Source: https://www.umwelt-online.de/cgi-bin/parser/Drucksachen/drucknews.cgi?inhalt=1&id=recht&texte=0310_2D16B
Timestamp: 2020-03-28 22:58:17
Document Index: 359564685

Matched Legal Cases: ['§ 3', '§ 3', '§ 21', '§ 22', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 61', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 19', '§ 19', '§ 18', '§ 9', '§ 19', '§ 9', '§ 19', '§ 9', '§ 22', '§ 22', '§ 3', '§ 24', '§ 24', '§ 27', '§ 61', '§ 27', '§ 61', '§ 25', '§ 3', '§ 22', '§ 19', '§ 27', '§ 27', '§ 28', '§ 28', '§ 28', '§ 35', '§ 36', '§ 36', '§ 36', '§ 36', '§ 36', '§ 36', '§ 36', '§ 36', '§ 36', '§ 39', '§ 39', '§ 39', '§ 44', '§ 44', '§ 44', '§ 44', '§ 44', '§ 51', '§ 51', '§ 51', '§ 61', '§ 61', '§ 61', '§ 24', '§ 61', '§ 61', '§ 61', '§ 60', '§ 61', '§ 61', '§ 61', '§ 61', '§ 61', '§ 60', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 64', '§ 80', '§ 88', '§ 88', '§ 88', '§ 88', '§ 88', '§ 88', '§ 88', '§ 36', '§ 95', '§ 95', '§ 95', '§ 97', '§ 97', '§ 101', '§ 101', '§ 104', '§ 104', '§ 3', '§ 3', '§ 26', '§ 26', '§ 71', '§ 71', '§ 3', '§ 3', '§ 17', '§ 17', '§ 3', '§ 13', '§ 17', '§ 17', '§ 17', '§ 17', '§ 12', '§ 17', '§ 12', '§ 14', '§ 14']

umwelt-online: Bundesrat 310/16 (Beschluss): Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien (Erneuerbare-EnergienGesetz - EEG 2016)
| Info | Jahr 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 | Inhalt Vorgang | Inhalt | | 310/16(B) vom 17.06.16
Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien
(Erneuerbare-EnergienGesetz - EEG 2016)
Der Bundesrat hat in seiner 946. Sitzung am 17. Juni 2016 beschlossen, zu dem Gesetzentwurf gemäß Artikel 76 Absatz 2 des Grundgesetzes wie folgt Stellung zu nehmen:
1. Zu Artikel 1 Nummer 3 (§ 3 Nummer 15 Buchstabe b, Buchstabe c, Buchstabe d - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 3 ist § 3 Nummer 15 wie folgt zu ändern:
"b) bei der mindestens 51 Prozent der Stimmrechte bei natürlichen Personen liegen, die seit mindestens einem Jahr vor der Gebotsabgabe in der kreisfreien Stadt oder dem Landkreis, in der oder dem die geplante Windenergieanlage an Land errichtet werden soll, oder in einer Gemeinde, die an die Gemeinde, in der die geplante Windenergieanlage an Land errichtet werden soll, angrenzt, nach § 21 oder § 22 des Bundesmeldegesetzes mit ihrem Hauptwohnsitz gemeldet sind, und"
"c) bei der kein Mitglied der Gesellschaft, soweit es sich um ein Unternehmen in mehrheitlich kommunaler Trägerschaft handelt, mehr als 24,9 Prozent der Stimmrechte an der Gesellschaft hält,"
"d) bei der kein sonstiges Mitglied der Gesellschaft mehr als 10 Prozent der Stimmrechte an der Gesellschaft hält,"
Die Bürgerenergie und der Erhalt der Akteursvielfalt haben sowohl bei der Windenergie als auch bei der PV eine besondere Bedeutung bei der Umsetzung der Energiewende.
Durch die Bürgerenergie können Akzeptanz und regionale Wertschöpfung vor Ort positiv entwickelt werden. Der bisherige Ausbau der erneuerbaren Energien basiert maßgeblich auf dem Engagement einer Vielzahl unterschiedlicher Akteure.
Vor diesem Hintergrund wird begrüßt, dass das EEG 2016 im Rahmen der geplanten Umstellung auf Ausschreibungen für die Windenergie Sonderregelungen für kleine Akteure und Bürgerenergieprojekte für erforderlich hält.
Die im EEG 2016 vorgesehene Definition einer "Bürgerenergiegesellschaft", die an die regionale Verwurzelung der Gesellschafter anknüpft, wird als verbesserungswürdig angesehen. Zum einen sollte gewährleistet werden, dass Bürger, die in einer Nachbargemeinde zur Gemeinde mit den geplanten Windenergieanlagen leben, auch dann sich beteiligen können, wenn ihre Gemeinde nicht im selben Landkreis liegt. Dies wird durch die vorgeschlagene Änderung in § 3 Nummer 15 Buchstabe b sichergestellt. Auch sollten verbesserte Beteiligungsmöglichkeiten für Stadtwerke in kommunaler Trägerschaft geschaffen werden. In vielen Regionen sind diese die maßgeblichen Treiber für die Realisierung von Bürgerenergieanlagen und gewährleisten in vielen Fällen weitgehende Beteiligungsmöglichkeiten von Bürgern und tragen somit maßgeblich zu Akzeptanz und Zustimmung zu Windkraftprojekten bei.
Für diese Akteure sollte daher die Möglichkeit einer finanziellen Beteiligung von bis zu 24,9 Prozent geschaffen werden, um für die Finanzierung der Projekte auch solventere Akteure zu gewinnen.
2. Zu Artikel 1 Nummer 3 (§ 3 Nummer 19 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 3 sind in § 3 Nummer 19 nach den Wörtern "und diese Person" die Wörter "den Strom aus der PV-Anlage eines Dritten bezieht oder" einzufügen.
Der vorliegende Gesetzentwurf bietet PV-Mieterstrommodellen keine wirtschaftliche Perspektive. Dabei ist die Erhebung der vollen EEG-Umlage im EEG ein wesentliches Hemmnis.
PV-Mieterstrommodelle können als vor-Ort-Produkt die Akteursvielfalt auf der Angebotsseite fördern. So können PV-Mieterstrommodelle das Angebotsportfolio von Elektrizitätsversorgungsunternehmen und Energiedienstleistern erweitern. PV-Mieterstrommodelle bieten auch neuen Anbietern (beispielsweise Energiegenossenschaften und Wohnungsbaugesellschaften) eine Chance, sich auf dem Energiemarkt einzubringen.
Zudem erhalten auch Mieterinnen und Mieter die Möglichkeit, an der Energiewende teilzuhaben. Mit diesen Geschäftsmodellen würde die vielfach diskutierte soziale Schieflage und Entsolidarisierung zwischen Eigentümern als Profiteuren der erneuerbaren Energien und Mietern entschärft.
PV-Mieterstrommodelle tragen schließlich zur Systemintegration bei, indem die Erzeugung des PV-Stroms stärker am Bedarf ausgerichtet wird. Die dezentrale Abstimmung zwischen Erzeugung und Nachfrage ist aufgrund der besser verfügbaren Informationen leichter erreichbar als in einem zentralen Markt. Die Nutzung vor Ort erzeugten Stroms liefert Verbrauchern bzw. Verbrauchergemeinschaften einen ökonomischen Anreiz, durch Lastverschiebungen ihr System so zu optimieren, dass eine möglichst hohe Harmonisierung von Erzeugung und Verbrauch vor Ort erreicht wird. Dadurch gleichen sich Angebot und Nachfrage an, was zur Entlastung der Netze führt, deren Ausbaubedarf verringert und die Systemintegration fluktuierender erneuerbarer Energien fördert.
Um PV-Mieterstrommodellen eine wirtschaftliche Perspektive zu geben, muss in § 3 EEG 2016 der Verbrauch von Strom aus PV-Anlagen Dritter im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang dem Eigenverbrauch gleichgestellt werden und damit der Strom aus der PV-Anlage teilweise von der EEG-Umlage befreit werden.
3. Zu Artikel 1 Nummer 3 (§ 3 Nummer 33 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 3 sind in § 3 Nummer 33 nach dem Wort "verbraucht," die Wörter "also diese Energie nicht nach erfolgter Zwischenspeicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Speicher wieder ausspeist," einzufügen.
Damit soll klargestellt werden, dass die Zwischenspeicherung keinen Letztverbrauch darstellt. Es sollen die Doppelbelastungen für die bloße Zwischenspeicherung von Energie vermieden werden. Mit der Erweiterung wird der Bundesrats-Beschluss Drucksache 542/15(B) vom 18. Dezember 2015 zum Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) aufgegriffen.
4. Zu Artikel 1 Nummer 3 (§ 3 Nummer 43a - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 3 ist in § 3 nach Nummer 43 folgende Nummer 43a einzufügen:
"43a. Stromerzeugungsanlage jede Einrichtung zur Erzeugung von Strom; Teil der Stromerzeugungsanlage sind alle baulichen und technischen Einrichtungen, deren Zusammenwirken zur Stromerzeugung notwendig ist,"
Das Gesetz verwendet an wesentlichen Stellen, insbesondere bei der Definition der "Eigenversorgung" in § 3 Nummer 19 EEG-E 2016 und bei den Regelungen in § 61 EEG 2014 zur Umlage für Letztverbraucher und Eigenversorger, den Begriff der "Stromerzeugungsanlage", ohne dass dieser im Gesetzestext konkret definiert wäre. Dies führt dazu, dass die Bestimmung dieses für die Beurteilung der EEG-Umlagepflicht und damit für die Frage der Rentabilität von Investitionen maßgeblichen Begriffs erst im weiteren Verlauf der Gesetzesanwendung durch die Netzbetreiber - und unter Umständen erst durch die Gerichte - zu erwarten ist.
Daraus ergeben sich Innovations- und Investitionshemmnisse, z.B. in der Entwicklung innovativer Verfahren zur Effizienzsteigerung von industriellen Produktionsprozessen, weil die Frage der Belastung mit der EEG-Umlage regelmäßig ein investitionsentscheidender Kostenfaktor ist, der nach Möglichkeit bereits im Planungsstadium rechtssicher beurteilt werden muss. Da auch in anderen Bereichen der Energiewende tätige Unternehmen in hohem Maße auf Planungs- und Rechtssicherheit angewiesen sind, sollte eine Konkretisierung der für Investitionsentscheidungen wesentlichen Begriffe (hier "Stromerzeugungsanlage") nach Möglichkeit bereits im Gesetzestext erfolgen.
Der zu diesem Punkt von der Bundesnetzagentur in der Konsultationsfassung des Leitfadens zur Eigenversorgung (im Folgenden: der "Leitfaden") eingeschlagene Weg, als Stromerzeugungsanlage "im Ergebnis die Einrichtung anzusehen, in der elektrische Energie unabhängig vom eingesetzten Energieträger unmittelbar erzeugt wird", so dass "der einzelne Generator als bestimmendes Element einer Stromerzeugungsanlage anzusehen" sei (Seite 18 des Leitfadens), ist nicht überzeugend. Dieser Ansatz führt im Ergebnis zu einer Verengung des Begriffs der Stromerzeugungsanlage auf den Generator, die völlig der natürlichen Wortbedeutung zuwiderläuft.
Darüber hinaus steht er im Widerspruch zu dem nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs (Urteil vom 04.11.2015 - VIII ZR 244/14, Urteil vom 23.10.2013 - VIII ZR 262/12) zu § 3 Nummer 1 Satz 1 EEG 2009 geltenden weiten Anlagenbegriff. Dieser weite Anlagenbegriff soll, wie sich aus der Sonderbestimmung zu Solaranlagen in § 3 Nummer 1 EEG-E 2016 und der dazu gegebenen Begründung ergibt, auch unter der Geltung des EEG 2016 beibehalten werden.
Es sollte deshalb eine Klarstellung in das EEG 2016 aufgenommen werden, aus der sich ergibt, dass der Begriff der "Stromerzeugungsanlage" sich von dem Begriff der "Anlage" in § 3 Nummer 1 EEG-E 2016 letztlich nur darin unterscheidet, dass eine "Stromerzeugungsanlage" auch dann gegeben ist, wenn die elektrische Energie aus anderen Quellen als aus erneuerbaren Energien oder Grubengas gewonnen wird. Textlich sollte dabei auf die vom Bundesgerichtshof zugrunde gelegte Definition des Anlagenbegriffs zurückgegriffen werden, wonach unter einer Anlage die Gesamtheit aller funktional zusammengehörenden technisch und baulich notwendigen Einrichtungen zu verstehen ist, die nach dem betrieblichen Gesamtkonzept der Stromerzeugung dienen.
5. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 19 Absatz 2 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist § 19 Absatz 2 wie folgt zu fassen:
(2) Der Anspruch nach Absatz 1 besteht nur, soweit der Anlagenbetreiber für den Strom kein vermiedenes Netzentgelt nach § 18 Absatz 1 Satz 1 der Stromnetzentgeltverordnung in Anspruch nimmt."
Bislang ermöglicht die Regelung nach § 9 Absatz 1 Nummer 1 StromStG, dass Strom befreit ist, der aus Anlagen bis 2 Megawatt vom Erzeuger im räumlichen Zusammenhang direkt an Letztverbraucher geliefert wird. Durch den Absatz 2 Nummer 2 im Entwurf zu § 19 EEG 2016 soll der Strom zukünftig nicht mehr gleichzeitig von der Stromsteuer befreit werden können.
Es gibt eine Vielzahl von dezentralen Versorgungskonzepten mit Strom aus Erneuerbaren Energien, die im Vertrauen auf die Vergütung bzw. Förderung nach dem EEG und die Stromsteuerbefreiung aus § 9 Absatz 1 Nummer 1 und Nummer 3 StromStG geplant und realisiert worden sind. Durch eine Änderung der bisherigen Gesetzeslage wäre eine Vielzahl von Investitionsentscheidungen betroffen. Damit drohen dezentralen Vermarktungskonzepten die Unwirtschaftlichkeit.
Mit der Streichung der Neuformulierung des Absatzes 2 in § 19 wird die bisherige Regelung im EEG 2014 beibehalten.
Im Gesetzentwurf wird zur Begründung ausgeführt, dass eine Überförderung nach den Vorgaben der Kommission aus der beihilferechtlichen Genehmigung zum EEG 2014 unzulässig ist. Dagegen stehen die folgenden Argumente:
- Nach Auffassung der Bundesregierung stellt das EEG keine Beihilfe dar.
- Steuerbefreiungen aus § 9 Absatz 1 StromStG sind Bestandteil des in der Europäischen Gemeinschaft harmonisierten Verbrauchssteuersystems und beruhen auf den Vorgaben der Richtlinie 2003/96/EG, insbesondere Erwägungsgrund 25, Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe B) und Artikel 21 Absatz 5.
- Mit Schreiben der Kommission vom 9. März 2000 (Staatliche Beihilfe Nummer N575_A/99) wurde festgestellt, dass die Steuerbefreiung für Anlagen bis 2 MW keine Beihilfe darstellt.
- Mit der bisherigen Regelung erhalten die Betreiber die Möglichkeit, Kunden mit räumlicher Nähe zum Windpark von der Stromsteuer zu befreien. Dies trägt zur Akzeptanz der Erneuerbaren Energien im ländlichen Raum bei.
Fazit: Eine Kumulierung beihilferechtsrelevanter Forderungen scheidet daher aus diesen Gründen aus.
Mit dem Vorschlag wird der Bundesrats-Beschluss Drucksache 542/15(B) vom 18. Dezember 2015 zum Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) umgesetzt.
6. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 EEG 2016)
In Artikel Nummer 6 ist § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 wie folgt zu fassen:
"3. Prototypen sowie Forschungswindenergieanlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt bis zu 125 Megawatt pro Jahr."
In Artikel 1 Nummer 3 ist in § 3 nach Nummer 22 folgende Nummer 22a einzufügen:
"22a. Forschungswindenergieanlage ist jede Anlage, die ausschließlich zur wissenschaftlichen Forschung an der Anlage durch Hochschulen und außeruniversitären Forschungseinrichtungen genutzt und betrieben wird und deren Erlöse aus diesem Gesetz ausschließlich für wissenschaftliche Forschungen an der Anlage eingesetzt werden.
Über das Vorliegen der Voraussetzungen sind entsprechende Nachweise zu führen."
Bei Forschungswindenergieanlagen handelt es sich i.d.R. um am Markt verfügbare Windenergieanlagen, die forschungstechnisch - d.h. durch eine sehr intensive Instrumentierung und / oder gezielte Umbauten - ertüchtigt sind, mit einer Leistung oberhalb der Bagatellgrenze von 750 kW. Sie wären auf Grund des Betriebs zu Forschungszwecken - d.h. erhöhte Stillstandszeiten für experimentelle Um- und Anbauten - in Ausschreibungen gegenüber rein kommerziell betriebenen Windenergieanlagen nicht konkurrenzfähig. Um den Betrieb von Forschungswindenergieanlagen und damit verbunden eine bedeutende Innovationsmöglichkeit zu erhalten, sollten Forschungswindenergieanlagen ebenso wie Prototypen von der Ausschreibungspflicht befreit werden.
Jährlich werden bislang nur sehr wenige (einstelliger Bereich) Forschungswindenergieanlagen errichtet, so dass ein messbarer Effekt auf die EEG-Umlage vernachlässigt werden kann.
Forschungswindenergieanlagen sind im Gesetzentwurf nicht definiert. Die Definition ist jedoch erforderlich, weil Forschungswindenergieanlagen ebenso wie Prototypen von dem Zwang der Ausschreibung befreit werden müssen.
Zur Definition von Forschungswindenergieanlagen soll der Besitz / Betrieb durch öffentliche Forschungseinrichtungen (Universitäten, Fachhochschulen, Fraunhofer-Gesellschaft, Helmholtz-Gemeinschaft) als Voraussetzung gelten, die die Anlagen ohne Gewinnerzielungsabsicht betreiben müssen. So wird verhindert, dass Windenergieanlagen nur scheinbar der Forschung dienen und rein kommerziell betrieben werden.
7. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 24 Absatz 1 Satz 4 - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist dem § 24 Absatz 1 folgender Satz 4 anzufügen:
"Abweichend von Satz 1 werden Solaranlagen, die sich zwar auf demselben Grundstück oder in unmittelbarer räumlicher Nähe, aber auf verschiedenen Wohngebäuden oder öffentlichen Gebäuden befinden, nicht zusammengefasst."
Mit dieser ergänzenden Ausnahmeregelung können zukünftig weiterhin Mieterstrommodelle mit PV-Anlagen realisiert werden.
8. Zu Artikel 1 Nummer 6 und 12 Buchstabe b Doppelbuchstabe aa, bb und cc - neu - (§ 27a Satz 1 und Absatz 2 - neu - sowie § 61 Absatz 2 Nummer 5 EEG 2016)
a) In Nummer 6 ist § 27a wie folgt zu ändern:
aa) In Satz 1 ist das Wort "gesamten" zu streichen.
bb) Folgender Absatz 2 ist anzufügen:
(2) Macht der Betreiber der Anlage während des Zeitraums, in dem er Anspruch auf Zahlungen nach diesem Gesetz hat, von der Regelung nach § 61 Absatz 2 Nummer 5 Gebrauch, so verlängert sich der Zahlungszeitraum nach § 25 nicht."
b) In Nummer 12 ist Buchstabe b wie folgt zu ändern:
aa) In Doppelbuchstabe aa sind nach den Wörtern 'in Anspruch nimmt" ersetzt' die Wörter 'und das Wort "oder" gestrichen' einzufügen.
bb) In Doppelbuchstabe bb sind nach den Wörtern 'durch die Angabe "24" ' die Wörter 'und der abschließende Punkt durch das Wort ", oder" ' einzufügen.
cc) Folgender Doppelbuchstabe cc ist anzufügen:
'cc) Folgende Nummer 5 wird angefügt:
"5. wenn der Eigenversorger Strom aus einer Anlage nach § 3 Nummer 1 bezieht, die Anlage gem. § 22 Absatz 1 an der wettbewerblichen Bestimmung der Marktprämie teilnehmen müsste und für die gesamte Strommenge keine Vergütung nach § 19 in Anspruch genommen wird." '
Durch diese Regelung haben die Anlagenbetreiber die Möglichkeit, auch zu einem späteren Zeitpunkt von der Regelung zum Eigenverbrauch Gebrauch zu machen. Dabei ist die Klarstellung wichtig, dass sich der Zeitraum des Zahlungsanspruchs, welchen er durch die Ausschreibung erlangt hat, nicht verlängert.
Eigenversorgungskonzepte können gemäß § 27a nicht an Ausschreibungen teilnehmen. Dennoch entstehen insbesondere im industriellen Bereich sinnvolle Eigenversorgungskonzepte, denen zukünftig Raum verschafft werden sollte. Diese Konzepte sollen keine Förderung durch die Marktprämie oder Einspeisevergütung erhalten, im Gegenzug jedoch auch keine EEG-Umlage zahlen müssen, um diese Konzepte wirtschaftlich gestaltbar zu machen.
Dafür ist in § 27a eine Änderung in Absatz 1 vorzunehmen und ein neuer Absatz 2 einzufügen.
9. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 28 Absatz 7 - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 ist dem § 28 folgender Absatz 7 anzufügen:
(7) Das Ausschreibungsvolumen nach § 28 Absatz 1 bis 3 erhöht sich für den jeweils nächsten Gebotstermin um die bezuschlagte Gebotsmenge, die seit dem vorangegangenen Gebotstermin aufgrund von Nichtrealisierung nach § 35a entwertet worden ist."
Nicht realisierte Projekte müssen in ihrer Menge wieder dem zur Verfügung stehenden Ausbauvolumen zugeschlagen werden.
10. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 36c Absatz 1, Absatz 2 Satz 1 und Absatz 3 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist § 36c wie folgt zu ändern:
a) In der Überschrift ist das Wort "Netzausbaugebiet" durch das Wort "Netzengpassgebiet" zu ersetzen.
(1) Der weitere Zubau von Windenergieanlagen an Land soll in dem Gebiet, in dem zu erwarten ist, dass in den nächsten drei bis fünf Jahren in erheblichem Umfang die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen abgeregelt werden muss (Netzengpassgebiet), gesteuert werden."
c) In Absatz 2 Satz 1 ist das Wort "Netzausbaugebiet" durch das Wort "Netzengpassgebiet" zu ersetzen.
d) Absatz 3 ist wie folgt zu fassen:
(3) Bei der Festlegung des Netzengpassgebiets werden folgende Kriterien berücksichtigt:
1. das Netzengpassgebiet darf ausschließlich solche Regionen erfassen, in denen in den nächsten drei bis fünf Jahren aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetz Abregelungen von Windenergieanlagen an Land in erheblichem Umfang erforderlich sein werden,
2. das Netzengpassgebiet soll räumlich zusammenhängende Flächen, höchstens aber 20 Prozent der Bundesfläche erfassen,
3. das Netzengpassgebiet muss netzgebietsscharf oder landkreisscharf festgelegt werden."
Als Folge ist in den Absätzen 4, 5 und 6 jeweils das Wort "Netzausbaugebiet" durch das Wort "Netzengpassgebiet" zu ersetzen.
Die Problematik der zunehmenden, kostentreibenden Abregelungen von Onshore-Windenergieanlagen in Norddeutschland war Auslöser für die kurzfristige Aufnahme der Regelung zur Einrichtung eines Netzengpass- bzw. Netzausbaugebiets in den Gesetzentwurf des EEG. Der Gesetzgeber verfolgt mit deren Einrichtung das Ziel, den Ausbau der erneuerbaren Energien im Norden auf ein netzverträgliches Maß zu begrenzen, solange die Netze noch nicht bedarfsgerecht ausgebaut sind.
Die Regelung zur Einrichtung eines Netzausbaugebiets nach dem Gesetzentwurf ist allerdings nicht geeignet, dieser Problematik wirksam zu begegnen. Vielmehr lässt sie die eigentliche Problematik, nämlich die entschädigungspflichtigen Abregelungen von Onshore-Windenergieanlagen in Norddeutschland, völlig unberücksichtigt.
Einzig sachgerecht ist es, auf die zu erwartenden Abregelungen von Windenergieanlagen abzustellen, die von den Übertragungsnetzbetreibern in ihrer Systemanalyse prognostiziert werden. Die vorgeschlagene Regelung setzt daher an den Ursachen an und ist somit, anders als der Gesetzentwurf, geeignet, das von der Bundesregierung selbst gesteckte Ziel zu erreichen.
Bei Umsetzung ist die Notwendigkeit von weiteren Folgeänderungen zu prüfen.
11. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 36e Absatz 2 - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist § 36e Absatz 2 wie folgt zu fassen:
(2) Im Falle einer Drittanfechtung der Genehmigung verlängert sich die Gültigkeit des Zuschlags um die tatsächliche Dauer des Rechtsmittelverfahrens aller Instanzen. In dieser Zeit wird keine Pönale fällig. Bei Abschluss des Rechtsmittelverfahrens erlischt der Zuschlag unmittelbar bei Aufhebung der Genehmigung pönalenfrei; bei Fortbestand der Genehmigung beträgt die Realisierungsfrist 24 Monate."
In Artikel 1 Nummer 6 ist dem § 36i folgender Satz anzufügen:
"Im Falle einer Verlängerung nach § 36e Absatz 2 Satz 1 beginnt der Zeitraum des Zahlungsanspruchs ab Inbetriebnahme der Anlage."
Die vorgeschlagene Änderung ist notwendig, um einen sicheren Schutz vor Klagen zu gewährleisten. Ein "Blockieren" von anderen Projekten durch die Verlängerung des Zuschlags für beklagte Projekte ist nicht gegeben. Der Standort ist nicht durch den Vergütungszuschlag, sondern durch die BImSchG-Genehmigung belegt und wird damit erst nach einer eventuellen Aufhebung der Genehmigung wieder frei. Ein "Ausschreibungsvolumen" wird nach der vorgesehenen Systematik des EEG ebenfalls nicht blockiert. Die Ausschreibungsmenge eines Jahres bemisst sich nach der faktisch installierten Leistung, die eine gewisse Strommenge erzeugt. Ist die WEA noch nicht gebaut, nimmt sie noch kein Ausbauvolumen der Strommenge des 45 Prozent-Ziels in Anspruch. Das Mindestausbauvolumen wird pro Kalenderjahr zugeteilt, eine Anrechnung des Volumens nicht realisierter Projekte auf das Mindestausbauvolumen in den Folgejahren ist nicht vorgesehen, so dass auch in dieser Hinsicht kein Ausbauvolumen blockiert wird.
Die Dauer eines Rechtsmittelverfahrens liegt nicht in der Verantwortung des Beklagten. Er hat keinerlei Möglichkeit, das Verfahren zu beschleunigen, im Gegenteil besteht für Kläger die Möglichkeit, Verzögerungen zu verursachen. Eine Kürzung des Vergütungszeitraums sanktioniert somit eine nicht verschuldete Verzögerung und bietet Windenergiegegnern eine gezielte Möglichkeit, Schaden zu verursachen. Vor dem Hintergrund der durch den Wettbewerb bereits knapp kalkulierten Vergütungen wird eine solche Verkürzung des Vergütungszeitraums schnell zur Unwirtschaftlichkeit des Projektes führen.
12. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 36f EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist § 36f nach der Überschrift wie folgt zu fassen:
(1) Zuschläge sind den Windenergieanlagen an Land, auf die sich die in dem Gebot angegebene Genehmigung bezieht, verbindlich und dauerhaft zugeordnet. Sie dürfen nicht auf andere Projekte übertragen werden.
(2) Wird die Genehmigung für das bezuschlagte Projekt nach der Erteilung des Zuschlags geändert oder neu erteilt, bleibt der Zuschlag auf die geänderte oder neu erteilte Genehmigung bezogen. Der Umfang des Zuschlags sowie die Realisierungsfristen verändern sich dadurch nicht."
Die Gewährung von Anpassungen der Genehmigung nach Erteilung des Zuschlags wäre von großer Wichtigkeit für die Realisierungswahrscheinlichkeit.
Im Rahmen der detaillierten Bauplanung müssen oft Anpassungen vorgenommen werden (kleinräumige Standortverschiebung um wenige Meter, Fundamentänderungen u.ä.). Ein Wechsel des Anlagenherstellers kann bei Lieferschwierigkeiten die zeitnahe und fristgerechte Realisierung sichern.
§ 36f EEG 2016 erkennt diese Anpassungsnotwendigkeiten grundsätzlich an. Die Behördenpraxis in den Ländern ist unterschiedlich, so dass die genannten beispielhaften Tatbestände teilweise formal über Änderungsgenehmigungen oder aber über Neugenehmigungen abgewickelt werden. Die unterschiedliche Behördenpraxis resultiert aus divergierender obergerichtlicher Rechtsprechung und kann daher in der Praxis nicht angepasst werden. Bei der Beschränkung des Wortlauts auf "Änderungsgenehmigungen" käme es daher sowohl zu einer Ungleichbehandlung der Betreiber in verschiedenen Ländern als auch zu einer sinkenden Realisierungsquote.
13. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 39a EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist in § 39a die Angabe "60 Euro" durch die Angabe "30 Euro" zu ersetzen.
Die Höhe der Sicherheit soll 30 Euro pro Kilowatt betragen. Dieser Wert ist niedriger als bei Solaranlagen und entspricht der Höhe bei Windanlagen. Da Biomasse wie Windanlagen wegen der "späten Ausschreibung" eine deutlich höhere Realisierungswahrscheinlichkeit zum Zeitpunkt der Ausschreibung aufweisen, soll die Sicherheit auf die gleiche Höhe wie bei Windanlagen gesetzt werden. Aus diesem Grunde wird die Sicherheit auch nur als Erstsicherheit fällig (anders als bei Solaranlagen).
14. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 39 ff EEG 2016)
Biomasseanlagen können eine wichtige Regelfunktion im Energiesystem erfüllen. Effiziente und netzdienlich einsetzbare Bestandsanlagen brauchen daher kurzfristig eine Perspektive auf eine Anschlussförderung. Der Bundesrat beklagt, dass diese an den energiepolitischen Anforderungen ausgerichtete Förderung der Bioenergie nicht erfolgt. Der Bundesrat verweist in diesem Zusammenhang auf seinen Beschluss in BR-Drucksache 555/15(B) .
15. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 44 Nummer 2 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 sind in § 44 Nummer 2 die Wörter "installierte Leistung" durch das Wort "Bemessungsleistung" zu ersetzen.
Der derzeitige anzulegende Wert dieser Anlagen beträgt 23,14 Cent pro Kilowattstunde. Damit könnten schon heute zu den zu erwartenden Erlösen aus dem Stromverkauf kaum mehr Anlagen realisiert werden. Um den Zubau dieser Anlagen kostenneutral zu unterstützen, wird den Anlagen durch die Umstellung auf Bemessungsleistung ermöglicht, Zusatzerlöse aus einer Wärmenutzung zu generieren. Durch diese Umstellung könnten Biomasseanlagen einen saisonal ausgerichteten Anlagenbetrieb führen. D.h. statt wie bisher nahezu 8 760 Stunden pro Jahr Volllast könnten die Anlagen im Sommer die Anlagenleistung reduzieren und nahezu ausschließlich Gülle vergären. Im Winter, wenn typischerweise ein entsprechender Wärmebedarf besteht, könnte dann im Rahmen der Substratregelung (max. 20 Prozent Anbaubiomasse) ein verstärkter Einsatz der energiereichen Substrate erfolgen. Damit würde dann die maximale Leistungskapazität der Blockheizkraftwerke abgerufen. Gleichzeitig müsste die entstehende Abwärme in deutlich geringerem Umfang zur Heizung der Fermenter eingesetzt werden, sodass in erheblichem Umfang Überschusswärme entsteht, die fossile Brennstoffe substituieren könnte. In der Summe könnten diese Zusatzerlöse dazu führen, dass ein geringer Teil der Stromgestehungskosten durch Wärmeerlöse beglichen werden kann, sodass der notwendige gewinndeckende Anteil des anzulegenden Wertes verringert werden kann. Eine höhere Realisierungsrate dieser Biomasseanlagetypen wäre die Folge.
16. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 44a EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist § 44a zu streichen.
Die Beibehaltung der in § 44a genannten vierteljährlichen Degression von 0,5 Prozent wird in Bälde dazu führen, dass der Neubau von insbesondere Gülle-Kleinanlagen aus betriebswirtschaftlicher Sicht unmöglich wird. Dementsprechend ist grundsätzlich auf eine Degression für den anzulegenden Wert dieser Biomasseanlagen zu verzichten.
17. Artikel 1 Nummer 6 (§ 51 Absatz 1 Satz 1, Satz 2 - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 6 ist § 51 Absatz 1 ist wie folgt zu ändern:
a) In Satz 1 sind die Wörter "in der vortägigen Auktion" zu streichen.
"Der Wert eines Stundenkontraktes nach Satz 1 ist negativ, wenn für die betreffende Stunde jeweils der Wert in der Dayahead-Auktion und der volumengewichtete Durchschnitt der Preise aller Transaktionen im kontinuierlichen Intraday-Handel negativ sind."
§ 51 Absatz 1 EEG 2016 regelt den anzulegenden Wert bei negativen Strompreisen. Danach entfällt der Zahlungsanspruch bereits, wenn der Strompreis am Vortageshandel für mindestens sechs zusammenhängende Stunden ohne Unterbrechung negativ ist, auch wenn der Strompreis am untertägigen Handel schon wieder positiv ist. Damit entfällt die Vergütung in diesem Fall, obwohl tatsächlich zum Zeitpunkt der konkreten Stromlieferung die Nachfrage nach Strom das Angebot wieder übersteigt, auch wenn es am Vortag zunächst noch einen anderen Anschein hatte. Im Rahmen der Novellierung des Strommarktgesetzes wurde daher zur Bewertung der negativen Preisphasen kumulativ sowohl auf den vortägigen Spotmarkt ("Dayahead-Markt") als auch auf den untertägigen Sportmarkt ("Intraday-Markt") abgestellt. Eine ausschließliche Betrachtung des Dayahead-Markts hat aus energiewirtschaftlicher Sicht keinerlei positiven Effekt. Im Gegenteil führt dies nur zu massiven Verunsicherungen der Anlagenbetreiber und der finanzierenden Banken mit der Folge von Risikoaufschlägen bei der Finanzierung, da das Ausfallrisiko nur eingeschränkt prognostiziert und nicht selbst beeinflusst werden kann. Dies steht einer kosteneffizienten Ausgestaltung des EEG entgegen. Für die Definition der relevanten negativen Stundenkontrakte muss daher, wie auch im ersten Vorschlag des BMWi vorgeschlagen, zwingend auf beide Marktsegmente abgestellt werden.
18. Zu Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe b Doppelbuchstabe aao - neu - (§ 61 Absatz 2 Nummer 1 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 12 ist in Buchstabe b dem Doppelbuchstaben aa folgender Doppelbuchstabe aao voranzustellen:
'aao In Nummer 1 werden nach den Wörtern "soweit der Strom" die Wörter "in einer Stromerzeugungsanlage oder" eingefügt.'
Die Einfügung in § 61 Absatz 2 Nummer 1 stellt klar, dass Kraftwerkseigenverbrauch immer dann vorliegt, wenn der von der Stromerzeugungsanlage erzeugte Strom entweder wie bisher in den Neben- und Hilfsanlagen einer Stromerzeugungsanlage, oder unmittelbar in einer Stromerzeugungsanlage selbst verbraucht wird. So wird sichergestellt, dass in der für Effizienzanwendungen typischen Situation - in einer Stromerzeugungsanlage erzeugter Strom wird dieser selbst wieder zugeführt, um die Prozesseffizienz zu steigern - der durch den Erzeugungsprozess selbst verbrauchte Strom eindeutig zum Kraftwerkseigenverbrauch gerechnet wird. Ein etwaiger Überschuss an Strom, der aufgrund des Einsatzes einer Technologie zur Effizienzsteigerung anfällt und aus der Stromerzeugungsanlage ausgeleitet wird, rechnet dagegen eindeutig nicht zum Kraftwerkseigenverbrauch und unterfiele damit der EEG-Umlage.
19. Zu Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe b Doppelbuchstabe bb und dd - neu - (§ 61 Absatz 2 Nummer 4 und 6 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 12 ist Buchstabe b wie folgt zu ändern:
a) In Doppelbuchstabe bb sind nach den Wörtern 'durch die Angabe " § 24" ' die Wörter "und der abschließende Punkt durch ein Komma" einzufügen.
b) Folgender Doppelbuchstabe dd ist anzufügen:
'dd Folgende Nummer 6 wird angefügt:
"6. soweit der Strom unter Nutzung von bei der Produktion anfallenden Restgasen, Reststoffen oder Restenergien erzeugt und selbst verbraucht wird." '
Aus Gründen der Energieeffizienz, der Ressourcenschonung und des Klimaschutzes sollten nicht nur bestehende, sondern auch neue Restgas-, Reststoff- und Restenergiekraftwerke der Industrie zur Eigenstromerzeugung von der EEG-Umlage befreit werden. Demnach müsste eigenerzeugter und verbrauchter Strom vollständig von der EEG-Umlage ausgenommen bleiben, der unter Nutzung zwangsläufig bei Produktionsprozessen anfallender Restgase (z.B. Koksofen-, Hochofen- und Konvertergas), Reststoffen oder Restenergien (z.B. Gefälle-, Druckentspannungs- oder abwärmenutzende Turbinen) erzeugt wird. Damit sollen ressourcenschonende Maßnahmen weiterhin unterstützt und die zukünftige Neuerrichtung solcher Anlagen ermöglicht werden.
Die Umlagebefreiung ist vor allem auch bei KWK-Anlagen erforderlich, die aus Abwärme Strom erzeugen, die die Folge eines Produktionsprozesses ist und eine Temperatur aufweist, die nicht höher ist als 450*C. Dies ist z.B. bei der ORC-Technologie (ORC = "Organic Rankine Cycle") der Fall. Der aus Prozesswärme erzeugte Strom ist CO₂-frei und grundlastfähig, wird an Ort und Stelle verbraucht und entlastet somit auch die vorgelagerten Netze. Eine auch nur anteilige Belastung mit der EEG-Umlage würde die langjährigen Bemühungen der Bundesregierung, solche innovativen Technologien zu unterstützen und finanziell zu fördern, entwerten.
20. Zu Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe c Doppelbuchstabe aa, bb und cc - neu - (§ 61 Absatz 3 Satz 2 Nummer 3 EEG 2016)
In Artikel 1 ist der Nummer 12 folgender Buchstabe c anzufügen:
'c) Absatz 3 Satz 2 wird wie folgt geändert:
aa) In Nummer 1 wird am Ende nach dem Wort "hat" das Wort "oder" eingefügt.
bb) In Nummer 2 wird am Ende das Wort "oder" durch einen Punkt ersetzt.
cc) Nummer 3 wird aufgehoben.'
Die Befreiung von der EEG-Umlage für selbst erzeugten und selbst genutzten Strom, mit der die Anlagenbetreiber auf Grund des besonderen Investitionsschutzes des EEG über den gesamten Vergütungszeitraum von 20 Jahren rechnen durften, entfällt nach dem EEG 2014, wenn die installierte Leistung einer Anlage um mehr als 30 Prozent erweitert wird, Blockheizkraftwerke mehrfach ausgetauscht werden sowie dann, wenn ein Eigentümerwechsel stattfindet. Diese Regelung steht im Widerspruch zu der energiewirtschaftlichen Anforderung der Flexibilisierung, die an die Bioenergie gestellt wird und ist dementsprechend zu streichen. Darüber hinaus ist die bestehende Regelung nur schwer mit dem besonderen Investitionsschutz des EEG vereinbar.
21. Zu Artikel 1 Nummer 13 (§ 61a Absatz 1 Nummer 1, 2 und 3 - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 13 ist § 61a Absatz 1 wie folgt zu ändern:
b) In Nummer 2 ist der abschließende Punkt durch das Wort "oder" zu ersetzen.
c) Nach Nummer 2 ist folgende Nummer 3 anzufügen:
"3. durch Verwendung geeichter Messeinrichtungen nachgewiesen werden kann, dass der gesamte Strom, der dem Speicher entnommen wird, entweder zur Wiedereinspeisung von Strom in das Netz verwendet wird oder für ihn, soweit er nicht in das Netz eingespeist wird, entweder die EEG-Umlage nach § 60 Absatz 1 oder § 61 Absatz 1 gezahlt wird oder ausschließlich für solche Strommengen nicht gezahlt wird, für die weder bei der Einspeisung noch bei der Entnahme eine EEGUmlagepflicht besteht."
§ 61a EEG 2016 ist zu begrüßen, weil er bezweckt, Doppelbelastungen bei der Zahlung der EEG-Umlage zu vermeiden.
Allerdings führt die im Entwurf vorgesehene Formulierung zu erheblichen Unsicherheiten: Da bei Anlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 Kilowatt und bei Anlagen, die vor dem 1. August 2014 in Betrieb gegangen sind, im Falle der Eigenversorgung keine EEG-Umlage anfällt, ist unklar, inwieweit dies auch bei Installation eines Speichers gilt.
Die beantragte Ergänzung bewirkt, dass ausgespeicherter Strom auch in solchen Konstellationen von der EEG-Umlage befreit ist.
22. Zu Artikel 1 Nummer 13 (§ 61a Absatz 3 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 13 sind in § 61a Absatz 3 nach dem Wort "Netzbetreiber" die Wörter "im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes" einzufügen.
Die in § 61a Absatz 3 (und bereits in § 60 Absatz 3 EEG-2014) enthaltene Befreiung der Verlustenergie von der EEG-Umlage beinhaltet eine Ungleichbehandlung bei Betreibern von Geschlossenen Verteilernetzen gegenüber Netzbetreibern der allgemeinen Versorgung. Während die von Netzbetreibern der allgemeinen Versorgung eingesetzte Verlustenergie von der EEG-Umlage befreit wird, ist dies für die von Betreibern Geschlossener Verteilernetze eingesetzte Verlustenergie nicht der Fall. Eine solche Ungleichbehandlung ist sachlich nicht gerechtfertigt und sollte daher beseitigt werden. Der Netzbetreiberbegriff des EnWG würde nur für den Spezialfall der Verlustenergie in Geschlossenen Verteilernetzen eingeführt, so dass keine Folgewirkungen für die sonstigen Regelungen des EEG entstehen.
23. Zu Artikel 1 Nummer 15 (§ 64 Absatz 1a - neu -, Absatz 3, Absatz 4, Absatz 6 EEG 2016)
'15. § 64 wird wie folgt geändert:
(1a) Bei einem Unternehmen, das einer Branche nach Liste 1 der Anlage 4 zuzuordnen ist, muss die Stromkostenintensität abweichend von Absatz 1 Nummer 2 Buchstabe a nur 14 Prozent betragen, wenn
a) Energieeffizienzmaßnahmen umgesetzt und dadurch seinen Stromverbrauch im Vergleich zu seinem Durchschnittsstromverbrauch vor dem Beginn der Umsetzung der Energieeffizienzmaßnahmen dauerhaft gesenkt hat aa) um sechs Prozent; in diesem Fall kann der abgesenkte Schwellenwert für die Stromkostenintensität nach diesem Absatz in fünf aufeinanderfolgenden Antragsjahren in Anspruch genommen werden, oder bb) um zwei Prozent; dieser Wert gilt nur bei der erstmaligen Inanspruchnahme des abgesenkten Schwellenwerts für die Stromkostenintensität nach diesem Absatz; in den vier darauf folgenden Antragsjahren kann der abgesenkte Schwellenwert nur für das Jahr in Anspruch genommen werden, in dem sich der Wert um jeweils zwei Prozentpunkte erhöht; bei der Berechnung der Senkung des Stromverbrauchs werden nur Effizienzmaßnahmen berücksichtigt, die seit Beginn des dritten Geschäftsjahrs umgesetzt worden sind, das der erstmaligen Antragstellung nach diesem Absatz vorangegangen ist; die Senkung des Stromverbrauchs muss für den Zeitraum zwischen dem Beginn der Umsetzung der Energieeffizienzmaßnahmen und der Antragstellung nachgewiesen werden; der Nachweis muss anhand eines repräsentativen, mindestens drei Monate umfassenden Zeitraums erbracht werden, wobei der Durchschnittsstromverbrauch vor dem Beginn der Umsetzung der Energieeffizienzmaßnahmen und der gesenkte Stromverbrauch jeweils in einen Durchschnittsstromverbrauch für ein Kalenderjahr hochgerechnet werden, oder
b) nach dem 30. Juni des Kalenderjahrs, das der erstmaligen Antragstellung nach diesem Absatz vorangegangen ist, neu gegründet worden ist; in diesem Fall kann der abgesenkte Schwellenwert für die Stromkostenintensität nach diesem Absatz in fünf aufeinanderfolgenden Antragsjahren in Anspruch genommen werden, und
2. das Unternehmen zum Zeitpunkt der Antragstellung ein zertifiziertes Energiemanagementsystem nach DIN EN ISO 50001 betreibt, es sei denn, dass das Unternehmen im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr weniger als fünf Gigawattstunden Strom verbraucht hat."
aa) In Nummer 1 werden nach den Wörtern "nach Absatz 1 Nummer 1 und 2 und" die Wörter "Absatz 1a sowie" eingefügt.
cc) Nach Nummer 2 wird folgende Nummer 3 angefügt:
"3. ein Unternehmen, dessen Stromkostenintensität nach Absatz 1a mindestens 14 und weniger als 17 Prozent beträgt, muss die Erfüllung der Voraussetzungen nach Absatz 1a wie folgt nachweisen:
a) abweichend von Nummer 2 und von Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 das Energie- oder Umweltmanagementsystem nur durch ein gültiges DIN EN ISO 50001-Zertifikat unter Beachtung der Vorgaben der DIN ISO 50003 ab dem Antragsjahr 2017,
b) die Umsetzung geeigneter Energieeffizienzmaßnahmen durch die Stelle, die sein Energie- und Umweltmanagementsystem auditiert und zertifiziert,
c) die Senkung seines Stromverbrauchs nach Absatz 1a Nummer 1 Buchstabe a zum Zeitpunkt der Antragstellung durch eine Bescheinigung nach Nummer 1 Buchstabe c."
c) ... wie Vorlage Buchstabe a
d) ... wie Vorlage Buchstabe b ...'
Die Steigerung der Energieeffizienz ist einer der wichtigsten Bausteine der Energiewende. Ohne eine massive Senkung des Energieverbrauchs in allen Sektoren sind die ambitionierten energie- und klimapolitischen Ziele nicht erreichbar.
Die Besondere Ausgleichsregelung setzt hierzu jedoch teilweise gegenläufige Anreize, nämlich bei Unternehmen nach Liste 1 in der Nähe des Schwellenwerts zur Stromkostenintensität: Unternehmen aus Branchen der Liste 1 der Besonderen Ausgleichsregelung werden nur begünstigt, wenn sie eine Stromkostenintensität von 17 Prozent aufweisen. Der Großteil der Unternehmen, die heute in der Besonderen Ausgleichsregelung begünstigt sind, liegt deutlich über diesem Schwellenwert. So haben von den rund 2.000 begünstigten Unternehmen nur rund 60 Unternehmen eine Stromkostenintensität zwischen 17 und 18 Prozent. Für diese wenigen Unternehmen in der Nähe des Schwellenwerts besteht die Gefahr, dass sie die 17 Prozent nicht mehr erreichen. Daher ist es für diese Unternehmen von zentraler Bedeutung, dass sie ihre Stromkostenintensität nicht reduzieren. Infolge dessen können diese Unternehmen davor zurückschrecken, in die Energieeffizienz ihres Unternehmens zu investieren: Denn eine verbesserte Stromeffizienz verringert die Stromkostenintensität. Die 17 Prozent-Schwelle kann daher Unternehmen in der Nähe dieses Schwellenwerts von eigentlich sinnvollen Investitionen abhalten.
Dieser Fehlanreiz soll im Interesse einer Steigerung der Energieeffizienz der Unternehmen beseitigt werden. Vor diesem Hintergrund wird in § 64 EEG 2016 die Besondere Ausgleichsregelung so geändert, dass Unternehmen nicht allein deshalb aus der Besonderen Ausgleichsregelung herausfallen, weil sie in Energieeffizienz investiert haben. Diese Neuregelung ist von drei Gedanken geprägt:
- Mit dem EEG 2014 ist erstmals das Entlastungsvolumen in der Besonderen Ausgleichsregelung stabil gehalten worden. Dies war ein zentraler Erfolg des EEG 2014. Die Neuregelung stellt daher sicher, dass das Entlastungsvolumen auch weiterhin stabil bleibt. Die Neuregelung konzentriert sich daher auf die wenigen Unternehmen, deren Stromkostenintensität in der Nähe der 17 Prozent liegt. - Die Neuregelung behandelt neue und bestehende Unternehmen gleich, um keine Wettbewerbsverzerrungen zu verursachen und den Markteintritt neuer Unternehmen nicht zu erschweren.
- Die Neuregelung ist schließlich so unbürokratisch und einfach wie möglich gestaltet worden, damit weder die betroffenen Unternehmen unnötig belastet werden noch das Verwaltungsverfahren beim BAFA lahmgelegt wird.
Nach § 64 Absatz 1a EEG 2016 können besonders energieeffiziente Unternehmen der Liste 1 abweichend von der bisherigen Regelung künftig bereits ab einer Stromkostenintensität von 14 Prozent für eine Dauer von höchstens fünf Jahren (§ 64 Absatz 1a Nr. 1a)
aa) bzw. für eine Dauer von einem Jahr (§ 64 Absatz 1a Nr. 1a)
bb) in der Besonderen Ausgleichsregelung privilegiert werden. Sie werden dann genauso privilegiert wie alle Unternehmen mit einer Stromkostenintensität ab 17 Prozent.
Besonders energieeffiziente Unternehmen sind zum einen Unternehmen, die neu gegründet worden sind. Diese Unternehmen sind schon wegen der Anforderungen des BImSchG als besonders energieeffizient anzusehen. Sie können die abgesenkte Schwelle fünf Jahre lang nach der Neugründung in Anspruch nehmen; anschließend werden sie wie bestehende Unternehmen behandelt. Dies wird durch Nummer 1 Buchstabe b umgesetzt. Besonders energieeffiziente Unternehmen sind zum anderen auch bestehende Unternehmen, die in erheblichem Umfang in Energieeffizienz investiert haben. Dies wird durch Nummer 1 Buchstabe a umgesetzt. Hierbei wird den Unternehmen ein Wahlrecht eingeräumt:
Unternehmen, die eine große Investition mit einem einmaligen hohen Stromeinspareffekt tätigen, können fünf Jahre lang die abgesenkte Schwelle von 14 Prozent in Anspruch nehmen, wenn sie ihren Stromverbrauch um insgesamt 6 Prozent gesenkt haben.
Unternehmen, die in Energieeffizienz investieren und dabei geringere Effizienzverbesserungen erzielen, können ein Jahr lang die abgesenkte Schwelle von 14 Prozent in Anspruch nehmen, wenn sie ihren Stromverbrauch um 2 Prozent gesenkt haben.
Diese Regelung kann in Anspruch genommen, sofern 2 Prozent Einsparung pro Jahr generiert werden. Hierdurch können insbesondere größere, über mehrere Jahre verteilte Investitionen berücksichtigt werden. In diesem Fall wird der Stromverbrauch jeweils in Relation zu dem Stromverbrauch vor Beginn der Investition gesetzt. Der Wert 2 Prozent ist mit Blick auf den Spitzenausgleich bei der Stromsteuer gewählt, wo die stromkostenintensiven Unternehmen grundsätzlich 1,5 Prozent Energieeffizienz pro Jahr erbringen müssen. Für die privilegierte Antragstellung nach § 64 Absatz 1a EEG 2016 ist daher ein höherer Wert gewählt worden.
Des Weiteren ist der abgesenkte Schwellenwert von 14 Prozent daran gebunden, dass ein Zertifizierer bestätigt, dass die Energieeffizienzmaßnahme grundsätzlich dazu geeignet ist, die erforderliche Reduzierung des Stromverbrauchs zu bewirken. Eine Kausalität zwischen der Energieeffizienzmaßnahme und der erfolgten Stromverbrauchssenkung muss im Übrigen nicht nachgewiesen werden; sie wird zu Gunsten der Unternehmen vermutet. Dies ist unbürokratisch und verhindert, dass z.B. konjunkturelle Schwankungen oder Produktionsveränderungen herausgerechnet werden müssen. Voraussetzung ist, dass das bestehende Unternehmen Energieeffizienzmaßnahmen umgesetzt und dadurch seinen Stromverbrauch gesenkt hat. Die Kausalität zwischen der Energieeffizienzmaßnahme und der erfolgten Stromverbrauchssenkung wird dabei zu Gunsten der Unternehmen vermutet. Die Stelle, die das Energiemanagementsystem des Unternehmens zertifiziert, bestätigt die Umsetzung und die grundsätzliche Geeignetheit der Maßnahme, um eine Stromverbrauchssenkung in dieser Höhe zu realisieren. Um die Senkung des Stromverbrauchs nachzuweisen, werden zwei Zeiträume verglichen. Der durchschnittliche Stromverbrauch in den letzten drei abgeschlossenen Geschäftsjahren vor der Umsetzung der Maßnahme wird mit einem repräsentativen Zeitraum zwischen der Umsetzung der Energieeffizienzmaßnahme und der Stellung des Antrages verglichen. Dieser repräsentative Zeitraum muss mindestens drei Monate lang sein und einen typischen Produktionszeitraum für das jeweilige Unternehmen abbilden. Anderenfalls besteht die Gefahr, dass die Senkung des Stromverbrauchs lediglich durch eine vorübergehende Produktionsdrosselung erreicht würde. Um eine Vergleichbarkeit der Zeiträume zu gewährleisten, werden beide Verbräuche in einen durchschnittlichen Stromverbrauch für ein Kalenderjahr umgerechnet. Der hochgerechnete Stromverbrauch darf dabei nur geringfügig von dem abweichen, der ggf. im Rahmen der Antragstellung für das entsprechende Jahr nachgewiesen wird oder wurde.
Unternehmen, die von der abgesenkten Schwelle profitieren wollen, müssen ein Energiemanagementsystem nach DIN EN ISO 50001 betreiben. Dies gilt nicht für Unternehmen, die im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr weniger als 5 GWh Strom verbraucht haben.
Die neue Nummer 3 regelt die Nachweisführung für die Unternehmen, die als besonders energieeffiziente Unternehmen die abgesenkte Schwelle für die Stromkostenintensität nach § 64 Absatz 1a EEG 2016 von 14 Prozent in Anspruch nehmen. Diese Unternehmen dürfen ihr Umwelt- und Energiemanagementsystem nur durch ein gültiges DIN EN ISO 50001-Zertifikat nachweisen. Der Zertifizierer muss die Vorgaben der DIN ISO 50003 ab dem Antragsjahr 2017 einhalten.
Die Maßnahmen müssen geeignet sein, eine Senkung des Stromverbrauchs im Umfang von 6 Prozent zu erreichen. Es kann sich entweder um eine einzelne Maßnahme handeln (z.B. der Einbau einer neuen Maschine), es kann sich aber auch um mehrere Einzelmaßnahmen handeln. Als geeignete Maßnahme kommt auch die Umstellung des Produktionsablaufes oder von Arbeitsabläufen in Betracht, sofern durch die neuen Abläufe eine Senkung des Stromverbrauchs realisiert wird. Die Verringerung des Produktionsvolumens zur Senkung des Stromverbrauchs stellt keine geeignete Energieeffizienzmaßnahme dar. Umstrukturierungen stellen ebenfalls keine entsprechende geeignete Maßnahme dar. Auch kann bei Umstrukturierungen die Anwendbarkeit der Regelungen für Neugründungen nicht als Begründung für eine Nutzung des auf 14 Prozent abgesenkten Prozentsatzes herangezogen werden.
Die Senkung des Stromverbrauchs muss von einem Wirtschaftsprüfer bestätigt werden. Dabei obliegt es dem Wirtschaftsprüfer, einen Zeitraum festzulegen, der für das Unternehmen repräsentativ ist. Das heißt z.B. bei saisonal tätigen Unternehmen, dass der Zeitraum nicht außerhalb seiner stromintensiven Produktionszeit liegen darf. Bei gleichmäßiger Produktion ist regelmäßig ein Zeitraum von mindestens drei Monaten als repräsentativ anzusehen.
24. Zu Artikel 1 Nummer 25 (§ 80 Absatz 1 Satz 4 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 25 ist Buchstabe a wie folgt zu fassen:
aa) In Satz 2 und 3 wird ... (weiter wie Regierungsvorlage Buchstabe a)
bb) In Satz 4 wird das Wort "Regelenergie" durch die Wörter "Regel- und Blindenergie" ersetzt.'
Es ist zukünftig zu erwarten, dass Betreiber von Erneuerbaren-EnergienAnlagen neben Wirkleistung auch Blindleistung mit dem Netz austauschen.
Dies führt zu zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten, die kompensiert werden sollten. Daher sollte sichergestellt werden, dass eine zukünftige Vergütung von Blindleistung nicht durch das Doppelvermarktungsgebot ausgeschlossen wird.
25. Zu Artikel 1 Nummer 36 (§ 88 Satzteil vor Nummer 1 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 36 ist in § 88 Satzteil vor Nummer 1 das Wort "ohne" durch das Wort "mit" zu ersetzen.
§ 88 enthält eine Ermächtigung zum Erlass einer Verordnung zu Ausschreibungen für Biomasse, mit der die Bundesregierung eine Vielzahl an Regelungen treffen kann, welche die Länderinteressen unmittelbar berühren. Die Belange der Länder sind hierbei angemessen zu berücksichtigen. Dies wird durch eine Verordnungsermächtigung, die die Wirksamkeit der Rechtsverordnung von der Zustimmung des Bundesrates abhängig macht, abgesichert.
26. Zu Artikel 1 Nummer 36 (§ 88b EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 36 sind in § 88b die Wörter "ohne Zustimmung" durch die Wörter "mit Zustimmung" zu ersetzen.
Die Ausgestaltung des Netzausgebietes hat wesentliche Konsequenzen für den Zubau von neuen Windenergieanlagen. Derzeit ist die konkrete Ausgestaltung der Verordnungsermächtigung sowie des Netzausbaugebietes noch nicht absehbar. Aus diesem Grund ist eine Beteiligung der Länder vorzusehen.
27. Zu Artikel 1 Nummer 36 (§ 88b Nummer 01 - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 36 ist in § 88b der Nummer 1 folgende Nummer 01 voranzustellen:
"01. nach welchen Kriterien die Ausweisung des Netzausbaugebietes erfolgt,".
Zur Verbesserung der Bestimmtheit ist in der Verordnungsermächtigung ein Bezug zu den für die Ausweisung des Netzausbaugebietes maßgeblichen Kriterien erforderlich. Diese Kriterien können z.B. technischer bzw. wirtschaftlicher Art sein und etwa auf bestimmte Intensitäten der Netzengpässe oder Mindesthöhen für Redispatchkosten abstellen. Nur auf der Grundlage derartiger verbindlich festgelegter Kriterien sind auch die in § 36c Absatz 6 vorgesehene Evaluierung und daraus folgende Änderungen der Verordnung möglich.
28. Zu Artikel 1 Nummer 42 Buchstabe d (§ 95 Nummer 6 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 42 ist Buchstabe d zu streichen.
Mit der Änderung wird § 95 Nummer 6 EEG 2014 beibehalten. In § 95 Nr. 6 ist eine Verordnungsermächtigung für eine Grünstromvermarktung geregelt. Die neu eingeführte Grünstromkennzeichnung ersetzt nicht die Notwendigkeit eines echten Vermarktungsmodells. Aus diesem Grund ist die Verordnungsermächtigung beizubehalten. Der Bundesrat verweist in diesem Zusammenhang auch auf seinen Beschluss vom 16. Oktober 2015 Drucksache 408/15(B) .
29. Zu Artikel 1 Nummer 44 (§ 97 Absatz 01 - neu - EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 44 ist dem § 97 Absatz 1 folgender Absatz 01 voranzustellen:
(01) Die Bundesregierung evaluiert die Auswirkungen der Änderung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes zum 1. Januar 2017 sehr frühzeitig und legt dem Bundestag bis zum 31. Dezember 2017 einen ersten Erfahrungsbericht vor. Darin berichtet sie insbesondere
1. über die Auswirkungen der Neuparametrierung der Referenzstandorte sowie der Korrekturfaktoren für Windenergie an Land,
2. über die Verteilung der Zuschläge auf die Regionen in Deutschland - getrennt nach Solar- und Windenergie an Land sowie zusätzlich für das Netzausbaugebiet und
3. darüber, wie viele Bürgerenergiegesellschaften eine Förderung erhalten haben.
Sofern festgestellt wird, dass der Erhalt der Akteursvielfalt und der Bürgerenergie sowie ein bundesweiter Zubau von Windenergieanlagen an Land an windstarken Standorten mit effizienter Technologie gefährdet sind, werden umgehend Vorschläge für Gesetzes- bzw. Verordnungsänderungen erarbeitet, die die Fehlanreize abstellen."
Es ist dringend erforderlich, dass eine transparente und frühzeitige Evaluation insbesondere hinsichtlich der Auswirkungen der Neuparametrierung der Referenzstandorte und der Korrekturfaktoren sowie der Folgewirkungen der Umstellung auf den Erhalt der Akteursvielfalt und der Bürgerenergie erfolgt. Sie muss mit einer zwingenden, raschen Anpassung bei festgestellten Fehlanreizen verbunden werden.
30. Zu Artikel 1 Nummer 47 Buchstabe a (§ 101 Absatz 1 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 47 ist Buchstabe a wie folgt zu fassen:
"a) Absatz 1 wird aufgehoben."
Die in § 101 Absatz 1 festgelegten Regelungen stellen einen Eingriff in den Investitionsschutz von Anlagen, die nach dem 31. Juli 2014 und vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb genommen worden sind und in den Bestandsschutz von Anlagen, die vor dem 31. Juli 2014 in Betrieb genommen worden sind, dar. Entsprechend sind die Regelungen zur Höchstbemessungsleistung zu streichen.
31. Zu Artikel 1 Nummer 50 Buchstabe d (§ 104 Absatz 3 Satz 1 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 50 Buchstabe d ist in § 104 Absatz 3 Satz 1 das Wort "Schwarzlauge" durch die Wörter "Ablaugen aus der Zellstoffgewinnung" zu ersetzen.
Die Ergänzung dient der Klarstellung, dass die Regelung sowohl für Ablaugen aus dem Sulfit- als auch aus dem Sulfatprozess gilt und damit gleiche Wettbewerbsbedingungen für beide Arten der Zellstoffproduktion gewährleistet.
32. Zu Artikel 1 Nummer 53 Buchstabe b Doppelbuchstabe bb (Anlage 3 Nummer I Nummer 5 EEG 2016)
In Artikel 1 Nummer 53 Buchstabe b ist Doppelbuchstabe bb wie folgt zu fassen:
"bb) Nummer 5 wird aufgehoben."
Die flexible und bedarfsgerechte Stromproduktion ist eine energie- und volkswirtschaftliche Grundanforderung an die Bioenergie. Sofern die anzulegenden Werte dieser Anlagen nicht signifikant erhöht werden sollen, ist die volumenmäßig uneingeschränkte Förderung der Flexibilität aller Biomasseanlagen, die zukünftig betrieben werden, zu fördern. Dementsprechend ist der in Anlage 3 Nummer I Nummer 5 EEG verankerte Deckel von 1 350 MW zu streichen.
33. Zu Artikel 1 allgemein
Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren zu prüfen, inwieweit ein Vergütungssystem für die Stromerzeugung durch Verbrennung von "Altholz" zur Begleitung eines Vergütungssystemwechsel von der EEG-Förderung hin zu einem alternativen Finanzierungssystems etabliert werden kann.
Nach den Regelungen des Gesetzentwurfs dürfen keine Heizkraftwerke, die Altholz verbrennen, an einer Ausschreibung teilnehmen. Dementsprechend erhalten diese Kraftwerke nur den Börsenpreis, wenn sie Strom verkaufen. Dieser liegt derzeit bei rund 3,5 Cent pro Kilowattstunde. Laut Marktanalyse Biomasse des BMWi betragen die Stromgestehungskosten jedoch über 8 Cent pro Kilowattstunde. Folglich ist deren Betrieb unwirtschaftlich. Auf Grund des Kreislaufwirtschaftsgesetzes ist die thermische Verwertung von Altholz jedoch aus volkswirtschaftlicher Sicht, insbesondere in Hinblick der Entlastung von Kommunen, die die Entsorgungskosten für Biomasse zu tragen haben, anzustreben. Um den Übergang zu einem alternativen Vergütungssystem zur Verwertung von Altholz, welches bspw. über die Abfallgebühren getragen werden kann, zu begleiten, sollte ein System zur Übergangsförderung für diese Biomasseanlagen etabliert werden. Andernfalls droht unmittelbar die Stilllegung dieser Anlagen, die in kürzester Zeit demontiert und ins Ausland verkauft werden könnten. Aus volkswirtschaftlicher Sicht wäre ein deutlicher Anstieg der Verwertungskosten für "Altholz" zu erwarten.
34. Zu Artikel 2 (§ 3 Nummer 6 WindSeeG)
In Artikel 2 sind § 3 Nummer 6 die Wörter "darunter fallen auch ausgewiesene Testfelder und Pilotflächen zur Erprobung innovativer Gründungsstrukturen und Offshore-Anlagen," anzufügen.
Das Abstellen der Begrifflichkeit auf eine Windenergieanlage auf See ist zu eng. Es kann sinnvoll sein, auch im Rahmen eines Flächeneinsatzes von mehreren Windkraftanlagen Innovationen zu entwickeln. Dies sollte nicht von vornherein ausgeschlossen sein.
35. Zu Artikel 2 (§ 26 Absatz 1 WindSeeG)
In Artikel 2 sind in § 26 Absatz 1 die Wörter "Gebotsterminen 1. März 2017 und 1. Dezember 2017" durch die Wörter "Gebotsterminen 1. Juni 2017 und 1. Juni 2019" zu ersetzen.
Mit der Änderung wird vorgeschlagen, einen zeitlich längeren Abstand der zwei Auktionen im Übergangssystem vorzusehen und die beiden Ausschreibungen Mitte 2017 und in 2019 durchzuführen. Damit ist es möglich, in der zweiten Ausschreibungsrunde Kostensenkungspotentiale mit den Erfahrungen der ersten Runde zu realisieren und eine Kontinuität bei der Netzanbindung sicherzustellen.
36. Zu Artikel 2 (§ 71 Satzteil vor Nummer 1 WindSeeG)
In Artikel 2 ist in § 71 Satzteil vor Nummer 1 das Wort "ohne" durch das Wort "mit" zu ersetzen.
Die Ausgestaltung der weiteren technischen Umsetzung der Offshore-Windenergie durch die konkrete Ausgestaltung der Verordnungsermächtigung ist noch nicht absehbar und bedarf einer engen Abstimmung mit den Ländern. Aus diesem Grund ist eine Beteiligung der Länder vorzusehen.
37. Zu Artikel 2 allgemein
Der Bundesrat bittet
a) festzulegen, dass für den Flächenentwicklungsplan für die Windenergie auf See alle zwei Jahre ein Monitoring veröffentlicht wird,
b) festzulegen, dass die Vorarbeiten zur Bereitstellung von Flächen im zentralen System bei der Windenergie auf See jährlich dokumentiert werden,
c) das "Eintrittsrecht" mit den Unternehmen der Windenergieauf-SeeBranche zu überprüfen, um die Klagegefahr gegen das WindSeeG zu minimieren,
d) die Prototypenregelung für Testfelder/Pilotflächen sowie zur Erprobung innovativer Gründungsstrukturen, Offshore-Anlagen und für OffshoreNetzanbindungskonzepte zu erweitern. Erste Prototypen sollen schon vor 2020 installiert werden können.
Turnusmäßig wird der Flächenentwicklungsplan nur alle vier Jahre fortgeschrieben, Fehlentwicklungen müssen kurzfristiger behoben werden können - ansonsten droht der 'Fadenriss'. Dazu bedarf es gegebenenfalls auch Anregungen der Öffentlichkeit, der Länder oder der Unternehmen der Windenergie auf See-Branche.
Die Arbeiten des BSH für die Flächen zur Ausschreibung im zentralen System sind ebenfalls essentiell für den kontinuierlichen Ausbau der Windenergie auf See. Auch bei ihrem Fortschritt ist die (Fach-) Öffentlichkeit regelmäßig einzubinden, um etwaige Fehlentwicklungen frühzeitig nachsteuern zu können.
Die im WindSeeG vorgesehenen Regelungen zum Eintrittsrecht genügen laut Branche nicht zur Kompensation der Vorleistungen in der Windpark auf See-Entwicklung. Da bei nicht ausreichender Kompensation Klagen gegen das WindSeeG zu erwarten sind, sollte die Regelung durch den Bund in Zusammenarbeit mit der Branche nachgebessert werden.
Die Prototypenregelung des WindSeeG ist über die bestehende Regelung hinaus zu erweitern, da nur so alle relevanten Innovationen gefördert und die internationale Wettbewerbsfähigkeit und Wertschöpfung am Standort Deutschland gesichert werden können.
38. Zu Artikel 6 Nummer 2 (§ 3 Nummer 18b und Nummer 32 EnWG)
In Artikel 6 ist Nummer 2 wie folgt zu fassen:
'2. § 3 wird wie folgt geändert:
a) In Nummer 18b ... (weiter wie Regierungsvorlage Nummer 2)
b) In Nummer 32 werden nach dem Wort "einschließlich" die Wörter "Offshore-Anbindungsleitungen und" eingefügt.'
Der Gesetzentwurf regelt bzw. fasst grundlegende Bestimmungen zum Netzanschluss von Offshore-Anbindungsleitungen nach den § 17a ff EnWG neu, ohne dass der Rechtscharakter der Offshore-Anbindungsleitungen im EnWG hinreichend definiert wird, nämlich ob diese Leitungen lediglich Anschlussleitungen oder so genannte Stichleitungen zugunsten eines Kraftwerksparks sind und/oder ob sie ein eigenständiges Transportnetz darstellen. Da mit der Neufassung des § 17d Absatz 1 Satz 1 EnWG (Artikel 6 Nummer 9 des Gesetzentwurfs) der Begriff "Leitungen" durch den Begriff "OffshoreAnbindungsleitungen" ersetzt werden soll, ist im EnWG eine Klarstellung des Begriffs "Offshore-Anbindungsleitung" erforderlich und geboten. Es bedarf in § 3 Nummer 32 EnWG einer Klarstellung dahin gehend, dass nicht lediglich grenzüberschreitende, sondern auch eine oder mehrere Offshore-Anbindungsleitungen ein Übertagungsnetz bilden können.
39. Zu Artikel 6 Nummer 4 (§ 13 EnWG)
Der Bundesrat stellt fest, dass die Bundesregierung mit der Einführung eines Instruments zur Nutzung zuschaltbarer Lasten dem Bundesrat in seiner Auffassung (vgl. BR-Drucksache 542/15(B) -) gefolgt ist, dass es sinnvoller ist, regional auf Grund von Netzengpässen abgeregelten Strom aus erneuerbaren Energien zu nutzen, als ihn nicht zu produzieren. Der Bundesrat begrüßt daher ausdrücklich die Einführung eines Systems der zuschaltbaren Lasten.
Der Bundesrat stellt jedoch fest, dass die vorgesehene Regelung zu kurz greift und lediglich auf bestehende KWK-Anlagen zugeschnitten ist. Der Bundesrat fordert die Bundesregierung daher auf, das Instrument der zuschaltbaren Lasten technologieoffener zu gestalten, um eine breitere Anwendung in den Sektoren Speicherung, Wärme, Verkehr und Industrie zu ermöglichen. Dabei soll eine zusätzliche Kostenbelastung der Netzentgelte verhindert werden.
Des Weiteren sollte die Regelung verpflichtend eingeführt werden, sodass die Übertragungsnetzbetreiber die Möglichkeit der Zuschaltung von Lasten systematisch nutzen, bevor erneuerbare Stromerzeugungsanlagen abgeregelt werden.
Die vorgeschlagene Regelung zu den zuschaltbaren Lasten bezieht lediglich KWK-Bestandsanlage ein. Diese Regelung würde zu zusätzlichen Kostenaufschlägen der Netzentgelte führen und damit das eigentliche Ziel, der Nutzung des abgeregelten Stroms und einer Kostenentlastung durch Nutzung von zuschaltbaren Lasten, nicht erreicht. Es sollte ein wettbewerbliches Verfahren um die zuschaltbaren Lasten eingeführt werden, welches technologieoffen ausgestaltet ist und zur Kostensenkung beiträgt.
40. Zu Artikel 6 Nummer 7 Buchstabe a (§ 17b Absatz 1 Satz 4 - neu - EnWG)
a) In Artikel 6 ist Nummer 7 Buchstabe a wie folgt zu fassen:
'a) Dem Absatz 1 werden folgende Sätze angefügt:
"Dabei sind insbesondere ... (weiter wie Regierungsvorlage Buchstabe a). Anhand dieser Ziele soll eine Verteilung der erforderlichen Offshore-Anbindungsleitungen für die Jahre 2021 bis 2024 erfolgen." '
b) Der Bundesrat bittet zudem, sicherzustellen, dass mit dem OffshoreNetzentwicklungsplan 2025 der Netzanschluss NOR-3-3 zur Fertigstellung 2021 im Herbst 2016 durch die Bundesnetzagentur bestätigt wird.
Der Netzausbau auf See muss insbesondere in den Jahren von 2021 bis 2024 in ausreichendem Maß weitergehen. Nur so ist das Ziel der Bundesregierung zu erreichen, je Jahr 730 Megawatt auf See zuzubauen. Auch lässt sich nur so der "Fadenriss" bei der Windenergie auf See vermeiden. Er brächte für Unternehmen in ganz Deutschland Insolvenzgefahr, Arbeitsplatz- und Wertschöpfungs-Verluste sowie den Verlust von Exportchancen. Wichtig dabei ist, dass der Netzanschluss NOR-3-3 zur Realisierung im Jahr 2021 mit dem ONEP 2025 rechtzeitig im Herbst 2016 bestätigt wird, so dass die TenneT TSO GmbH ihn bis Ende 2016 beauftragen kann. Geschieht dies nicht, fehlt ausreichender Wettbewerb für die Ausschreibungen und ebenso, wenn der Netzausbau auf See in den Folgejahren ausbleibt.
Der Bundesrat hält einen Gleichlauf des Ausbaus von Windenergie auf See und des Netzes auf See und an Land ebenso wie die Bundesregierung für erstrebenswert. Er gibt aber zu bedenken, dass dies in der Praxis schwer erreichbar ist und die Gefahr besteht, den vorgesehenen Ausbau zu drosseln, mitsamt seiner negativen Folgen. Der Bundesrat bittet deshalb, einen ausreichenden Vorlauf beim Netzausbau zu gewährleisten und die enormen Chancen für die deutsche Industrie in der Zukunftsbranche der Windenergie auf See nicht zu riskieren.
41. Zu Artikel 6 Nummer 9 (§ 17d Absatz 1 Satz 1 und Satz 1a - neu - EnWG)
In Artikel 6 Nummer 9 ist § 17d Absatz 1 wie folgt zu ändern:
a) In Satz 1 sind nach dem Wort "haben" die Wörter "zu gewährleisten, dass" einzufügen sowie die Wörter "zu errichten und zu betreiben" durch die Wörter "errichtet und betrieben werden" zu ersetzen.
"Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber kann die Errichtung und den Betrieb der Offshore-Anbindungsleitung auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen übertragen."
Angesichts der Praxis, Offshore-Anbindungsleitungen als Geschäftsfeld für Beteiligungsgesellschaften zu öffnen und durch separate Übertragungsnetzbetreiber zu betreiben, bedarf es in § 17d Absatz 1 Satz 1 EnWG einer Rechtsgrundlage, damit ein Übertragungsnetzbetreiber ohne Regelzonenverantwortung an Stelle des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers eine Offshore-Anbindungsleitung errichten und betreiben kann. Analog der Regelung in § 12 Absatz 1 Satz 2 EnWG, wonach Übertragungsnetzbetreiber die Regelverantwortung für ihre Netze auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen übertragen können, ist klarzustellen, dass der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber unter Wahrung seiner Netzanschlussverpflichtung einen Teil seiner Regelverantwortung, die Errichtung und den Betrieb der Anbindungsleitung, auf separate Übertragungsnetzbetreiber übertragen kann.
Der Betrieb des Übertragungsnetzes erfolgt gleichwohl innerhalb einer Regelzone, die der Netzregulierung unterliegt. Mit der Fertigstellung der Anbindungsleitung wird das Energieversorgungsnetz und damit zugleich auch die Regelzone des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetznetzbetreibers bis zum Standort des Offshore-Windparks, dem seeseitigen Anbindungspunkt, erweitert (§ 17d Absatz 1 Satz 3 EnWG). Eine im Zuge der Fertigstellung oder nach der Fertigstellung erfolgte Aufteilung dieses erweiterten Netzgebiets auf mehrere Übertragungsnetzbetreiber bzw. das Zusammenwirken mehrerer Übertragungsnetzbetreiber in einer Regelzone, wonach die Antragstellerin die Anbindungsleitung ohne Regelverantwortung betreibt, steht einer Vereinbarung zur Übertragung der Regelverantwortung nach § 12 Absatz 1 Satz 2 EnWG, quasi als "Insichgeschäft", gleich. Eine solche Konstellation ist im EnWG nicht geregelt. Angesichts dieser Regelungslücke ist die vorgeschlagene Klarstellung erforderlich.
a) Der Bundesrat betrachtet mit großer Sorge, dass die Anzahl und der Umfang von Einspeisemanagement- und Redispatchmaßnahmen in den letzten Jahren stetig zugenommen haben. Insbesondere Abregelungen von regenerativen Stromerzeugungsanlagen stehen diametral zu den energie- und klimapolitischen Zielen der Energiewende und müssen daher konsequent minimiert werden.
b) Der Bundesrat bekräftigt in diesem Zusammenhang, dass Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen nur als Übergangsinstrument dienen können. Zur Integration von regenerativen Stromerzeugungsanlagen stellt der Netzausbau die wirtschaftlichste Lösung dar. Folglich muss der Beschleunigung des Netzausbaus zur Beseitigung potenzieller Netzengpässe oberste Priorität eingeräumt werden.
c) Die bestehenden, knappen Netzkapazitäten werden derzeit in nicht unerheblichem Maße durch konventionelle mustrun-Kraftwerksleistung belegt. Dies trägt dazu bei, dass Netzbetreiber in zunehmendem Maße die Option für Einspeisemanagementmaßnahmen nutzen müssen. Um auch bei potenziellen Netzengpasssituationen den gesetzlichen Vorrang für erneuerbaren Energien in den Stromnetzen so weit wie möglich gewährleisten zu können, bittet der Bundesrat, im weiteren Gesetzgebungsverfahren zu prüfen, wie der konventionelle mustrun unter Beachtung der Erfordernisse eines sicheren Netzbetriebs effektiv abgesenkt werden kann. Um den betroffenen Akteuren die benötigte Rechtssicherheit zu gewährleisten, erscheint es aus Sicht des Bundesrates notwendig, auf gesetzlicher Grundlage eine exakte und transparente Definition der sogenannten sonstigen Stromerzeuger, die am Netz bleiben müssen, vorzunehmen. In diesem Zusammenhang sollte auch geregelt werden, dass die Gründe und der Umfang von Abregelungen regenerativer Stromerzeugungsanlagen detailliert und ohne Zeitverzug veröffentlicht werden müssen.
d) Vor dem Hintergrund, dass die aktuelle Ausgestaltung der Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen Ineffizienzen aufweist und zu vermeidbaren zusätzlichen Kosten und CO₂-Emissionen führt, bittet der Bundesrat die Bundesregierung zudem, zeitnah wirksame Maßnahmen zur Optimierung des Engpassmanagements umzusetzen.
e) Aktuell werden Pumpspeicheranlagen nur in wenigen Ausnahmefällen zu Redispatchmaßnahmen herangezogen. Der Bundesrat bedauert, dass die Potenziale eines netzdienlichen Einsatzes von Pumpspeicheranlagen nicht effizient genutzt werden und bittet die Bundesregierung, zeitnah eine Neuregelung der entsprechenden gesetzlichen Regelungen vorzunehmen. Dabei muss insbesondere sichergestellt werden, dass für Speicheranlagen und insbesondere Pumpspeicheranlagen auskömmliche Vergütungsregeln festgelegt werden. Der Bundesrat verweist in diesem Zusammenhang auch auf seinen Beschluss in BR-Drucksache 542/15(B) , in dem gefordert wird, dass Pumpspeicheranlagen im Falle einer beantragten Stilllegung regelmäßig als systemrelevant eingestuft und in die Netzreserve überführt werden.
Durch die räumlichen Veränderungen der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur innerhalb des deutschen Strommarkts und die Verzögerungen beim Ausbau der Übertragungsnetzkapazitäten, insbesondere von Nord- nach Süddeutschland, hat der Redispatchbedarf in den vergangenen Jahren stark zugenommen. Auf Grund des derzeit noch zu verzeichnenden hohen konventionellen mustruns werden dabei vermehrt auch regenerative Stromerzeugungsanlagen im Rahmen des Einspeisemanagements nach § 14 EEG herangezogen. Die Abregelung von regenerativen Stromerzeugungsanlagen steht jedoch im Widerspruch zu den energie- und klimapolitischen Zielen der Energiewende und führt dazu, dass die poteziell nutzbare regenerative Stromerzeugung nicht vollständig ausgeschöpft werden kann. Um dieser Entwicklung entgegen zu steuern, ist eine umfassende Prüfung von Maßnahmen zur Absenkung des konventionellen mustruns notwendig. Ziel muss es sein, den konventionellen mustrun auf das für die Netzstabilität notwendige Maß zu minimieren. In diesem Zusammenhang bedarf es auch einer eindeutigen und rechtssicheren Definition der in § 14 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 EEG angeführten "sonstigen Stromerzeuger", die zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems am Netz verbleiben dürfen. Weiterhin ist zu konstatieren, dass die Transparenz der Einspeisemanagementmaßnahmen bislang ungenügend ist. Wichtig wäre daher, dass - insbesondere wenn bei einer Abregelung von regenerativen Stromerzeugungsanlagen gleichzeitig konventionelle Stromerzeugungsanlagen am Netz verbleiben - der Grund und der Umfang der Einspeisemanagementmaßnahme detailliert ohne Zeitverzug veröffentlicht wird.
Durch die starke Zunahme an Netzeingriffen sollten darüber hinaus Maßnahmen zur Optimierung des kurativen Engpassmanagements geprüft werden.
Ein weiterer Punkt betrifft die optimale Ausnutzung des verfügbaren Redispatchpotenzials. Infolge eines Urteils des OLG Düsseldorf werden Pumpspeicheranlagen derzeit nur in Ausnahmefällen beim Redispatch eingesetzt - unabhängig davon, ob der Einsatz aus netztechnischer und ökonomischer Sicht effizient wäre. Es bedarf daher zeitnah einer gesetzlichen Regelung, die die Kritik des OLG Düsseldorf aufgreift und insbesondere auskömmliche Vergütungsregelungen für den Einsatz von Pumpspeicheranlagen beim Redispatch schafft.
43. Zum Gesetzentwurf insgesamt
Ausbau der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Stromleitungen beschleunigen
Die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende kann nur erfolgreich verlaufen, wenn die geplanten Stromleitungsausbauten in Deutschland schnellstmöglich realisiert werden. Eine besondere Bedeutung für den Stromtransport vom Norden in den Süden kommt dabei den geplanten Gleichstromübertragungssystemen zu, die in Bundeszuständigkeit genehmigt werden sollen. Diese Leitungen sollen die größten Übertragungsleistungen von Nord nach Süd bewältigen. Dazu gehören auch die im Korridor C geplanten SuedLink-Leitungen, die Schleswig-Holstein mit Bayern und Baden-Württemberg verbinden sollen.
Der Bundesrat fordert die Bundesregierung auf, eine beschleunigte Realisierung dieser Leitungsprojekte durch einen Projektsteuerungsprozess unter Leitung des Bundeswirtschaftsministeriums in Kooperation mit den von der Trasse betroffenen Ländern und den Übertragungsnetzbetreibern sicherzustellen. Ziel dieses Prozesses muss es sein, eine Inbetriebnahme dieser Systeme spätestens bis zum Ens Jahres 2022 zu erreichen.
Die von Vorhabenträgern jüngst angekündigte Verschiebung des SuedLink Projektes auf den angeblich frühestmöglichen Inbetriebnahmezeitpunkt im vierten Quartal 2025 ist nicht akzeptabel und kann nur als ein Alarmsignal verstanden werden. Die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgelegte und von der Bundesnetzagentur bestätigte Netzausbauplanung, die auch die Grundlage für das Bundesbedarfsplangesetz bildet, weist den ländergrenzüberschreitenden großen Gleichstromkorridoren den mit Abstand größten Anteil an Übertragungsleistung zu. Die bundesrechtliche Zuständigkeitszuweisung und die Einrichtung einer neuen Abteilung in der Bundesnetzagentur für die Genehmigung dieser Projekte ist seinerzeit insbesondere damit begründet worden, dass damit eine beschleunigte Genehmigung erreicht werden könne. Dieses proklamierte Ziel droht nun massiv verfehlt zu werden.
Während in den Ländern, wie z.B. in Schleswig-Holstein und Niedersachsen erfolgreich hochrangige Steuerungsprozesse zur Beschleunigung der Genehmigungs- und Realisierungsprozesse geschaffen wurden, fehlt es an vergleichbaren hochrangigen politischen Steuerungsverfahren bei den Verfahren, die in Bundeszuständigkeit genehmigt werden sollen.
Den Verzögerungsankündigungen der Übertragungsnetzbetreiber muss schnellstmöglich durch eine koordinierte politische Projektsteuerung unter Führung des Bundes und unter Einbeziehung der betroffenen Länder begegnet werden. Durch eine abgestimmte Nutzung aller Handlungsoptionen erscheint dann eine Inbetriebnahme der SuedLink Leitung noch bis zum Jahr 2022 erreichbar.
44. Zum Gesetzentwurf insgesamt
Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren im Gesetz an geeigneter Stelle eine Ermächtigung zum Erlass einer oder mehrerer Rechtsverordnungen mit Zustimmung des Bundesrates für das BMWi vorzusehen, mit der oder denen regulatorische Experimentierklauseln geschaffen werden können, um neue Problemlösungen insbesondere bei der Sektorenkopplung zu erproben.
Mit dem "Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende" (SINTEG) werden Modellprojekte zur Vorbereitung auf die zukünftige Energiewelt vorbereitet, mit ihren wachsenden Anteilen fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie.
In der Förderbekanntmachung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie zur Förderung von Forschung, Entwicklung und Demonstration "Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende" (SINTEG) vom 19. Januar 2015 findet sich der Hinweis:
"Innerhalb des Schaufensters können ggf. auch neue regulatorische Ansätze erprobt werden" (Ziffer 2.2, Seite 5).
Von den Partnern verlangt die Ausschreibung darüber hinaus explizit die Bereitschaft, innerhalb der Modellregion im Rahmen der gesetzlichen Regelungen neue Rahmenbedingungen zu schaffen und z.B. auf Basis von Experimentierklauseln bzw. durch Verwaltungshandeln zu erproben (Ziffer 8.1.1., Seite 11). Dementsprechend basieren im Vertrauen auf Experimentierklauseln viele Teilprojekte der SINTEG-Projekte auf Rahmenbedingungen, die das geltende Recht nicht ermöglicht.
Um den intendierten Erkenntnisgewinn der SINTEG-Projekte nicht zu gefährden und die geplanten Investitionen tatsächlich auch auszulösen, sind also kurzfristige gesetzliche Anpassungen nötig. Es bietet sich an, eine allgemeine Verordnungsermächtigung für Demonstrationsvorhaben zu schaffen. In den Verordnungen sollen insbesondere die im Einzelnen zu benennenden Anpassungstatbestände in Bezug auf Netzentgelte, EEG-Umlage und gegebenenfalls Stromsteuer sowie sonstige staatlich induzierte oder regulierte Strompreisbestandteile geregelt werden. Das laufende Gesetzgebungsverfahren bietet die Chance, rechtzeitig vor dem Start der SINTEGProjekte die notwendigen Voraussetzungen zu schaffen.
Das Erfordernis der Zustimmung des Bundesrates sollte enthalten sein, da die Regelungen entwicklungsoffen ausgestaltet sind und gegebenenfalls auch zustimmungsbedürfige Bereiche betroffen sein können.