewässerökologische Bewertung von Maßnahmen auf Grund der Komplexität der Zusammenhänge nur der Wasserrechtsbehörde unter interdisziplinärer Hinzuziehung von allen einschlägigen Fachstellen obliegen. Die letztendliche Bescheinigung durch einen privaten Gutachter ist hier also abzulehnen. Nichtsdestoweniger können und sollen die zur behördlichen Beurteilung erforderlichen fachlichen Grundlagen durch private Gutachter zusammengestellt werden.
18. Zu Artikel 1 (§ 27 Abs. 3 Nr. 1 EEG)
In Artikel 1 ist in § 27 Abs. 3 Nr. 1 die Angabe "5 Megawatt" durch die Angabe "2 Megawatt" zu ersetzen.
Ein effizienter Einsatz der Biomasse setzt neben der Stromproduktion eine entsprechende Wärmenutzung voraus. Die im Gesetzentwurf vorgesehenen Anreize zur stärkeren Wärmenutzung reichen im Leistungsbereich zwischen 2 bis 5 Megawatt allerdings nicht aus. Daher soll der Vergütungsanspruch bereits ab einer Leistungsgrenze von 2 Megawatt an die Stromerzeugung im Wege der KWK gebunden werden.
[Gleichzeitig sind auch bei Umsetzung dieser Änderung Einsparungen zu erwarten, die in etwa auf 30 bis 60 Mio. € pro Jahr zu veranschlagen sind. Diese Mittel können für weitere, unter Ökologie- und Effizienzgesichtspunkten sinnvolle Verbesserungen des EEG genutzt werden, etwa für die Förderung der Geothermie, die Erweiterung des "Güllebonus" sowie die Förderung der Klärschlammtrocknung.]
19. Zu Artikel 1 (§ 27 Abs. 3 Nr. 3 - neu - EEG)*
In Artikel 1 ist § 27 Abs. 3 wie folgt zu ändern:
3. aus Anlagen, die neben aus dem Gasnetz entnommenen Biogas auch Erdgas einsetzen, nur, wenn die Anlagenbetreiberin oder der Anlagenbetreiber durch ein Einsatzstoff-Tagebuch mit Angaben und Belegen über Art und Menge der eingesetzten Gase den Nachweis führt, wieviel Biomasse eingesetzt wird. Die EEG-Vergütung wird nur für den Anteil der eingesetzten Biomasse gewährt.
* Sachzusammenhang zu Ziffer 5.
Nach derzeitigem Gesetzestext sind Betreiber eines BHKW, die eingespeistes Biogas nutzen wollen, gezwungen, rechnerisch - auf ein Jahr bezogen - ausschließlich Biogas in dem BHKW einzusetzen. Auch ein zeitweiliger Betrieb mit Erdgas ist ausgeschlossen. Dies führt für die Betreiber zu erheblichen logistischen Problemen bis hin zu Abschaltung eines BHKW kurz vor Jahresschluss, wenn die eingekauften Mengen an Biogas vorzeitig verbraucht sind. Wäre ein zeitweiser Betrieb mit Erdgas erlaubt, könnte das BHKW bei Verzicht auf die EEG-Vergütung mit Erdgas weiterbetrieben werden. Ein Mischbetrieb mit Biogas und Erdgas ist bei Generatoren, die Gase aus dem Gasnetz entnehmen, deshalb unerlässlich.
[Die Änderung verursacht keine Mehrkosten.]
20. Zu Artikel 1 (§ 27 Abs. 4 Nr. 3, Anlage 2 Nr. VI.1 Buchstabe a und b EEG)
a) In § 27 Abs. 4 Nr. 3 ist die Angabe "3,0 Cent " durch die Angabe "4,0 Cent "zu ersetzen.
b) In Anlage 2 ist Nr. VI.1 wie folgt zu ändern:
aa) In Buchstabe a ist die Angabe "6,0 Cent " durch die Angabe "5,5 Cent " zu ersetzen.
bb) In Buchstabe b ist die Angabe "4,0 Cent " durch die Angabe "3,5 Cent " zu ersetzen.
Die gleichzeitige Erzeugung von Strom und Wärme ist gegenüber der reinen Stromerzeugung bei Verbrennungsprozessen mit deutlich größeren Treibhausgasminderungspotenzialen verbunden. Dies gilt insbesondere im Hinblick auf die relativ niedrigen Wirkungsgrade bei der Stromerzeugung aus fester Biomasse. Die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist daher ein wesentlicher Schwerpunkt.
Gegenüber dem vorliegenden Entwurf soll der KWK-Bonus nicht nur auf 3,0 Cent, sondern 4,0 Cent erhöht werden. Als Ausgleich soll die Vergütung an anderer Stelle - hier der Nawaro-Bonus - gesenkt werden. Die Minderung erfolgt aber nur im Verhältnis 2:1 (d.h. 0,5 Cent), da die Stromerzeugung in den betroffenen Anlagen, die nachwachsende Rohstoffe einsetzen, nur teilweise in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben wird.
21. Zu Artikel 1 ( § 27 EEG)*
Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren zu prüfen, ob für Biogasanlagen ein Bonus/Malus-Vergütungssystem eröffnet werden kann, das Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung im Sinne von § 3 Nr. 6 bis einschließlich 500 Kilowatt nach § 27 Abs. 1 Nr. 1 und 2 um 2,0 Cent je Kilowattstunde erhöht (Bonus), soweit der Strom im Zeitraum von sechs bis 22 Uhr in das Netz eingespeist wird, und um 4,0 Cent je Kilowattstunde in der übrigen Zeit reduziert. Die Festlegung der Zeiträume kann durch eine individuelle Regelung ersetzt werden. Dabei soll die erhöhte Vergütung über insgesamt 16 Stunden und die verringerte Vergütung über insgesamt acht Stunden jeweils innerhalb von 24 Stunden festgelegt werden. Die Regelung soll auch Altanlagen offenstehen.
Biomasseanlagen sind grundsätzlich geeignet, bedarfsorientiert Strom zur Verfügung zu stellen. Insbesondere Biogasanlagen können durch Vergrößerung von Gasspeicher und Generator in ein Lastmanagement eingebunden werden und Regelenergie erzeugen. Der Einstieg in ein solches System soll durch eine zeitabhängige Bonus/Malus-Regelung erreicht werden.
Der Vorschlag sieht für zwei Drittel des Tages zu Zeiten hohen Strombedarfs einen Bonus, für das restliche Drittel einen Malus in doppelter Höhe des Bonus vor. Vorgabe ist ein Bonus zwischen 6 und 22 Uhr und ein Malus in der Nachtzeit. Es werden zudem individuelle Regelungen eröffnet, wonach die Zeiten flexibel gestaltet werden können und beispielsweise mit Hilfe von ferngesteuerten Zählern erfasst werden.
Die Begrenzung der Maluszeit auf ein Drittel des Tages bringt insbesondere für Biogasanlagen den Vorteil, da Gasspeicher und Generatoren kleiner gehalten werden können als dies bei einer halbtägigen Aufteilung der Fall wäre. Die Spreizung von 6 Cent zwischen Bonus und Malus ist als Anreiz für die nötigen Investitionen erforderlich.
Wegen des festgelegten Verhältnisses von 1 : 2 zwischen Bonus und Malus ergibt sich bei kontinuierlicher Lieferung durchschnittlich keine Erhöhung der Vergütung. Dennoch entsteht eine Win-Win-Situation, indem Anlagenbetreibern eine erlösorientierte Lieferung mit verhältnismäßig geringen Investitionen eine Optimierung des Stromertrags eröffnet und dem Verbraucher damit Strom weitgehend zu Zeiten hoher Nachfrage (Strompreise von 20 Cent je kWh) angeboten wird. Ein Malus zu Zeiten geringer Stromnachfrage (Strompreise unter 10 Cent je kWh) ist daher energiepolitisch wie marktwirtschaftlich sinnvoll und trägt dem Verbraucherschutz Rechnung.
Als Beitrag zur Netzstabilität soll die zeitabhängige Einspeisevergütung auf Anlagen einschließlich einer Leistung von 500 kW begrenzt werden.
* Sachzusammenhang zu Ziffer 7.
22. Zu Artikel 1 (§ 27, § 64, § 66, Anlage 2, Anlage 3 EEG)
Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren darauf zu achten, dass die im Gesetz selbst enthaltenen Vorschriften, die Vorschriften in den Anlagen zum Gesetz sowie die Vorschriften in den dazugehörigen Verordnungen materiell widerspruchsfrei und formell möglichst transparent aufeinander abgestimmt werden.
In Vorschriften des EEG-Entwurfs wird mehrfach auf Anlagen zum EEG Bezug genommen sowie auf Voraussetzungen verwiesen, die in untergesetzlichen Vorschriften, die auf der Grundlage von § 64 EEG n.F. zu erlassen sind, niedergelegt sind bzw. werden sollen. Hierdurch entsteht ein nur schwer durchschaubares und vollziehbares Regelwerk.
Besonders plakativ lässt sich dies an § 27 der Vorlage (Biomasse) und den weiteren Regelungen zu diesem Bereich darstellen:
- In § 27 Abs. 1 wird die Vergütung für Strom aus "Biomasse im Sinne der nach § 64 Abs. 1 Nr. 2 erlassenen Biomasseverordnung" festgelegt.
- Nach § 66 Abs. 2 EEG-Entwurf gilt die alte BiomasseV als Verordnung gem. § 64 Abs. 1 Nr. 2, solange bis auf der Rechtsgrundlage des § 64 Abs. 1 Nr. 2 eine Verordnung erlassen ist, die ebenso wie die EEG-Novelle an aktuelle Gegebenheiten und Erkenntnisse angepasst ist.
- Nach § 27 Abs. 4 Nr. 2 sollen sich die Vergütungen für Strom nach Absatz 1 erhöhen, der aus nachwachsenden Rohstoffen oder Gülle "nach Maßgabe der Anlage 2 zu diesem Gesetz erzeugt wird (Bonus für nachwachsende Rohstoffe)".
- In Anlage 2 zum EEG werden umfängliche weitere Anforderungen, u.a. mit Verweisen auf ebenfalls in Anlage 2 enthaltene Listen geregelt.
- Unter Nummer III. (Positivliste) dieser Anlage 2 ist geregelt, dass als nachwachsende Rohstoffe i.S.v. Nummer I.1. Buchstabe a der Anlage "insbesondere" bestimmte dort aufgezählte Materialien gelten wie z.B. "Palmöl (...), sofern nachweislich die Anforderungen der Verordnung nach § 64 Abs. 2 Nr. 1 [sic; also nicht die oben bereits genannte Verordnung nach § 64 Abs. 1 Nr. 2] eingehalten sind".
Auch sollte ein inhaltlicher Abgleich der BiomasseV als Verordnung auf der Grundlage von § 64 Abs. 1 Nr. 2 mit der Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Erzeugung von zu Biokraftstoffen verwendeter Biomasse (Biomasse-NachhaltigkeitsV - BioNachV, im Entwurf vorliegend) vorgenommen werden.
23. Zu Artikel 1 ( § 28 Abs. 1 EEG)
In Artikel 1 ist § 28 Abs. 1 wie folgt zu fassen:
(1) Für Strom aus Geothermie beträgt die Vergütung 16,0 Cent pro Kilowattstunde.
Unter den geologischen Rahmenbedingungen Deutschlands fehlen Erfahrungen mit dem Bau und langfristigen Betrieb von Anlagen zur Nutzung der geothermischen Energie zur Stromerzeugung. Deshalb ist es bislang kaum möglich, auf Kostensenkungsspielräume bei der Hochskalierung der Anlagenleistung zu schließen. [Belege dafür existieren weder für den Umstand an sich noch dessen Ausmaß.] Unter diesen Voraussetzungen macht es keinen Sinn, eine leistungsbezogene Staffelung der Vergütungsstufen einzuführen. Der große Unterschied der vorgeschlagenen Vergütungsstufen würde auch dazu führen, dass keine Anlagen größer 10 Megawatt geplant und gebaut werden.
Das betriebliche Risiko ist noch so hoch, dass es nur schwer möglich ist, überhaupt langfristig zu kalkulieren. Viele Anlagenkomponenten befinden sich immer noch im Entwicklungsstadium [und sind nicht in der Lage, die Lebensdauer der Investitionsabschreibung auch nur annähernd zu erreichen].
Gegenwärtig muss es darum gehen, Investoren zu Gunsten von Anlagen zur Nutzung geothermischer Energie im großtechnischen Maßstab zu gewinnen. Dies gilt sowohl für hydrothermale als auch für petrothermale Anlagen. Auch vor dem Hintergrund der Tatsache, dass weltweit noch keine einzige petrothermale Anlage im Betriebszustand existent ist und die Investitionen für beide Anlagetypologien ganz beträchtlich sind, {ist eine Differenzierung nach Leistungsklassen nicht zielführend} [und macht keinen Sinn.]
[Da die Vergütung bis zum nächsten Erfahrungsbericht voraussichtlich nur bei einigen wenigen Fällen zum Tragen kommen kann, bleibt die Änderung weitgehend kostenneutral für das EEG. Mehrkosten werden gegebenenfalls durch Einspareffekte bei den Änderungen zu den §§ 27, 66 sowie den Anlagen 1 und 2 zum EEG-E ausgeglichen.]
24. Zu Artikel 1 ( § 28 Abs. 2 EEG)
In Artikel 1 ist in § 28 Abs. 2 die Angabe "2,0 Cent" durch die Angabe "3,0 Cent" zu ersetzen.
Der eigentliche Vorteil der Nutzung tiefer Geothermie liegt in der kontinuierlichen Bereitstellung von Wärmeenergie. Die Nutzung dieser geothermischen Wärmeenergie zur Stromerzeugung ist unter den in Deutschland vorliegenden geologischen Rahmenbedingungen dauerhaft lediglich mit relativ geringer Effizienz möglich. Um die Gesamteffizienz zu erhöhen, muss das neue EEG den Anreiz dazu vermitteln, auch die bei der Stromerzeugung anfallende Wärme zu nutzen. Dieser Anreiz wird mit einem fühlbaren Zuschlag für den effizienten KWK-Betrieb solcher Anlagen vermittelt. Der bislang vorgesehene Wärmenutzungs-Bonus von 2,0 Cent pro Kilowattstunde ist deshalb auf 3,0 Cent anzuheben.
25. Zu Artikel 1 ( § 28 Abs. 3 EEG)
In Artikel 1 ist in § 28 Abs. 3 die Angabe "2,0 Cent" durch die Angabe "5,0 Cent" zu ersetzen.
Gegenwärtig muss es darum gehen, Investoren zu Gunsten von Anlagen zur Nutzung geothermischer Energie im großtechnischen Maßstab zu gewinnen. Dies gilt insbesondere für petrothermale Anlagen. Bisher ist noch kein petrothermales System einsatzfähig im Betrieb. Diese Anlagenkategorie birgt hohe wirtschaftliche Risiken; es liegen noch keine Langzeiterfahrungen vor. Gerade die Erfahrungen des DHM-Projekts in Basel haben die Unwägbarkeiten solcher Projekte vor Augen geführt. Die Risiken dieser Technik sind gegenwärtig noch so groß, dass ohne beträchtliche Anreizfunktion die konkrete Umsetzung von geplanten Vorhaben überaus fraglich ist. Deshalb ist eine deutlich höhere Anreizwirkung zur Errichtung solcher Systeme erforderlich als es mit 2,0 Cent pro Kilowattstunde bislang vorgesehen ist. Gerade wegen dieser hohen Risiken ist nicht zu befürchten, dass kurzfristig viele Vorhaben umgesetzt werden und das EEG dadurch überlastet werden könnte.
26. Zu Artikel 1 (§ 28 Abs. 4 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist dem § 28 folgender Absatz 4 anzufügen:
(4) Für Geothermieanlagen, die bis zum 31. Dezember 2015 in Betrieb genommen worden sind, erhöht sich die Vergütung um 4,0 Cent pro Kilowattstunde.
Geothermie hat sehr große Potenziale, ist grundlastfähig und emissionsfrei. Sie ist eine unverzichtbare Ergänzung v.a. zu den fluktuierenden Erneuerbaren Energien.
In Deutschland steht sowohl die hydro- als auch die petrothermale Tiefengeothermie noch ganz am Anfang ihrer Entwicklung. Wegen der langen Projektentwicklungszeiten, der Komplexität der Geologie sowie der Notwendigkeit der Anpassung der vorhandenen Technologie an die spezifischen Gegebenheiten in Deutschland sind die ersten Projekte mit größeren Risiken verbunden. Um zu Kostensenkungen zu kommen, braucht es zudem die Erfahrung aus einer Vielzahl umgesetzter Projekte.
Mit einem "Frühstarterbonus" analog der Regelung bei Offshore kann die Umsetzung erster Projekte und damit die noch notwendige Technologieentwicklung beschleunigt werden.
27. Zu Artikel 1 ( § 33 Abs. 1 EEG)
In Artikel 1 sind in § 33 Abs. 1 nach dem Wort "Lärmschutzwand" die Wörter "oder zur Überdachung von Stellplätzen" einzufügen.
Parkplätze für Kraftfahrzeuge (Stellplätze) werden heute praktisch ausschließlich nur als Abstellflächen genutzt und sind in aller Regel versiegelt. Diese Nutzung ist ineffektiv, zumal durch eine entsprechende Überdachung mit Photovoltaik-Modulen problemlos ohne Inanspruchnahme neuer Freilandflächen zusätzlich elektrische Energie auf bereits genutzter Fläche gewonnen werden kann.
Insbesondere große Parkplätze - beispielsweise an Einkaufszentren, Industriebetrieben oder Behörden - eignen sich von der Lage und Größe oft sehr gut für eine energetische Nutzung. Um Anreize für entsprechende Investitionen zu schaffen, sollen Photovoltaik-Anlagen, die der Überdachung von Parkplätzen dienen, den Anlagen an oder auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden gleichgestellt werden. Dies entspricht im Übrigen den Intentionen des EEG.
28. Zu Artikel 1 (§ 37 Abs. 2a - neu - EEG)
In Artikel 1 ist in § 37 nach Absatz 2 folgender Absatz 2a einzufügen:
(2a) Strommengen, die nicht im Rahmen der allgemeinen Versorgung geliefert werden und in Anlagen erzeugt werden, die nicht oder überwiegend nicht der allgemeinen Versorgung dienen, werden bei der Ermittlung der Strommengen nach § 36 Abs. 2 und Absatz 2 dieser Vorschrift nicht berücksichtigt.
Strom, den Letztverbraucher für sich selbst erzeugen, ist nach dem Gesetzentwurf wie schon nach geltendem Recht nicht in den EEG-Belastungsausgleich einbezogen. Mit der Erzeugung durch den Letztverbraucher selbst sollten die Fälle gleichgestellt werden, in denen eine ausgegliederte Tochtergesellschaft, ein Contracting-Unternehmen, ein Industriepark-Infrastrukturbetreiber o. ä. die Erzeugung und Versorgung für einen oder mehrere feststehende oder bestimmbare Letztverbraucher übernimmt. Hierbei handelt es sich meist um Stromerzeugung in sehr effizienten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Eine Belastung dieses Stroms mit der EEG-Umlage würde die Attraktivität solcher Anlagen spürbar reduzieren und stünde daher in Widerspruch zur Zielsetzung des Integrierten Energie- und Klimaprogramms der Bundesregierung, zur Minderung der CO₂-Emissionen die Energieerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auszubauen. Zur Abgrenzung dieser Fälle von den sonstigen Stromlieferungen der Elektrizitätsversorgungsunternehmen an Letztverbraucher erscheint der Begriff der allgemeinen Versorgung i. S. v. § 3 Nr. 17 EnWG am besten geeignet.
29. Zu Artikel 1 (§ 37 Abs. 6 Satz 2 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist dem § 37 Abs. 6 folgender Satz anzufügen:
"Dies gilt nicht für den Bezug von Strom aus hocheffizienten KWK-Anlagen, sofern für die fragliche KWK-Anlage die Anspruchsvoraussetzungen auf Zahlung eines Zuschlags nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz nicht vorliegen."
Die energie- und klimapolitischen Ziele erfordern nicht nur einen Ausbau des Anteils der Erneuerbaren Energien am Energiebedarf, sondern unter anderem auch den Ausbau des Anteils der Kraft-Wärme-Kopplung an der Stromerzeugung. Die bisherige Formulierung des § 37 Abs. 6 EEG-E trägt dem nicht Rechnung und ist deswegen zu ergänzen. Die Befreiung von der EEG-Umlage soll jedoch nicht für Strombezug aus jeglicher KWK-Anlage gelten, sondern nur für den Bezug aus hocheffizienten Anlagen. Mit diesem Begriff wird Bezug genommen auf die in § 3 Abs. 11 KWKG-E vorgesehene Definition:
"Eine KWK-Anlage ist hocheffizient im Sinne dieses Gesetzes, sofern sie hocheffizient im Sinne der Richtlinie 2004/8/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Februar 2004 über die Förderung einer am Nutzwärmebedarf orientierten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiebinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 92/42/EWG (ABl. EU (Nr. ) L 52 S. 50) ist."
Die vorgesehene Einschränkung trägt eventuellen Bedenken gegen eine Doppelförderung - Erhalt einer KWK-Zulage und gleichzeitig Entlastung von EEG-Umlage - entgegen.
30. Zu Artikel 1 (§ 41 Abs. 1 Nr. 2, Abs. 3 Satz 1, Satz 3 - neu -, Satz 4 - neu - EEG)
a) In Absatz 1 Nr. 2 ist die Angabe "15 Prozent" durch die Angabe "5 Prozent" zu ersetzen.
"Für Unternehmen, deren Strombezug im Sinne von Absatz 1 Nr. 1 unter 100 Gigawattstunden oder deren Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung unter 20 Prozent lag, erfolgt die Begrenzung nach § 40 nur hinsichtlich der über den Selbstbehalt nach Satz 3 hinausgehenden Strommengen, die im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr an der betreffenden Abnahmestelle bezogen und selbst verbraucht worden sind; der Nachweis ist in entsprechender Anwendung des Absatzes 2 zu führen."
bb) Folgende Sätze sind anzufügen:
"Der Selbstbehalt nach Satz 1 beträgt 100 Prozent, wenn das Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung 5 Prozent unterschreitet. Bei einem über 5 Prozent hinausgehenden Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung vermindert sich für jedes Prozent der Selbstbehalt in gleichen Schritten auf 10 Prozent bei einem Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung von mehr als 15 Prozent."
Die bisherigen Schwellenwerte bei der Härtefallregelung stellen sehr starre Grenzen dar, die insbesondere bei Unternehmen mit einem Stromkostenanteil von knapp unter einem Anteil an der Bruttowertschöpfung von 15 % zu erheblichen Belastungen führen können. Um dieses starke Ungleichgewicht zu regulieren, sollen die festen Schwellenwerte durch einen stufenweisen Einstieg in die Härtefallregelung ersetzt werden. Dabei soll die Höhe des Selbstbehalts mit zunehmendem Verhältnis von Stromkosten zur Bruttowertschöpfung sinken. Bei einem Anteil der Stromkosten an der Bruttowertschöpfung von 5 % würde der Selbstbehalt dann 100 % betragen (d. h. es erfolgt keine EEG-Entlastung). Dieser Schwellenwert sinkt schrittweise auf 10 % bei einem Anteil der Stromkosten von 50 % der Bruttowertschöpfung ab; dieser Schwellenwert würde der heutigen Regelung entsprechen.
Entsprechend dieser Änderung würden die Unternehmen mit einem Anteil der Stromkosten von 5 bis 15 % der Bruttowertschöpfung von den EEG-Umlagen leicht entlastet. Diesbezüglich wird auf die Tabelle 4 - 6 des EEG-Erfahrungsberichts 2007 verwiesen. Danach sind die EEG-bedingten Mehrkosten an den Stromkosten bei der Gruppe der "nichtprivilegierten Verbraucher des produzierenden Gewerbes" gegenüber allen anderen Fallgruppen mindestens doppelt so hoch. Diese zusätzliche Kostenbelastung resultiert nicht aus den Vergünstigungen für stromintensive Betriebe. Die EEG-bedingten Mehrkosten am Umsatz sind bei stromintensiven Betrieben immerhin doppelt so hoch und bei den nichtprivilegierten Verbrauchern des produzierenden Gewerbes sogar 10-mal so hoch wie im Einzelhandel und Privathaushalten. Vor diesem Hintergrund ist auch eine begrenzte Kostenentlastung der Gruppe der "nichtprivilegierten Verbraucher des produzierenden Gewerbes" gerechtfertigt und mit Blick auf die internationale Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft sinnvoll.
31. Zu Artikel 1 (§ 52 Abs. 2 Satz 2 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist dem § 52 Abs. 2 folgender Satz anzufügen:
Die Angaben und der Bericht müssen außerdem einen Haushaltskunden in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen den Anteil des Stroms aus Erneuerbaren Energien eines Stromlieferanten zu erkennen.
Die vorgeschlagene Änderung zielt darauf ab, den Haushaltskunden eine Auswahl zwischen mehreren Stromlieferanten unter ökologischen Gesichtspunkten auf Grundlage der von den Netzbetreibern und Energieversorgungsunternehmen nach § 52 Abs. 1 bereitzustellenden Angaben zu ermöglichen. Maßstab für die Verständlichkeit der im Internet bereitzustellenden Angaben darf nicht nur die in Satz 1 genannte "sachkundige dritte Person" sein, sondern muss aus Gründen des Verbraucherschutzes auch der Haushaltskunde ohne besondere Sachkunde sein.
32. Zu Artikel 1 (§ 54 Abs. 1 Satz 1 und Abs. 2 EEG)
a) In Absatz 1 Satz 1 sind die Wörter "und dabei ihre tatsächlichen Strombezugskosten zu Grunde legen" zu streichen.
"(2) Bei der Ermittlung der Strombezugskosten nach § 53 Abs. 1 ist der arithmetische Mittelwert der Settlement-Notierungen des Produkts "future base year" des für die Abrechnung jeweils maßgeblichen Kalenderjahres an der Strombörse European Energie Exchange AG zu Grunde zu legen. Maßgeblich ist dabei der Handelszeitraum zwischen dem 1. Juli des dem betrachteten Jahr vorangegangenen Vorvorjahres und dem 30. Juni des Vorjahres. Abweichend davon sind für Stromlieferungsverträge, die vor dem 1. Januar 2009 abgeschlossen wurden, die tatsächlichen Strombezugskosten zu ermitteln."
Eine bundesweit einheitliche Ermittlung der Differenzkosten vermeidet unnötige Bürokratie bei den Elektrizitätsversorgungsunternehmen sowie Verwaltungsaufwand bei der Bundesnetzagentur und erhöht die Transparenz und Nachvollziehbarkeit für die Endverbraucher. Die im Entwurf vorgesehene Wahlmöglichkeit zwischen zwei Methoden gewährleistet diese Transparenz nicht. Für vor dem Inkrafttreten der Novellierung abgeschlossene Stromlieferungsverträge ist eine Übergangsregelung erforderlich.
33. Zu Artikel 1 ( § 56 Abs. 3 EEG)
In Artikel 1 sind in § 56 Abs. 3 die Wörter "darf der Strom aus der betreffenden Anlage nicht nach den §§ 16 bis 33 vergütet werden" durch die Wörter "darf für den Strom aus der betreffenden Anlage keine Vergütung nach den §§ 16 bis 33 in Anspruch genommen werden" zu ersetzen.
Die Kenntnisse über die Projektzugehörigkeit einer Anlage liegen beim Anlagenbetreiber und nicht beim Netzbetreiber. Es wird daher eine Klarstellung vorgeschlagen, dass der Anlagenbetreiber zur Mitteilung an den Netzbetreiber verpflichtet ist, wenn die Voraussetzungen für den Vergütungsanspruch aus dem EEG nicht mehr gegeben sind.
34. Zu Artikel 1 ( § 57 EEG)
In Artikel 1 ist § 57 nach der Überschrift wie folgt zu fassen:
Zur Klärung von Streitigkeiten und Anwendungsfragen ist zum ... [einsetzen: Datum des Tages des Inkrafttretens dieses Gesetzes] beim Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit eine Clearingstelle einzurichten.
Da mit dem Inkrafttreten des Gesetzes Streitigkeiten über Anwendungsfragen (z.B. innovative Technologien/Technologiebonus) zu erwarten sind, ist es notwendig, die Clearingstelle zeitgleich mit Inkrafttreten des Gesetzes einzurichten.
35. Zu Artikel 1 ( § 58 EEG)
In Artikel 1 ist in § 58 nach der Angabe "§§ 16 bis 33" die Angabe "und §§ 52 bis 55" einzufügen.
Die Informations- und Darlegungspflichten der §§ 52 bis 55 dienen in besonderem Maße auch dem Verbraucherschutz. Daher ist es notwendig, bei etwaigen Verstößen eine effektive Kontrolle durch die Verbraucherschutzverbände nach den §§ 8 bis 14 UWG zu ermöglichen.
36. Zu Artikel 1 (§ 64 Abs. 1 Nr. 6, Abs. 1a - neu - EEG)
a) Absatz 1 Nr. 6 ist wie folgt zu fassen:
6. die Voraussetzungen für die Teilnahme am Regelenergiemarkt, das Recht, für die Eigenvermarktung des Stroms einen finanziellen Anreiz in Anspruch zu nehmen sowie die Art und Höhe des Anreizes und die Anspruchsvoraussetzungen einschließlich der in diesem Fall zu beachtenden Fristen.
(1a) Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die Voraussetzungen zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichs mit dem Ziel einer stärkeren Marktintegration von Strom aus Erneuerbaren Energien und aus Grubengas zu regeln. Insbesondere können durch Rechtsverordnung nach Satz 1 Regelungen zur Veräußerung des Stroms getroffen werden, die ganz oder teilweise durch die Übertragungsnetzbetreiber, die Anlagenbetreiberin, den Anlagenbetreiber oder geeignete Dritte, auch in Kombination mit einem festen Anteil, der von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen als Profil abzunehmen ist, erfolgen können, sowie zu den hierfür erforderlichen Modalitäten, insbesondere die organisatorische und zeitliche Abwicklung des Ausgleichs."
Der EEG-Wälzungsmechanismus ist ein zentrales Element des EEG und sollte deshalb nur durch den Gesetzgeber selbst und nicht durch Verordnung geregelt werden (Wesentlichkeitsprinzip); zumindest sollte die Verordnung angesichts der besonderen Auswirkungen auf die Netzentgelte (und im Einklang mit den Vorgaben des EnWG zu den Netzentgeltverordnungen) an die Zustimmung des Bundesrates gebunden werden. Der in diesem Zusammenhang nachzuweisende Bedarf an Reserveleistungen auf Grund von Einspeisungen aus erneuerbaren Energiequellen stellt eine der großen Kontroversen bei der Diskussion um die Integration erneuerbarer Energien in das Stromnetz dar. Anlässlich der Kritik an der Intransparenz und den Kosten der bundesweiten EE-Strom-Verteilung (und Bereitstellung als so genannte Bandlieferungen) und auf Grund verschiedener Initiativen der Strombranche (MVV, VIK, E.ON Sales & Trading, bne), die eine Öffnung des EEG-Veredelungsmarkts zum Ziel haben, hat die BNetzA angekündigt, dass sie die Vorschläge in einem branchenweiten Konsultationsverfahren zur Diskussion stellen will. Auch vor diesem Hintergrund ist es angezeigt, eine grundlegende Änderung in der EE-Strommengenwälzung an die Zustimmung des Bundesrates zu binden.
37. Zu Artikel 1 (§ 64 Abs. 1 Nr. 6 EEG)
Der Bundesrat fordert die Bundesregierung auf, zeitgleich zum Inkrafttreten des Gesetzes zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften eine Verordnung nach § 64 Abs. 1 Nr. 6 EEG-E zu erlassen.
Der bundesweite EEG-Belastungsausgleich in der derzeit praktizierten Form ist unbefriedigend und belastet die Energieversorgungsunternehmen, die Letztverbraucher beliefern, mit erheblichen Prognoserisiken. Mit der Verordnung können verbesserte, unbürokratischere Wege des Belastungsausgleichs, beispielsweise die direkte Vermarktung des EEG-Stroms durch den Übertragungsnetzbetreiber, den Anlagenbetreiber oder geeignete Dritte ohne Weiterleitung der Energie an den Endkunden, eingeführt werden.
38. Zu Artikel 1 (§ 64 Abs. 2 Nr. 1 EEG)
In Artikel 1 ist § 64 Abs. 2 Nr. 1 zu streichen.
Die gute fachliche Praxis der Landbewirtschaftung muss auch künftig ein einheitliches Regelwerk sowohl für die Erzeugung von Lebens- und Futtermitteln als auch für den Anbau von nachwachsenden Rohstoffen sein. In Deutschland und Europa ist bereits durch das landwirtschaftliche Fachrecht und Cross Compliance sichergestellt, dass die Anforderungen an die Nachhaltigkeit des Anbaus von Biomasse eingehalten werden.
Es ist nicht nachvollziehbar, warum nur für den Energieträger Biomasse durch eine Verordnung Anforderungen an bestimmte Treibhausgasminderungspotenziale gestellt werden sollen. Eine entsprechende Regelung würde insbesondere bei der Bestimmung des Treibhausgasminderungspotenzials zu unverhältnismäßigem Verwaltungsaufwand führen.
39. Zu Artikel 1 ( § 64 EEG)
Der Bundesrat bittet, im EEG ergänzend zur "kostendeckenden Vergütung" eine weitere Möglichkeit der Vergütung zu prüfen, die sich aus den Komponenten Marktpreis und einer über den EEG-Wälzungsmechanismus abzurechnenden Direktvermarktungsprämie zusammensetzt.
Energiepolitisches Ziel muss es sein, die Erneuerbaren Energien zügig in die Direktvermarktung zu entwickeln. Vor allem Windstrom, Wasserkraft und Biomasse dürften für die Direktvermarktung zunehmend Potenziale bieten.
Ein durch eine Prämie unterstützter Wechsel zur Eigenvermarktung Erneuerbarer Energien wäre vor allem für Stromversorger bis hin zum Gemeinde- und Stadtwerk eine Möglichkeit, EE-Strom in seine eigene Vermarktung aufzunehmen und daraus eigenständige Stromprodukte zu entwickeln. Eine solche Option der Vergütung würde Eigeninvestitionen von Energieversorgern in Erneuerbare Energien einen zusätzlichen Schub geben.
Das Prämienmodell kann nur eine Option zusätzlich zur Festvergütung sein. Um das Risiko für denjenigen, der dieses Modell in Anspruch nehmen will, zu minimieren, sollte die Möglichkeit gegeben werden, in die Festvergütung zurückwechseln zu können.
40. Zu Artikel 1 ( § 66 Abs. 1 EEG)
In Artikel 1 ist in § 66 Abs. 1 im Eingangssatz nach der Angabe "§ 6" die Angabe ", § 19 Abs. 1" einzufügen.
Der bisherige Anlagenbegriff für mehrere Anlagen, die sich in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden, wurde in der Vergangenheit unterschiedlich interpretiert. Es existieren Anlagenparks, die trotz räumlicher Nähe der Einzelaggregate eine Vergütung nach der elektrischen Leistung jedes einzelnen Generators bekommen.
Der neue § 19 Abs. 1 schafft Klarheit für zukünftige Investitionen. Allerdings wurden im Vertrauen auf die bisherige Auslegung des Anlagenbegriffs im Biogasbereich z. T. erhebliche Investitionen getätigt, die nur unter Maßgabe der bisherigen Regelung (Einspeisevergütung für jede Einzelanlage) wirtschaftlich arbeiten können. Diese Anlagen sind in ihrer Existenz gefährdet, wenn ihnen in den Übergangsbestimmungen kein Bestandsschutz bzgl. der bisherigen Vergütungsregelung eingeräumt wird.
41. Zu Artikel 1 (§ 66 Abs. 1 Nr. 4 Satz 2 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist dem § 66 Abs. 1 Nr. 4 folgender Satz anzufügen:
Bei Biogasanlagen kann statt des Nachweises der Heizwerte auch der Nachweis der Gaserträge der eingesetzten Stoffe angewendet werden.
Der Nachweis über die Heizwerte ist nur sinnvoll, wenn die Einsatzstoffe direkt einer Verbrennung zugeführt werden. Bei Vergärung sollte der Nachweis über die Gaserträge ermöglicht werden.
42. Zu Artikel 1 (§ 66 Abs. 4 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist dem § 66 folgender Absatz 4 anzufügen:
(4) Für Strom aus Wasserkraft, der in Anlagen mit einer Leistung über 5 Megawatt erzeugt wird, sind anstelle von § 23 Abs. 3 und 4 sowie von § 20 die Vorschriften des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 2004 (BGBl. I S. 1918) in der am 31. Dezember 2008 geltenden Fassung anzuwenden, sofern mit dem Zulassungsverfahren für die Anlagen vor dem 1. Januar 2009 begonnen worden ist und die Anlagen vor dem 31. Dezember 2012 in Betrieb genommen werden.
Die jetzt geltende Regelung für die EEG-Vergütung von großen Wasserkraftanlagen ab 5 MW bestimmt in § 6 Abs. 2 Nr. 1 EEG, dass große Wasserkraftanlagen, die bis zum 31. Dezember 2012 erneuert oder an bestehenden Wehranlagen neu errichtet worden sind, nach den Vorschriften des EEG 2004 vergütet werden. Diese Frist wurde bereits im Hinblick darauf gesetzt, dass das EEG im Jahr 2008 einer Novellierung unterzogen werden sollte.
Im Vertrauen auf die Geltung der Vergütungsansprüche bis 2012 wurden Investitionsentscheidungen getroffen. Mit der Novelle will die Bundesregierung jetzt diesen Wasserkraftanlagen, die eine Inbetriebnahme bis zum 1. Januar 2009 nicht realisieren werden, nachträglich eine deutlich geringere Vergütung zugestehen.
Dieses Vorgehen widerspricht insbesondere dem Vertrauensschutz der Investoren und gefährdet konkret geplante Projekte zur Wasserkraftnutzung, da für Wirtschaftlichkeitsberechnungen selbstverständlich die geltenden Regelungen des EEG herangezogen wurden. Die in der Novelle vorgesehene parallele Verlängerung der Vergütungsdauer von 15 auf 20 Jahres ist für die Investoren wirtschaftlich nicht gleichwertig. In der Wirtschaftlichkeitskalkulation spielen Vergütungen am Ende des Betrachtungszeitraumes nur eine untergeordnete Rolle.
Es ist deshalb geboten, eine Übergangsregelung einzuführen, die nur für die Fälle eine Vergütung nach geltendem EEG-Recht sicherstellt, in denen einer bereits getroffenen Investitionsentscheidung nachträglich die Grundlage entzogen würde.
43. Zu Artikel 1 (Anlage 1 Nr. 4 - neu - EEG)
In Artikel 1 ist in Anlage 1 in Nummer 3 der Punkt am Ende durch das Wort "oder" zu ersetzen und folgende Nummer 4 anzufügen:
4. in Hydrolyseverfahren landwirtschaftliche Biomasse zur Steigerung der Methangaskonzentration vorbehandelt wurde.
Diese Verfahren sollen zukünftig dazu dienen, landwirtschaftliche Biomasse, insbesondere Lignocellulose, weitgehend aufzuschließen und die Abbauprodukte durch biotechnologische Verfahren zur Gewinnung von Basischemikalien für alternative Polymerproduktion zu verwenden. Zudem kann durch Abtrennung des Hydrolysegases die Methankonzentration im Biogas deutlich angehoben werden.
Zu Artikel 1 (Anlage 2 Nr. III. 4 und 10 bis 12 - neu -, Nr. IV. 1, Nr. V. Tabelle und Satz 1 - neu - EEG)
a) Nummer III. ist wie folgt zu ändern:
aa) In Nummer 4 sind nach dem Wort "Rüben" die Wörter "(einschließlich Zucker- und Masserüben)" einzufügen.
bb) In Nummer 9 ist am Ende der Punkt durch ein Komma zu ersetzen und es sind folgende Nummern anzufügen:
45. "10. Futterreste, soweit diese im landwirtschaftlichen Betrieb anfallen,
46. 11. Zuschlagstoffe, Enzyme und Gärhilfen ohne nennenswerte Gasproduktion und
[47.] [12. aussortiertes Gemüse, aussortierte Kartoffeln, aussortierte Heil- und Gewürzpflanzen sowie aussortierte Schnittblumen, soweit diese unmittelbar im land- bzw. gartenbaulichen Betrieb anfallen."
b) In Nummer IV. sind in Nummer 1. nach den Wörtern "aussortierte Schnittblumen" die Wörter "aus Handel und Verarbeitung" anzufügen.]
c) Nummer V. ist wie folgt zu ändern:
aa) Die Tabelle Spalte 1 ist wie folgt zu ändern:
48. aaa) Die Zeile "Biertreber (frisch oder abgepresst)" ist zu streichen.
49. bbb) Die Wörter "Getreideschlempe (Weizen) aus der Alkoholproduktion" sind durch die Wörter "Getreideschlempe und Vinasse aus der Alkoholproduktion" zu ersetzen.
50. ccc) Die Zeile "Masserüben" ist zu streichen.
51. ddd) In der Zeile "Obsttrester (frisch, unbehandelt)" ist das Wort "Obsttrester" durch das Wort "Trester" zu ersetzen.
52. eee) Die Zeile "Zuckerrüben" ist zu streichen.
53. fff) In der Zeile "Zuckerrübenschnitzel" sind die Wörter "als Nebenprodukt der Zuckerproduktion" anzufügen.
54. ggg) Folgende Zeile ist anzufügen:
"Zuckerrübenpressschnitzel 242"
55. hhh) Folgende Zeilen sind anzufügen:
"- Getreideabputz
- Rübenkleinteile
- aussortiertes Gemüse, aussortierte Kartoffeln, aussortierte Heil- und Gewürzpflanzen sowie aussortierte Schnittblumen aus Handel und Verarbeitung"
56. bb) Nach der Tabelle ist folgender Satz einzufügen:
"Soweit Standard-Biogaserträge für Stoffe der Positivliste V nicht vorliegen, sind diese bei deren Einsatz von dem Anlagenbetreiber durch ein Gutachten einer Umweltgutachterin oder eines Umweltgutachters nachzuweisen."
Durch die Einführung einer Positiv- und Negativliste zur Konkretisierung der Begriffsdefinition Nachwachsende Rohstoffe schafft der Gesetzgeber Rechtsklarheit in einem insbesondere für Biogasbetreiber bisher unklaren Bereich zur Verwendung von Einsatzstoffen in Biomasseanlagen. Zu einzelnen Einsatzstoffen bestanden unterschiedliche Auffassungen zur zulässigen Verwendung in Biogasanlagen, ohne den Bonus für Nachwachsende Rohstoffe zu gefährden. Diese Gefährdung ist bei der Höhe des Bonus mit einer Gefährdung der wirtschaftlichen Existenz gleich zu setzen.
Die Definition von Nachwachsenden Rohstoffen und die Ausgestaltung der Positiv- und Negativliste entscheiden damit maßgeblich über Stoffströme in landwirtschaftlichen Betrieben und im ländlichen Raum.
Es hat sich gezeigt, dass die bisherige sehr enge Definition der Nachwachsenden Rohstoffe auf Ebene der landwirtschaftlichen, forstwirtschaftlichen und gartenbaulichen Betriebe zu logistisch und energetisch unsinnigen Stoffströmen führt. Deshalb sind in Anlage 2 Korrekturen in den Positivlisten erforderlich.
Zu Buchstabe a Doppelbuchstabe bb Nr. 11 - neu -:
Der Einsatz der genannten Stoffe in nachwachsende Rohstoffe-Anlagen muss im Hinblick auf eine möglichst hohe Effizienz der Anlagen möglich sein, ohne den Bonus zu gefährden.
Zu Buchstabe c Doppelbuchstabe aa Dreifachbuchstabe aaa:
Biertreber ist aus der Positivliste zu streichen, da dieser keinen biogenen Reststoff darstellt, sondern schon bisher vollständig als hochwertiges Futtermittel Verwendung findet. Hier sollte das EEG keine Konkurrenzsituation schaffen, die zu einer künstlichen Verteuerung von Futtermitteln führt.
Zu Buchstabe c Doppelbuchstabe aa Dreifachbuchstabe bbb:
Getreideschlempe sollte wegen der Bedeutung von Roggen für die Bioethanolproduktion nicht auf Weizen beschränkt werden. Ein äquivalentes Produkt ist auch Vinasse aus der Bioethanolproduktion aus Zuckerrüben.
Zu Buchstabe c Doppelbuchstabe aa Dreifachbuchstabe ccc und eee:
Masserüben und Zuckerrüben sind "nachwachsende Rohstoffe" im Sinne der Definition der Nummer II.1 der Anlage 2: Bonus für Strom aus nachwachsenden Rohstoffen und müssen deshalb nicht in die Positivliste aufgenommen werden.
Zu Buchstabe c Doppelbuchstabe aa Dreifachbuchstabe ggg:
Es ist der Unterschied zu den im Rahmen der direkten Zuckerrübenverwertung anfallenden Schnitzel zu verdeutlichen.
57. Zu Artikel 1 (Anlage 2 Nr. III.7, Nr. IV.9 EEG)
a) Nummer III.7 ist wie folgt zu fassen:
7. das in forstwirtschaftlichen Betrieben anfallende Waldholz, Rinde und Holz aus Kurzumtriebsplantagen,
b) Nummer IV.9 ist wie folgt zu fassen:
9. Säge- und Hobelspäne einschließlich Schleifstäube,
bei Annahme entfällt Ziffer 58
Mit dem Begriff "Waldholz" wird den unterschiedlichen Herausforderungen in der Produktion und Vermarktung besser Rechnung getragen und somit den forstwirtschaftlichen Betrieben der dafür notwendige Gestaltungsspielraum gegeben.
Die Erweiterung um Schleifstäube dient der erforderlichen Ergänzung der Begriffe Säge- und Hobelspäne. Damit wird die Absicht des Gesetzgebers, alle Nebenprodukte aus der holzverarbeitenden Produktion auszuschließen, präzisiert.
58. Zu Artikel 1 (Anlage 2 Nr. III.7 EEG)
In Artikel 1 ist Anlage 2 Nr. III.7 wie folgt zu fassen:
7. Waldholz, Rinde und Holz aus Kurzumtriebsplantagen,
entfällt bei Annahme von Ziffer 57
Der Begriff "Waldrestholz" ist im Forstbereich nicht eindeutig definiert. Zum Teil wird darunter Holz verstanden, das unter der Derbholzgrenze von 7 cm Durchmesser liegt, zum Teil auch unabhängig von der Stärke das Holz, das im Wald als unverwertbar liegen bleibt. Es fällt unabhängig von der Art der Aufarbeitung (nicht nur bei Durchforstung oder Stammholzernte) z.B. auch bei Windwurf an und der Umfang und die Art bestimmen sich im Wesentlichen aus Angebot und Nachfrage und den dabei für den Waldbesitzer anfallenden Aufarbeitungs- oder Bereitstellungskosten. Der vorgeschlagene, umfassendere Begriff "Waldholz" trägt diesen (wechselnden) Gegebenheiten besser als die im Gesetzentwurf enthaltene Formulierung Rechnung und deckt alle auch künftig auftretenden Eventualitäten ab. Hinzu kommt, dass auch die Grenze zwischen stofflicher und energetischer Nutzung von Holz deutlichen Schwankungen unterliegt.
59. Zu Artikel 1 (Anlage 2 Nr. VI.2 EEG)
In Artikel 1 ist Anlage 2 Nr. VI.2 wie folgt zu fassen:
2. Die Höhe des Bonus nach Nummer 1 erhöht sich bei anaerober Vergärung der nachwachsenden Rohstoffe oder Gülle (Strom aus Biogas) für Anlagen bis einschließlich einer Leistung im Sinne von § 3 Nr. 6 von 150 Kilowatt um 4,0 Cent pro Kilowattstunde und bis einschließlich einer Leistung von 500 Kilowatt um 3,0 Cent pro Kilowattstunde, wenn der Anteil von Gülle im Sinne der Nummer II.2 mindestens 50 Masseprozent beträgt und über ein Betriebstagebuch nachgewiesen wird. Alternativ gelten die Voraussetzungen zum Mindestanteil Gülle auch als erfüllt, wenn der Anteil der aus Gülle im Sinne der Nummer II.2 gewonnenen Energie mindestens 10 Prozent beträgt. In diesem Fall ist der Mindestanteil über den Tierbestand nachzuweisen, aus dem die Gülle regelmäßig stammt. Je Großvieheinheit werden 0,2 kW elektrische Leistung aus Gülle angenommen.
bei Annahme entfällt Ziffer 60
Die Änderung zielt auf eine Verstärkung der Anreize für die Vergärung von Gülle in Biogasanlagen. Hierdurch soll ein größerer Beitrag der Landwirtschaft zur Minderung von Treibhausgas-Emissionen (CH4 aus Gülle) geleistet werden, ohne die Flächenkonkurrenz zu verschärfen. Die Größe der Anlagen, für die der Güllebonus gewährt werden kann, soll auf 500 Kilowatt angehoben werden. Gleichzeitig sollen die Anforderungen durch die Anhebung auf 50 Masseprozent oder alternativ auf 10 Energieprozent verschärft werden, um Mitnahmeeffekte zu vermeiden.
Wegen der wesentlich geringeren Energiedichte von Gülle gegenüber Nachwachsenden Rohstoffen (mind. Faktor zehn) bleiben Gülletransporte über längere Strecken auch mit dem erhöhten Bonus unattraktiv. Wesentlich vermehrte Gülletransporte sind daher nicht zu befürchten. Vielmehr wird Gülle mit den neuen Vorgaben verstärkt in Anlagen gesteuert, deren Größe sich am Tierbestand der unmittelbaren Umgebung orientiert.
Der im Gesetzentwurf vorgesehene Nachweis durch ein Gutachten ist durch den Nachweis im Betriebstagebuch oder eine Berechnung an Hand des Tierbestandes zu ersetzen, um sachlich nicht begründeten Verwaltungs- und Kostenaufwand zu minimieren.
60. Zu Artikel 1 (Anlage 2 Nr. VI.2 EEG)
2. Die Höhe des Bonus nach Nummer 1 erhöht sich bei anaerober Vergärung der nachwachsenden Rohstoffe oder Gülle (Strom aus Biogas) für Anlagen bis einschließlich einer Anlagenleistung von 500 Kilowatt im Sinne von § 3 Nr. 6 um 3,0 Cent pro Kilowattstunde, wenn der Anteil von Gülle im Sinne der Nummer II.2 mindestens 50 Masseprozent beträgt. Der Mindestanteil der Gülle ist durch Führung eines Betriebstagebuchs nachzuweisen.
Die Anlagengröße, für die der Güllebonus gewährt werden kann, soll auf 500 Kilowatt angehoben werden. Gleichzeitig sollen die Anforderungen durch die Anhebung auf 50 Masseprozent verschärft werden. Die bisher vorgesehene Regelung (150 Kilowatt und 30 Masseprozent Anteil Gülle) wird nicht zu dem gewünschten Effekt führen, verstärkt Gülle in Biogasanlagen einzusetzen. Darüber hinaus ist der vorgesehene Anteil von 30 Masseprozent Gülle nahezu von allen Anlagen machbar, so dass mit der vorgesehenen Regelung lediglich Mitnahmeeffekte generiert werden. Der im Gesetzentwurf vorgesehene Nachweis durch ein Gutachten ist durch den Nachweis im Betriebstagebuch zu ersetzen, um sachlich nicht begründeten Verwaltungs- und Kostenaufwand zu minimieren.
Zu Artikel 1 (Anlage 3 Nr. III.2, 4, 5, 6, Nr. IV.2 EEG)
In Artikel 1 ist Anlage 3 wie folgt zu ändern:
entfällt bei Annahme von Ziffer 59
61. aa) In Nummer 2 sind die Wörter "mit einer Länge von mindestens 400 Meter und" zu streichen.
62. bb) Die bisherigen Nummern 4 bis 6 sind durch folgende Nummer 4 zu ersetzen:
4. die Beheizung und gegebenenfalls Kühlung von Betriebsgebäuden für die Geflügelaufzucht, Tierställe, Unterglasanlagen für die Aufzucht und Vermehrung von Pflanzen und Aquakulturen sowie
63. cc) Die neue Nummer 5 ist wie folgt zu fassen:
5. die Nutzung zur Trocknung von biogenen Rohstoffen zur nachfolgenden energetischen Verwertung außerhalb derselben Anlage, wenn über die Art, Menge und den Trockensubstanzgehalt der Rohstoffe jeweils vor und nach der Trocknung Buch geführt wird und für die Trocknung von Klärschlamm aus der kommunalen Abwasserreinigung ein Wärmeeinsatz von 1 500 kWh und ein Stromeinsatz von 100 kWh pro Tonne Wasserverdunstung im Jahresmittel nicht überschritten wird.
b) Nummer IV.2 ist wie folgt zu fassen:
2. die Wärmenutzung zur Bereitstellung, Konversion und Rückstandsbehandlung von biogenen Rohstoffen, die in der gleichen Anlage energetisch genutzt werden.
Die Festlegung einer Untergrenze bei den Anforderungen an das entsprechende Wärmenetz erscheint willkürlich und sachlich nicht gerechtfertigt zu sein, da dies insbesondere von der Struktur des Wärmeversorgungsgebietes und den Wärmekundinnen oder -kunden stark abhängt.
[Die vorgesehenen Vorgabe von Obergrenzen (kW pro Tier) in der Tierhaltung sind nicht erforderlich. Es muss sowohl die Option "Heizen" als auch "Kühlen" in der Tierhaltung einschließlich in der Aquakultur berücksichtigt werden.]
Sofern die anfallende Wärme zur Beheizung im Sinne der neuen Nummer 4 vorliegt, ist eine sinnvolle Wärmenutzung gegeben. Willkürliche Obergrenzen und Einschränkungen, wie im Gesetzentwurf vorgesehen, führen lediglich zu einem nicht vertretbaren Verwaltungsaufwand.
Zu Buchstabe a Doppelbuchstabe cc und Buchstabe b:
Die gewollte Äquivalenz zur KWKG beim Ausschluss selbstgenutzter Wärme von der Zuschlagsberechtigung greift nicht, wenn die getrockneten Stoffe in anderen Anlagen verwertet werden. Es wird daher eine sinnvolle Ergänzung vorgeschlagen, die auch eine Substitution fossiler Brennstoffe anregen kann. So ermöglicht die Klärschlammtrocknung mittels Erneuerbarer Energien, insbesondere Biogasanlagen, eine weitere thermische Verwertung in Kohlekraftwerken, Zementwerken usw. unter Einsparung fossiler Brennstoffe. Die Klärschlammtrocknung mit Niedertemperatur-Abwärme aus Biogas-BHKW wird von verschiedenen Herstellerfirmen angeboten. Die bislang verwirklichten Projekte zur Klärschlammtrocknung in Biogasanlagen wurden wesentlich durch die Zahlung des KWK-Bonus auf der Grundlage des derzeit geltenden EEG unterstützt. Abschätzungen gehen davon aus, dass insgesamt rund 1 900 Biogasanlagen erforderlich wären, um den in Deutschland anfallenden Klärschlamm zu trocknen. Mit den daraus entstehenden 2,5 Mio. Tonnen Trockenschlamm könnte man in der Industrie die Verbrennung von etwa 890 000 Tonnen Steinkohle vermeiden.
bei Annahme entfällt Ziffer 64
64. Zu Artikel 1 (Anlage 3 Nr. III.7 - neu -, Nr. IV.2 EEG)
aa) In Nummer 6 ist der Punkt am Ende durch ein Komma zu ersetzen.
cc) Folgende Nummer 7 ist anzufügen:
7. die Nutzung als Wärme für die Trocknung von Klärschlamm aus der kommunalen Abwasserreinigung bis zu einem Wärmeeinsatz von 1 500 kWh und einem Stromeinsatz von 100 kWh pro Tonne Wasserverdunstung im Jahresmittel.
b) Der Nummer IV.2 sind vor dem Komma am Ende folgende Wörter "und mit Ausnahme der Nutzung als Wärme für die Klärschlammtrocknung aus der kommunalen Abwasserreinigung" anzufügen.
Die Klärschlammtrocknung mittels Erneuerbarer Energien, insbesondere Biogasanlagen, ermöglicht eine weitere thermische Verwertung in Kohlekraftwerken, Zementwerken usw. unter Einsparung von fossilen Brennstoffen. Die Klärschlammtrocknung mit Niedertemperatur-Abwärme aus Biogas-BHKW hat inzwischen eine technische Weiterentwicklung erfahren und wird von verschiedenen Herstellerfirmen angeboten. Die bislang verwirklichten Projekte zur Klärschlammtrocknung in Biogasanlagen wurden wesentlich durch die Zahlung des KWK-Bonus auf der Grundlage des EEG 2004 unterstützt. [Für die Annahme von Trockenschlamm verlangen etwa Kohlekraftwerke und Zementwerke Zuzahlungen.] {Derzeit wird für Trockenschlamm in Kohlekraftwerken, Zementwerken usw. noch kein positiver Marktpreis bezahlt.} Deshalb ist zur Realisierung weiterer Verbundprojekte (Klärschlammtrocknung in Biogasanlagen) die Gewährung des KWK-Bonus erforderlich. Insofern ist eine entsprechende Ergänzung der Positivliste in Anlage 3 erforderlich.
Abschätzungen gehen davon aus, dass insgesamt rund 1 900 Biogasanlagen erforderlich wären, um sämtlichen Klärschlamm in Deutschland zu trocknen. Mit den daraus entstehenden 2,5 Mio. Tonnen Trockenschlamm könnte man in der Industrie die Verbrennung von 890 000 Tonnen Steinkohle vermeiden; das sind 0,17 Prozent des deutschen Primärenergieverbrauchs. Auch eine teilweise Realisierung dieses Potenzials erscheint sinnvoll. [Werden 10 % dieser Klärschlammmengen unter Nutzung des KWK-Bonus getrocknet, ergibt sich eine Erhöhung der EEG-Vergütung um ca. 10 Mio. € pro Jahr. Die Mehrkosten werden durch Einspareffekte bei den Änderungen zu den §§ 27, 66 sowie den Anlagen 1 und 2 zum EEG-E ausgeglichen.]
entfällt bei Annahme von Ziffer 63
65. Zu Artikel 1 Anlage 3 Nr. III.3a - neu -, Nr. IV.2 EEG)
a) In Nummer III ist nach Nummer 3 folgende Nummer 3a einzufügen:
3a. die technische Trocknung von Scheitholz und Holzhackschnitzeln mit einer Obergrenze von 1,0 Kilowattstunden je Kilogramm Trockenmasse,
b) In Nummer IV.2 sind die Wörter "Holzpellets zur Nutzung als Brennstoff" durch die Wörter "[Holzpellets]* und der technischen Trocknung von Scheitholz und Holzhackschnitzeln gemäß Nummer III.3a" zu ersetzen.**
Die technische Trocknung von Holzscheiten und Hackschnitzeln gewinnt nicht zuletzt auf Grund der Feinstaubdiskussion weiter an Bedeutung. Daher soll auch diese Wärmenutzung mit dem KWK-Bonus honoriert werden. Zudem wird eine Ungleichbehandlung gegenüber Holzpellets aufgehoben.
Durch die Festlegung einer Obergrenze der Vergütung auf 1 Kilowattstunde je Kilogramm Trockenmasse des Holzes werden Trocknungskonzepte mit schlechter Energiebilanz ausgeschlossen. Die Festlegung entspricht etwa 20 Prozent der in der Biomasse enthaltenen Energie und in etwa dem Energiegewinn, der maximal durch die Trocknung erzielt werden kann.
Der Massennachweis kann über einfache Umrechnungszahlen aus den getrockneten Mengen geführt werden.
* Vgl. insoweit Ziffern 66 und 67.
** Insoweit Hilfsempfehlung zu Ziffer 63 (Buchstabe b).
66. Zu Artikel 1 (Anlage 3 Nr. III.3, Nr. IV.2, Anlage 4 Nr. III.3, Nr. IV.2 EEG)
In Artikel 1 ist
a) in Anlage 3 Nummer III.3,
[auch Wi]
[b) in Anlage 3 Nummer IV.2,*]
c) in Anlage 4 Nummer III.3 und
d) in Anlage 4 Nummer IV.2
jeweils das Wort "Holzpellets" durch das Wort "Biomassepresslingen" zu ersetzen.
Angesichts der Vielzahl an auch künftig möglichen Biomassepresslingen ist eine Einschränkung auf Holzpellets nicht sinnvoll.
Angesichts des erforderlichen Ausbaus der Bioenergienutzung im Wärmebereich ist eine alleinige Beschränkung auf Holzpellets nicht gerechtfertigt. Daher muss der Begriff Holzpellets durch Biomassepresslinge ersetzt werden, da Holzpellets nicht das ganze Spektrum dieser speziell produzierten Brennstoffe abdecken.
* Insoweit Hilfsempfehlung zu Ziffer 63 (Buchstabe b).
67. Zu Artikel 1 (Anlage 3 Nr. III.3, Nr. IV.2, Anlage 4 Nr. III.3, Nr. IV.2 EEG)
In Artikel 1 sind
a) in Anlage 3 Nr. III.3,
b) in Anlage 3 Nr. IV.2,*
c) in Anlage 4 Nr. III.3 und
d) in Anlage 4 Nr. IV.2
jeweils die Wörter "zur Nutzung als Brennstoff" zu streichen.
Der Gewährung des KWK- oder Wärmenutzungs-Bonus soll nicht vom Verwendungszweck der getrockneten Holzpellets abhängen.
68. Zu Artikel 1 (Anlage 3 Nr. IV.4 EEG)
In Artikel 1 sind in Anlage 3 Nr. IV. 4 nach den Wörtern "Kalina-Cycle-Prozessen" die Wörter "in Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2008 erstmals in Betrieb genommen werden," einzufügen.
Hier sollte eine Unterscheidung zwischen Alt- und Neuanlagen erfolgen. Altanlagen, bei denen eine Wärmenutzung bisher nicht realisierbar war, sollten mit dem KWK-Bonus einen zusätzlichen Anreiz erhalten, ihre bisher nicht nutzbare Wärme über Organic-Rankine- oder Kalina-Cycle-Technologie zu verwerten. Betroffen wären insbesondere Anlagen im ländlichen Raum ohne Nähe zu Wärmesenken.
Bei Neuanlagen dagegen kann der Standort auf mögliche Wärmenutzungen angepasst werden.
69. Zu Artikel 1 Anlage 4 Nr. III.4 - neu -, Nr. IV.2 EEG)
In Artikel 1 ist Anlage 4 wie folgt zu ändern:
a) Nummer III ist wie folgt zu ändern:
aa) In Nummer 2 ist am Satzende das Wort "und" durch ein Komma zu ersetzen.
bb) In Nummer 3 ist am Satzende der Punkt durch das Wort "und" zu ersetzen.
cc) Nach Nummer 3 ist folgende Nummer 4 anzufügen:
4. die technische Trocknung von Scheitholz und Holzhackschnitzeln mit einer Obergrenze von 1,0 Kilowattstunden je Kilogramm Trockenmasse.
b) In Nummer IV sind in Nummer 2 die Wörter "Holzpellets zur Nutzung als Brennstoff" durch die Wörter "[Holzpellets]* und der technischen Trocknung von Scheitholz und Holzhackschnitzeln gemäß Nummer III.4" zu ersetzen.
Die technische Trocknung von Holzscheiten und Hackschnitzeln gewinnt nicht zuletzt auf Grund der Feinstaubdiskussion weiter an Bedeutung. Daher soll auch diese Wärmenutzung mit dem Wärmenutzungsbonus honoriert werden. Zudem wird eine Ungleichbehandlung gegenüber Holzpellets aufgehoben.
70. Zu Artikel 3 Nr. 4 - neu - ( § 118 Abs. 7 EnWG)
Dem Artikel 3 ist folgende Nummer 4 anzufügen:
4. § 118 Abs. 7 wird aufgehoben.
Mit der Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes durch das Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz im Dezember 2006 ist mit der Neuaufnahme des § 17 Abs. 2a den Übertragungsnetzbetreibern die Verpflichtung übertragen worden, Offshore-Windparks an das Übertragungsnetz anzuschließen. Durch die Regelung des § 118 Abs. 7 ist die Aufgabenübertragung allerdings auf die Offshore-Windparks begrenzt, mit deren Bau bis 2011 begonnen wurde.
Bis zur Aufnahme dieser Neuregelung war es allein Aufgabe der Offshore-Projektplaner, die Netzanbindung zu planen, zu finanzieren und auszuführen. Die im EEG vorgesehene Offshore-Vergütung sah vor, dass mit dieser Vergütung auch die Kosten der Netzanbindung abgegolten sein sollten.
In den Planungs- und Genehmigungsverfahren für die einzelnen Offshore-Projekte wurde deutlich, dass diese technisch komplexe, genehmigungsrechtliche und wirtschaftliche Aufgabenstellung die tatsächlichen Möglichkeiten der einzelnen Projektplaner überforderte. Die Herstellungskosten für die Netzanbindung wurden von den einzelnen Herstellern auf ca. 30 bis 40 Prozent der gesamten Projektkosten kalkuliert. Damit war die die ursprünglich vorgesehene Offshore-Vergütung in keiner Weise mehr auskömmlich.
Mit der Übertragung der Netzanbindungsaufgabe auf die Netzbetreiber konnte 2007 der technische Durchbruch zur Vorbereitung des Anschlusses der ersten Offshore-Windparkrojekte bis 2011 erreicht werden. Es hat sich gezeigt, dass nur die Übertragungsnetzbetreiber in der Lage sind, technisch und wirtschaftlich vertretbare Anschlusslösungen zu entwickeln und umzusetzen, die zudem unnötige Eingriffsmaßnahmen für die betroffenen Länder auf das erforderliche Mindestmaß minimieren. Eine Vielzahl von ursprünglich Einzelkabeltrassenanträgen konnte so vermieden und erledigt werden.
Da diese Aufgabenübertragung durch § 118 Abs. 7 EnWG aber auf 2011 begrenzt ist und danach diese Aufgabe wieder an die Offshore-Projektanten zurückfallen würde, ist es erforderlich, die Befristung der Aufgabenübertragung im Zusammenhang der EEG-Novelle aufzuheben.
Da auch für die Festsetzung der EEG-Vergütung geklärt sein muss, welche Aufgaben und Kosten des Projektbetreibers für die Festsetzung dieser Vergütung zu Grunde gelegt werden müssen, ist in diesem Zusammenhang über die Netzanbindungsaufgabenzuordnung zu entscheiden.
Da der Offshore-Windkraftnutzung eine zentrale Bedeutung im Zusammenhang mit dem Klimaschutzpaket der Bundesregierung zukommt, muss ein vermieden werden, dass es nach 2011 zu einem Einbruch bei der Umsetzung der erforderlichen Projekte kommt.
71. Zu Artikel 1 allgemein (EEG)
Der Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien wurde insbesondere durch die Vergütungsregelungen im EEG in den vergangenen Jahren erheblich vorangetrieben. Wirtschaftsunternehmen haben diese Chance im Bereich der energetischen Nutzung von Biomasse ergriffen und erhebliche Investitionen auf Grundlage der rechtlichen Regelungen und gesetzlichen Definitionen getätigt.
Der Bundesrat bittet die Bundesregierung und die Mitglieder des Bundestages, im weiteren Verlauf der Beratung des vorliegenden Gesetzentwurfes zur Neuregelung des EEG dafür Sorge zu tragen, dass die auf der Grundlage der bisherigen Bestimmungen des EEG errichteten Anlagen nicht in ihrem Bestand und in ihrer wirtschaftlichen Existenz gefährdet werden.
Der Bundesrat stellt fest, dass von Seiten der Wirtschaft als eine wichtige Voraussetzung für wirtschaftliche Entwicklung und Investitionstätigkeit verlässliche politische Rahmenbedingungen genannt werden. Durch das EEG werden für die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien die entscheidenden Rahmenbedingungen gesetzt. Diese haben in den vergangenen Jahren zu erheblichen Investitionen und zum Ausbau dieses Wirtschaftsbereichs geführt. Durch den vorliegenden Gesetzentwurf zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften besteht durch die §§ 19 (Vergütung für Strom aus mehreren Anlagen)* und 66 (Übergangsvorschriften) die Gefahr, dass mit hohen Investitionskosten umgesetzte Anlagenkonzepte, die den bisherigen Regelungen des EEG entsprachen, durch eine Neudefinition des Anlagenbegriffs und der Vergütungsregelung in ihrer wirtschaftlichen Existenz gefährdet werden. Eine derartige Entwicklung und ein erneuter Verlust politischer Glaubwürdigkeit muss verhindert werden.
Außerdem ist eine Regelung zu finden, die es Anlagen nach § 27, die vor dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommen wurden, ermöglicht, bei entsprechenden Umrüstungen der Anlage, die Boni nach § 27 Abs. 4 Nr. 1 und 3 zu erhalten.
* Vgl. insoweit auch Ziffer 40.
Die Stellungnahme zielt darauf ab, im Gesetzentwurf Regelungen zu finden, die den erforderlichen Bestandsschutz für Altanlagen gewähren, aber auch für diese Anlagen die Möglichkeit eröffnen, die Neuerungen des Gesetzes in vollem Umfang in Anspruch zu nehmen. Insbesondere der KWK - Bonus und der Technologie - Bonus sollte auch für Anlagen gewährt werden, die vor dem 31. Dezember 2008 in Betrieb genommen worden sind. Damit soll eine Anreizfunktion im Gesetz aufgenommen werden, auch bei Altanlagen, Umrüstungen und Modernisierungen vorzunehmen.
Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren den Entwurf eines Gesetzes zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften sowie die weiteren im Rahmen ihres "Integrierten Energie- und Klimaprogramms" (IEKP) vorgesehenen Gesetzesvorhaben daraufhin zu überprüfen und die geplanten Einzelmaßnahmen so zu optimieren, dass die mit dem Maßnahmenpaket insgesamt verfolgten energie- und klimapolitischen Ziele mit der geringst möglichen Belastung für die Verbraucher und die Volkswirtschaft erreicht werden.
Die vielfältigen Gesetzesvorhaben, die die Bundesregierung im Zuge der Umsetzung ihres IEKP begonnen hat, sind nicht in allen Punkten so miteinander verzahnt beziehungsweise so aufeinander abgestimmt, dass als Ergebnis ein schlüssiges, optimiertes Ganzes erwartet werden kann. Beispielsweise soll einerseits die industrielle Stromerzeugung mittels Kraft-Wärme-Kopplung im KWKG nur unter bestimmten Voraussetzungen zulageberechtigt sein, wenn der Strom nicht in ein Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist wird, sondern er im Sinne einer Eigenversorgung nach § 110 Abs. 3 EnWG an ein Unternehmen des Produzierenden Gewerbes geliefert wird (§ 4 Abs. 3a KWKG-E). Andererseits wird dieser Strom nach § 37 Abs. 6 EEG-E weiterhin mit der ... EEG-Umlage belastet. Beide Vorgänge - Zuschlagszahlung, also Begünstigung, im Rahmen des KWKG und Belastung durch EEG-Umlage - führen zu widersprüchlichen Signalen an die Wirtschaft und zu Verwaltungsaufwand an verschiedenen Stellen. Es sollte ein widerspruchsfreies System im Rahmen des IEKP konzipiert werden.
Die Bundesregierung wird gebeten, den Ländern die für eine zeitnahe Statistik zu Stand und Entwicklung der Erneuerbaren Energien im Strombereich notwendigen Daten mit Auswertbarkeit auf Landkreis- und Gemeindeebene zur Verfügung zu stellen.
Für die Umsetzung von Standorten der Erneuerbaren Energien kommt den Ländern, den Planungsgemeinschaften, Landkreisen und Kommunen eine zentrale Rolle zu. Damit diese den Ausbau entsprechend der politischen Zielsetzungen gestalten können, benötigen auch diese Ebenen zeitnah entsprechende Daten.
Nach dem EEG-Novellierungsentwurf gibt es seitens der Netzbetreiber umfassende Informationspflichten an die Bundesnetzagentur, die alle erforderlichen Daten für eine zeitnahe Statistik zu Stand und Entwicklung der Erneuerbaren Energien auf Gemeinde-, Landkreis- und Länderebene enthalten (vgl. z.B. § 55 Abs. 2). Details der Ausgestaltung könnten auf Bund-Länder-Ebene abgestimmt werden.
Das energetische Potenzial der jährlich anfallenden tierischen Nebenprodukte in Deutschland wird auf Grund der rechtlichen Vorgaben gegenwärtig nur unzureichend genutzt. Das liegt insbesondere daran, dass die Materialien der Kategorien 1 und 2 nicht als Biomasse im Sinne der Biomasse-Verordnung anerkannt sind. Bei vollständiger Nutzung dieser mengenmäßig bedeutenden biogenen Reststoffe könnten jährlich rd. 1 Mio. Tonnen Kohlenstoffdioxid (CO₂) eingespart werden. So weist auch der Sachverständigenrat für Umweltfragen in seinem im Juli 2007 erschienenen Sondergutachten "Klimaschutz durch Biomasse" ausdrücklich auf diese Potenziale hin.
Um das bioenergetische Potenzial der tierischen Nebenprodukte bei Einhaltung der tierseuchenrechtlichen Anforderungen an die Entsorgung voll auszuschöpfen, wird die Bundesregierung aufgefordert:
- § 3 Nr. 9 BiomasseV zu streichen und die tierischen Nebenprodukte der Kategorien 1 und 2 als Biomasse gem. § 2 in die BiomasseV aufzunehmen. Dabei sollen:
- die tierischen Fette beider Kategorien für die Biodieselproduktion und Energieerzeugung, sowie
- das Tiermehl beider Kategorien für die Energieerzeugung
Als Folgeänderung ist die Einschränkung des Einsatzes tierischer Fette in der Biodieselproduktion zurückzunehmen. Betroffen sind davon:
- § 50 Abs. 4 Energiesteuergesetz (EnergieStG) und
- § 37b Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG).
Des Weiteren wird die Bundesregierung aufgefordert, den Ausschluss der Quotenanrechnung von Biokraftstoffen aus tierischen Fetten ab 1. Januar 2012 aufzuheben.
Durch die europäische Neufassung des tierischen Nebenprodukterechts im Jahr 2002 (Verordnung (EG) Nr. 1774/2002 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 3. Oktober 2002 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte) und die damit verbundenen Folgenormen wurde der Weg zur nachhaltigen Nutzung der im Landwirtschaftssektor im Rahmen der Schlachtung und Viehverwertung zwangsläufig anfallenden erheblichen Tonnagen an Tierfetten und -mehlen aller drei Risikokategorien geebnet. Die Entsorgungssicherheit in Hinblick auf tierseuchenhygienische Gesichtspunkte wurde dabei gewahrt. Seitdem hat schrittweise eine Anpassung des nationalen Rechts stattgefunden, u. a. sind die K-3-Materialien als Biomasse gemäß § 2 BiomasseV anerkannt worden.
Die Verordnung über die Erzeugung von Strom aus Biomasse (Biomasseverordnung - BiomasseV) vom 21. Juni 2001 legt im Hinblick auf den Anwendungsbereich des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG) vom 29. März 2000 fest, welche Stoffe als Biomasse gelten. Sie ist zugleich Grundlage für die Definition von Biokraft- und Bioheizstoffen nach dem Energiesteuergesetz (EnergieStG) und dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG).
Tierische Nebenprodukte fallen zwar gemäß § 2 BiomasseV grundsätzlich unter den Biomassebegriff, aber § 3 Nr. 9 beschränkt dies auf Material der Kategorie 3 der Verordnung(EG) Nr. 1774/2002. Tierische Nebenprodukte der Kategorien 1 und 2 sind dadurch bislang vom Biomassebegriff ausgeschlossen.
Für die Steuerbegünstigung von Biodiesel sowie die Anrechnung von beigemischtem Biodiesel auf die Quotenverpflichtung ist ebenfalls die BiomasseV ausschlaggebend. Tierische Fette der Kategorien 1 und 2 können somit nicht zur Biodieselproduktion eingesetzt werden.
Gemäß § 37b BImSchG werden Energieerzeugnisse, die vollständig oder teilweise aus tierischen Ölen oder Fetten hergestellt werden, ab dem 1. Januar 2012 nicht mehr auf die Erfüllung von Verpflichtungen nach § 37a Abs. 1 Satz 1 und 2 in Verbindung mit § 37a Abs. 3 angerechnet. Der vollständige Ausschluss tierischer Fette von der Biokraftstoffbeimischung ab 2012 wäre damit die Folge.
75. Der Rechtsausschuss empfiehlt dem Bundesrat, gegen den Gesetzentwurf gemäß Artikel 76 Abs. 2 des Grundgesetzes keine Einwendungen zu erheben.
← Inhalt 10/1/08
§ 33a Virtuelle ..
43. Zu Artikel 1 (Anlage ..
57. Zu Artikel 1 (Anlage ..
58. Zu Artikel 1 (Anlage ..
59. Zu Artikel 1 (Anlage ..
60. Zu Artikel 1 (Anlage ..
65. Zu Artikel 1 Anlage ..
67. Zu Artikel 1 (Anlage ..
68. Zu Artikel 1 (Anlage ..
69. Zu Artikel 1 Anlage ..
70. Zu Artikel 3 Nr. ..
71. Zu Artikel 1 allgemein ..
72. Zum Gesetzentwurf ..
73. Zur Verfügbarmachung ..
74. Zum Gesetzentwurf ..