Source: http://sfv.de/artikel/was_am_eeg_geaendert_werden_soll.htm
Timestamp: 2020-04-04 18:37:08
Document Index: 41250752

Matched Legal Cases: ['§ 33', '§ 37', '§ 33', '§ 33', '§ 11', '§ 12', '§ 9', '§ 6', '§ 6', '§ 34', '§ 6', '§ 6', '§ 66', '§ 17']

14.06.2013, Susanne Jung:
Was am EEG geändert werden soll
1. Ausbaugrenze von 52 GW und „atmenden Deckel“ abschaffen
2. Garantierte Einspeisevergütung für Solarstrom beibehalten
3. Vorrangregelung der Erneuerbaren beibehalten
4. Technische Einrichtungen zum Einspeisemanagement nicht mehr zu Lasten des Anlagenbetreibers
5. Ausnahmeregelung für stromintensive Unternehmen beenden
6. Veröffentlichung der EEG-Umlage auf den Stromrechnungen nur im Zusammenhang mit der Entwicklung der Börsenpreise
7. Verfahrensfehler bei Ermittlung der EEG-Umlage korrigieren
Das EEG ist und bleibt das wichtigste Markteinführungsprogramm für Strom aus Erneuerbaren Energien. Die im Gesetz definierte Anschluss- und Einspeise-Vorrangregelung und die garantierten Einspeisevergütungen für EE-Strom sind die Grundlage dafür, dass Strom aus atomaren und fossilen Quellen verdrängt werden und eine auf Erneuerbaren Energien basierte Stromversorgung entstehen kann.
Heute - nach mehr als 12 Jahren EEG - stammen ca. ein Viertel des deutschen Bruttoinlandstroms aus Erneuerbaren Quellen – ein Erfolg, der sich sehen lassen kann. Angesichts des immer schneller fortschreitenden Klimawandels und Fukushima muss das Ausbautempo der Erneuerbaren Energien aber weiterhin gesteigert werden, bis weltweit die fossilen und atomaren Energien vollständig ersetzt worden sind. Selbst darüber hinaus werden wir noch mehr Erneuerbare Energien benötigen, um überschüssiges CO2 aus der Atmosphäre nicht nur durch Photosynthese, sondern auch noch auf technischem Wege zurückzuholen.
Der Widerstand der zentralen Energiewirtschaft, die zahlreichen politischen Anfeindungen und die medialen Verleumdungskampagnen haben deutliche Blessuren am EEG hinterlassen. Das einstmals auf eine gewinnbringende Investition in Erneuerbare Energietechniken ausgelegte EEG droht zum bürokratischen Dschungel zu werden: Der Anschluss der Anlagen wird erschwert, der Abnahmevorrang durch ein Einspeisemanagement aufgeweicht und gesicherte Vergütungszahlungen durch den sog. „atmenden Deckel“ sowie durch Marktpreis- und Prämiensysteme gefährdet.
In den letzten Jahren blähten zudem zahlreiche Novellierungen das ehemals zwölf Paragraphen umfassende Gesetz auf sechsundsechzig Paragraphen auf. Zwar erwachte die Erneuerbare-Energien-Branche zu einem eindrucksvollen Wirtschaftszweig, so dass viele dieser Neuregelungen und Klarstellungen notwendig und sinnvoll waren. Die zahlreichen Verordnungen, Rechts- und Anwendungshinweise des Wirtschafts-, Umwelt- und Finanzministeriums, die Empfehlungen der Clearingstelle EEG und der Bundesnetzagentur belegen allerdings ebenso deutlich, in welchem Maße Investoren bei der Umsetzung des EEG mit Irritationen und Problemen konfrontiert wurden und werden.
Wenn juristische Hilferufe und Durchhaltevermögen die ständigen Begleiter werden, bleibt Investitionswille und Enthusiasmus auf der Strecke. Wenn Einnahmerisiken steigen, werden Investoren abgeschreckt und der Erneuerbaren-Energien-Branche geht die Luft aus.
Wir wollen nicht zusehen, wie das EEG zum Verhinderungsinstrument wird. Im Folgenden benennen wir deshalb die derzeit wesentlichsten Probleme und Fehlregelungen im EEG und appellieren eindringlich an die Politik, sich dieser Themen bei der nächsten Novellierung anzunehmen.
Sowohl die Ausbaugrenze von 52 GW als auch der sogenannte „atmende Deckel“ zur jährlichen Begrenzung des PV-Wachstums auf 2.500 - 3.500 MW pro Kalenderjahr bremsen die Energiewende aus. Die Neuerrichtung von Produktionsanlagen wird weltweit gestoppt und richtet damit einen Schaden an, der weit über den nationalen Rahmen hinausgeht.
Jede gesetzlich festgelegte Ausbaubegrenzung muss deshalb abgeschafft werden. Ausführliche Informationen hierzu finden Sie im Artikel "Atmenden Deckel" für immer abschaffen.
Bereits seit dem EEG 2009 war der Gesetzgeber bemüht, den Eigenverbrauch des Solarstroms zu fördern. Zunächst über Grund-, später auch über anteilige Staffelvergütungen sollten Anlagenbetreiber motiviert werden, einen hohen Anteil des erzeugten Solarstroms vor Ort selbst zu verbrauchen. Dabei ging man von der irrigen Überlegung aus, dass der im privaten Haushalt oder in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchte Strom per se dazu führen könnte, das öffentliche Stromnetz weniger zu belasten, Leitungsverluste zu vermeiden und zusätzliche Investitionen in Netzstrukturen zu verringern. Übersehen wurde und wird auch heute noch, dass in den allermeisten Fällen nur ein kaufmännischer Nutzen des Eigenverbrauchs erkennbar ist: Der Anlagenbetreiber verringert zwar seine sonstigen Strombezugskosten; der im Haushalt oder Gewerbe benötigte Strom wird aber kaum an die tatsächlichen solaren Erzeugungszeiten angepasst. Der auf Grundlage der vermiedenen Strombezugskosten entstehende Anreiz, zusätzliche Stromspeicher zu nutzen, bleibt zu gering. Die Folge: Das öffentliche Stromnetz wird kaum entlastet, der energiewirtschaftliche Vorteil des Eigenverbrauchs ist nur begrenzt abbildbar.
Mit dem EEG 2012 wurde die Eigenverbrauchsvergütung abgeschafft und stattdessen ein Zwangsmittel zu mehr Eigenverbrauch eingeführt: Die Festlegung eines ungeförderten „Mindesteigenvermarktungsanteils“ soll Anlagenbetreiber dazu bringen, „Solarstrom am Anlagenstandort oder in unmittelbarer räumlicher Nähe selbst zu verbrauchen oder nachfrageorientierte Direktvermarktungsangebote zu schaffen“. (1)
Unter dem vielversprechenden Namen „Marktintegrationsmodell“ (§ 33 (1) EEG 2012) wurde die mit der gesetzlich festgelegten Vergütungshöhe durch den Netzbetreiber zu vergütende Strommenge auf 90 Prozent der insgesamt im Kalenderjahr in der Anlage erzeugten Strommenge begrenzt. Für den Strom, der über die vergütungsfähige Strommenge hinaus in einem Kalenderjahr eingespeist wird, verringert sich die Einspeisevergütung auf den Monatsmittelwert des Marktwerts für Strom aus solarer Strahlungsenergie. Dieser Marktwert beträgt aktuell 3,66 Ct/kWh.
Das „Marktintegrationsmodell“ trifft Anlagen ab einer installierten Leistung von größer 10 kW bis 1 MW, die nach dem aktuellen EEG 2012 in Betrieb gesetzt wurden und werden. Dächer, die Platz für über 10 kW bieten, werden nicht mehr voll genutzt, weil die Betreiber die geschilderten Probleme scheuen. Für Betreiber der Anlagen von größer 10 kW bis 1 MW wird es in aller Regel schwerer sein, mindestens 10 % des erzeugten Stroms selbst zu verbrauchen: je höher die Gesamtstromerzeugung, um so mehr Kilowattstunden müssen eigenverbraucht werden. Nur gewerbliche Verbrauchskunden mit über den Tag gleichbleibenden Stromverbräuchen werden einen hohen Eigenverbrauch sicherstellen können.
Wenn der Verkauf des Stroms an Dritte (gewerblicher Kunde, Mieter) in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage - ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes - geplant wird, erhöht sich der Aufwand des Anlagenbetreibers enorm. Als Stromlieferant ist er nun auch Energieversorgungsunternehmen im Sinne der Gesetzgebung. Hieran knüpfen sich verschiedene Verpflichtungen. Er ist nach § 37 (3) EEG 2012 zunächst verpflichtet, vom belieferten Dritten die EEG-Umlage einzuziehen und an den Übertragungsnetzbetreiber weiterzureichen. Diese EEG-Umlagepflicht reduziert die Preisattraktivität des Solarstroms im Vergleich zum sonstigen Strombezugspreis und erschwert den Verkauf. Außerdem muss er Vermarktungs- und Verwaltungsaufgaben übernehmen sowie ggf. eine Leitung zu den zu versorgenden Dritten legen.
Betreiber von Anlagen über 100 kW (2) könnten von dem sogenannten Direktvermarkten nach § 33a ff EEG 2012 Gebrauch machen. Damit wird die Anlage zur Risikoinvestition: Der Strom wird an der Börse gehandelt und die Einnahmen des Anlagenbetreibers setzen sich nun aus anteiligen Vermarktungserlösen zzgl. Markt- und Managementprämien zusammen. Wer direkt vermarkten will, wird sich in aller Regel eines Dienstleisters bedienen müssen, da Privatpersonen nicht an der Börse handeln können. Außerdem sind die EEG-Direktvermarktungsregeln komplex und schwer zu durchschauen. Sie machen die Hilfe einer juristisch geschulten Person unerlässlich.
Für die ganz großen Anlagen über 1 MW gibt es diese Schikanen nicht, d.h. keine Begrenzungen der vergütungsfähigen Strommenge nach § 33 (1) EEG 2012.
Die fälschlicherweise als „Marktintegrationsmodell“ benannte EEG-Regel ist ein Investitions-Verhinderungsmodell. Es erhöht das Investitionsrisiko des Anlagenbetreibers. Dem Anlagenbetreiber die Pflicht zur Vermarktung des Solarstroms aufzuerlegen, belastet ihn mit einer zusätzlichen Aufgabe, für die ihm im Allgemeinen aus beruflichen Gründen die Zeit und die Erfahrung fehlt. Außerdem wird ihm die Verrichtung dieser zusätzlichen Tätigkeit nicht vergütet. Die Angemessenheit der Einspeisevergütung ist damit nicht mehr gegeben.
Das „Marktintegrationsmodell“ muss vollständig abgeschafft werden. Es schafft keine Marktintegration, denn dazu wären Stromspeicher erforderlich.
In § 11 EEG 2012 wird Netzbetreibern die Möglichkeit eingeräumt, die an ihr Netz angeschlossenen EE-Anlagen immer dann abzuregeln, wenn im lokalen Verteilernetz und im vorgelagerten Übertragungsnetz Netzengpässe drohen. Der Vorrang der Erneuerbaren soll zwar gewahrt werden, aber nur solange, wie die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung gewährleistet und eine netztechnisch erforderliche Mindesterzeugung aus konventionellen Anlagen möglich bleibt.
Ob eine Abregelung wirklich notwendig wird, lässt sich von Anlagenbetreibern in aller Regel kaum überprüfen. Zwar ist der Netzbetreiber verpflichtet, dem Anlagenbetreiber - sofern keine Gefahr in Verzug ist - vor Durchführung die Dauer und den Grund einer anstehenden Abregelung rechtzeitig mitzuteilen. Doch anhand dieser Informationen können Anlagenbetreiber und die interessierte Öffentlichkeit kaum nachprüfen, ob das Netz zum Zeitpunkt der Abregelung tatsächlich mit Erneuerbaren Energien vollständig ausgelastet war, der Netzbetreiber im Vorfeld alle erforderlichen Maßnahmen zum notwendigen Netzausbau getroffen hat und ob fossile Kraftwerksleistung hinreichend zugefahren oder deren Abschaltung in Betracht gezogen wurde.
Bei der Entscheidungsfindung zur Abregelung bleibt unseres Erachtens auch unbeachtet, dass EE-Strom zwischengespeichert werden kann, um ihn später einzuspeisen und damit die Netzsicherheit zu stützen.
Der SFV fordert deshalb eine umfassende Speicherförderung. Die Speicher sollten vom Anlagenbetreiber betrieben werden, weil sonst die Gefahr besteht, dass die Speicher zur Aufnahme von billigen Atom- und Braunkohleüberschüssen genutzt werden. Details zu dem SFV-Vorschlag können im Internet unter http://www.sfv.de/artikel/speicherausbau.htm nachgelesen werden.
Sollte es aus Gründen der Systemsicherheit notwendig werden, EE-Anlagen kurzfristig abzuregeln, müssen Anlagenbetreiber vollständig für den entgangenen Stromertrag zzgl. Aufwendungen entschädigt werden. Die derzeitige Regelung in § 12 (1) EEG 2012, wonach Anlagenbetreiber nur zu 95 % des entgangenen Ertrags entschädigt werden, wenn ihr Einnahmeausfall weniger als 1 % der Jahreseinnahmen betrifft, ist eine unnötige Schikane und deshalb zu streichen. Notwendige Abregelungen sollten in vollem Umfang auf die Netzgebühren umgelegt werden.
Außerdem fordern wir, dass umfassende Informationen zum Zeitpunkt, zum Netzbereich, zum Umfang und den Gründen der Abregelung nicht nur dem Anlagenbetreiber und der Bundesnetzagentur sondern auch auf einer öffentlichen Plattform bekannt gegeben werden, damit Experten und Umweltverbände zeitnah die Notwendigkeit der jeweiligen Abregelung des EE-Strom überprüfen können.
Jede neu installierte EE-Anlage muss mit einer technischen Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung ausgerüstet werden. (3) (4) Die Technikanfordungen richten sich dabei nach der Größe der Anlage: Anlagen über 100 kW müssen über technische Steuereinrichtungen in Stufen regelbar sein; bei Anlagen unter 100 kW reicht es, die Anlage ferngesteuert ausschalten zu können. Kleinanlagen bis 30 kW können anstelle eines Steuergerätes die maximale Wirkleistung am Anschlusspunkt auf 70 % reduzieren. Sowohl die Verantwortung als auch die Kosten für diese technischen Einrichtungen bzw. die Einnahmeausfälle bei Nutzung der 70%-Regel (je nach Standort der Anlage ca. 3 - 5 %) tragen die Anlagenbetreiber. Erfüllen sie die gesetzlichen Vorgaben nicht, reduziert sich die Vergütung für eingespeisten Strom bis zur erfolgten Pflichterfüllung auf Null. (5) Soweit die derzeitige Rechtssituation.
1. Nach unserer Ansicht ist die Verantwortlichkeit und Kostentragungspflicht des Anlagenbetreibers nicht begründbar, denn die zu lösende Aufgabe, eine Überlastung des Netzes zu vermeiden, verlangt einen Ausbau und eine Optimierung des Verteilnetzes, zu dem nicht der Anlagenbetreiber, sondern der Netzbetreiber nach § 9 EEG 2012 verpflichtet ist.
Die Lösung der Aufgabe durch Einbau einer aufwändigen und somit teuren Fernsteuereinrichtung ist nicht erforderlich, da es erheblich preiswertere Möglichkeiten gibt: Die Überlastung einzelner Netzzweige macht sich durch Anstieg der lokalen Netzspannung über einen zulässigen Wert bemerkbar und führt infolge der ohnehin in jedem Wechselrichter eingebauten Überspannungsabschaltung zur automatischen Abschaltung.
Die Überlastung einzelner Netzzweige ergibt sich nicht allein aus der Einspeiseleistung der Solaranlagen, sondern aus einem Überschuss der Einspeisung über den Gesamtverbrauch im selben Netzzweig. Es müssen also zwei Größen voneinander abgezogen werden. Die solare Leistung lässt sich anhand einer einzigen Musteranlage im Netzzweig bestimmen. Sie kann aus der örtlichen Sonneneinstrahlung und der bekannten Anlagengröße mit großer Genauigkeit berechnet werden. Der Verbrauch im selben Netzzweig setzt sich aus den Verbräuchen aller Anschlussnehmer (nicht nur der Solaranlagenbetreiber) zusammen.
Es entspricht somit einer Diskriminierung von Solaranlagenbetreibern gegenüber den übrigen Anschlussnehmern, wenn nur die PV-Betreiber, nicht aber die Verbraucher, dazu verpflichtet werden, Einrichtungen bereitzustellen, mit deren Hilfe der Netzbetreiber ihr Verhalten am jeweiligen Anschlusspunkt im Netz überwachen kann.
Wenn der Netzbetreiber keine anderen Lösungen zur Wahrung der Netzsicherheit erkennt und Einspeisung sowie Stromverbrauch am Anschlusspunkt überwachen und steuern möchte, soll er die Kosten als auch den Betrieb der notwendigen technischen Einrichtungen übernehmen. Dies birgt den Vorteil, dass der Netzbetreiber die geeignete, preisgünstigste Regeltechnik nutzt und diese nur dort einsetzt, wo es zwingend erforderlich ist. Die derzeitige flächendeckende Ausstattung aller EE-Anlagen mit Fernwirktechnik auf Kosten des Anlagenbetreibers ist weder kosten- noch technikeffizient. Sie fördert Wildwuchs bei den Preisgestaltung für Fernwirktechnik, selten bis hin zu Wucher.
2. Die in § 6 (2) Nr. 6 EEG 2012 als Alternative angebotene Möglichkeit, die maximale Wirkleistung bei Anlagen bis 30 kW dauerhaft auf 70 % zu begrenzen, kann in einigen wenigen konkreten Einzelfällen zwar eine vorübergehende Lösung des Netzausbauproblems darstellen. Sie jedoch auf solche Anlagen anzuwenden, bei denen überhaupt keine Gefahr der Netzüberlastung besteht, ist unnötig und damit ein Schikane. Somit dokumentiert die 70%-Lösung unserer Meinung nach den Versuch, den Einspeisevorrang generell aufzuweichen.
Netzausbau und Stromspeicher bei den Solaranlagenbetreibern zu fördern, bleiben der netztechnisch einzig vernünftige Weg, eine zunehmende Einspeisung von EE-Strom in Ortsnetzen in den Griff zu bekommen.
3. Die bisherige Regelung, die Einspeisevergütung auf NULL zu setzen, wenn der Anlagenbetreiber die technischen Vorgaben nach § 6 EEG 2012 nicht erfüllt, sollte dringend einer rechtlichen Prüfung unterzogen werden. Strom aus Erneuerbaren Energien kann und darf nicht unentgeltlich an Dritte weitergegeben werden.
Der Umbau unserer Stromerzeugung auf Erneuerbare Energien wird in einer Übergangszeit zu Mehrkosten führen. Wenn wir eine schnellstmögliche Energiewende wollen, sollten wir deshalb diese Kosten auf alle Stromverbraucher verteilen. Ausnahmeregelungen zur Zahlung der EEG-Umlage gehören abgeschafft, denn sie konterkarieren Bemühungen zur Effizienzverbesserung gerade dort, wo besonders viel Strom verbraucht wird.
Mittelfristig wird sich der Mehrpreis für die Umstellung auf Erneuerbare lohnen. Wir werden von Preissteigerungen bei fossilen Energieträgern unabhängiger und können auf eine dauerhaft bezahlbare Energieversorgung bauen. Außerdem wird der Wechsel zu einer dezentralen Energieversorgung mit mehr Versorgungssicherheit und Gerechtigkeit einhergehen.
Wir sollten alle die Verantwortung dafür übernehmen, die Abkehr von fossilen Erzeugungstechniken schnellstmöglich umzusetzen, um klimawandelbedingte Folgeschäden zu begrenzen.
Mit der Zunahme von eingespeistem Strom aus Anlagen, die nach dem EEG gefördert werden, sinken die Strom-Großhandelspreise an der Strombörse und steigt die sogenannte EEG-Umlage. In der politischen Diskussion hat die Höhe der EEG-Umlage eine ihr nicht zukommende Bedeutung erlangt, weil ihre Höhe und ihr Anstieg von den Endkundenversorgern auf den Stromrechnungen genannt werden dürfen, während keine Pflicht besteht, gleichzeitig auch das Sinken der Großhandelspreise (Börsenpreise) zu veröffentlichen. So wird verschwiegen, dass diese Preissenkungen von den meisten Endkundenversorgern nicht an die Endkunden weitergegeben wurden. Die Veröffentlichung der EEG-Umlage ist deshalb mit der Pflicht zu verbinden, die Entwicklung der Stromeinkaufspreise an der Börse an gleicher Stelle ebenfalls mit zu veröffentlichen.
Das Verfahren zur Bestimmung der EEG-Umlage ist derzeit in §§ 34 bis 44 EEG eindeutig festgelegt. Bedauerlicher Weise führen einige dieser Detailbestimmungen dazu, dass auch Kosten, die nicht durch die Erneuerbaren Energien verursacht werden, dennoch zur Erhöhung der EEG-Umlage führen. Das geschieht insbesondere, wenn bei starkem Angebot von EE-Strom die Grundlastkraftwerke (Atom und Braunkohle) den Einspeisevorrang der Erneuerbaren Energien missachten.
Einen Korrekturvorschlag hierzu finden Sie im Beitrag:„Fehlallokation von Atom- und Braunkohlekraftwerken treibt EEG-Umlage in die Höhe - Korrekturvorschlag zum Wälzungsmechanismus.“
Die Stromerzeugung aus Biomasse hat sich seit Inkrafttreten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 mehr als verzehnfacht. Ende 2012 waren in Deutschland über 7500 Biogasanlagen mit einer gesamten installierten Leistung von 3,2 GW in Betrieb. Sie erzeugen ca. 22 Mrd. kWh Strom. Blockheizkraftwerke, betrieben auf Basis von Pflanzenölen und Holz, erbringen derzeit ca. 17 Mrd. kWh Strom. (6)
Diese Stromerzeugung basiert vorwiegend auf nachwachsenden Rohstoffen. Ungefähr 2 Millionen Hektar - also ca. 17 Prozent der landwirtschaftlichen Nutzfläche - werden derzeit für die Produktion von Energiepflanzen verwandt. Setzt sich diese Tendenz ungebremst fort, so könnte sich diese Fläche noch verdoppeln. (7)
Der SFV allerdings hält die weitere Verwendung von nachwachsenden Rohstoffen zur Strom-, Treibstoff- und Wärmeproduktion für einen Fehler. Die energetische Nutzung von Biomasse steht in direkter Flächenkonkurrenz zur
a) Produktion von Nahrungs- und Futtermitteln,
b) Versorgung mit biogenen Rohstoffen zur stofflichen Verwendung
c) Arten- und Naturschutz und
d) zu wichtigen Klimaschutzmaßnahmen durch biogene CO2-Rückführung (z.B. CO2-Senken durch stoffliche Verwertung von Biomasse, Terra Preta, Maßnahmen zum Humusaufbau) (8)
Um auf eine klimaschonende, nachhaltige Produktion von Nahrungs- und Futtermitteln ohne massiven Dünger- und Pestizideinsatz umzusteigen, benötigen wir mehr Anbaufläche. Außerdem führen klimawandelbedingte extreme Wetterereignisse wie Hitzeperioden und Starkniederschläge schon heute zu signifikanten Ernteausfällen, die ausgeglichen werden müssen.
Für die Erfüllung der Aufgabe b) - der Produktion von biogenen Rohstoffen zur stofflichen Verwertung - benötigen wir erhebliche Mengen von Pflanzen. Da Erdöl nur noch begrenzt zur Verfügung steht, muss ein Großteil unserer landwirtschaftlichen Nutzfläche zur Erzeugung von Gebrauchsgütern bereit gehalten werden.
Die Aufgaben c) und d) werden derzeit noch viel zu wenig in Angriff genommen.
Aus diesem Grund ist es dringend geboten, nur noch solche Stromerzeugung aus Bioenergien nach EEG zu fördern, die auf sonst nicht weiter nutzbaren Reststoffen basiert. Der Betrieb bereits bestehender Bioenergie-Stromerzeugungsanlagen sollte zügig auf Reststoffe umgestellt werden. Entschädigungsmaßnahmen bei nachträglicher Änderung der Bestimmungen für bereits errichtete Anlagen halten wir für selbstverständlich.
(1) Begründung aus Gesetzentwurf vom 6. März 2012 , BT-Drs. 17/8877
(2) Die Größenempfehlung 100 kW ergibt sich aus der Forderung, dass nur dann ein Direktvermarkten durchgeführt werden darf, wenn eine 1/4h-Messung durchgeführt wird. Nach § 6 EEG 2012 müssen Anlagen über 100 kW diese kostenintensive Messung sowieso durchführen.
(3) siehe § 6 (1) - (3) EEG 2012
(4) Je nach Zeitpunkt der Inbetriebsetzung und Anlagengröße ergeben sich auch Umrüstpflichten für Altanlagen, siehe § 66 (1) Nr. 1- 4 EEG 2012
(5) siehe § 17 (1) EEG 2012
(6) http://www.unendlich-viel-energie.de/de/bioenergie/detailansicht/article/105/strom-aus-biomasse.html
(7) http://www.erneuerbare-energien.de/die-themen/bioenergie/kurzinfo/
(8) http://www.sfv.de/artikel/neue_kursbestimmung_des_sfv_zur_nutzung_der_biomasse_-_vorstandsbeschluss.htm