Source: https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Standardartikel/FAQ/faq_eeg_2012.html?view=renderPrint
Timestamp: 2020-07-12 17:40:44
Document Index: 13272363

Matched Legal Cases: ['§ 32', '§ 16', '§ 66', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 6', '§ 17', '§ 6', '§ 11', '§ 6', '§ 12', '§ 12', '§ 33', '§ 39', '§ 33', '§ 39', '§ 33', '§ 33', '§ 33', '§ 3', '§ 33', '§ 33', '§ 54', '§ 16', '§ 33', '§ 33', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 3', '§ 3', '§ 21', '§ 3', '§ 3', '§ 21', '§ 21', '§ 33', '§ 33', '§ 33', '§ 33', '§ 33', '§ 33', '§ 32', '§ 18', '§ 19', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 32', '§ 20', '§ 32', '§ 30', '§ 38', '§ 32', '§ 19', '§ 66', '§ 19', '§ 19', '§ 19', '§ 66', '§ 66', '§ 66', '§ 32', '§ 38', '§ 19', '§ 19', '§ 5', '§ 5', '§ 9', '§ 8', '§ 9', '§ 10', '§ 16', '§ 3', '§ 32', '§ 33', '§ 66', '§ 66', '§ 39', '§ 39', '§ 39', '§ 39', '§ 33', '§ 66', '§ 33', '§ 19', '§ 65', '§ 20', '§ 3', '§ 3', '§ 27', '§ 66', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 6', '§ 2', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 27', '§ 2', '§ 2', '§ 27', '§ 3', '§ 27', '§ 27', '§ 11', '§ 27', '§ 66', '§ 27', '§ 29', '§ 29', '§ 6', '§ 66', '§ 30', '§ 29', '§ 34', '§ 40']

Fragen und Antworten zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2012)
Allgemeine Fragen zu erneuerbaren Energien
Allgemeine Fragen zum EEG
Fragen zur Förderung und zur Degression der Fördersätze
Fragen zur Systemintegration von erneuerbaren Energien
Fragen zur Marktintegration von erneuerbaren Energien
"Grünstromprivileg"
Fragen zur Biomasse
Gasaufbereitungs-Bonus
Fragen zu den Kosten des EEG
Welche Ziele verfolgt die Bundesregierung mit den Beschlüssen zur Energiewende und wie sieht der Zeitrahmen aus?
Ziele der Energiewendebeschlüsse der Bundesregierung aus dem Jahr 2011 sind der Ausstieg aus der Kernenergie bis Ende 2022 und der zügige Einstieg ins Zeitalter der erneuerbaren Energien. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung soll von 23 Prozent des Stromverbrauchs im Jahr 2012 auf mindestens 35 Prozent bis spätestens im Jahr 2020 steigen. Bis spätestens 2030 strebt die Bundesregierung einen Anteil von mindestens 50 Prozent, bis spätestens zum Jahr 2040 mindestens 65 Prozent und bis spätestens zum Jahr 2050 mindestens 80 Prozent an.
Der Primärenergieverbrauch in Deutschland soll bis 2020 gegenüber 2008 um 20 Prozent und bis 2050 um 50 Prozent sinken. Das erfordert pro Jahr eine Steigerung der Energieproduktivität um durchschnittlich 2,1 Prozent bezogen auf den Endenergieverbrauch. Der Stromverbrauch soll bis 2020 gegenüber 2008 in einer Größenordnung von 10 Prozent und bis 2050 von 25 Prozent vermindert werden.
Erneuerbare Energien, auch regenerative Energien genannt, sind Energiequellen, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich sind oder sich verhältnismäßig schnell erneuern. Hierzu zählen die Wasserkraft, die Windenergie, die solare Strahlungsenergie, die Geothermie und die Energie aus Biomasse. Die Sonne wird noch viele Millionen Jahre scheinen, auch ist der Erdkern so heiß, dass er immer Wärme abgeben wird. Erneuerbar sind aber auch solche Energiequellen, die zwar verbraucht, jedoch reproduziert werden können. Biomasse, also namentlich Energiepflanzen und Holz, ebenso wie biologisch abbaubare Nebenprodukte, Rückstände und Abfälle aus Phyto- und Zoomasse, können immer wieder neu angebaut oder anderweitig erzeugt werden.
Wie entsteht Strom aus erneuerbaren Energien?
Strom aus erneuerbaren Energien entsteht durch die direkte Umwandlung der in den erneuerbaren Energieträgern enthaltenen mechanischen, chemischen, thermischen oder elektromagnetischen Energie in elektrische Energie. Diese Umwandlung erfolgt mithilfe von speziell für die einzelnen erneuerbaren Energieträger entwickelten Stromerzeugungstechnologien.
Die Stromerzeugung aus Wasserkraft erfolgt beispielsweise in Wasserkraftwerken, was die Nutzung von Wellen-, Gezeiten-, Salzgradient- oder Strömungsenergie einschließt. Die Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie ist etwa in Photovoltaikanlagen oder in solarthermischen Kraftwerken möglich.
Die Stromerzeugung aus Windenergie erfolgt entweder durch auf dem Festland oder auf Inseln installierte Windkraftanlagen. Seit einigen Jahren sieht man auch immer mehr Windkraftanlagen auf See ("Offshore-Anlage"). Um eine Offshore-Anlage im Sinne des EEG handelt es sich bei Windkraftanlagen, die in einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen, gemessen von der Küstenlinie aus seewärts, errichtet worden sind.
Für die Stromerzeugung aus Biomasse stehen abhängig von den eingesetzten biogenen Energieträgern zahlreiche unterschiedliche Stromerzeugungstechnologien zur Verfügung. Biomasse kann sowohl in festem, flüssigem als auch gasförmigem Zustand zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Zur Biomasseverstromung kommt beispielsweise der Einsatz flüssiger oder gasförmiger Biomasse in Blockheizkraftwerken (BHKW) in Betracht.
Welchen Nutzen bieten die erneuerbaren Energien?
Die konventionelle Energieerzeugung führt zu erheblichen Belastungen der Umwelt, die unter anderem durch die Emission von klimaschädlichem Kohlendioxid und anderen Luftschadstoffen entstehen. Durch die Nutzung erneuerbarer Energien können diese externen Umweltschadenskosten verringert werden. Im Jahr 2011 lagen die durch erneuerbare Energien im Strom- und Wärmebereich vermiedenen Umweltschäden bei rd. 10 Mrd. Euro. Die erneuerbaren Energien tragen außerdem dazu bei, die Abhängigkeit Deutschlands von Energieimporten und hiermit verbundene ökonomische und insbesondere auch politische Risiken zu reduzieren. Im Jahr 2011 konnte allein die erneuerbare Stromerzeugung fossile Energieimporte im Wert von rd. 2,5 Mrd. € einsparen, hiervon sind rd. 80 Prozent dem EEG zuzuschreiben. Für die gesamten erneuerbaren Energien (Strom, Wärme, Kraftstoffe) liegen die vermiedenen Energieimporte bei netto rd. 6 Mrd. Euro. Darüber hinaus bot die Branche der erneuerbaren Energien im Jahr 2011 rd. 381.600 Menschen Arbeit. Im Jahr 2004 waren dies noch rd. 160.000 Arbeitsplätze. Ein Überblick über diese und weitere Nutzenwirkungen des EEG und der erneuerbaren Energien (z.B. bei Umsatz- und Arbeitsplatzentwicklung) findet sich u. a. in der Broschüre "Erneuerbare Energien in Zahlen" dargestellt.
Rechnet sich die Nutzung erneuerbarer Energien?
Der Aufbau einer Stromversorgung mit hohen Anteilen an erneuerbaren Energien schafft heute die Basis für eine nachhaltige, umweltverträgliche und auch künftig bezahlbare Energieversorgung. Die Verbrennung fossiler Energieträger verursacht nicht nur Klimaschäden in großem Umfang. Diese Energieträger sind vielmehr auch endlich, verknappen sich zunehmend und müssten größtenteils importiert werden. Dies führt dazu, dass sie auf lange Sicht sehr viel teurer werden. Es ist daher eine kluge und vorausschauende Strategie, rechtzeitig Alternativen zu schaffen, die den unvermeidlichen Abschied aus der fossilen Energienutzung in verträglicher Art und Weise ermöglichen. Vor diesem Hintergrund sind die aktuell für die Förderung der erneuerbaren Energien aufgewendeten Mittel Investitionen in die Zukunft, die sich, so das Ergebnis wissenschaftlicher Studien schon in wenigen Jahrzehnten auszahlen werden.
Wie ist die Energierücklaufzeit bei Erneuerbaren Energien-Anlagen (energetische Amortisation)?
Mit Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien kann erheblich mehr Energie erzeugt werden, als zu ihrer ursprünglichen Herstellung aufgewendet werden musste.
Die energetische Amortisationszeit (engl. pay-back time) gibt an, in welcher Zeit die Anlage die Energie erzeugt und abgegeben hat, die für die Herstellung, den Betrieb und die Entsorgung benötigt wird. Alle Erneuerbare-Energien-Technologien (Windkraftanlagen, Photovoltaikanlagen, Wasserkraftanlagen etc.) amortisieren sich über ihre Lebensdauer, das heißt, sie produzieren um ein Vielfaches mehr Strom als für die gesamte Herstellung, den Betrieb und die Entsorgung der Anlagen benötigt wird.
Die genaue energetische Amortisationszeit hängt von der Technologie und von den jeweiligen Standortbedingungen ab. In Deutschland liegt die energetische Amortisationszeit bei Windkraftanlagen zwischen 3 bis 7 Monaten, bei Wasserkraftanlagen zwischen 9 bis 13 Monaten und bei Photovoltaikanlagen zwischen 2 bis 5 Jahren. Über die gesamte Lebensdauer der Anlagen produzieren z.B. Windkraftanlagen in Deutschland zwischen 40 bis 70 Mal mehr Energie als für die Herstellung, den Betrieb und die Entsorgung der Anlagen benötigt wird, und Photovoltaikanlagen in Deutschland produzieren über ihre Lebensdauer 5 bis 10-mal so viel Energie, wie zu ihrer Herstellung, den Betrieb und die Entsorgung aufgewendet werden muss. Eine Zusammenfassung der Ergebnisse einer Studie zur energetischen Amortisation, die das Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg für das Bundesumweltministerium erstellt hat, finden Sie unter (Seite 25):
www.ifeu.de/energie/pdf/ee_innovationen_energiezukunft_2012.pdf
Eine ausführliche Studie der Internationalen Energie Agentur (IEA) zur "energy-pay-back time" von Photovoltaikanlagen finden Sie zudem unter: http://www.iea-pvps.org/index.php?id=95&eID=dam_frontend_push&docID=881.
Fördern auch andere Länder in Europa den Ausbau der erneuerbaren Energien?
Die Europäische Union hat sich das Ziel gesetzt den Anteil der erneuerbaren Energien am gesamten Energieverbrauch in Europa auf mindestens 20 Prozent bis 2020 zu erhöhen. Um dieses Ziel zu erreichen, wurde die europäische Richtlinie 2009/28/EG vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen erlassen. Infolge dieser europäischen Richtlinie haben die EU-Mitgliedsstaaten unterschiedliche Maßnahmen zur Förderung des Ausbaus der erneuerbaren Energien in ihren Ländern ergriffen. Eine aktuelle Zusammenstellung der unterschiedlichen Maßnahmen in den einzelnen europäischen Mitgliedsstaaten finden Sie im Internet auf der Seite: http://www.res-legal.eu/.
Weitere allgemeine Fragen zu erneuerbare Energien
Weitere Antworten zu vielen allgemeinen Fragen im Kontext der erneuerbaren Energien und der Energiewende werden in der Broschüre des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit „Erneuerbare Energien – Fragen und Antworten“ beantwortet.
Welche Ziele verfolgt das EEG?
Durch das EEG soll der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis spätestens 2020 auf mindestens 35 Prozent, bis spätestens 2030 auf mindestens 50 Prozent, bis spätestens 2040 auf mindestens 65 Prozent und bis spätestens 2050 auf mindestens 80 Prozent gesteigert werden. Der Ausbau der erneuerbaren Energien erfolgt insbesondere im Interesse des Klima- und Umweltschutzes zur Entwicklung einer nachhaltigen Energieversorgung. Daneben sollen die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung verringert, die fossilen Energieressourcen geschont und die Technologieentwicklung im Bereich der erneuerbaren Energien vorangetrieben werden.
Was beinhaltet das EEG?
Das EEG gewährt dem Betreiber einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien einen Anspruch gegen den Stromnetzbetreiber auf unverzüglichen und vorrangigen Anschluss seiner Anlage an das Stromnetz.
Über den Anspruch auf Anschluss der Anlage hinaus hat der Anlagenbetreiber zudem einen Anspruch gegen den Netzbetreiber auf unverzügliche vorrangige Abnahme, Übertragung und Verteilung des gesamten zur Einspeisung angebotenen Stroms aus erneuerbaren Energien.
Schließlich gewährt das EEG dem Anlagenbetreiber im Hinblick auf den abgenommenen Strom einen gesetzlichen Vergütungsanspruch gegen den Netzbetreiber. Der Netzbetreiber muss dem Anlagenbetreiber diesen Strom mindestens nach den gesetzlich vorgesehenen Vergütungsvorschriften vergüten. Alternativ können die Anlagenbetreiber ihren Strom auch direkt vermarkten. Dieser direkt vermarktete Strom kann über die Marktprämie oder über das Grünstromprivileg eine Förderung erhalten.
Die genannten Ansprüche des Anlagenbetreibers gegen den Netzbetreiber sind gesetzlich normierte Ansprüche, deren Erfüllung der Netzbetreiber nicht vom Abschluss eines Vertrages zwischen ihm und dem Anlagenbetreiber abhängig machen darf. Ohne Zustimmung des Anlagenbetreibers darf der Netzbetreiber nicht zu Lasten des Anlagenbetreibers von den privilegierenden Vorschriften des EEG abweichen. Schließlich enthält das EEG Regeln über die Weitergabe des Stroms von den Netzbetreibern bis zu den Elektrizitätsversorgungsunternehmen und die Verteilung der Kosten zwischen den Netzbetreibern und Elektrizitätsversorgungsunternehmen.
Wo finde ich den Gesetzestext und die amtliche Begründung des EEG?
Die aktuelle Fassung des EEG 2012 (Gesetz zur Neuregelung des Rechts der erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG 2012)) vom 01.01.2012 finden Sie unter www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/eeg_2009/gesamt.pdf
Die amtliche Begründung zum EEG 2012 und zur ersten Änderung des EEG 2012 durch die PV-Novelle 2012 ("Gesetz zur Änderung des Rechtsrahmens für Strom aus solarer Strahlungsenergie und zu weiteren Änderungen im Recht der Erneuerbaren Energien") finden Sie unter:
Entwurf der Bundesregierung zum EEG 2012 (BT-Drucks. 17/6071)
Beschluss des Deutschen Bundestages zum EEG 2012 (BT-Drucks. 17/6363)
Gesetzentwurf der Bundesregierung zur PV-Novelle 2012, (BT-Drucks. 17/8877) vom 6. März 2012
Beschluss des Bundestages zur PV-Novelle 2012, (BT-Drucks. 17/9152) vom 28. März 2012
Beschlussempfehlung des Vermittlungsausschusses zur PV-Novelle 2012, (BT-Drucks. 17/10103) vom 27.6.2012
Was bedeutet das im EEG geltende Ausschließlichkeitsprinzip?
Der gesetzliche Anspruch auf Förderung (Einspeisevergütung, Marktprämie oder Grünstromprivileg) besteht nur, wenn die Anlage, in welcher der Strom erzeugt wird, ausschließlich erneuerbare Energien oder Grubengas einsetzt. Setzt die Anlage neben den genannten Energieträgern auch andere - fossile - Energieträger zur Stromerzeugung ein, entfällt der Vergütungsanspruch.
Dies betrifft insbesondere die Stromerzeugung aus Biomasse: Biomasseanlagen dürfen zur Stromerzeugung grundsätzlich nur Biomasse einsetzen. In Anlagen, die zunächst ausschließlich oder teilweise andere - fossile - Energieträger zur Stromerzeugung einsetzen, entsteht der Anspruch auf die Einspeisevergütung nach dem EEG ab dem Zeitpunkt, ab dem die Anlage erstmals Strom ausschließlich aus erneuerbaren Energien oder Grubengas erzeugt.
Sobald in der Anlage erstmals Strom ausschließlich aus erneuerbaren Energien oder Grubengas erzeugt und hierfür der Vergütungsanspruch nach dem EEG geltend gemacht wurde, so hat ein späterer Einsatz fossiler Energieträger das dauerhafte Entfallen des gesetzlichen Vergütungsanspruchs zur Folge.
Welcher Zeitpunkt ist für die Höhe des Vergütungsanspruchs entscheidend?
Für die Höhe der Vergütung ist der Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage entscheidend. Seit dem 1. April 2012 gilt der neue „technische Inbetriebnahmebegriff“. Eine Inbetriebnahme liegt demnach vor, wenn die Anlagen dauerhaft und fest an ihrem bestimmungsgemäßen Ort und dauerhaft mit dem für die Erzeugung von Wechselstrom erforderlichen Zubehör installiert worden sind und tatsächlich in Betrieb gesetzt sind. Dies bedeutet, dass die Anlage für die technische Inbetriebnahme nach der Installation auch erstmals Strom produziert und nach außen hin abgegeben haben muss. Dieser Strom muss aber nicht in ein Stromnetz eingespeist werden, sondern kann auch für den Eigenverbrauch (zum Beispiel in einer Batterie oder in einer Lampe) genutzt werden. Hierfür ist weder die Erzeugung von Wechselstrom noch der Anschluss der Anlage an das Netz erforderlich. Die Inbetriebnahme erfordert daher keine Mitwirkung des Netzbetreibers.
Die für den Inbetriebnahmezeitpunkt geltende Vergütungshöhe bleibt für den gesamten gesetzlichen Vergütungszeitraum von 20 Jahren zuzüglich des (anteiligen) Jahres der Inbetriebnahme erhalten.
Ein Anspruch auf eine Vergütung besteht hingegen erst, wenn tatsächlich Strom in das Netz des Netzbetreibers eingespeist worden ist.
Wo finde ich die Vergütungssätze für die unterschiedlichen Erneuerbare-Energien-Technologien?
Eine Zusammenstellung der Vergütungssätze für die unterschiedlichen Erneuerbare-Energien-Technologien finden Sie unter: www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/verguetungssaetze_eeg_2012.pdf
Bedeutet die Degression der Vergütungssätze, dass ein Anlagenbetreiber für seinen Strom Jahr für Jahr eine geringere Einspeisevergütung erhält?
Nein. Die Höhe der Einspeisevergütung nach dem EEG richtet sich nach den zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage geltenden Vergütungssätzen. Aufgrund der gesetzlichen Degression der Vergütungssätze fällt die Einspeisevergütung für Strom aus erneuerbaren Energien geringer aus, je später eine Anlage erstmals in Betrieb genommen wird. Die Vergütungshöhe für neue Anlagen sinkt dabei abhängig von der Art des erneuerbaren Energieträgers unterschiedlich schnell. Mit Ausnahme der Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen sinken die Vergütungen für neue Anlagen jährlich jeweils zum 1. Januar eines Jahres.
Bei Photovoltaikanlagen sinken die Vergütungssätze seit dem 1. Mai 2012 monatlich. Die Absenkung ist dabei abhängig vom Zubau in den Vormonaten. Nähere hierzu siehe unter: www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/aenderungen_eeg_120628_bf.pdf
Nach der erstmaligen Inbetriebnahme einer Anlage gilt die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme ermittelte Vergütung grundsätzlich unverändert für die gesamte gesetzliche Vergütungsdauer fort. Eine Degression der Vergütungssätze tritt dementsprechend nach Inbetriebnahme einer Anlage für diese Anlage nicht mehr ein. Die Höhe der Vergütung bleibt somit für eine einmal in Betrieb genommene Anlage über einen Zeitraum von 20 Jahren unverändert.
Die Degression der Einspeisevergütung für Strom aus solarer Strahlungsenergie hängt von den konkreten Ausbauzahlen ab. Wo finde ich diese Ausbauzahlen?
Die Daten der Ausbauzahlen und zur monatlichen Degression der Vergütung für Strom aus Anlagen zur Nutzung solarer Strahlungsenergie und die aktuell geltenden Vergütungssätze veröffentlicht die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Internet.
Kann der Gesetzgeber die Vergütungssätze jederzeit ändern?
Nach dem EEG haben Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage für die Dauer von 20 Jahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres einen Anspruch auf die gesetzlich geregelte Vergütung. Grundsätzlich steht es dem Gesetzgeber frei, Gesetze zu ändern. Für die Zukunft ist es ihm deshalb möglich, die Vergütungssätze für neue Anlagen zu senken, einen anderen Vergütungszeitraum festzusetzen oder einen anderen Mechanismus zur Markteinführung von Strom aus erneuerbaren Energien als das EEG zu wählen.
Soweit die Veränderungen jedoch Anlagen betreffen, die bereits in Betrieb genommen wurden, muss der Gesetzgeber die verfassungsrechtlichen Grenzen beachten. Hierzu zählt insbesondere der Vertrauensschutz. Der Vertrauensschutzgrundsatz verbietet zwar nicht jegliche Änderungen für Altanlagen, er setzt dem Gesetzgeber hierfür aber Grenzen. Änderungen an bisherigen gesetzlichen Regelungen und die von diesen Änderungen ausgehenden Beeinträchtigungen für bereits bestehende Anlagen unterliegen stets dem Verhältnismäßigkeitsprinzip. Lediglich überwiegende Gründe des Gemeinwohls rechtfertigen eine solche für die Zukunft wirkende Änderung auch für bereits bestehende Anlagen. Daraus resultierende unverhältnismäßige Belastungen kann der Gesetzgeber grundsätzlich durch Ausgleichs- oder Übergangsregelungen vermeiden. Nur so kann dem Sinn und Zweck des
Gesetzes, den Anlagenbetreibern Planungs- und Investitionssicherheit zu geben sowie eine Amortisation der Anlage innerhalb der in Bezug genommenen Zeiträume zu ermöglichen, Rechnung getragen werden.
Wie wirken sich Änderungen wie der Verkauf der Anlage, die räumliche Versetzung der Anlage oder der Tod des Anlagenbetreibers auf den Vergütungsanspruch aus?
Für die Bestimmung der Vergütungshöhe und -dauer ist der Inbetriebnahmezeitpunkt der Anlage entscheidend. Der Vergütungsanspruch besteht ab dem Zeitpunkt, ab dem der Anlagenbetreiber erstmalig Strom ausschließlich aus erneuerbaren Energien zur Einspeisung in das Netz oder zum zulässigen Eigenverbrauch erzeugt.
Der Vergütungsanspruch steht immer dem jeweiligen Betreiber der Anlage zu und ist damit grundsätzlich an die Anlage geknüpft. Damit ist der Vergütungsanspruch nach dem EEG ein Rechtsanspruch, der grundsätzlich vererbbar ist. Wird eine Anlage vererbt oder veräußert, hat der neue Anlagenbetreiber für den in dieser Anlage erzeugten Strom einen Vergütungsanspruch. Der Anspruch besteht für die Dauer des verbleibenden Vergütungszeitraums und entsprechend der ursprünglichen Vergütungshöhe.
Grundsätzlich ist für die Dauer und Höhe des Vergütungsanspruches auch nach einer Versetzung der Anlage das Datum der erstmaligen Inbetriebnahme an dem ursprünglichen Standort der Anlage maßgeblich.
Zur Versetzung und zum Austausch von Anlagen und Anlagenteilen (außer PV und Wasserkraft) im EEG 2009 und EEG 2012 führt die Clearingstelle EEG ein Empfehlungsverfahren 2012/19 durch. Den Eröffnungsbeschluss finden Sie unter: www.clearingstelle-eeg.de/files/2012-19_Eroeffnungsbeschluss.pdf
Zur Versetzung von Photovoltaikanlagen führt die Clearingstelle ein Hinweisverfahren 2012/21 durch. Den Eröffnungsbeschluss finden Sie unter: www.clearingstelle-eeg.de/files/2012-21_Eroeffnungsbeschluss.pdf
Für den Austausch von defekten Solarmodulen sieht § 32 Absatz 5 EEG eine Sonderregelung zur Inbetriebnahme der neuen Module vor. Soweit Solarmodule aufgrund eines technischen Defekts, einer Beschädigung oder eines Diebstahls ersetzt werden, gilt für die neuen Solarmodule der Vergütungssatz und die Vergütungsdauer der ersetzten Module. Dies gilt jedoch lediglich, soweit die Höhe der installierten Leistung der neuen Module die bisherige installierte Leistung der ersetzten Module nicht überschreitet. Die ausgetauschten Module erhalten dann auch nach einer eventuellen Reparatur keine EEG-Vergütung mehr.
Kann ich von meinem Netzbetreiber Abschlagszahlungen für den eingespeisten Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen verlangen?
Mit der am 1. Januar 2012 in Kraft getretenen Novelle des EEG (EEG 2012) wurde durch den neuen § 16 Absatz 1 Satz 3 EEG 2012 eine Pflicht für die Netzbetreiber zur Zahlung von monatlichen Abschlägen ausdrücklich im Gesetz verankert. Hiernach haben Anlagenbetreiber einen Anspruch auf monatliche Abschlagszahlungen in angemessenem Umfang für Strom, der ab dem 1. Januar 2012 aus EEG-Anlagen eingespeist wurde und wird. Dies gilt sowohl für Anlagen, die nach dem Inkrafttreten der Novelle am 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, als auch für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind (§ 66 Absatz 1 Nummer 6 EEG 2012). Die genaue Höhe und die Zahlungsmodalitäten
sind im Gesetz nicht geregelt. Hierzu hat die Clearingstelle EEG bereits ein Empfehlungsverfahren durchgeführt. (siehe: www.clearingstelle-eeg.de/empfv/2012/6)
Für Strom, der vor dem 1. Januar 2012 eingespeist worden ist, gelten die Regelungen des EEG 2009 unverändert fort. Das EEG 2009 enthielt keine ausdrückliche Regelung zu Abschlagszahlungen. Die Clearingstelle EEG hat hierzu im vergangenen Jahr aber ein Empfehlungsverfahren durchgeführt. Dieses finden Sie unter: www.clearingstelle-eeg.de/files/2011-12_Empfehlung.pdf
Nach Abschluss müssen die Anlagenbetreiber bis zum 28. Februar eines Jahres die im Vorjahr in der EEG-Anlage ins Netz eingespeiste Strommenge an die Netzbetreiber melden. Auf dieser Grundlage erfolgt dann die Abschlussrechnung durch den Netzbetreiber.
Welche technischen Einrichtungen zum Einspeisemanagement müssen Erneuerbare-Energien-Anlagen einhalten?
Betreiber von Erneuerbare-Energien-, Grubengas- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt sind nach § 6 Absatz 1 Erneuerbare-Energien-Gesetz 2012 (EEG) verpflichtet, ihre Anlagen mit technischen Einrichtungen auszustatten, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren (§ 6 Absatz 1 Nr. 1 EEG) sowie die jeweilige Ist-Einspeisung abrufen kann (§ 6 Absatz 1 Nr. 2 EEG).
Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 30 Kilowatt und höchstens 100 Kilowatt müssen gemäß § 6 Absatz 2 Nr. 1 und Nr. 2a EEG ebenfalls die Pflicht nach § 6 Absatz 1 Nr. 1 EEG erfüllen. Diese Anlagen müssen also ebenfalls über eine technische Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung verfügen. Eine technische Einrichtung zum Abruf der Ist-Einspeisung durch den Netzbetreiber ist hingegen nicht notwendig.
Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 30 Kilowatt können entweder eine Einrichtung zur ferngesteuerten ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung nach § 6 Absatz 2 Nr. 2a i. V. m. Absatz 1 Nr. 1 EEG vorhalten oder alternativ die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten Leistung am Verknüpfungspunkt der Anlage mit dem Netz begrenzen. Diese Einstellung ist nachzuweisen.
Auch die Nachrüstung von bestehenden Photovoltaikanlagen sieht das EEG 2012 vor.
Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt, die vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, mussten bereits ab dem 1. Juli 2012 mit einer technischen Einrichtung nach § 6 Absatz 1 Nr. 1 und Nr. 2 EEG ausgestattet sein.
Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung über 30 Kilowatt bis einschließlich 100 Kilowatt, die ab Anfang 2009 bis Ende 2011 in Betrieb gegangen sind, müssen ab dem 1. Januar 2014 mit einer technischen Einrichtung nach § 6 Absatz 1 Nr. 1 EEG – technische Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung - ausgestattet sein.
Bei der Ermittlung der installierten Leistung im Sinne von § 6 Absatz 1 und Absatz 2 EEG sind die Vorgaben zur Anlagenzusammenfassung nach § 6 Absatz 3 EEG zu beachten.
Solange Anlagenbetreiber gegen § 6 Absatz 1 oder Absatz 2 EEG verstoßen, entfällt der Vergütungsanspruch gemäß § 17 Absatz 1 EEG.
Die Vorgaben des § 6 Absatz 1 und Absatz 2 EEG schaffen für den Netzbetreiber die technischen Voraussetzungen zur Durchführung von Einspeisemanagement-Maßnahmen nach § 11 Absatz 1 EEG.
Zur Anwendung des § 6 Absatz 2 und 3 EEG 2012 auf Photovoltaikanlagen bis zu einer installierten Leistung von 100 Kilowatt hat das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz
und Reaktorsicherheit zusammen mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie einen Anwendungshinweis erstellt. Hier wird unter anderem die Frage geklärt, inwieweit die Pflicht vom Anlagenbetreiber zu erfüllen ist, wenn der Netzbetreiber keine Vorgaben macht und somit seinen notwendigen Mitwirkungspflichten nicht nachkommt. Diesen Anwendungshinweis finden Sie im Internet unter: www.erneuerbare-energien.de
Die jeweils einzusetzende Technik für die ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung durch den Netzbetreiber hängt von der Größe der Anlage ab. Hierzu finden Sie weitere Informationen auf der Homepage der Bundesnetzagentur.
Was ist das Einspeisemanagement? Wann darf eine Anlage nach dem Einspeisemanagement abgeregelt werden?
Grundsätzlich sind die Netzbetreiber nach dem EEG verpflichtet, Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen vorrangig abzunehmen. Sobald allerdings die Überlastung der Netzkapazität droht, dürfen die Netzbetreiber unter bestimmten Voraussetzungen auch Erneuerbare-Energien-Anlagen und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen ferngesteuert abregeln. Dabei müssen die Netzbetreiber aber weiterhin den Vorrang der erneuerbaren Energien und der Kraft-Wärme-Koppelung beachten. Dies bedeutet, dass grundsätzlich zunächst alle konventionellen fossilen Energieerzeugungsanlagen abgeregelt werden müssen. Ausgenommen sind lediglich die konventionellen Anlagen, die für die Systemstabilität unbedingt am Netz bleiben müssen.
Bei der Abregelung der Erneuerbare-Energien-Anlagen aufgrund eines Netzengpasses sind zudem die kleinen Photovoltaikanlagen bis 100 Kilowatt nachrangig abzuregeln. Dies bedeutet, dass diese Anlagen erst abgeregelt werden, wenn die Abregelungen der anderen Erneuerbare-Energien-Anlagen nicht ausgereicht hat, um die Gefahr einer Netzüberlastung auszuräumen.
Für die durch das Einspeisemanagement eingetretenen Einnahmeausfälle sind die Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber zu informieren und nach § 12 EEG zu entschädigen.
Welche Entschädigung erhält ein Anlagenbetreiber, wenn seine Anlage ferngesteuert vom Netzbetreiber abgeregelt wird?
Betreiber von Erneuerbare-Energien-, Grubengas- und KWK-Anlagen, deren Einspeiseleistung wegen eines Netzengpasses reduziert worden ist, haben gegen den Netzbetreiber einen Entschädigungsanspruch nach § 12 EEG. Die Höhe der Entschädigung beträgt 95 Prozent der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen. Die mit der Begrenzung der Entschädigung auf 95 Prozent der entgangenen Einnahmen verbundenen Einnahmeausfälle werden auf maximal 1 Prozent der Einnahmen eines Jahres begrenzt. Bei Anlagen, die vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb gegangen sind, beträgt die Entschädigung 100 Prozent.
Welche Möglichkeiten zur Direktvermarktung gibt es nach dem EEG 2012?
Das EEG bietet Anlagenbetreibern drei Wege zur Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien an:
die Vermarktung in die Marktprämie (§ 33g EEG),
die Vermarktung in das sogenannte Grünstromprivileg (§ 39 Absatz 1 EEG) und
die sonstige Direktvermarktung.
Für alle drei Direktvermarktungsformen gilt, dass für den direkt vermarkteten Strom keine Einspeisevergütung vom Netzbetreiber beansprucht werden kann. Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien wird jedoch anderweitig gefördert:
Bei der Vermarktung in die Marktprämie wird der Strom durch den Anlagenbetreiber oder durch einen von ihm beauftragten Dienstleister (Direktvermarktungsdienstleister) direkt vermarktet, z.B. an Stromversorger, Letztverbraucher oder über den Börsenhandel. Dabei hat der Anlagenbetreiber bzw. dessen Direktvermarktungsdienstleister zwei kumulative Einnahmequellen:
Einerseits erzielt er einen Vermarktungserlös auf Grundlage der Marktpreise.
Andererseits hat er einen Anspruch gegen den Einspeisenetzbetreiber auf die Marktprämie. Diese wird monatlich anhand des jeweils rückwirkend berechneten tatsächlichen Monatsmittelwerts des energieträgerspezifischen Marktwerts ermittelt. Sie ist also eine Zusatzzahlung zu dem durchschnittlichen Einkommen, welches ein spezifischer Energieträger im Monat am Markt hätte erzielen können.
Hierdurch können Anlagenbetreiber bzw. deren Direktvermarktungsdienstleister, die ihren Strom überdurchschnittlich gut vermarktet haben, höhere Erlöse erzielen als in der festen Einspeisevergütung. Die Marktprämie schließt eine Managementprämie zur Abdeckung bestimmter Direktvermarktungsmehrkosten ein. Bei der Vermarktung von Strom aus Biogas in die Marktprämie kann zusätzlich auch die Flexibilitätsprämie nach § 33i EEG geltend gemacht werden. Bei der Vermarktung in das Grünstromprivileg verkauft der Anlagenbetreiber den Strom aus erneuerbaren Energien an einen Elektrizitätsversorger, der diesen Strom zur Erfüllung der Portfolioanforderungen des § 39 Absatz 1 EEG einsetzt (mindestens 50 Prozent vergütungsfähiger Strom aus erneuerbaren Energien und mindestens 20 Prozent Strom aus Windenergie oder solarer Strahlungsenergie). Bei Erfüllung der gesetzlichen Voraussetzungen des Grünstromprivilegs verringert sich die kalenderjährliche EEG-Umlage für den Elektrizitätsversorger um bis zu 2,0 Cent pro Kilowattstunde. Der Anlagenbetreiber vereinbart mit dem Elektrizitätsversorger einen Kaufpreis für den Strom, über den er regelmäßig auch an der um bis zu 2,0 Cent pro Kilowattstunde verringerten EEG-Umlage beteiligt wird. Ein Vergütungs- oder Prämienanspruch des Anlagenbetreibers gegen den Einspeisenetzbetreiber besteht in diesen Fällen nicht. Die Flexibilitätsprämie nach § 33i EEG kann bei Vermarktung in das Grünstromprivileg nicht geltend gemacht werden, jedoch können Anlagenbetreiber beim Umweltbundesamt die Ausstellung von Herkunftsnachweisen für den direkt vermarkteten Strom beantragen. Bei der sonstigen Direktvermarktung besteht keine unmittelbare oder mittelbare finanzielle Förderung des direkt vermarkteten Stroms wie in der Marktprämie oder im Grünstromprivileg.
Was ist unter der "sonstigen Direktvermarktung" zu verstehen?
Als sonstige Direktvermarktung im Sinne des § 33b Nr. 3 EEG gelten alle Formen der Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien außerhalb der festen Einspeisevergütung, bei denen der Strom weder in die Marktprämie noch in das Grünstromprivileg vermarktet wird. Bei der sonstigen Direktvermarktung besteht keine unmittelbare oder mittelbare finanzielle Förderung des direkt vermarkteten Stroms. Der Anlagenbetreiber kann zur Direktvermarktung seines Stroms beim Umweltbundesamt die Ausstellung von Herkunftsnachweisen für den Strom beantragen. Zudem kann auch in der sonstigen Direktvermarktung von Strom aus Biogas die Flexibilitätsprämie nach § 33i EEG geltend gemacht werden. Für den Wechsel in die sonstige Direktvermarktung sind grundsätzlich dieselben Wechselanforderungen zu beachten wie bei Wechseln in andere Direktvermarktungsformen oder in die feste Einspeisevergütung.
Läuft der 20jährige gesetzliche Vergütungszeitraum auch in der Direktvermarktung weiter?
Nein. Aus dem Gasnetz entnommenes Gas muss im Wärmeäquivalent am Ende des Kalenderjahres der Menge von aufbereitetem Gas aus Biomasse ("Biomethan" oder "Bioerdgas") entsprechen, die zu irgendeinem Zeitpunkt an anderer Stelle im Geltungsbereich des Gesetzes in das Gasnetz eingespeist worden ist. Die Einspeisung des Biomethans kann also auch während vorangegangener Kalenderjahre erfolgt sein.
Wie kann ich in die Direktvermarktung wechseln und was muss ich beachten?
Anlagenbetreiber können jeweils mit Wirkung zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen der festen Einspeisevergütung und der Direktvermarktung bzw. zwischen verschiedenen Formen der Direktvermarktung (z.B. von der Marktprämie in das Grünstromprivileg) wechseln.
Für einen ordnungsgemäßen Wechsel müssen Anlagenbetreiber die gesetzlichen Wechselfristen beachten: Jeder Wechsel muss dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats mitgeteilt werden.
Bei einem Wechsel in eine Form der Direktvermarktung muss der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber insbesondere mitteilen
die Form der Direktvermarktung, in die gewechselt wird,
den Bilanzkreis gemäß § 3 Nr. 10a EnWG, dem der direkt vermarktete Strom zugeordnet werden soll,
bei einer anteiligen Direktvermarktung (anteilige Nutzung von Einspeisevergütung und Direktvermarktung oder verschiedener Direktvermarktungsformen) die Prozentsätze des Stroms, die jeweils der Einspeisevergütung bzw. der oder den verschiedenen Formen der Direktvermarktung zuzuordnen sind.
Für die Wechselmitteilung müssen Anlagenbetreiber die von den Netzbetreibern auf ihren jeweiligen Internetseiten bereitgestellten, bundesweit einheitlichen massengeschäftstauglichen Verfahren nutzen; diese schließen Verfahren für die vollständig automatisierte elektronische Übermittlung und Nutzung der Meldungsdaten ein. Ergänzend wird auf den Beschluss BK6-12-153 der Bundesnetzagentur vom 29.10.2012 zur Festlegung von Marktprozessen für Einspeisestellen (Strom) hingewiesen, mit dem die Bundesnetzagentur u.a. Formularvorgaben für die Wechselprozesse entwickelt hat.
Kann ich direkt vermarkteten Strom als "Grünstrom" verkaufen?
Für direkt vermarkteten Strom kann beim Umweltbundesamt ein Herkunftsnachweis als "Strom aus erneuerbaren Energien" beantragt werden, sofern der Strom in das sog. Grünstromprivileg (§ 33b Nr. 3 EEG) oder in sonstiger Weise (§ 33b Nr. 3 EEG) direkt vermarktet wird. Mit dem Herkunftsnachweis kann die "Grünstrom-Eigenschaft" des Stroms, die einen wirtschaftlichen Mehrwert bei der Vermarktung bildet, gegenüber den Stromkunden ausgewiesen werden.
Wird der Strom hingegen in die Marktprämie vermarktet, so ist die Ausstellung von Herkunftsnachweisen ausgeschlossen, da in die Marktprämie vermarkteter Strom bereits im Rahmen der nach § 54 EEG vorgeschriebenen Stromkennzeichnung durch die Elektrizitätsversorger berücksichtigt wird. Im Rahmen der Stromkennzeichnung müssen Elektrizitätsversorger gegenüber ihren Stromkunden den prozentualen Anteil "Erneuerbare Energien, gefördert nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz" an der gelieferten Strommenge ausweisen. Eine Ausstellung von Herkunftsnachweisen bei gleichzeitiger Berücksichtigung im Rahmen der Stromkennzeichnung hätte eine doppelte Verwertung der grünen Eigenschaft des in die Marktprämie vermarkteten Stroms zu Folge.
Darf Strom am Regelenergiemarkt vermarktet werden, wenn für ihn eine geförderte Form der Direktvermarktung (Marktprämie oder Grünstromprivileg) genutzt wird?
Ja. Während in der festen Einspeisevergütung eine Vermarktung des Stroms am Regelenergiemarkt unzulässig ist, stellt die Vermarktung von direkt vermarktetem Strom keinen Verstoß gegen das Doppelvermarktungsverbot dar; dieses verbietet die mehrfache Veräußerung oder Überlassung von Strom aus erneuerbaren Energien. Sowohl die Vermarktung von positiver als auch negativer Regelenergie ist deshalb zulässig. Dies gilt insbesondere auch dann, wenn für den direkt vermarkteten Strom die Marktprämie in Anspruch genommen wird. Im Falle einer anteiligen Direktvermarktung, bei der für einen Teil des Stroms die feste Einspeisevergütung gezahlt wird, ist die Vermarktung als Regelenergie für den direkt vermarkteten Stromanteil zulässig. Mit Regelenergie wird die Energie bezeichnet, die ein Netzbetreiber benötigt, um unvorhergesehene Leistungsschwankungen in seinem Stromnetz auszugleichen.
Liegt eine Direktvermarktung im Sinne des EEG vor, wenn der Anlagenbetreiber Strom an Mieter in demselben Haus liefert, in oder auf dem sich die EEG-Anlage befindet?
Nein. Wenn der Anlagenbetreiber Strom aus erneuerbaren Energien oder Grubengas an Dritte veräußert, die den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen, und der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird, handelt es sich nicht um eine Direktvermarktung im Sinne des EEG.
Wie berechnet sich die Marktprämie?
Die Höhe der Marktprämie in Cent/kWh errechnet sich kalendermonatlich rückwirkend aus der Differenz zwischen dem energieträgerspezifischen Referenzmarktwert "RW" und der ansonsten für den Strom aus der betreffenden Anlage zu zahlenden Einspeisevergütung.
Marktprämie (spez.) = Einspeisevergütung (spez.) - Referenzmarktwert (spez.)
Der energieträgerspezifische Referenzmarktwert "RW" entspricht dabei dem für den jeweiligen erneuerbaren Energieträger (Wasserkraft, Deponie-, Klär-, Grubengas, Biomasse, Geothermie, Wind onshore, Wind offshore, Photovoltaik/solare Strahlungsenergie) kalendermonatlich rückwirkend ermittelten tatsächlichen Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktwerts in Cent/kWh, reduziert um die jeweilige energieträgerspezifische Managementprämie. Er ist also der durchschnittlich von einem Energieträger in diesem Monat erzielbare Erlös minus die Managementprämie für diesen Energieträger. Die Managementprämie, die zur Abdeckung bestimmter Direktvermarktungsmehrkosten dient, wird zur Ermittlung der Marktprämie also gegenüber der festen Einspeisevergütung im Ergebnis hinzugerechnet.
Referenzmarktwert (spez.) = Monatsmittelwert (spez.) - Managementprämie (spez.)
Das Einkommen des Anlagenbetreibers bei Direktvermarktung in die Marktprämie ermittelt sich damit anhand von drei Faktoren:
 dem jeweiligen tatsächlichen börslichen Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktwertes (EPEX Spot),
 der jeweils anzulegenden Managementprämie und
 der andernfalls zu zahlenden festen Einspeisevergütung.
Hierbei wird der Monatsmittelwert für steuerbare und fluktuierende erneuerbare Energieträger unterschiedlich berechnet: Der energieträgerspezifische Monatsmittelwert für Strom aus steuerbaren erneuerbaren Energieträgern ist der tatsächliche Monatsmittelwert sämtlicher Stundenkontrakte am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Cent/kWh. Für steuerbare Energieträger entspricht der Referenzmarktwert folglich dem durchschnittlichen Spotmarktpreis minus der energieträgerspezifischen Managementprämie. Zu den steuerbaren Energieträgern zählen Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse und Geothermie.
Der energieträgerspezifische Monatsmittelwert für Strom aus fluktuierenden erneuerbaren Energieträgern hingegen ist der jeweilige tatsächliche energieträgerspezifische Monatsmittelwert des Marktwerts von Strom am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Cent/kWh. Hintergrund hierfür ist, dass infolge der besonderen Einspeiseprofile der dargebotsabhängigen Energieträger Wind und Solarstrahlung diese einen - vom durchschnittlichen Börsenmarktwert sowie auch untereinander abweichenden - Marktwert besitzen: Photovoltaikanlagen speisen nur tagsüber und verstärkt vor allem in den Mittagsstunden Strom in das Netz ein, d.h. in Stunden mit regelmäßig hoher Stromnachfrage, während Windenergieanlagen häufig auch in der Nacht einspeisen, wenn die Stromnachfrage und damit auch der Strompreis tendenziell geringer ist. Zu den dargebotsabhängigen Energieträgern zählen Wind onshore, Wind offshore und Photovoltaik.
Der tatsächliche energieträgerspezifische Monatsmittelwert berechnet sich nach Anlage 4 zum EEG am Beispiel von Strom aus Wind onshore-Anlagen wie folgt:
 Für jede einzelne Monatsstunde erfolgt die Ermittlung des durchschnittlichen Werts aller EPEX-Spotmarkt-Stundenkontrakte in dieser Stunde (Nr. 2.2.2.1 der Anlage 4 zum EEG).
 Für jede einzelne Monatsstunde folgt im nächsten Schritt die Multiplikation dieses durchschnittlichen Stundenkontrakt-Werts der jeweiligen Stunde mit der in der jeweiligen Stunde erzeugten energieträgerspezifischen Strommenge, im Beispiel also der in der jeweiligen Stunde erzeugten Menge Strom aus Wind onshore (Nr. 2.2.2.1 der Anlage 4 zum EEG). Hierbei wird sämtlicher erzeugter Strom aus Wind onshore berücksichtigt, d.h. sowohl der nach § 16 vergütete als auch der in die Marktprämie oder in das Grünstromprivileg direkt vermarktete Strom.
 Diese einzelnen Stundenergebnisse (EPEX-Spotmarkt-Durchschnittswert je Stunde x Menge Strom aus Wind onshore je Stunde) werden für alle Stunden des jeweiligen gesamten Kalendermonats addiert (Nr. 2.2.2.2 der Anlage 4 zum EEG).
 Diese Gesamtsumme wird dividiert durch die in dem jeweiligen Kalendermonat insgesamt erzeugte energieträgerspezifische Strommenge, im Beispiel also dividiert durch die in dem jeweiligen Kalendermonat insgesamt erzeugte Menge Strom aus Wind onshore (Nr. 2.2.2.3 der Anlage 4 zum EEG).
 Das Ergebnis dieser Berechnung ist ein Mittelwert für Wind-onshore-Strom in dem jeweiligen Kalendermonats - der faktische EPEX-Spotmarkt-Monatsmittelwert für den Wind-onshore-Strom.
Die energieträgerspezifischen Marktwerte werden von den Übertragungsnetzbetreibern auf der gemeinsamen Homepage www.eeg-kwk.net veröffentlicht.
Darf Strom, für den die feste Einspeisevergütung in Anspruch genommen wird, gleichzeitig in die Marktprämie vermarktet werden?
Nein. Solange und soweit ein Anlagenbetreiber Strom direkt vermarktet, entfällt der Anspruch auf die feste Einspeisevergütung. Eine Vermarktung derselben Strommenge in die Marktprämie und die gleichzeitige Inanspruchnahme der festen Einspeisevergütung ist daher nicht möglich. Zulässig ist jedoch eine anteilige Direktvermarktung von Strom aus derselben Anlage, bei der beispielsweise die eine Hälfte des erzeugten Stroms in die Marktprämie vermarktet und die andere Hälfte in die feste Einspeisevergütung veräußert wird. Zu den Voraussetzungen der anteiligen Direktvermarktung nach § 33f EEG wird auf die vorangehende Frage verwiesen.
Darf Strom, für den die Marktprämie in Anspruch genommen wird, gleichzeitig in das "Grünstromprivileg" vermarktet werden?
Nein. Eine gleichzeitige Vermarktung derselben Strommenge in die Marktprämie und in das sog. Grünstromprivileg stellt einen Verstoß gegen das gesetzliche Doppelvermarktungsverbot dar und ist deshalb unzulässig. Zulässig ist jedoch eine anteilige Direktvermarktung von Strom aus derselben Anlage in verschiedene Formen der Direktvermarktung, zum Beispiel eine Vermarktung der einen Hälfte des erzeugten Stroms in die Marktprämie und der anderen Hälfte in das Grünstromprivileg. Voraussetzung hierfür ist nach § 33f EEG, dass der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber die Prozentsätze, zu denen der Strom in die verschiedenen Direktvermarktungsformen vermarktet wird, sowie die Bilanzkreise, denen der Strom jeweils zugeordnet werden soll, vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats übermittelt. Die mitgeteilten Prozentsätze müssen jederzeit eingehalten
werden. Für die Mitteilung sind die von den Netzbetreibern bereitgestellten Verfahren und Formulare zu verwenden.
Wonach richtet sich die Höhe der Managementprämie?
Die im Rahmen der Marktprämie gewährte Managementprämie ist für die einzelnen Energieträger unterschiedlich ausgestaltet und grundsätzlich in Anlage 4 zum EEG geregelt. Gemeinsam ist der Managementprämie für alle Energieträger, dass sie bis zum Jahr 2015 jährlich absinkt, wobei die Absenkung sowohl für neue als auch für bereits bestehende Anlagen greift.
Für Strom aus den steuerbaren erneuerbaren Energieträgern Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse und Geothermie beträgt die Managementprämie ("PM (Steuerbare)") im Jahr 2013 0,275 Cent/kWh, im Jahr 2014 0,25 Cent/kWh und ab dem Jahr 2015 0,225 Cent/kWh.
Für Strom aus den fluktuierenden erneuerbaren Energieträgern Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik gelten die in ihrer Höhe identischen "PM (Wind Onshore)", "PM (Wind Offshore)" und "PM (Solar)". Die Höhe der Managementprämie für Strom aus fluktuierenden erneuerbaren Energien richtet sich seit dem 1.1.2013 nach den abgesenkten Prämiensätzen des § 2 MaPrV, wobei die konkrete Höhe davon abhängt, ob es sich um Strom aus einer fernsteuerbaren Anlage (§ 2 Absatz 2 MaPrV) oder aus einer nicht fernsteuerbaren Anlage (§ 2 Absatz 1 MaPrV) Anlage handelt. Danach beträgt die Managementprämie für fluktuierende erneuerbare Energien im Jahr 2013 0,65 Cent/kWh (fernsteuerbar: 0,75 Cent/kWh), im Jahr 2014 0,45 Cent/kWh (fernsteuerbar: 0,60 Cent/kWh) und ab dem Jahr 2015 0,30 Cent/kWh (fernsteuerbar: 0,50 Cent/kWh).
Muss für die erhöhte Managementprämie ab dem Jahr 2013 die Fernsteuerbarkeit für jede einzelne Anlage gesondert eingerichtet werden, oder ist auch eine zentrale Fernsteuerungslösung z.B. für einen ganzen Windpark ausreichend?
Nach § 2 Absatz 2 und § 3 MaPrV wird für Strom aus fernsteuerbaren Windkraft- oder Photovoltaikanlagen ab dem Jahr 2013 eine gegenüber nicht-fernsteuerbaren Anlagen erhöhte Managementprämie gezahlt. Die Fernsteuerbarkeit einer Anlage setzt voraus, dass der Anlagenbetreiber die erforderlichen technischen Einrichtungen vorhält, um die jeweilige Ist-Einspeisung abzurufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert zu reduzieren. Die Regelung fordert nicht, dass diese technischen Einrichtungen für jede Anlage gesondert vorgehalten werden müssen. Sie fordert lediglich, dass eine Ist-Einspeiseabrufung und eine ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung für alle betreffenden Anlagen möglich sein muss, d.h. mehrere Anlagen können auch gemeinsam technische Einrichtungen im Sinne von Nummer 1 (d.h. gemeinsame zentrale Fernsteuerungstechnologie) nutzen, sofern das Abrufen der Ist-Einspeisung und die ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung für jede einzelne dieser Anlagen hierüber uneingeschränkt gewährleistet ist.
Kann der Anlagenbetreiber für jede Anlage gegenüber dem Netzbetreiber nachweisen, dass sie – allein oder gemeinsam mit anderen Anlagen – technisch ferngesteuert reduzierbar und ihre Ist-Einspeisung abrufbar ist, so reicht dies zur Erfüllung der Anforderungen des § 3 MaPrV aus.
Ab wann muss eine fernsteuerbare Anlage mit Messsystemen im Sinne des EnWG ("Smart Meter") ausgestattet sein?
Bei fernsteuerbaren Windkraft- und Photovoltaikanlagen, die zum Einbau von Messsystemen gemäß § 21d EnWG („Smart-Metering-Systeme“) verpflichtet sind, muss nach § 3 Absatz 3 MaPrV die Fernsteuerung über das Messsystem erfolgen. Die Pflicht zum Einbau eines Smart-Metering-Systems gilt jedoch erst, wenn der Einbau eines Smart-Metering-Systems technisch möglich ist, d.h. sobald entsprechende Smart-Metering-Systeme am Markt verfügbar sind, über die eine Fernsteuerungskommunikation im Sinne von § 3 Absatz 1 MaPrV möglich ist. Solange dies nicht der Fall ist, sind für die Fernsteuerungskommunikation der Anlage unter Berücksichtigung der einschlägigen Standards und Empfehlungen des BSI auch andere, dem jeweiligen Stand der Technik entsprechende Übertragungstechniken und -wege zulässig. Diesen Anforderungen genügen bis auf Weiteres in technischer Hinsicht insbesondere alle diejenigen Übertragungstechniken, bei denen Anforderungen aus der Technischen Richtlinie BSI TR-03109 SMART ENERGY zur gegenseitigen Authentisierung, Verschlüsselung, Integritätssicherung und Signierung an die Kommunikationsverbindung im Weitverkehrsnetz (WAN) umgesetzt werden.
Unterlässt ein Anlagenbetreiber den Einbau eines Smart-Metering-Systems, obwohl er dazu verpflichtet ist, so führt dies nicht zum Verlust des Anspruchs auf die Managementprämie, da die Verwendung von Smart-Metering-Systemen keine Anspruchsvoraussetzung für die Managementprämie ist. Verstöße gegen die Pflicht zur Verwendung von Smart-Metering-Systemen können jedoch Schadensersatzansprüche begründen.
Informationshalber wird auch auf die Hinweise des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) zur Anwendung der Managementprämienverordnung (MaPrV) hingewiesen.
Welche Anlagen sind verpflichtet, ab Marktverfügbarkeit Messsysteme im Sinne des EnWG zu verwenden?
Der Pflicht zum Einbau von Messsystemen im Sinne von § 21d EnWG ("Smart-Metering-Systeme") unterliegen nach § 21c EnWG alle neuen EEG-Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von mehr als 7 Kilowatt. Neuanlagen in diesem Sinne sind alle ab dem 4. August 2011 in Betrieb genommenen EEG-Anlagen.
Auch bei nicht einbaupflichtigen EEG-Anlagen sind für eine Fernsteuerbarkeit im Sinne der MaPrV jedoch technische Mindestanforderungen einzuhalten: Für die Fernsteuerungskommunikation der Anlage müssen auch in diesen Fällen unter Berücksichtigung der einschlägigen Standards und Empfehlungen des BSI andere, dem jeweiligen Stand der Technik entsprechende Übertragungstechniken und -wege verwendet werden. Zu weiteren Einzelheiten wird insoweit auf die vorangehende Frage verwiesen.
Können durch die Marktprämie zusätzliche Erlöse erwirtschaftet werden?
Durch die Marktprämie ergeben sich zusätzliche Erlösmöglichkeiten durch eine effizientere Vermarktung des Stroms mit niedrigen Fahrplanerfüllungskosten, durch eine Abschaltung der Stromerzeugung in Zeiten mit negativen Strommarktpreisen sowie durch eine Beteiligung am Regelenergiemarkt.
Führt die Marktprämie zu bedarfsorientierten Einspeiseverlagerungen insbesondere auch bei fluktuierenden erneuerbaren Energien?
Auf Grund der niedrigen variablen Erzeugungskosten bei fluktuierenden erneuerbaren Energien ist eine Einspeiseverlagerung nur in Überschusszeiten sinnvoll, in denen negative Strompreise auftreten. In solchen Situationen ist es bereits zu einer marktinduzierten Abschaltung von Windanlagen gekommen (z.B. über die Weihnachtstage 2012). Bei Biomasseanlagen führt die Marktprämie ebenfalls zu Einspeiseverlagerungen insbesondere bei einer Beteiligung am Regelenergiemarkt.
Verursacht die Marktprämie zusätzliche Kosten?
Die Einführung der Marktprämie zielt auf eine effizientere Vermarktung der erneuerbaren Energien im Strommarkt ab. Die durch die Managementprämie anfallenden Mehrkosten der Marktprämie müssen daher dem erzielbaren Nutzen gegenübergestellt werden. Positive Effekte zeichnen sich insbesondere bei der Verbesserung der Prognosegenauigkeit, der Steuerbarkeit der Stromerzeugung bei Überschusssituationen mit hoher Einspeisung aus EEG-Anlagen und der Einbindung von erneuerbaren Energien in den Regelenergiemarkt ab. Aus diesem Grund werden mit dem Instrument Marktprämie in der volkswirtschaftlichen Gesamtbetrachtung mittelfristig keine zusätzlichen Kosten, sondern Kosteneinsparungen erwartet.
Welche Effizienzgewinne werden durch die Marktprämie im Gesamtsystem erzielt?
Effizienzgewinne werden zunächst bei der Verbesserung der Prognosegenauigkeit für fluktuierende Erneuerbare Energien erwartet. Durch eine deutlich höhere Anzahl an online-gemessenen Anlagen können die Leistungsvorhersagen für fluktuierende Einspeiseanlagen insbesondere im Intra-day-Bereich bereits ein Jahr nach Einführung der Marktprämie deutlich verbessert werden. Mittlerweile sind außerdem über 5 GW an fluktuierender Einspeisung direkt durch die Direktvermarkter steuerbar und können im Falle von Überschusssituationen im Stromnetz als Abregelungspotenzial genutzt werden. Auch hier ergeben sich deutliche Effizienzgewinne. Einen positiven Effekt für das Gesamtsystem durch die Minderung konventioneller must-run Anlagen, bringt schließlich auch die Beteiligung von EEG-Anlagen am Regelenergiemarkt. Auf diese Weise kann Regelenergie kostengünstig durch bestehende Kapazitäten zur Verfügung gestellt werden.
Hat die Marktprämie hohe Mitnahmeeffekte ausgelöst?
Die bewusst etwas großzügiger ausgestaltete Anfangshöhe der Managementprämie von 12 €/MWh für Wind- und PV-Anlagen im Jahr 2012 hat zu einer großen Dynamik im Bereich der Direktvermarktung und damit in kurzer Zeit zu einem Wechsel von vielen Anlagen aus der festen Einspeisevergütung in die Marktprämie geführt. Die Managementprämie soll als Kostenbestandteil der Marktprämie zum einen Mehrkosten für die Vermarktung erneuerbarer Energien decken, die bisher bei den Übertragungsnetzbetreibern angefallen sind. Zum anderen erlaubt sie den Direktvermarktern, an die Anlagenbetreiber einen zusätzlichen Anreiz zu zahlen, damit diese an der Direktvermarktung teilnehmen. Auf Grund stark gefallener Vermarktungskosten für Wind- und PV-Anlagen, die vor der Einführung der Marktprämie in dieser Geschwindigkeit noch nicht absehbar waren, konnten die Direktvermarkter höhere Anreize an Anlagenbetreiber zahlen als ursprünglich angenommen. Aus diesem Grund ist es im Jahr 2012 teilweise zu Mitnahmeeffekten gekommen. Der Gesetzgeber hat darauf zu
Beginn des Jahres 2013 mit einer zusätzlichen Absenkung der Managementprämie durch die Managementprämienverordnung (MaPrV) reagiert.
Wechseln auf Grund der degressiven Ausgestaltung der Managementprämie Anlagenbetreiber wieder in die feste Einspeisevergütung zurück?
Anlagenbetreiber werden die Vermarktungsform wählen, in der sie die höchsten Vermarktungserlöse erzielen können. Die derzeitige Ausgestaltung der Marktprämie ist so angelegt, dass der Anreiz zum Wechsel in die Marktprämie auch mittelfristig bestehen bleibt. Ein Wechsel von der Vermarktungsform Marktprämie zurück in die feste Einspeisevergütung ist bisher nicht in einem größeren Umfang aufgetreten. Trotz der zusätzlichen Kürzung der Managementprämie zum 1. Januar 2013 hat sich die direktvermarktete Leistung seither weiter erhöht.
Gibt es einen Wettbewerbsvorteil von etablierten Stromvermarktern und verringert sich die Anbietervielfalt?
Die bisherigen Erfahrungen zeigen, dass eine große Anzahl an Akteuren im Bereich der Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien aktiv ist. Die größten Marktanteile haben Direktvermarkter, die bisher im deutschen Strommarkt keine dominierende Stellung hatten. Die Akteursvielfalt ist also durch die Marktprämie größer geworden und der Wettbewerb dadurch gestärkt worden.
Werden durch die Marktprämie nur kurzfristige Geschäftsmodelle angereizt?
Ziel der Direktvermarktung durch die Marktprämie ist es, dauerhaft eine effiziente Vermarktung der erneuerbaren Energien im Strommarkt zu etablieren. Durch die degressive Ausgestaltung der Managementprämie als Teil der Marktprämie können sich kurzfristig ausgelegte Geschäftsmodelle mittelfristig nicht am Markt durchsetzen. Die Marktprämie setzt einen langfristigen Anreiz, effiziente Vermarktungsstrukturen aufzubauen und diese im Wettbewerb mit anderen Vermarktern stetig zu verbessern.
Führen die Anreize zur Abregelung im Rahmen der Marktprämie zu einer Verschlechterung der CO2-Bilanz des Strommixes?
Für fossile Kraftwerke lohnt es sich in der Regel schon bei sehr niedrigen (positiven) Strompreisen, ihre Produktion zu reduzieren. Durch die Marktprämie ergeben sich daher keine ökonomischen Anreize, statt fossiler Kraftwerke EEG-Anlagen abzuschalten: für EEG-Anlagen besteht ein wirtschaftlicher Anreiz zur Abregelung erst bei deutlich negativen Marktpreisen. Mittelfristig kann sich die CO2-Bilanz des Strommixes sogar verbessern, wenn Direktvermarkter Regelenergie auch durch erneuerbare Energien zur Verfügung stellen. Dadurch sinkt die Kapazität an fossilen Kraftwerken, die für die Bereitstellung von Regelenergie in Betrieb sein müssen (sogenannte "Must-run Kapazität"). In Zeiten hoher Einspeisung aus EEG-Anlagen und niedriger Stromnachfrage können somit mehr EEG-Anlagen am Netz bleiben.
Was ist die Flexibilitätsprämie?
Mit der zusätzlich zur Marktprämie gewährten Flexibilitätsprämie wird die bedarfsorientierte Stromerzeugung aus Biogas angereizt. Durch die Flexibilitätsprämie werden Investitionen in zusätzliche oder größere Generatoren sowie gegebenenfalls in Gas- und/oder Wärmespeicher ermöglicht, die erforderlich sind, um die Stromerzeugung aus Biomasse entsprechend der Nachfrage zeitlich um bis zu 12 Stunden zu verschieben. Eine geringere Flexibilisierung der Anlage zur Verschiebung der Stromeinspeisung lediglich um einige wenige Stunden ist ebenfalls möglich. Eine bedarfsorientierte Stromproduktion aus Biogas ermöglicht die Nutzung größerer Mengen an fluktuierendem Wind- und PV-Strom, da Nachfrage- bzw. Erzeugungsspitzen gepuffert werden können. Dies ist ein wertvoller Beitrag zur Markt- und Systemintegration der erneuerbaren Energien und zur Entlastung des Stromnetzes. Wann die flexiblen Kraftwerkskapazitäten genutzt werden, bestimmt sich entsprechend der Stromnachfrage, welche durch den Marktpreis abgebildet wird.
In welchen Fällen kann die Flexibilitätsprämie geltend gemacht werden?
Die Flexibilitätsprämie kann bei Vorliegen der Anspruchsvoraussetzungen nach § 33i i.V.m. Anlage 5 zum EEG sowohl im Rahmen der Marktprämie als auch im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung beansprucht werden. Wird für den Strom hingegen die feste Einspeisevergütung gezahlt oder das Grünstromprivileg genutzt, so besteht kein Anspruch auf die Flexibilitätsprämie. Bereits eine anteilige Direktvermarktung in das Grünstromprivileg oder eine anteilige Inanspruchnahme der festen Einspeisevergütung nach § 33f EEG schließen die Flexibilitätsprämie für den gesamten in der Anlage erzeugten Strom aus.
Für welchen Zeitraum wird die Flexibilitätsprämie nach § 33i EEG 2012 gewährt?
Nach § 33i Absatz 4 S. 1 EEG 2012 wird die Flexibilitätsprämie für die Dauer von 10 Jahren gezahlt. Die Flexibilitätsprämie kann somit für eine Höchstdauer von 10 aufeinanderfolgenden Zeitjahren, d.h. von 120 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten, geltend gemacht werden. Der Prämienanspruch besteht ab dem ersten Tag des zweiten Kalendermonats, der auf die Meldung der erstmaligen Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie an den Netzbetreiber folgt (Beispiel: bei Meldung an den Netzbetreiber am 5. Januar eines Jahres beginnt der Prämienanspruch am 1. März desselben Jahres). Ab diesem Zeitpunkt läuft auch die gesetzliche 10-Jahres-Frist. Für den Anspruch auf die Flexibilitätsprämie muss der gesamte in der Biogasanlage erzeugte Strom entweder in die Marktprämie (§ 33b Nr. 1 EEG 2012) oder in sonstiger Weise (§ 33b Nr. 3 EEG 2012) direkt vermarktet werden. Eine anteilige Aufteilung der Direktvermarktung – teilweise in die Marktprämie und teilweise in sonstiger Weise – ist zulässig.
Verliert der Anlagenbetreiber den Anspruch auf die Flexibilitätsprämie dauerhaft, wenn er während der gesetzlichen Prämiendauer aus der Flexibilitätsprämie aussteigt?
Nein. Die Flexibilitätsprämie ist für die Dauer von höchstens zehn Jahren zu zahlen, beginnend mit dem ersten Tag des zweiten Kalendermonats, der auf die Meldung der erstmaligen Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie an den Netzbetreiber folgt. Steigt der Anlagenbetreiber im Verlauf dieser zehnjährigen Prämiendauer aus der Flexibilitätsprämie aus oder verliert er aus anderen Gründen zwischenzeitlich seinen Anspruch auf die Flexibilitätsprämie (z.B. aufgrund eines zwischenzeitlichen Wechsels aus der Marktprämie in
die feste Einspeisevergütung), so führt dies nicht zu einem dauerhaften Verlust der Flexibilitätsprämie. Der Anspruch auf die Flexibilitätsprämie lebt vielmehr wieder auf, wenn der Anlagenbetreiber vor Ablauf der zehnjährigen Prämiendauer in eine zulässige Form der Direktvermarktung zurückwechselt und alle Anspruchsvoraussetzungen für die Flexibilitätsprämie wieder vorliegen.
Jedoch führt ein zwischenzeitlicher Ausstieg aus der Flexibilitätsprämie bzw. aus der Marktprämie oder sonstigen Direktvermarktung zu einem Entfallen des Anspruchs auf die Flexibilitätsprämie für den Zeitraum, für den die Flexibilitätsprämie während des Ausstiegszeitraums nicht geltend gemacht werden kann. Für diesen Ausstiegszeitraum entfällt die Flexibilitätsprämie für die gesamte Zukunft. Ausstiegszeiträume werden folglich nach Ablauf der zehnjährigen Prämiendauer nicht hinzugerechnet und verlängern nicht die Prämiendauer, sondern sind dauerhaft verloren und verringern unmittelbar die Zahl der Kalendermonate, für die eine Flexibilitätsprämie gezahlt wird.
Welche Anforderungen werden an die Nutzung des sog. "Grünstromprivilegs" gestellt?
Die Voraussetzungen des Grünstromprivilegs haben sich mit Inkrafttreten des EEG 2012 geändert. Grundvoraussetzung für die Verringerung der EEG-Umlage um 2,0 Cent/kWh ist wie im EEG 2009, dass der Elektrizitätsversorger seine Kunden mit mindestens 50 Prozent vergütungsfähigem EEG-Strom beliefert. Um zu gewährleisten, dass das Grünstromprivileg einen Beitrag zur besseren Marktintegration der fluktuierenden Stromerzeugung aus Wind- und Solarstrom leistet, muss seit dem 1.1.2012 der von dem Elektrizitätsversorger gelieferte Strom zudem zu mindestens 20 Prozent aus Wind- oder Solarstrom bestehen; die geforderten 20 Prozent Wind- oder Solarstrom werden auf die Gesamtquote von 50 Prozent EEG-Strom angerechnet, so dass z. B. ein Elektrizitätsversorger die Voraussetzungen erfüllt, wenn 20 Prozent seines Gesamtportfolios durch Windenergie und weitere 30 Prozent seines Gesamtportfolios durch Wasserkraft oder Biomasse gedeckt werden. Die geforderten EEG-Stromanteile an dem Lieferportfolio müssen sowohl über das gesamte Kalenderjahr als auch zugleich in mindestens acht Einzelmonaten dieses Kalenderjahres nachgewiesen werden.
Weiterhin ist insbesondere zu beachten, dass nie mehr als 100 Prozent des tatsächlichen aggregierten Bedarfs der gesamten belieferten Letztverbraucher, bezogen auf jedes 15-Minuten-Intervall, bei der Berechnung der geforderten EEG-Stromanteile in Ansatz gebracht werden dürfen.
Strom aus nach dem 31.3.2012 in Betrieb genommenen Solarstromanlagen darf zudem nur für die geforderten EEG-Stromanteile berücksichtigt werden, soweit die Solarstrommenge, die nach dem Marktintegrationsmodell dem Grunde nach in dem jeweiligen Kalenderjahr vergütungsfähig ist, nicht überschritten worden ist (bei Photovoltaikanlagen mit mehr als 10 Kilowatt bis einschließlich 1 Megawatt installierter Leistung 90 Prozent der insgesamt in dem Kalenderjahr erzeugten Strommenge). Näheres zur Direktvermarktung im Rahmen des neuen Marktintegrationsmodell für Photovoltaikanlagen finden Sie unter: www.erneuerbare-energien.de
Wie hoch ist die Vergütung für Strom aus Photovoltaikanlagen?
Die aktuellen Vergütungssätze für Strom aus Photovoltaikanlagen finden Sie auf der Internetseite der Bundesnetzagentur unter: www.bundesnetzagentur.de
Die Höhe der jeweiligen Vergütung richtet sich nach dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage. Der zu diesem Zeitpunkt geltende Vergütungssatz bleibt für die gesamt Vergütungsdauer von 20 Jahren plus dem Inbetriebnahmejahr konstant.
Darüber hinaus hängt die Vergütung bei Anlagen in, an oder auf Gebäuden von der Größe der Anlage und bei Freiflächenanlagen vom Standort der Anlage ab.
Wie hoch ist die monatliche Absenkung der Vergütungssätze für neue Photovoltaikanlagen?
Die Vergütungssätze für neue Photovoltaikanlagen sinken monatlich. Dies bedeutet, dass eine Photovoltaikanlage, die einen Monat später in Betrieb geht über den Vergütungszeitraum von 20 Jahren konstant eine niedrigere Vergütung erhält als eine Anlage, die einen Monat vorher in Betrieb gegangen ist. Hintergrund dieser Regelung ist die rasante technische Entwicklung im Bereich der Photovoltaik. Die in den letzten Jahren dazu geführt hat, dass die Investitionskosten für neue Photovoltaikanlagen stark gesunken sind.
Die Höhe der monatlichen Absenkungen (Degression) hängt vom Zubau in den Vormonaten ab. Die Degressionsschritte werden alle drei Monate angepasst. Die Basisdegression beträgt 1 Prozent pro Monat. Liegt der Zubau oberhalb des geplanten Zubaukorridors von 2.500 bis 3.500 Megawatt pro Jahr, fällt die Degression höher aus. Liegt der Zubau unterhalb des Zubaukorridors fällt die Degression niedriger aus. Die erste zubauabhängige Anpassung erfolgte am 1. November 2012 aufgrund des Zubaus in den Monaten Juli bis September 2012, der auf zwölf Monate hochgerechnet wurde. Um jahreszeitliche Schwankungen auszugleichen, erhöhte sich in der Folge der Bezugszeitraum, der als Grundlage für die Berechnung der Degression dient: Basis für die Berechnung der Degression ab dem 1. Februar 2013 ist der Zubau von Juli 2012 bis Dezember 2012, wiederum hochgerechnet auf zwölf Monate. Basis für die Berechnung der Degression ab dem 1. Mai 2013 ist der Zubau von Juli 2012 bis März 2013, wiederum hochgerechnet auf zwölf Monate. Für die Berechnung der Degression ab dem 1. August 2013 kann erstmalig ein volles Jahr – vom 1. Juli 2012 bis zum 30. Juni 2013 – als Bezug genommen werden. In der Folge werden jeweils die zurückliegenden zwölf Monate für die Berechnung der Degression verwendet. Ein Monat wird zudem als Puffer benötigt, damit die Bundesnetzagentur den Zubau und die neuen Vergütungssätze ermitteln kann. Wichtig bei dem neuen „atmenden Deckel“ ist, dass bei deutlicher Unterschreitung des Zielkorridors die Degression ausgesetzt bzw. die Vergütungssätze sogar erhöht werden. Die aktuellen Zahlen über den Zubau von neuen Photovoltaikanlagen finden Sie auf der Homepage der Bundesnetzagentur unter: www.bundesnetzagentur.de.
Welche Vergütung erhalten Anlagen in, an oder auf Wohngebäuden?
Für Anlagen auf allen Wohngebäuden gilt die in § 32 Absatz 2 EEG 2012 geregelte höhere Gebäudeanlagenvergütung. Dabei kennt das EEG für Anlagen auf Wohngebäuden vier Größenklassen:
 Anlagen bis 10 Kilowatt installierter Leistung,
 bis 40 Kilowatt installierter Leistung,
 bis 1.000 Kilowatt installierter Leistung und
 über 1.000 Kilowatt installierter Leistung.
Um zu verhindern, dass beim Überschreiten der jeweiligen Schwellenwerte für die installierte Leistung der Anlagen Vergütungssprünge entstehen, sieht (wie auch im bisherigen EEG) § 18 Absatz 1 in Verbindung mit § 19 Abs. 1 EEG eine sog. gleitende Vergütung vor. Die Höhe der Vergütung bestimmt sich daher anteilig nach der Leistung der Anlage im Verhältnis zu dem jeweils einschlägigen Schwellenwert.
Dies bedeutet für eine Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von 40 Kilowatt, dass von der erzeugten und eingespeisten Strommenge 25 Prozent zum höheren Vergütungssatz (bis 10 kW, d. h. 10 kW/ 40 kW = 25 %) und 75 Prozent zu dem niedrigeren Vergütungssatz (bis 40 kW, d. h. 30 kW/ 40 kW = 75 %) vergütet werden. Die jeweiligen aktuellen Vergütungssätze finden Sie auf der Homepage der Bundesnetzagentur unter: www.bundesnetzagentur.de.
Welche Vergütung erhalten Anlagen in, an oder auf Nichtwohngebäuden?
Die Höhe der Vergütung für Photovoltaikanlagen auf Nichtwohngebäuden hängt vom Standort des Nichtwohngebäudes ab.
Befindet sich das Nichtwohngebäude nicht im Außenbereich, gilt ebenfalls wie bei Wohngebäuden die höhere in § 32 Absatz 2 EEG 2012 geregelte Dachanlagenvergütung.
Befindet sich das Nichtwohngebäude im Außenbereich, gelten die in § 32 Absatz 2 EEG 2012 geregelten Vergütungssätze für Gebäudeanlagen nur dann, wenn eine der in § 32 Absatz 3 Nr. 1 bis 3 EEG 2012 genannten Voraussetzungen erfüllt ist. Hiernach ist erforderlich, dass 1. nachweislich vor dem 1. April 2012 a. für das Gebäude der Bauantrag oder der Antrag auf Zustimmung gestellt oder die Bauanzeige erstattet worden ist, b. im Fall einer nicht genehmigungsbedürftigen Errichtung, die nach Maßgabe des Bauordnungsrechts der zuständigen Behörde zur Kenntnis zu bringen ist, für das Gebäude die erforderliche Kenntnisgabe an die Behörde erfolgt ist oder c. im Fall einer sonstigen nicht genehmigungsbedürftigen, insbesondere genehmigungs-, anzeige- und verfahrensfreien Errichtung mit der Bauausführung des Gebäudes begonnen worden ist, 2. das Gebäude im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer nach dem 31. März 2012 errichteten Hofstelle eines land- oder forstwirtschaftlichen Betriebes steht oder 3. das Gebäude der dauerhaften Stallhaltung von Tieren dient und von der zuständigen Baubehörde genehmigt worden ist.
Ist keine der genannten Voraussetzungen erfüllt, gilt für die PV-Anlagen auf Nichtwohngebäuden im Außenbereich die Vergütung nach § 32 Absatz 1 Nr. 1 EEG 2012, d.h. der Vergütungssatz, der auch für sog. PV-Freiflächenanlagen zu zahlen ist.
Was ist ein Gebäude im Sinne des § 32 EEG und wann ist ein Gebäude ein Wohngebäude im Sinne des § 32 EEG?
Ein Gebäude ist § 32 Absatz 4 EEG eine selbstständig benutzbare, überdeckte bauliche Anlage, die von Menschen betreten werden kann und vorrangig dazu bestimmt ist, dem Schutz von Menschen, Tieren oder Sachen zu dienen. Zum Begriff des Gebäudes im Sinne des § 32 Absatz 4 EEG hat zudem die Clearingstelle EEG ein Hinweisverfahren 2011/ 10 durchgeführt. Dieses finden Sie unter: www.clearingstelle-eeg.de
Wohngebäude sind nach § 32 Absatz 4 Satz 2 EEG 2012 Gebäude, die nach ihrer Zweckbestimmung überwiegend dem Wohnen dienen, einschließlich Wohn-, Alten- und Pflegeheimen sowie ähnliche Einrichtungen.
Wie hoch ist die Vergütung für Photovoltaikanlagen auf sonstigen baulichen Anlagen, die keine Gebäude im Sinne des § 32 EEG sind?
Photovoltaikanlagen auf sonstigen baulichen Anlagen, die keine Gebäude im Sinne des § 32 Absatz 4 EEG sind, erhalten die niedrigere Vergütung nach § 32 Absatz 1 EEG in Verbindung mit § 20b EEG. Die genauen Vergütungssätze finden Sie unter: www.bundesnetzagentur.de.
Unter welchen Voraussetzungen erhalten Photovoltaikanlagen auf Freiflächen eine Vergütung?
Nach § 32 Absatz 1 EEG ist der Netzbetreiber bei Photovoltaikanlagen, die nicht an oder auf einer baulichen Anlage angebracht und die vorrangig zu anderen Zwecken als der Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie errichtet worden sind (sog. Freiflächenanlagen), nur dann zur Vergütung verpflichtet, wenn die Anlage
im Geltungsbereich eines Bebauungsplans im Sinne des § 30 BauGB oder
auf einer Fläche nach § 38 Satz 1 BauGB (Planfeststellungsverfahren) errichtet wird.
Mit dieser Regelung soll laut der Begründung des Gesetzgebers sichergestellt werden, dass ökologisch sensible Flächen nicht überbaut werden und eine möglichst große Akzeptanz in der Bevölkerung vor Ort erreicht werden kann. Das Planungserfordernis ermöglicht es der Öffentlichkeit, im Rahmen des Aufstellungsverfahrens des Bebauungsplans Einfluss zu nehmen. So kann die jeweilige Gemeinde die Gebiete bestimmen, auf denen Freiflächen-Anlagen errichtet werden sollen.
Nach § 32 Absatz 3 EEG muss sich eine Photovoltaikanlage, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans errichtet wurde, zudem
1. entweder auf Flächen befinden, die zum Zeitpunkt des Beschlusses über die Aufstellung oder Änderung des Bebauungsplans bereits versiegelt waren, oder
2. auf Flächen befinden, die längs von Autobahnen oder Schienenwegen liegen, und sie in einer Entfernung bis zu 110 Metern, gemessen vom äußeren Rand der befestigten Fahrbahn errichtet worden sind oder
3. auf Konversionsflächen aus wirtschaftlicher, verkehrlicher, wohnungsbaulicher oder militärischer Nutzung befinden und diese Fläche zum Zeitpunkt des Beschlusses über die Aufstellung oder Änderung des Bebauungsplans nicht rechtsverbindlich als Naturschutzgebiet oder als Nationalpark festgesetzt worden ist.
Welche Größenbegrenzung gilt für Photovoltaikanlagen?
Photovoltaikanlagen, deren installierte Leistung größer als 10 Megawatt ist, erhalten für den Leistungsanteil über 10 Megawatt keine Vergütung mehr. Um eine missbräuchliche Aufsplittung in mehrere 10-MW-Anlagen zu vermeiden, werden Photovoltaikanlagen gemäß § 19 Absatz 1a EEG als eine Anlage gewertet, wenn sie innerhalb von 24 Monaten im Umkreis von 2 km im Gebiet derselben Gemeinde in Betrieb gehen. Die Größenbeschränkung auf 10 MW greift für alle Anlagen, auf die gemäß § 66 Absatz 18,
18a EEG 2012 das EEG 2012 in der seit dem 1. April 2012 geltenden Fassung anzuwenden ist. Bestehende Anlagen behalten ihren Vergütungsanspruch also auch dann, wenn sie eine Leistung von mehr als 10 MW aufweisen.
Bei der Prüfung, mit welchen Anlagen eine neue Anlage nach § 19 Absatz 1a EEG 2012 zusammenzufassen ist, sind alle Anlagen zu berücksichtigen, die auf planfestgestellten Flächen oder im Geltungsbereich eines Bebauungsplans innerhalb der jeweils 24 vorangegangenen Kalendermonate in Betrieb genommen worden sind. Dabei kommt es nicht darauf an, ob diese Anlagen vor oder nach dem Inkrafttreten des § 19 Absatz 1a EEG 2012 errichtet worden sind (so auch bei § 19 Absatz 1 EEG 2009, siehe hierzu die Empfehlung der Clearingstelle EEG vom 10. Juni 2009 - 2009/5, Leitsatz 4 und Abschnitt 4.3 unter: www.clearingstelle-eeg.de
So ist z.B. zur Ermittlung der Vergütung eine im Dezember 2012 in Betrieb genommene PV-Freiflächenanlage mit allen Freiflächenanlagen zusammenzufassen, die seit 1. Januar 2011 innerhalb derselben Gemeinde und in einem Abstand von bis zu 2 Kilometern errichtet worden sind (vgl. zur Fristberechnung den Hinweis der Clearingstelle EEG vom 5. November 2009 - 2009/13 unter: www.clearingstelle-eeg.de). An der Vergütung der ab dem 1. Januar 2011 in Betrieb genommenen Anlagen ändert sich hierdurch aber nichts.
Siehe hierzu ausführlich auf der Homepage der Clearingstelle EEG unter: www.clearingstelle-eeg.de
Wann sind die Änderungen der PV-Novelle 2012 in Kraft getreten?
Das Gesetz zur Änderung des Rechtsrahmens für Strom aus solarer Strahlungsenergie und zu weiteren Änderungen im Recht der erneuerbaren Energien vom 17. August 2012 (sog. PV-Novelle 2012) ist rückwirkend zum 1. April 2012 in Kraft getreten.
Die neue Rechtslage und die neuen Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen gelten grundsätzlich für alle Photovoltaikanlagen, die nach dem 31. März 2012 in Betrieb genommen worden sind.
Um den Vertrauensschutz insbesondere von Projekten zu schützen, die bereits in der Planung weit fortgeschritten waren, sieht das Gesetz jedoch Übergangsvorschriften in § 66 Absatz 18 und Absatz 18a EEG vor.
Nach § 66 Absatz 18 Satz 2 EEG findet auch auf Photovoltaikanlagen in, an oder auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden, die bis Ende Juni 2012 in Betrieb genommen werden, die alte Rechtslage Anwendung, wenn für die Photovoltaikanlage vor dem 24. Februar 2012 nachweislich ein schriftliches oder elektronisches Netzanschlussbegehren gestellt worden ist. Diese Übergangsvorschrift gilt für alle Photovoltaikanlagen in, an oder auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden unabhängig von der Größe der Anlage.
Ein Netzanschlussbegehren liegt vor, wenn sich der Anlagenbetreiber oder ein vom Anlagenbetreiber hiermit beauftragter Dritter unter Angabe der installierten Leistung und des genauen Standorts der Anlage an den Netzbetreiber gewandt hat und den Wunsch geäußert hat, diese Anlage zu errichten und an das Netz anzuschließen. Somit stellt das Gesetz nicht auf die Netzzusage durch den Netzbetreiber, sondern auf das Netzanschlussbegehren durch den Anlagenbetreiber ab. Nähere hierzu: www.clearingstelle-eeg.de.
Nach § 66 Absatz 18a gilt für Photovoltaik-Freiflächenanlagen, die vor dem 1. Juli 2012 (bei Anlagen auf Konversionsflächen abweichend vor dem 1. Oktober 2012) technisch in Betrieb genommen worden sind, die alte Rechtslage, wenn der Aufstellungsbeschluss für einen neuen Bebauungsplan oder der Beschluss über die letzte Änderung eines bestehenden Bebauungsplans vor dem 1. März 2012 gefasst worden ist oder in den Fällen des § 32 Absatz 1 Nummer 2 EEG 2012 (neu) kein Verfahren zur Aufstellung oder Änderung eines Bebauungsplans durchgeführt worden ist und der Antrag auf Einleitung eines Planfeststellungsverfahrens nach § 38 Satz 1 des Baugesetzbuches vor dem 1. März 2012 gestellt worden ist.
Eine Zusammenfassung der wichtigsten Änderungen durch die PV-Novelle 2012 finden Sie unter: www.erneuerbare-energien.de
Wie werden Photovoltaikmodule vergütet, wenn mehrere Module auf einem Dach installiert werden und dabei einige Module bereits am Ende eines Jahres, andere hingegen erst Anfang des folgenden Jahres in Betrieb genommen werden?
Bei Photovoltaik in, auf oder an Gebäuden oder Lärmschutzwänden richtet sich die Höhe der Vergütung nicht nur nach dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme, sondern darüber hinaus auch nach der Größe der Anlage. Für Photovoltaik-Dachanlage gibt es vier Größenkategorien mit unterschiedlichen Vergütungssätzen.
Um ein künstliches Aufsplitten von Anlagen zu verhindern, werden nach § 19 Absatz 1 EEG Module, die in unmittelbarer räumlichen Nähe, also zum Beispiel auf demselben Dach innerhalb von zwölf Kalendermonaten in Betrieb genommen wurden, zum Zwecke der Vergütung des zuletzt in Betrieb gesetzten Moduls als eine Anlage für die Bestimmung der Größenkategorie angesehen. Wenn Sie also eine Anlage im Mai 2012 in Betrieb genommen haben, bestimmt sich deren Vergütung nach der installierten Leistung und dem im Mai 2012 geltenden Vergütungssätzen. Nehmen Sie innerhalb von 12 Monaten, z.B. im Januar 2013, eine weitere Anlage in Betrieb bzw. erweitern die bestehende Anlage, bestimmt sich die Vergütung für Strom aus diesen neuen Modulen nach der installierten Gesamtleistung, aber nach dem jeweiligen im Januar 2013 geltenden Vergütungssatz: Für die Bestimmung der entsprechenden Größenkategorie für die im Januar 2013 in Betrieb genommene Anlage wird nach § 19 Absatz 1 EEG die installierte Leistung der im Mai 2012 und der im Januar 2013 errichteten Anlagen addiert. Eine solche Zusammenfassung für neue Module erfolgt nicht mehr, wenn zwischen der jeweiligen Inbetriebnahme mehr als ein Jahr verstrichen ist. Die Clearingstelle EEG hat zu diesem Thema auch ein Hinweisverfahren vom 15. Juni 2011 durchgeführt. Diese Entscheidung finden Sie unter: www.clearingstelle-eeg.de
Wo und wie muss ich eine neu errichtete Photovoltaikanlage melden?
Photovoltaikanlagen, die neu in Betrieb genommen werden, müssen der Bundesnetzagentur gemeldet werden. Die Meldung muss durch den Betreiber der Anlage erfolgen und ist Voraussetzung dafür, dass dieser vom Netzbetreiber eine Vergütung nach EEG für den Strom erhält, der in der Anlage erzeugt und in das öffentliche Netz eingespeist wird. Das Bundesumweltministerium empfiehlt die Meldung spätestens zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage.
Weitere Informationen zum Meldeverfahren erhalten Sie bei der Bundesnetzagentur. unter: www.bundesnetzagentur.de
Muss ein Netzbetreiber meine Photovoltaikanlagen an sein Netz anschließen? Ab wann besteht der Vergütungsanspruch?
Nach § 5 Absatz 1 EEG ist ein Netzbetreiber verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien unverzüglich vorrangig an ihr Netz anzuschließen.
Diese Pflicht zum Netzanschluss besteht nach § 5 Absatz 4 EEG auch dann, wenn die Abnahme des Stroms erst durch Optimierung, die Verstärkung oder den Ausbau des Netzes nach § 9 EEG möglich ist. Hierfür müssen allerdings die sicherheitstechnischen Voraussetzungen gegeben sein.
Sollte der Netzbetreiber dieser Pflicht nicht nachgekommen sein, könnte unter Umständen ggf. ein (zivilrechtlicher) Schadensersatzanspruch bestehen.
Daneben besteht gemäß § 8 EEG auch ein Anspruch gegen den Netzbetreiber auf vorrangige Abnahme des Stroms aus erneuerbaren Energien. Der Netzbetreiber ist zudem gem. § 9 EEG verpflichtet, auf Verlangen des Einspeisewilligen, unverzüglich sein Netz entsprechend dem Stand der Technik zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, um die Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus erneuerbaren Energien sicherzustellen. Kommt der Netzbetreiber seiner Pflicht zum unverzüglichen Netzausbau schuldhaft nicht nach, besteht unter Umständen ein Schadensersatzanspruch gem. § 10 Absatz 1 EEG.
Ein Anspruch auf Vergütung besteht hingegen nach § 16 Absatz 1 EEG nur für Strom der tatsächlich eingespeist und vom Netzbetreiber abgenommen worden ist. Ein Vergütungsanspruch für produzierten, aber nicht eingespeisten Strom besteht nicht. Es besteht lediglich die Möglichkeit, einen der oben genannten zivilrechtlichen Schadensersatzansprüche geltend zu machen, wenn die dafür notwendigen Voraussetzungen in Ihrem Fall vorliegen sollten.
Die Höhe der Vergütung hängt jedoch nicht vom Netzanschluss oder der erstmaligen Einspeisung von Strom ins Netz ab, sondern richtet sich nach dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage. Die technische Inbetriebnahme nach § 3 Nummer 5 EEG setzt insbesondere voraus, dass die Anlage fest am Bestimmungsort installiert worden ist und auch Wechselstrom produzieren kann. Um Wechselstrom produzieren zu können, müssen bei
Photovoltaikanlagen zumindest die Wechselrichter dauerhaft am entsprechenden Bestimmungsort angebracht und an die Anlagen angeschlossen worden sein.
Darf ich meinen Strom aus der Photovoltaikanlage selbst verbrauchen?
Nach dem EEG können Anlagenbetreiber grundsätzlich frei entscheiden, ob sie ihren Strom
selbst verbrauchen,
dem Netzbetreiber gegen eine EEG-Festvergütung nach § 32 EEG andienen,
den Strom an einen Dritten ohne Nutzung des öffentlichen Netzes in unmittelbarer räumlichen Nähe verkaufen oder
den Strom nach §§ 33b EEG direkt vermarkten.
Das EEG steht somit einem Eigenverbrauch des Stroms nicht entgegen. Unter Umständen können jedoch die Stromlieferverträge mit den jeweiligen Stromanbietern dem Eigenverbrauch entgegenstehen. Dies sollte in jedem Einzelfall geprüft werden.
Wann liegt Eigenverbrauch im Sinne des EEG vor? Muss ich für den selbst erzeugten Strom Umlagen, Abgaben und Steuern bezahlen?
Im EEG ist der Begriff des Eigenverbrauch bzw. der Eigenversorgung nicht definiert. Zur Auslegung des Begriffs hat das Bundesumweltministerium deswegen ein juristisches Gutachten zum Thema "Eigenverbrauch" in Auftrag geben. Die Ergebnisse dieses juristischen Gutachtens finden Sie hier.
Nach dem Gutachten liegt ein "Eigenverbrauch" grundsätzlich dann vor, wenn die Anlagenbetreiber zugleich die Stromverbraucher sind. Kein "Eigenverbrauch" soll hingegen vorliegen, wenn jemand Strom an einen "anderen" liefert.
Die Frage, ob Lieferant und Stromverbraucher dieselbe Person sind, kann bei mehreren natürlichen oder juristischen Personen, die gemeinsam eine Stromerzeugungsanlage betreiben und den Strom auch selbst verbrauchen, schwierig zu beantworten sein. In diesem Fall soll das Vorliegen einer "Lieferbeziehung" entscheidend von der Rechtsbeziehung zwischen dem Betreiber der Anlage und dem Verbraucher des Stroms abhängen. Je unmittelbarer diese Rechtsbeziehung ist, desto wahrscheinlicher ist es, dass eine Eigenverbrauchsbeziehung und keine Lieferbeziehung vorliegt.
Die rechtliche Prüfung und Beurteilung von entsprechenden Vertragsverhältnissen kann vom Bundesumweltministerium nicht vorgenommen werden. Bitte wenden Sie sich diesbezüglich an eine Rechtsanwältin, einen Rechtsanwalt oder eine sonstige nach dem Rechtsdienstleitungsgesetz zugelassene Person.
Der Eigenverbrauch bleibt weiterhin grundsätzlich von der Pflicht zur Zahlung der Netzentgelte und der netzentgeltabhängigen Abgaben (KWK-Abgabe, etc.) befreit, soweit das öffentliche Netz nicht genutzt wird. Hierzu und zu weiteren Fragen bezüglich der Pflichten zur Zahlung von Umlagen, Abgaben und Steuern ist auf der Homepage des Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ein umfassendes juristisches Gutachten zu finden.
Dieses Gutachten stammt allerdings aus dem Jahr 2013, so dass noch nicht die Änderungen infolge der EEG-Reform 2014 (insbesondere die Belastung des Eigenverbrauch mit der EEG-Umlage) berücksichtigt worden sind.
Bekomme ich für den Strom, den ich selbst verbrauche, eine Vergütung?
Der Eigenverbrauchsbonus wurde durch die PV-Novelle 2012, die rückwirkend zum 1. April 2012 in Kraft getreten ist, ersatzlos für Neuanlagen gestrichen. Demnach erhalten Photovoltaikanlagen, die nach dem 31. März 2012 in Betrieb gegangen sind und nicht unter eine der Übergangsvorschriften des § 66 Absatz 18 und Absatz 18a EEG fallen, keine Vergütung für den selbst verbrauchten Strom.
Lediglich Photovoltaikanlagen, die bereits vor dem 1. April 2012 in Betrieb gegangen sind oder unter eine der Übergangsregelungen in § 66 Absatz 18 oder Absatz 18a EEG fallen, haben noch einen Anspruch auf einen Eigenverbrauchsbonus. Diese Anlagen können weiterhin wählen, ob sie den Strom ins Netz einspeisen und dafür eine Vergütung erhalten oder ob sie den Strom selbst verbrauchen und hierfür einen entsprechenden Eigenverbrauchsbonus erhalten. Die Änderungen infolge der PV-Novelle lassen dieses Wahlrecht für Bestandsanlagen unberührt.
Hintergrund der Abschaffung ist, dass die Vergütungssätze bereits weit unter dem durchschnittlichen Haushaltsstrompreis liegen und daher der Eigenverbrauch ohne Förderung über das EEG finanziell attraktiv ist.
Fällt die Belieferung meiner Mieter oder meiner Nachbarn mit Strom aus meiner Photovoltaikanlagen unter den Eigenverbrauch? Was ist der Direktverbrauch durch Dritte? Muss ich in diesen Fällen Umlagen, Abgaben und Steuern zahlen?
Die Belieferung der Mieter oder der Nachbarn mit Strom aus einer Photovoltaikanlage ohne die Nutzung des öffentlichen Netzes ist kein Eigenverbrauch, sondern fällt unter den sog. Direktverbrauch durch Dritte. Dieser ist grundsätzlich zulässig, soweit ein solcher nicht in den Stromlieferverträgen mit den Energieversorgungsunternehmen rechtswirksam ausgeschlossen worden ist.
Da es sich bei dem Direktverbrauch durch Dritte um eine Stromlieferung handelt, besteht grundsätzlich die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage. Diese war bis zum 31. Juli 2014 nach § 39 Absatz 3 EEG 2012 um 2 Cent/kWh verringert (sog. "solare Grünstromprivileg"), wenn der Letztverbraucher den Solarstrom in unmittelbarer räumlichen Nähe verbraucht und der Strom nicht durch das öffentliche Netz durchgeleitet worden ist. Der Anlagenbetreiber musste daher in diesem Fall die um 2 Cent/kWh verringerte EEG-Umlage an den Übertragungsnetzbetreiber abführen. Seit dem Inkrafttreten des EEG 2014 muss für den Strom, der an den Dritten im Rahmen des Direktverbrauchs durch Dritte geliefert wird, die volle EEG-Umlage gezahlt werden.
Hierfür stellen die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber gemäß § 39 Absatz 4 EEG auf folgender Seite einheitliche Formulare für die automatisierte elektronische Übermittlung der Daten nach § 39 Absatz 1 Nr. 2 EEG oder § 39 Absatz 3 Nummer 2 EEG (Anmeldung für das Grünstromprivileg) zur Verfügung.
Für diesen Solarstrom, den der Nachbar oder der Mieter verbraucht, kann der Anlagenbetreiber keine Vergütung vom Netzbetreiber verlangen.
Zur Auslegung des Begriffs des "Direktverbrauchs durch Dritte" und zu den hiermit verbundenen Fragen bezüglich der Pflichten zur Zahlung von Umlagen, Abgaben und Steuern und zu den weiteren Pflichten aus dem Energiewirtschaftsrecht hat das Bundesumweltministerium ein juristisches Gutachten in Auftrag geben.
Der Eigenverbrauch bleibt aber weiterhin grundsätzlich von der Pflicht zur Zahlung der Netzentgelte und der netzentgeltabhängigen Abgaben (KWK-Abgabe, etc.) befreit, soweit das öffentliche Netz nicht genutzt wird. Hierzu und zu weiteren Fragen bezüglich der Pflichten zur Zahlung von Umlagen, Abgaben und Steuern ist auf der Homepage des Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ein umfassendes juristisches Gutachten zu finden.
Was ist das neue Marktintegrationsmodell? Für welche Anlagen gilt das neue Marktintegrationsmodell?
Eine zentrale Änderung durch die PV-Novelle ist die Einführung des sog. Marktintegrationsmodells (§ 33 Abs. 1 EEG). Hiernach wird bei neuen Photovoltaikanlagen auf, an oder in Gebäuden oder Lärmschutzwänden mit einer installierten Leistung von mehr als 10 Kilowatt bis einschließlich einer installierten Leistung von 1 Megawatt nur noch 90 Prozent der insgesamt in einem Kalenderjahr in der Anlage erzeugten Strommenge gefördert. Für Strom, der über diese förderfähige Strommenge hinaus erzeugt wird, besteht weder ein Anspruch auf die feste Einspeisevergütung noch auf die Marktprämie; dieser Stromanteil kann auch nicht im Rahmen des Grünstromprivilegs auf die Portfolio-Vorgaben angerechnet werden. Hierdurch entsteht ein Anreiz für die Anlagenbetreiber, diesen Strom selbst zu verbrauchen oder frei am Markt ohne Förderung zu verkaufen. Damit sollen die Anlagenbetreiber marktorientierter handeln und ihre Eigenverantwortung wird gestärkt. Zugleich soll das neue Instrument dazu führen, dass sich die Errichtung von Solaranlagen künftig sowohl räumlich als auch in ihrer Dimensionierung stärker am Bedarf orientiert.
Um den Einstieg in das neue Marktintegrationsmodell zu erleichtern und den Netzbetreibern ausreichend Zeit zur Umstellung ihrer Abrechnungssysteme zu geben, findet für die Photovoltaikanlagen, die im Jahr 2012 und im Jahr 2013 in Betrieb genommen werden, das neue Modell gemäß § 66 Absatz 19 EEG erst ab 1. Januar 2014 Anwendung. Dies bedeutet, dass bei diesen Anlagen bis zum 31. Dezember 2013 100 Prozent der erzeugten Strommenge nach dem EEG gefördert wird und erst ab dem 1. Januar 2014 die Begrenzung der jährlich förderfähigen Strommenge auf 90 Prozent erfolgt. Zum Anwendungsbereich des Marktintegrationsmodells hat die Clearingstelle ein Hinweisverfahren 2012/30 durchgeführt. Demnach gilt § 33 Abs. 1 Satz 1 EEG für die gesamte Strommenge, die in einer nach § 19 Abs. 1 Satz 1 EEG als "eine Anlage" geltenden Installation erzeugt wird, wenn die PV-Module dieser Installation zusammen eine installierte Leistung von mehr als 10 Kilowatt bis 1Megawatt aufweisen.
Weitere ausführliche Informationen zum Marktintegrationsmodell finden Sie in einem Hintergrundpapier (PDF, 280 KB).
Was passiert nach Erreichung des Gesamtausbauziels von 52 Gigawatt?
Im EEG wurde im Rahmen der PV-Novelle 2012 ein Gesamtausbauziel für die geförderte Photovoltaik in Deutschland in Höhe von 52 GW verankert. Ist das Gesamtausbauziel erreicht, erhalten nach der derzeitigen Rechtslage neue Anlagen keine Vergütung mehr. Der Einspeisevorrang bleibt aber für zusätzliche Anlagen auch danach gesichert. Die Bundesregierung wird rechtzeitig vor Erreichung des Ziels einen Vorschlag für eine Neugestaltung vorlegen. Dies erfolgt auf Grundlage des jährlichen Monitoringberichts nach § 65a EEG.
Die Bundesnetzagentur ist nach § 20a EEG verpflichtet, monatlich die aktuelle Gesamtmenge der installierten Leistung aller in Deutschland geförderten Photovoltaikanlagen zu veröffentlichen. Die aktuellen Zahlen finden Sie auf der Seite der Bundesnetzagentur unter: www.bundesnetzagentur.de
Bis Ende 2012 betrug die in Deutschland installierte Gesamtleistung aller geförderten Photovoltaikanlagen: 32.389 MW. Bewegt sich der Zubau in den nächsten Jahren im Rahmen des jährlichen Zubaukorridors von 2.500 bis 3.500 Megawatt pro Jahr, ist das Gesamtausbauziel erst in 5 bis 8 Jahren erreicht.
Wird Strom aus einer nach dem 31.12.2011 in Betrieb genommenen Biogasanlage, die am Ort der Biogaserzeugung Strom produziert ("Vor-Ort-Biogasanlage"), nach den Vergütungsregelungen des EEG 2009 oder des EEG 2012 vergütet, wenn die in die Vor-Ort-Biogasanlage eingebaute Stromerzeugungseinheit (z.B. BHKW) bereits vor dem 1.1.2012 betrieben wurde?
Der Strom aus der Vor-Ort-Biogasanlage wird nach den Vergütungsregelungen des EEG 2012 vergütet. Entscheidend ist insoweit das Datum der Inbetriebnahme der Anlage, d.h. das Datum der Inbetriebnahme der Vor-Ort-Biogasanlage. Nach § 3 Nr. 5 EEG in der ab dem 1.1.2012 geltenden Fassung ist die „Inbetriebnahme“ die erstmalige Inbetriebsetzung des Generators der Anlage nach Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Anlage, unabhängig davon, ob der Generator mit erneuerbaren Energien, Grubengas oder sonstigen Energieträgern in Betrieb gesetzt wurde. Mit der geänderten Formulierung wird – insbesondere für Vor-Ort-Biogasanlage – klargestellt, dass als Zeitpunkt für die Inbetriebnahme der Anlage die erstmalige Inbetriebsetzung der Stromerzeugungseinheit nach Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Anlage ausschlaggebend ist: Die Anlage selbst muss also insgesamt im Inbetriebnahmezeitpunkt bereits technisch betriebsbereit sein. Wurde der in einer Vor-Ort-Biogasanlage eingesetzte Generator bereits vor Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Vor-Ort-Biogasanlage in Betrieb genommen, so gilt für die Vor-Ort-Biogasanlage erst die erstmalige Inbetriebsetzung des Generators nach Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Vor-Ort-Biogasanlage als Inbetriebnahme im Sinne von § 3 Nr. 5 EEG.
Die Clearingstelle EEG hat zu dieser Frage das Empfehlungsverfahren Nr. 2012/19 eingeleitet.
Besteht für Strom aus Biomasseanlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von mehr als 20 MW ein Vergütungsanspruch?
Strom aus Biomasse wird nach § 27 EEG vergütet. Die Vergütung ist der Höhe nach zwar abhängig von der Anlagengröße, richtet sich aber nach der eingespeisten Leistung ("Bemessungsleistung"). Damit können auch Biomassekraftwerke mit einer installierten Leistung von mehr als 20 MW in den Genuss der EEG-Vergütung kommen. Die EEG-Vergütung ist allerdings auf den Stromanteil bis 20 MW begrenzt. Gemäß § 66 Absatz 17 EEG gilt dies seit dem 1.4.2012 auch für Strom aus älteren Biomasseanlagen, die bereits vor dem 1.1.2009 in Betrieb genommen worden sind.
Besteht für den Einsatz von Kleegras oder Luzernegras zur Stromerzeugung aus Biomasse (Biogas) ein Anspruch auf einsatzstoffbezogene Vergütung nach § 27 Absatz 2 EEG 2012 auch dann, wenn das Kleegras oder Luzernegras als Hauptfrucht angebaut wurde?
Ja. Für Strom aus Kleegras und Luzernegras, die als Zwischenfrüchte auf Ackerstandorten angebaut werden, besteht ein Anspruch auf einsatzstoffbezogene Vergütung nach § 27 Absatz
2 Nr. 2 EEG 2012 (Einsatzstoffvergütungsklasse II); dies ist ausdrücklich in Nr. 4 und 8 der Anlage 3 zur Biomasseverordnung geregelt. Für Strom aus Kleegras und Luzernegras, die als Hauptfrucht angebaut werden, besteht ein Anspruch auf einsatzstoffbezogene Vergütung nach § 27 Absatz 2 Nr. 1 EEG 2012 (Einsatzstoffvergütungsklasse I), da es sich auch bei diesen Einsatzstoffen um nachwachsende Rohstoffe handelt; dies ergibt sich aus Nr. 19 der Anlage 2 zur Biomasseverordnung. Zur Ermittlung der anteiligen einsatzstoffbezogenen Vergütung für den Stromanteil ist in diesen Fällen der Energieertrag "E I" von 50 m3 pro Tonne Frischmasse zugrunde zu legen.
Fällt Mist unter den Begriff der Gülle?
Ja. Das EEG knüpft an die Gülledefinition der EG-Verordnung Nr. 1069/2009 vom 21.10.2009 an. Als Gülle gelten danach Exkremente und/oder Urin von Nutztieren abgesehen von Zuchtfisch, mit oder ohne Einstreu. Mit Einstreu vermischte Nutztierexkremente ("Mist") werden damit vom Güllebegriff erfasst. In einigen Bestimmungen schränkt das EEG den Gülle-Begriff allerdings ausdrücklich ein:
Die einsatzstoffbezogene Vergütung nach § 27 Absatz 2 Nr. 2 b EEG gilt nur für Gülle gemäß Nr. 3, 9 und 11 bis 15 der Anlage 3 zur BiomasseV (Geflügelmist und -trockenkot, Rinderfestmist und -gülle, Schweinefestmist und –gülle, Pferde-, Schaf- und Ziegenmist);
Die für die Vergütung nach § 27b EEG geforderte Güllequote von 80 Masseprozent kann nur durch Gülle gemäß Nr. 9 und 11 bis 15 der Anlage 3 zur BiomasseV erfüllt werden (Rinderfestmist und -gülle, Schweinefestmist und –gülle, Pferde-, Schaf- und Ziegenmist);
Die Privilegierung nach § 6 Absatz 4 S. 2 EEG (keine Pflicht zur technisch gasdichten Gärrestlagerabdeckung, keine hydraulischen Verweilzeit im System von mindestens 150 Tagen) greift nur bei einem ausschließlichem Einsatz von Gülle gemäß § 2 S. 1 Nr. 4 DüngG zur Biogaserzeugung.
Welche Materialien gelten als Landschaftspflegematerial im Sinne des EEG 2012?
Für Strom aus Landschaftspflegematerial besteht neben dem Anspruch auf Grundvergütung zusätzlich ein Anspruch auf einsatzstoffbezogene Vergütung gemäß Einsatzstoffvergütungsklasse II (§ 27 Absatz 2 Nr. 2 EEG).
Als Landschaftspflegematerial in diesem Sinne gelten alle Materialien, die bei Maßnahmen anfallen, die vorrangig und überwiegend den Zielen des Naturschutzes und der Landschaftspflege im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes dienen und nicht gezielt angebaut wurden, beispielsweise Landschaftspflegegras und Landschaftspflegeholz. Marktfrüchte wie Mais, Raps oder Getreide sowie Grünschnitt aus der privaten oder öffentlichen Garten- und Parkpflege oder aus Straßenbegleitgrün, Grünschnitt von Flughafengrünland und Abstandsflächen in Industrie- und Gewerbegebieten zählen nicht als Landschaftspflegematerial. Als Landschaftspflegegras gilt nur Grünschnitt von maximal zweischürigem Grünland.
Die Frage, welche Biomasse als "Pflanzen oder Pflanzenbestandteile, die im Rahmen der Landschaftspflege anfallen", im Sinne des EEG 2009 gilt, wurde von der Clearingstelle EEG in ihrer Empfehlung Nr. 2008/48 geklärt. Hierzu wird auf die "Fragen und Antworten zum EEG 2009" verwiesen.
Was müssen Anlagenbetreiber zur Erfüllung der Wärmenutzungspflicht für Biomasseanlagen nachweisen?
Die Wärmenutzungspflicht für Biomasseanlagen bildet seit dem 1.1.2012 eine allgemeine Vergütungsvoraussetzung für Strom aus neuen Anlagen. Für ab dem Jahr 2012 in Betrieb genommene Biomasseanlagen besteht der Anspruch auf Einspeisevergütung gemäß § 27 Absatz 4 Nr. 1 EEG grundsätzlich nur noch, wenn die geforderte Wärmenutzung nachgewiesen werden kann.
Vor Ort verstromende Biomasseanlagen müssen hierzu im Jahr ihrer Inbetriebnahme und in dem ersten hierauf folgenden Kalenderjahr mindestens 25 Prozent und ab dem zweiten hierauf folgenden Kalenderjahr mindestens 60 Prozent des in dem jeweiligen Kalenderjahr erzeugten Stroms in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) gemäß der Anlage 2 zum EEG erzeugen. Bei Biogasanlagen wird die zur Fermenterbeheizung erforderliche Wärme pauschal in Höhe von 25 Prozentpunkten des in KWK erzeugten Stroms angerechnet, so dass bis zum Ende des ersten auf die Inbetriebnahme folgenden Kalenderjahres keine und ab dem zweiten auf die Inbetriebnahme folgenden Kalenderjahr noch mindestens 35 Prozent darüber hinaus gehende Erzeugung in KWK nachgewiesen werden muss.
Bei Biomasseanlagen mit Entnahme- oder Anzapfkondensationsanlagentechnologie ist abweichend von dem ansonsten geltenden Anforderungen an die Erzeugung in KWK eine entsprechende Nutzwärmenutzung nachzuweisen (Nr. 5 der Anlage 2 zum EEG).
Anlagen zur Stromerzeugung aus Biomethan müssen – wie auch schon vor dem Jahr 2012 – den gesamten zu vergütenden Strom in KWK gemäß der Anlage 2 zum EEG erzeugen.
Gibt es Ausnahmen von der Wärmenutzungspflicht für Biomasseanlagen?
Ja. Die Wärmenutzungspflicht nach § 27 Absatz 4 Nr. 1 EEG gilt nicht
 für Biogasanlagen, die zur Biogaserzeugung in dem jeweiligen Kalenderjahr durchschnittlich mindestens 60 Masseprozent Gülle einsetzen;
 für Biogasanlagen, die eine Vergütung nach § 27a EEG ("Vergärung von Bioabfällen") in Anspruch nehmen, außer Biomethananlagen;
 für Biogasanlagen, die eine Vergütung nach § 27b EEG ("Vergärung von Gülle") in Anspruch nehmen;
 für Biomasseanlagen, die ihren Strom direkt vermarkten, hinsichtlich des direkt vermarkteten Anteils des Stroms aus Biomasse.
Für vor dem Jahr 2012 in Betrieb genommene Bestandsanlagen gelten die Regelungen des EEG 2009 (optionaler KWK-Bonus, ausnahmsweise KWK-Pflicht für Biomethananlagen).
Besteht ein Anspruch auf Vergütung für Strom aus flüssiger Biomasse?
Nein. Für Anlagen, die ab dem 1.1.2012 in Betrieb genommen werden, besteht grundsätzlich kein Anspruch auf Einspeisevergütung mehr, selbst wenn die flüssige Biomasse die Nachhaltigkeitsanforderungen der BioSt-NachV erfüllt. Ausnahmsweise besteht ein Vergütungsanspruch für den Stromanteil aus flüssiger Biomasse, die zur Anfahr-, Zünd- und Stützfeuerung der Biomasseanlage notwendig ist.
Gilt der sogenannte "Maisdeckel" auch für die Stromerzeugung aus Biomethan?
Der sogenannte "Maisdeckel" nach § 27 Absatz 5 Nr. 1 EEG, d.h. die Begrenzung des Einsatzes von Mais, Getreidekorn, Corn-Cob-Mix, Körnermais und Lieschkolbenschrot zur Biogaserzeugung in der jeweiligen Anlage auf insgesamt höchstens 60 Masseprozent je Kalenderjahr gilt sowohl für Biogasanlagen, die am Standort der Biogasproduktion oder in abgesetzten „Satelliten-BHKWs“ Strom erzeugen, als auch für Anlagen, die Strom aus Biomethan erzeugen. Biomethan ist ebenfalls Biogas im Sinne des EEG.
Soweit das Biogas oder Biomethan aus einer Biogaserzeugungsanlage stammt, die bereits vor dem Jahr 2012 betrieben wurde, findet der „Maisdeckel“ für den hieraus erzeugten Strom ausnahmsweise keine Anwendung.
Welche Vergütungsansprüche bestehen für Strom aus Bioabfällen?
Für Strom aus Bioabfällen, die anerkannte Biomasse im Sinne der BiomasseV sind, kommen abhängig von der Zusammenstellung der verwendeten Einsatzstoffe verschiedene Vergütungsansprüche in Betracht.
Grundsätzlich besteht für Strom aus Bioabfällen ein Anspruch auf die Einspeisevergütung nach § 27 Absatz 1 EEG ("Grundvergütung"). Zusätzlich besteht auch ein Anspruch auf die einsatzstoffbezogene Vergütung nach § 27 Absatz 2 EEG, soweit die Bioabfälle einem Einsatzstoff der Einsatzstoffvergütungsklasse I oder II entsprechen (Anlage 2 und 3 zur BiomasseV). Vergütungsansprüche nach § 27 EEG bestehen unabhängig davon, ob die Stromerzeugung durch den Einsatz von fester Biomasse oder von hieraus erzeugtem Biogas erfolgt.
Ausschließlich für Strom aus Biogas (einschließlich Biomethan) besteht zudem ein Anspruch nach § 27a EEG, wenn das zu Stromerzeugung eingesetzte Biogas kalenderjährlich zu mindestens 90 Masseprozent aus den dort genannten getrennt erfassten Bioabfällen erzeugt wird und auch die weiteren Vergütungsanforderungen nachgewiesen werden, d.h. insbesondere die unmittelbare Verbindung der Biogaserzeugung mit einer Nachrotteeinrichtung und die stoffliche Verwertung der nachgerotteten Gärrückstände.
Ebenfalls nur für Strom aus Biogas besteht ein Vergütungsanspruch für kleine, vor Ort verstromende Biogasanlagen mit höchstens 75 Kilowatt installierter Leistung, die zur Biogaserzeugung kalenderjährlich zu mindestens 80 Masseprozent die dort genannten Güllesubstrate einsetzen.
Für dieselbe Strommenge kann nicht gleichzeitig eine Vergütung nach § 27 EEG einerseits und nach § 27a EEG oder § 27b EEG andererseits in Anspruch genommen werden. Die Vergütungen nach § 27 EEG und nach § 27a EEG können allerdings jeweils mit dem Gasaufbereitungs-Bonus nach § 27c Absatz 2 EEG kombiniert werden.
Sind im Rahmen des § 27a EEG eingesetzte, getrennt erfasste Bioabfälle im Sinne des Abfallschlüssels Nummer 20 03 01 vergütungsfähige Biomasse im Sinne der BiomasseV?
Ja. Getrennt erfasste Bioabfälle privater Haushalte und des Kleingewerbes (z.B. aus der Biotonne) sind gemischte Siedlungsabfälle im Sinne des Abfallschlüssels Nummer 20 03 01 der BioAbfV und damit Bioabfälle gemäß § 2 Nr. 1 BioAbfV. Somit gelten sie auch als
anerkannte vergütungsfähige Biomasse im Sinne der BiomasseV (§ 2 Absatz 2 Nr. 4 BiomasseV).
Keine getrennt erfassten Bioabfälle im Sinne von § 27a EEG sind hingegen gemischte Siedlungsabfälle aus privaten Haushaltungen sowie ähnliche Abfälle aus anderen Herkunftsbereichen einschließlich aus gemischten Siedlungsabfällen herausgelöste Biomassefraktionen, da diese gerade nicht getrennt erfasst werden (§ 3 Nr. 3 BiomasseV). Für diese Abfälle besteht kein Anspruch auf Vergütung nach dem EEG.
Welche Anforderungen müssen Bioabfallvergärungsanlagen für eine Vergütung nach § 27a EEG hinsichtlich der Nachrotte und der stofflichen Verwertung der Gärrückstände erfüllen?
Mit den Vergütungsvoraussetzungen in § 27a Absatz 3 EEG wird der gesteuerte Abbau der organischen Restsubstanzen des Vergärungsprozesses unter aeroben Bedingungen mit dem Ziel der Hygienisierung und der Stabilisierung fester Gärrückstände gefördert. Die Kompostierung der Bioabfälle und der erzeugte Kompost, der auf landwirtschaftlich, forstwirtschaftlich oder gärtnerisch genutzten Böden aufgebracht werden soll, unterliegen den Bestimmungen und Anforderungen der Bioabfallverordnung. Bei Komposten, für die eine kontinuierliche Gütesicherung gemäß § 11 Absatz 3 Bioabfallverordnung nachgewiesen wird, gelten die Anforderungen an die Nachrotte im Sinne des EEG als erfüllt. Die Anforderungen nach Absatz 3 entsprechen denen des Technologie-Bonus für die Bioabfallvergärung nach Nr. II.1.i der Anlage 1 zum EEG 2009.
Muss aus dem Erdgasnetz entnommenes Gas auch in demselben Kalenderjahr seiner Entnahme in das Erdgasnetz eingespeist worden sein, um als vergütungsfähiges Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomethan oder Speichergas zu gelten?
Nein. Die im Verlauf eines Kalenderjahres aus dem Erdgasnetz entnommene Menge Gas muss am Ende des Kalenderjahres lediglich im Wärmeäquivalent der Menge von aufbereitetem Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas, Grubengas oder Speichergas entsprechen, die zu irgendeinem Zeitpunkt vor dem Ende des Kalenderjahres an anderer Stelle im Bundesgebiet einschließlich der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in das Erdgasnetz eingespeist worden ist. Die Einspeisung des Gases musste also nicht zwingend in demselben Kalenderjahr erfolgen, sondern kann auch während vorangegangener Kalenderjahre erfolgt sein (soweit die jeweiligen Mengen nicht bereits in den vorangegangenen Kalenderjahren als entnommen verbucht worden sind).
Gilt das Massenbilanzierungserfordernis nach § 27c Absatz 1 Nr. 2 EEG auch für Strom aus Biomethan, der in Anlagen erzeugt wird, die vor dem 1.1.2012 in Betrieb genommen worden sind?
Ja. Aus der Übergangsbestimmung in § 66 Absatz 10 EEG ergibt sich, dass das Massenbilanzierungserfordernis nach § 27c Absatz 1 Nr. 2 EEG nur für Strom, der vor dem 1.1.2013 erzeugt worden ist, vorübergehend ausgesetzt ist, ab dem 1.1.2013 jedoch für sämtlichen aus Biomethan oder anderen aus einem Erdgasnetz entnommenen erneuerbaren Gasen erzeugten Strom gilt, und zwar unabhängig davon, ob es sich bei der Anlage um eine Neuanlage nach dem EEG 2012 oder um eine Bestandsanlage nach dem EEG 2009 handelt.
Worauf beziehen sich bei der Gasaufbereitung die Kapazitäts-Grenzwerte von Gasaufbereitungsanlagen ("Nennleistung")?
Die in Nummer 1 d) und Nummer 2 der Anlage 1 zum EEG beschriebenen Grenzwerte für die Gasaufbereitung von 700, 1.000 bzw. 1.400 Normkubikmetern pro Stunde ("Nennleistung") beziehen sich auf die Menge des aufbereiteten Gases am Ende des Aufbereitungsprozesses, das heißt auf die Menge Produktgas oder Biomethan. Als Nennleistung gilt die maximale Dauerleistung einer Aufbereitungsanlage, die bei bestimmungsgemäßem Betrieb gemäß den Liefervereinbarungen ohne zeitliche Einschränkung und ohne Beeinträchtigung der Lebensdauer und Sicherheit der Anlage erbracht werden kann. Die Nennleistung ergibt sich regelmäßig aus dem Typenschild. Durch den Bezug auf die Nennleistung können kurzzeitig – beispielsweise bedingt durch betriebsbedingte Schwankungen der Biogaserzeugung oder anderer Teilanlagen infolge von Störungen, Wartungsarbeiten oder anderen technisch bedingten Mengenschwankungen – auch etwas mehr als 700, 1.000 bzw. 1.400 Normkubikmeter pro Stunde aufbereitetes Gas erzeugt werden. Lediglich die über die Nennleistung definierte Jahresgesamtkapazität der Gasaufbereitungsanlage (8760 h/a x Nennleistung) darf im Hinblick auf den Anspruch auf den Gasaufbereitungs-Bonus nach Nummer 1 der Anlage 1 zum EEG nicht überschritten werden. Für den Nachweis können Herstellerangaben herangezogen werden, die die Aufbereitungsmenge pro Stunde im Regelbetrieb dokumentieren.
Wie hoch ist die Vergütung für Windenergie auf Land?
Die Windenergie gehört zu den erneuerbaren Energien, die in Deutschland zusammen mit der Solarenergie das größte Potential aufweist. Der Strom aus Windkraftanlagen an Land gehört dabei zu den günstigsten erneuerbaren Energien. Die Grundvergütung beträgt im Jahr 2013 4,8 ct/kWh. Die Anfangsvergütung beträgt 8,8 ct/kWh. Diese wird grundsätzlich fünf Jahre gewährt. Sie verlängert sich nach § 29 Abs. 2 EEG um je zwei Monate je 0,75 % des Referenzertrages, um den der Ertrag der Anlage 150 % des Referenzertrages unterschreitet. Die Berechnung des Referenzertrages ist in Anlage 3 des EEG festgelegt. Grundlage der Berechnung ist die in den ersten fünf Jahren tatsächlich produzierte Strommenge.
Ein Beispiel für die Berechnung des Referenzertrages und die weitere Entwicklung der Windenergievergütungen finden Sie unter: www.erneuerbare-energien.de
Für welchen Zeitraum ist der Systemdienstleistungsbonus zu zahlen?
Der Systemdiensteilungsbonus (SDL-Bonus) wird nach § 29 Abs. 2 EEG für Neuanlagen für den Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung gezahlt, sofern diese vor dem 31.01.2015 in Betrieb gehen. Die Anforderungen sind die der Systemdienstleistungsverordnung festgelegt und müssen § 6 Absatz 5 EEG nachgewiesen werden. Bestandsanlagen, die nach dem 31.12.2001 und vor dem 1.1.2009 in Betrieb gegangen sind, erhalten einen SDL-Bonus nach § 66 Abs. 1 Nr. 8 in Höhe von 0,7 cent pro kWh für die Dauer von fünf Jahren, sobald sie infolge einer Nachrüstung nach dem 1. Januar 2012 und vor dem 1. Januar 2016 die Anforderungen der Systemdienstleistungsverordnung erstmals einhalten.
Wann bekomme ich den Repowering-Bonus?
Der Repowering-Bonus nach § 30 EEG können Windkraftanlagen für den Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung erhalten, wenn sie bereits vorhandene Windenergieanlagen am selben oder an einem benachbartem Standort ersetzen, sofern die ersetzten Anlagen vor dem 1.1.2002 in Betrieb genommen wurden.
Wie hoch ist der Referenzertrag bei Kleinwindkraftanlagen?
Für Kleinwindanlagen bis einschließlich 50 kW entfällt nach § 29 Abs. 3 EEG die Referenzertragsberechnung. Für diese Anlagen wird ein Referenzertrag von 60 Prozent angenommen. Dies bedeutet, dass sie die Anfangsvergütung für den gesamten Vergütungszeitraum in Anspruch nehmen können.
Was leistet die Windenergie in Deutschland?
Im Jahr 2011 gab es in Deutschland etwa 22.300 Anlagen mit einer installierten Leistung von rund 29.000 Megawatt. Diese erzeugten rund 8 Prozent des gesamten Stromverbrauchs Deutschlands. Im Jahr 2011 waren in der Windbranche etwas über 100.000 Menschen beschäftigt. Gut zwei Drittel der in Deutschland produzierten Anlagen gehen in den Export.
Was ist die EEG-Umlage und wer bestimmt ihre Höhe?
Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) erhalten Betreiber von Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien erzeugen, von den Übertragungsnetzbetreibern für einen bestimmten Zeitraum – in der Regel 20 Jahre - eine feste Vergütung pro Kilowattstunde. Der erzeugte Strom wird von den Übertragungsnetzbetreibern an der Strombörse verkauft. Die Differenz zwischen Ausgaben und Einnahmen der Übertragungsnetzbetreiber (die so genannten EEG-Differenzkosten) müssen die Stromversorgungsunternehmen zahlen. Die Höhe richtet sich nach dem Stromverbrauch ihrer Kunden (EEG-pflichtiger Letztverbrauch), soweit die Kunden nicht durch Sonderregelungen privilegiert sind, d.h. ganz oder teilweise von der Umlage befreit sind. Die hieraus resultierende Größe ist die sogenannte EEG-Umlage. Diese EEG-Umlage, die die Stromversorgungsunternehmen zahlen müssen, wird von diesen in der Regel an ihre Stromkunden weitergeben.
Die EEG-Umlage ist also keine Steuer oder Abgabe, durch die der Staat Einnahmen erzielt. Sie fließt vielmehr über die Betreiber der Übertragungsnetze den Betreibern von EEG-Anlagen zu. Mit Hilfe der EEG-Umlage werden die Kosten, die die Förderung der erneuerbaren Stromerzeugung verursacht, auf die Stromverbraucher umgelegt.
Zentrale Akteure sind dabei die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber, die seit 2010 mit der Vermarktung des EEG-Stroms betraut sind. Jeweils zum 15. Oktober eines Jahres legen sie die Höhe der EEG-Umlage für das Folgejahr fest. Hierfür erstellen die Übertragungsnetzbetreiber unter Einbeziehung anerkannter Forschungsinstitute eine wissenschaftlich gestützte Prognose zu den zu erwartenden Ausgaben (im Wesentlichen die an die Anlagenbetreiber zu zahlenden EEG-Vergütungen) sowie den voraussichtlichen Einnahmen aus dem Verkauf des EEG-Stroms an der Strombörse. Die Festsetzung der EEG-
Umlage geschieht unter der Missbrauchsaufsicht der Bundesnetzagentur. Diese Behörde prüft, ob die Festlegung korrekt erfolgt. Sollte sich im Nachhinein zeigen, dass die Umlage zu hoch oder zu niedrig angesetzt wurde (zum Beispiel weil mehr Strom aus erneuerbaren Energien eingespeist wird als bei Festlegung der Umlage erwartet wurde oder der an der Börse zu erzielende Strompreis zu hoch angesetzt wurde), erfolgt im folgenden Jahr ein positiver oder negativer Ausgleich bei der dann festzulegenden EEG-Umlage.
Zum Weiterlesen: Die rechtlichen Grundlagen zum Ausgleichsmechanismus und zur EEG-Umlage finden Sie in §§ 34 ff. EEG und der Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV) einschl. einer entsprechenden Ausführungsverordnung (AusglMechAV) und www.erneuerbare-energien.de.
Die Übertragungsnetzbetreiber sind verpflichtet, ihre Kalkulationen zur EEG-Umlage zu veröffentlichen. Alle relevanten Daten finden sich unter www.eeg-kwk.net. Dort finden sich zusätzlich auch die wissenschaftlichen Untersuchungen, auf die sich die EEG-Prognose der Übertragungsnetzbetreiber stützt, sowie ein aktueller Überblick zum Stand des EEG-Kontos.
Für das Jahr 2013 beträgt die EEG-Umlage 5,277 ct/kWh. Für einen Haushalt mit einem Verbrauch von 3.500 kWh/Jahr sind dies 15,40 €/Monat bzw. 184,70 €/Jahr (jeweils zuzüglich Mehrwertsteuer). Gegenüber der in 2012 wirksamen EEG Umlage erhöht sich damit die Belastung um rund 4,90 € pro Monat oder 59 € im Jahr. Die Umlage setzt sich aus folgenden Bestandteilen zusammen:
1) Die sogenannte "Kernumlage" spiegelt wider, welcher Betrag erforderlich ist, um die in 2013 voraussichtlich anfallenden Differenzkosten auszugleichen. Die Differenzkosten sind die Summe der Vergütungszahlungen (Ausgaben der Übertragungsnetzbetreiber), die die Betreiber der Erneuerbare-Energien-Anlagen für ihre Stromeinspeisung erhalten, abzüglich der Einnahmen, die die Übertragungsnetzbetreiber für die Vermarktung an der Börse erzielen. Diese Differenz zwischen Ausgaben und Einnahmen wird auf den gesamten im Folgejahr erwarteten Stromverbrauch (EEG-pflichtiger Letztverbrauch) verteilt, soweit dieser nicht durch Sonderregelungen ganz oder teilweise von der Umlage befreit ist. Die Übertragungsnetzbetreiber erwarten für 2013 Differenzkosten von rund 16 Mrd. €. Diese werden auf einen EEG-pflichtigen Stromverbrauch von rund 386 TWh umgelegt. Daraus ergibt sich eine Kernumlage von 4,2 ct/kWh. 2012 waren es rund 3,3 ct/kWh.
2) Ein Anteil von 0,67 ct/kWh entfällt auf den Ausgleich des EEG-Kontos, auf dem die ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER alle Ein- und Auszahlungen im Kontext der EEG-Vermarktung verbuchen. Zum 30.9.2012 wies dieses Konto ein Minus von rund 2,6 Mrd. Euro auf. Dieser Saldo geht unmittelbar in die Umlage des Jahres 2013 ein, damit das Konto wieder ausgeglichen wird. Ein negativer Saldo führt zu einem Aufschlag auf die o. g. Kernumlage, ein positiver Saldo zu einem Abschlag.
3) Auf die EEG-Kernumlage können die Übertragungsnetzbetreiber zudem einen Aufschlag von bis zu 10 Prozent erheben. Diese sogenannte Liquiditätsreserve soll negativen Salden auf dem EEG-Konto und daraus resultierenden Finanzierungsengpässen der Übertragungsnetzbetreiber vorbeugen. 2013 beträgt die Liquiditätsreserve rund 0,42 ct/kWh. Die Liquiditätsreserve steht bei korrekter Prognose der Kernumlage im Folgejahr noch in voller Höhe zur Verfügung. Verbraucht wird sie nur dann, wenn sich der Saldo zwischen
Einnahmen und Ausgaben auf dem EEG-Konto deutlich schlechter entwickelt als bei der Festlegung der EEG-Umlage unterstellt.
Zum Weiterlesen: Die Übertragungsnetzbetreiber haben die Details ihrer Kalkulationen zur EEG-Umlage 2013 wie in den Vorjahren unter www.eeg-kwk.net im Internet veröffentlicht. Dort finden sich zusätzlich auch die wissenschaftlichen Untersuchungen, auf die sich die EEG-Prognose der Übertragungsnetzbetreiber stützt, sowie ein aktueller Überblick zum Stand des EEG-Kontos.
In 2011 betrug die EEG-Umlage 3,59 ct/kWh. Wie lässt sich der Anstieg der EEG-Umlage um rund 1,7 ct/kWh erklären?
Der Anstieg der EEG-Umlage hat mehrere Ursachen:
Ein Großteil des Anstieges geht auf das Defizit des EEG-Kontos (0,67 ct/kWh) Ende September 2012 zurück, das im Laufe des Jahres 2013 abgebaut werden soll. Zu den Hauptursachen für das bestehende Defizit gehören der starke Zubau und die günstige Wetterlage insbesondere bei der Photovoltaik, die 2012 zu einem Anstieg der Stromeinspeisung von Photovoltaikanlagen um rund 44 Prozent gegenüber 2011 geführt haben. Aber auch der so nicht vorausgesehene gesunkene Börsenpreis hat dazu geführt, dass 2012 höhere Differenzkosten entstanden, als dies erwartet worden war. Die EEG-Umlage 2012 wurde mit einem Börsenpreis von 5,5 ct/kWh kalkuliert, der tatsächliche Börsenpreis 2012 lag aber unter 5 ct/kWh. Dadurch erzielten die Übertragungsnetzbetreiber für alle Erneuerbare-Energien-Technologien geringere Börseneinnahmen als ursprünglich angenommen.
Um steigenden Defiziten auf dem EEG-Konto entgegenzuwirken, veranschlagen die Übertragungsnetzbetreiber in diesem Jahr eine Liquiditätsreserve von 10 Prozent der Kernumlage (0,42 ct/kWh). Im letzten Jahr betrug der Aufschlag 3 Prozent (0,1 ct/kWh). Die Vergangenheit hat aber gezeigt, dass dies nicht ausreichte, um hohe Defizite auf dem EEG-Konto zu vermeiden.
Der kontinuierliche Ausbau der erneuerbaren Energien führt ebenfalls zu höheren Differenzkosten, so dass die Kernumlage (die sich aus den Differenzkosten ergibt) von 3,3 ct/kWh auf 4,2 ct/kWh ansteigt – siehe oben.
Häufig wird behauptet, dass die Marktprämie ein entscheidender Kostentreiber sei. Was ist die Marktprämie und welche Rolle spielt sie für die Kosten?
Um die erneuerbaren Energien besser in den bestehenden Strommarkt zu integrieren, wurde mit der Novelle des EEG zu Jahresbeginn 2012 die "optionale Marktprämie" einschließlich der Managementprämie eingeführt. Die Marktprämie bietet einen Anreiz, Strom aus erneuerbaren Energien stärker markt- bzw. bedarfsorientiert einzuspeisen. Betreiber von EEG-Anlagen, die diese Option wählen, verzichten auf ihren Rechtsanspruch auf eine fixe Vergütung nach dem EEG. Sie vermarkten stattdessen ihren erzeugten Strom selbst oder über Dritte an der Strombörse (so genannte Direktvermarktung). Dafür erhalten sie den regulären Marktpreis, der allerdings unterhalb der EEG-Vergütung liegt. Die Differenz zwischen der EEG-Vergütung und dem durchschnittlichen Marktpreis an der Strombörse wird durch die Marktprämie ausgeglichen. Anlagenbetreiber, die marktorientiert einspeisen, können überdurchschnittliche Erlöse und zusammen mit der Marktprämie höhere Einnahmen als in der Festvergütung erzielen. Weiterhin erhalten sie eine Managementprämie. Diese soll
Mehrkosten abdecken, die den Anlagenbetreibern in der Direktvermarktung entstehen. Im Gegenzug sinken aber auch die Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber.
Wer garantiert mir, dass die Übertragungsnetzbetreiber die EEG-Umlage nicht zu hoch festlegen?
Die Festsetzung der EEG-Umlage erfolgt auf der Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, der Ausgleichsmechanismusverordnung und der Ausgleichsmechanismusdurchführungsverordnung unter Aufsicht der Bundesnetzagentur (Missbrauchsaufsicht). Sollten sich die Prognosewerte im Laufe des Jahres als zu hoch bzw. niedrig erweisen, erfolgt ein Ausgleich im folgenden Jahr. Die Übertragungsnetzbetreiber sind im Übrigen verpflichtet, die für die Festlegung der EEG-Umlage relevanten Datengrundlagen zu veröffentlichen (www.eeg-kwk.net/de/EEG-Umlage.htm). Somit ist ein hohes Maß an Transparenz gewährleistet und jeder Bürger hat Zugriff auf die entsprechenden Informationen.
Seit einigen Jahren steigt der Strompreis. Wird er auch wieder sinken?
Wie sich der Strompreis langfristig entwickelt, ist nicht eindeutig vorhersehbar, da dies von vielen Faktoren abhängt. Abzusehen ist aber grundsätzlich, dass die steigenden Preise von Kohle und Erdgas die Strompreise auch künftig beeinflussen.
Im europäischen Vergleich lagen die Strompreissteigerungen europaweit im Jahre 2011 (6,3 Prozent) deutlich höher als in Deutschland (3,8 Prozent). Insgesamt ist zu beobachten, dass die Preise für Strom bzw. Energie weltweit steigen. In den vergangenen Jahren basierte die Energiegewinnung zum Großteil auf endlichen Ressourcen (insbesondere Kohle und Gas). Die Notwendigkeit der Energiewende erklärt sich somit nicht nur durch den Klimawandel, sondern maßgeblich auch dadurch, dass die Preise für die endlichen und immer stärker nachgefragten fossilen Energieträger weiter steigen und die Erzeugung von Strom aus fossilen Energieträgern aus Klimaschutzgründen nach der Europäischen Emissionshandelsrichtlinie Emissionszertifikate erwerben muss, was die fossile Stromerzeugung schon in den letzten Jahren verteuert hat. Investitionen in eine moderne Energieversorgung und in energieeffiziente Produktionsprozesse verursachen heute Kosten, die sich aber langfristig auszahlen werden. Volkswirtschaften, die sparsam und innovativ produzieren, können später besser im internationalen Wettbewerb bestehen.
Angesichts der weltweiten ökonomischen und politischen Entwicklungen wäre es ein größeres Wagnis, so weiter zu machen wie bisher. Eine kostengünstige, umweltverträgliche und sichere Energie gewinnen wir, indem wir in einem ersten Schritt unseren Energieverbrauch reduzieren, denn die Möglichkeiten für eine bessere Energieeffizienz sind in allen Bereichen in Deutschland bei weitem noch nicht ausgeschöpft. Anschließend gilt es, den restlichen Energiebedarf vor allem aus der Nutzung von Erdwärme, Wind, Biomasse, Wasser und Sonne zu decken. Auf diesem Wege gewinnen wir Technologie- und Standortvorteile und bleiben auf den Märkten der Zukunft mit an der Spitze.
Die erneuerbaren Energien senken die Strompreise an der Börse. Warum kommt diese Preisreduktion nicht beim Verbraucher an?
Erneuerbare Energien haben an den Strombörsen preissenkende Auswirkungen: Bei guten Windverhältnissen oder hoher Sonneneinstrahlung wird viel erneuerbar erzeugter Strom angeboten, was die Börsenstrompreise drückt. Dieser strompreisdämpfende Effekt – der als Merit-Order-Effekt bezeichnet wird - hatte nach wissenschaftlichen Studien für das Bundesumweltministerium in den letzten Jahren jeweils einen Umfang von mindestens 0,5 ct/kWh, 2011 sogar von 0,87 ct/kWh. Hieraus resultieren geringere Strombeschaffungskosten für Energieversorgungsunternehmen, aber auch für große Stromverbraucher etwa in der Aluminiumindustrie, der Stahlindustrie oder der Chemischen Industrie, wodurch die höheren EEG-Differenzkosten teilweise kompensiert werden. Ob und in welchem Umfang die Energieversorger diese Kostenvorteile an private Haushalte und Unternehmen weitergeben, hängt sehr stark von dem jeweiligen Stromanbieter ab. Dies war in der Vergangenheit unter anderem von der Bundesnetzagentur kritisiert worden, die in diesem Zusammenhang einen jährlichen Preisvergleich der Haushaltsstrompreise und ggf. einen Wechsel des Stromlieferanten empfohlen hatte. Denn nur dadurch entsteht ein effektiver Wettbewerb zwischen den Stromanbietern, der zu sinkenden Preisen führen kann.
Kann man absehen, wie sich die Strompreise nach dem endgültigen Atomausstieg entwickeln werden?
Der Atomausstieg wird Ende 2022 vollzogen sein. Eine definitive Prognose ist aus heutiger Sicht kaum möglich. Als positive Faktoren können aber genannt werden:
Mittel- bis langfristig werden die Kosten des Stroms aus erneuerbaren Energien wieder sinken, während die Preise von Öl, Gas und Kohle weiter ansteigen werden.
Ein weiter zusammenwachsender europäischer Energiemarkt wird den Wettbewerb unter den Energieanbietern erhöhen. Dies könnte einen senkenden Effekt auf den Strompreis haben. Eine sinkende Nachfrage aufgrund von Stromeinsparungen könnte zudem auch den Wettbewerb zwischen den Anbietern verstärken und zu sinkenden Preisen führen.
Wer kontrolliert die Strompreise?
Die Endkundenstrompreise bilden sich am Markt. Die von den Stromversorgern angebotenen Preise werden einerseits durch die Kosten für Produktion, Beschaffung und Transport (Stromnetz) beeinflusst. Andererseits spielen auch staatliche Abgaben (z.B. die Konzessionsabgaben, die auf kommunaler Ebene erhoben werden, oder die Umsatzsteuer, die Bund, Ländern und Gemeinden zugute kommt) sowie Umlagen (z. B. für das EEG) eine Rolle. Das Bundeskartellamt und die EU-Kommission beobachten den Strommarkt und die Stromanbieter hinsichtlich Preisabsprachen und Marktverhalten und schreiten im Zweifel dagegen ein. Eine wichtige Rolle spielt die Markttransparenzstelle. Zudem setzt die Bundesnetzagentur mit der Anreizregulierung für die Netzbetreiber Anreize für niedrige Kosten bei den Netzen, indem sie Erlösobergrenzen festschreibt. Das soll den Verbraucher vor zu hohen Netzentgelten schützen.
Die wirksamste Kontrolle vor zu hohen Strompreisen ist aber ein funktionierender Wettbewerb. Dazu kann jeder Stromverbraucher selbst beitragen, indem er regelmäßig die angebotenen Strompreise vergleicht und ggf. zu einem günstigeren Anbieter wechselt. Nur so entsteht ein Druck auf die Anbieter, den Preis möglichst niedrig zu halten.
Ich beziehe Ökostrom. Warum muss ich trotzdem die EEG-Umlage zahlen?
Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wird der Zubau von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien unterstützt. Dieses Gesetz hat dafür gesorgt, dass der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch von 6,8 Prozent im Jahr 2000 auf derzeit rund 25 Prozent gestiegen ist. Mit wenigen Ausnahmen findet der gesamte Zubau an Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf der Grundlage des EEG statt. Die damit verbundenen Kosten werden im Grundsatz – abgesehen von den bestehenden Ausnahmeregelungen, zum Beispiel für stromintensive Unternehmen, die in einem intensiven internationalen Wettbewerb stehen - auf den gesamten Stromverbrauch umgelegt, so dass alle Stromverbraucher ihren Beitrag zur Finanzierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energie leisten, unabhängig davon, ob er ein "Ökostrom-Produkt" bezieht oder nicht. Denn der Bezug von "Ökostrom-Produkten" leistet allenfalls einen sehr geringen Beitrag zum Ausbau der Erneuerbaren Energien, weil der weitaus größte Teil des Stroms, der in Deutschland im Rahmen von "Ökostrom-Produkten" vermarktet wird, aus vor langer Zeit gebauten Wasserkraftwerken in Deutschland oder anderen Ländern stammt. Bei ausländischen Kraftwerken wird dabei häufig nur ein "Grünstrom-Zertifikat" verkauft, das dann dazu berechtigt, in Deutschland erzeugten konventionellen Strom als „Ökostrom“ zu vermarkten. Eine allgemeine Befreiung von "Ökostrom-Produkten" von der EEG-Umlage ist daher nicht gerechtfertigt.
Warum wird der Verbraucher nicht von der EEG-Umlage entlastet – so wie die Wirtschaft?
Stromintensive Unternehmen werden von der EEG-Umlage befreit, weil ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit sonst leiden würde und die Gefahr bestünde, dass Arbeitsplätze und Wirtschaftswachstum im Inland verloren gehen. Die Wirtschaft ist jedoch keineswegs komplett ausgenommen: So wird die EEG-Umlage im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung nur für Unternehmen begrenzt, deren Stromkosten einen Anteil von mindestens 14 Prozent an der Bruttowertschöpfung haben und somit für ihre Wettbewerbsfähigkeit besonders relevant sind. Zudem nehmen über 1.600 Unternehmen in Deutschland am Europäischen Emissionshandel teil. Um die Energieeffizienz in den Betrieben weiter zu erhöhen, werden Stromsteuerentlastungen beim sogenannten Spitzenausgleich künftig an die Einführung von Umwelt- oder Energiemanagementsystemen mit kontinuierlich nachzuweisenden Energieeinsparungen von jährlich 1,3 Prozent bzw. 1,35 Prozent geknüpft. Die noch in deutsches Recht umzusetzende EU-Energieeffizienzrichtlinie sieht außerdem vor, dass die Energieversorgungsunternehmen den jährlichen Verkauf von Energie um 1,5 Prozent senken müssen. Darüber hinaus müssen Unternehmen mit einem Stromverbrauch von mehr als 10 Gigawattstunden, die von der Besonderen Ausgleichsregelung profitieren wollen, bereits seit 2009 eine Zertifizierung ihres Energieverbrauchs und ihrer Energieeinsparpotenziale nachweisen.
Was ist die Besondere Ausgleichsregelung nach §§ 40 ff. EEG?
Im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung können sich stromintensive Unternehmen des Produzierenden Gewerbes und Schienenbahnen weitgehend von der EEG-Umlage befreien lassen. Das Ziel der Besonderen Ausgleichsregelung ist es, eine Belastung stromintensiver Unternehmen mit der EEG-Umlage zu vermeiden und so deren internationale Wettbewerbsfähigkeit und die daran hängenden Arbeitsplätze zu erhalten.
Muss ein Unternehmen im internationalen Wettbewerb stehen, um von der Besonderen Ausgleichsregelung profitieren zu können?
Es ist schwer zu definieren, wann ein Unternehmen im internationalen Wettbewerb steht und wann nicht. Dabei kommt es z. B. nicht darauf an, ob ein Unternehmen stark auf ausländischen Märkten aktiv ist. Denn ein Unternehmen steht auch im Inland mit
ausländischen Konkurrenten im Wettbewerb. Eine geeignete Kennziffer für die Entscheidung, ob ein Unternehmen von der Besonderen Ausgleichsregelung profitieren soll oder nicht, muss zudem einfach umsetzbar sein, um den Verwaltungsaufwand gering zu halten. Vor diesem Hintergrund wird vereinfachend unterstellt, dass Unternehmen des Produzierenden Gewerbes grundsätzlich im internationalen Wettbewerb stehen. Für diese Unternehmen wird eine Begünstigung gewährt, wenn ihre Stromkosten von besonderer Relevanz sind. Dies ist nach dem EEG der Fall, wenn deren Stromkosten einen Anteil von mindestens 14 Prozent der Bruttowertschöpfung haben und der Stromverbrauch an einer Stromabnahmestelle mindestens 1 Gigawattstunde im Jahr beträgt. Die Begünstigung erfolgt nicht für das gesamte Unternehmen, sondern bezogen auf einzelne Stromabnahmestellen. Dies zielt darauf ab, eine Belastung durch die EEG-Umlage nur für diejenigen Bereiche eines Unternehmens zu vermeiden, für die die Stromkosten tatsächlich eine hohe Bedeutung haben.
Es ist nicht auszuschließen, dass im Einzelfall ein Unternehmen die o. g. Kriterien erfüllt, obwohl es nicht im internationalen Wettbewerb steht. Dies lässt sich im Rahmen einer allgemeinen, einfach umsetzbaren Regelung faktisch nicht verhindern, was aber nicht nur für die Besondere Ausgleichsregelung gilt. Auch im Steuerbereich oder bei staatlichen Förderprogrammen gibt es immer Einzelfälle von begünstigten Bürgern oder Unternehmen, für die die Maßnahme eigentlich nicht gedacht ist. Derartige Entwicklungen werden aber kontinuierlich beobachtet und bei der Weiterentwicklung etwa des EEG berücksichtigt.
Gibt es Informationen welche Unternehmen von der Besonderen Ausgleichsregelung profitieren?
Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle hat unter www.bafa.de die Liste der Unternehmen, die von der Begrenzung der EEG-Umlage im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung im Jahr 2012 profitieren, veröffentlicht. Dabei ist zu beachten, dass die Änderungen im EEG 2012 bei der Besonderen Ausgleichsregelung erstmalig 2013 wirksam werden, d.h. im Jahr 2012 werden noch einige Unternehmen begünstigt, für die die Besondere Ausgleichsregelung ab 2013 nicht mehr gilt.
Zum Weiterlesen: Aktuelle allgemeine Informationen zur Besonderen Ausgleichsregelung finden Sie im Hintergrundpapier zur Besonderen Ausgleichsregelung des BMU vom März 2012 oder auch unter www.erneuerbare-energien.de.
Es wird behauptet, dass auch Golfplätze, Hotels oder Spielcasinos von der EEG-Umlage befreit werden können. Stimmt das?
Grundsätzlich können Golfplätze, Hotels und Spielcasinos keine Begrenzung der EEG-Umlage im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung in Anspruch nehmen. Das zuständige Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle in Eschborn hat die Liste der in 2012 begünstigten Unternehmen geprüft und keine Hinweise auf derartige Fälle gefunden. Auch teilte das Amt mit, dass bisher keine Anträge solcher Unternehmen bekannt seien, die eine Begrenzung der EEG-Umlage für 2013 begehren. Es ist aber z. B. nicht auszuschließen, dass ein stromintensives Unternehmen auf dem Werksgelände Einrichtungen betreibt, die nicht produktionsrelevant ist, deren Stromverbrauch aber im Ergebnis von der EEG-Umlage befreit ist. Eine Eliminierung dieser Stromverbräuche würde jedoch nicht mehr im Verhältnis zwischen dem dann bei der Bewilligungsbehörde anfallenden Aufwand und dem daraus resultierenden Nutzen stehen, da man dann bei jedem Unternehmen eine umfassende Vor-Ort-Prüfung durchführen müsste. Zudem fallen diese Strommengen mengenmäßig nicht ins Gewicht und führen insoweit nicht zu einer nennenswerten Belastung der EEG-Umlage.