5. ANALYSE UND WEITERENTWICKLUNG DER VORRANGPOLITIK IN
5.1 C HARAKTERISIERUNG DES E RNEUERBAREN -E NERGIEN -G ESETZES -(EEG)
5.1.2 Novellierung des EEG im Jahr 2004
bei kleinen Anlagen gegenüber. Im Bereich der Biomasseverstromung wurden die Sätze vor allem bei kleineren Anlagen zum Teil erhöht, während die Degression verschärft und die Vergütungsdauer reduziert wurde. Die Vergütung der geothermischen Stromer-zeugung wurde im künftig relevanten Bereich kleiner Anlagen erhöht. Die (bereits mit dem Vorschaltgesetz beschlossene) Erhöhung der Vergütung von Solarstrom kompen-siert im Wesentlichen das Auslaufen des 100.000-Dächer-Programms.
Die Regelungen des EEG 2004 sowie die Änderungen des Gesetzes im Jahr 2006 wer-den im Folgenwer-den näher betrachtet.
5.1.2 Novellierung des EEG im Jahr 2004
Anschluss-, Abnahme- und Übertragungspflicht
Netzbetreiber sind verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien oder aus Grubengas unverzüglich vorrangig an ihr Netz anzuschließen und den gesamten aus diesen Anlagen angebotenen Strom vorrangig abzunehmen und zu übertragen (§ 4 (1) Satz 1 EEG). Die Netzbetreiber dürfen die Erfüllung dieser Ver-pflichtungen sowie die zur Vergütung generell nicht vom Abschluss eines Vertrages abhängig machen (§ 12 (1) EEG).
Unbeschadet dessen können Anlagenbetreiber und Netzbetreiber vertraglich vereinba-ren, vom Abnahmevorrang abzuweichen, wenn dies der besseren Integration der Anlage in das Netz dient (Erzeugungsmanagement, § 4 (1) Satz 3 EEG). Netzbetreiber können dann entstehende Kosten im nachgewiesenen Umfang bei der Ermittlung des Netznut-zungsentgelts in Ansatz bringen.
Wenn die Abnahme des Stroms erst durch einen wirtschaftlich zumutbaren Ausbau des Netzes möglich wird, ist der Netzbetreiber auf Verlangen des Einspeisewilligen zum unverzüglichen Ausbau verpflichtet (§ 4 (2) Satz 2 EEG).
Die vorrangige Anschlusspflicht besteht selbst dann, wenn das Netz bereits zeitweise vollständig durch Strom aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas ausgelastet ist; in diesem Fall muss die Anlage aber mit einer technischen Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ausgestattet sein (§ 4 (3) EEG). Die vorran-gige Abnahmepflicht besteht dann nur, soweit das Netz nicht bereits durch Strom aus früher angeschlossenen Anlagen vollständig ausgelastet ist. Auch in diesem Fall ist der Netzbetreiber aber zum unverzüglichen Netzausbau verpflichtet.
Die vom Netzbetreiber aufgenommene Energiemenge muss vom vorgelagerten Über-tragungsnetzbetreiber vorrangig abgenommen und übertragen werden (§ 4 (6) EEG).
Nach § 13 EEG werden Netzkosten auf Anlagenbetreiber und Netzbetreiber aufgeteilt:
Die Kosten für den Anschluss der Anlagen sowie die notwendigen Messeinrichtungen müssen vom Anlagenbetreiber getragen werden (unter bestimmten Voraussetzungen muss der Netzbetreiber Mehrkosten des Anschlusses tragen, wenn er einen anderen als den „günstigsten“ Verknüpfungspunkt zuweist). Die Kosten für einen erforderlichen Ausbaus des Netzes müssen hingegen vom jeweiligen Netzbetreiber getragen werden.
Er kann die entsprechend nachgewiesenen Kosten bei der Ermittlung des Netznutzungs-entgelts in Ansatz bringen.
Der besseren Integration der Erneuerbaren Energien in das Stromsystem dient zum ei-nen die genannte Möglichkeit eines vertraglich vereinbarten Erzeugungsmanagements;
zum anderen besteht die Vergütungspflicht für Anlagen mit einer Leistung ab 500 Ki-lowatt nur dann, wenn eine registrierende Leistungsmessung erfolgt (§ 5 (1) EEG).
Vergütungsregelungen
Der Netzbetreiber muss dem Anlagenbetreiber mindestens die gesetzlich geregelten Vergütungen für den abgenommenen Strom zahlen (§ 5 (1) EEG). Der vorgelagerte Übertragungsnetzbetreiber ist wiederum zur Vergütung dieser Strommengen gegenüber dem Netzbetreiber verpflichtet, wobei die vermiedenen Netznutzungsentgelte in Abzug zu bringen sind (§ 5 (2) EEG).
Die Vergütungsregelungen des EEG sind generell durch folgende Merkmale gekenn-zeichnet:
• festgelegte Mindestvergütung für eine Anlage,
• Förderdauer einer Anlage in der Regel 20 Jahre,
• Differenzierung der Vergütungssätze nach technologischen Kategorien,
• Degression der Vergütungssätze in Abhängigkeit vom Jahr der Inbetriebnahme Sie folgen damit dem allgemeinen Schema:
i T v i Ti
tvi p d k
p = ⋅(1− ) − + (1)
mit
p: Vergütung
t: aktuelles Jahr der Vergütung
T: Jahr der Einführung des EEG bzw. der erstmaligen Festlegung der Vergütungssätze v: Inbetriebnahmejahr, auch Jahrgang
i: Technikkategorie z.B. Geothermie
k: Zuschlag für bestimmte Anwendungen, etwa Technologie-, KWK- oder NaWaRo-Bonus d: Degression
Die einmal festgelegten Mindestvergütungen verändern sich für eine geförderte Anlage (abgesehen vom Referenzertragsmodell bei der Windenergie) nicht. Dadurch erhält der Anlagenbetreiber eine große Planungssicherheit. Die Mindestvergütungen sind für neu in Betrieb genommene Anlagen jeweils für die Dauer von 20 Jahren zuzüglich des Inbe-triebnahmejahres zu zahlen; bei Wasserkraftanlagen sind es 30 Jahre (bis 5 MW) bzw.
15 Jahre (ab 5 MW) (§ 12 (3) EEG). Für Anlagen, die bis zum 31. Juli 2004 in Betrieb genommen worden sind, gelten technologiespezifische Übergangsbestimmungen (§ 21 EEG).
Tabelle 5-1 gibt einen Überblick über die Differenzierungen der Vergütungssätze und deren Degression. Die Vergütungssätze unterscheiden sich sowohl zwischen den Tech-nologien als auch innerhalb der TechTech-nologien deutlich. Diese Unterschiede sollen ins-besondere die Kostenunterschiede zwischen Technologien bzw. Einsatzbereichen wi-derspiegeln. Dementsprechend sind die Vergütungssätze für solare Strahlungsenergie (Fotovoltaik) wesentlich höher als die für andere Erneuerbare Energien. Auch für kleine Geothermie- und Biomasseanlagen sind die Vergütungssätze relativ hoch. Die Sätze für die jährliche Degression liegen zwischen 0 bzw. 1 % bei der Wasserkraft und 5 bzw.
6,5 % bei der Fotovoltaik und sollen die erreichbaren bzw. notwendigen Kostensen-kungsmöglichkeiten erfassen.
Zur Differenzierung der Förderung nach der Qualität des Standortes wird Strom aus Windenergie mit zwei unterschiedlichen Sätzen vergütet. Für Windkraftanlagen an Land wird zumindest für die ersten fünf Jahre nach Inbetriebnahme eine Anfangsvergü-tung gezahlt, die höher ist als die BasisvergüAnfangsvergü-tung. Je ungünstiger die Windbedingungen (gemäß dem Referenzertragsmodell) am Standort der Anlage sind, desto länger wird diese höhere Vergütung anstelle der Basisvergütung gezahlt. Für Off-shore-Windkraftanlagen gilt der höhere Satz für mindestens zwölf Jahre, anschließend hängt die Vergütung von der Küstenentfernung und der Wassertiefe ab. Diese Regelung gilt aber nur für Offshore-Anlagen, die vor 2010 in Betrieb genommen werden (früher 2006).
Die Höhe der Vergütung für Strom aus Windkraftanlagen an Land ist mit der Novelle 2004 vermindert worden. An Standorten, die weniger als 60 % des Referenzertrags er-warten lassen, werden keine weiteren Anlagen gefördert. Dagegen gibt es nun insbe-sondere an Küstenstandorten Anreize für den Ersatz von alten durch modernere Anla-gen (Repowering).
Tabelle 5-1: Vergütungssätze des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (2004) seit August 2004
EEG- Anlagen- Vergütung Degression Anmerkungen
Regelung bereich von ...MW bis ...MW Cent/kWh % pro Jahr
Wasserkraft § 6 (1) bis 5 MW 0,5 9,67 ab 2008 bestimmte
0,5 5 6,65 Standortbeschränkungen
§ 6 (2) 5-150 MW 0,5 7,67 1,0 Vergütung der Leistungserhöhung
0,5 10 6,65 bei Erneuerung
10 20 6,10
20 50 4,56
50 150 3,70
Deponie-, § 7(1) 0,5 7,67 1,5
Klär-, 0,5 5 6,65
Grubengas 5 6,65 nur Grubengas
§ 7 (2) 0,5 9,67 1,5* bei Einsatz innovativer Technologien
0,5 5 8,65 (+ 2 Cent)
5 8,65 nur Grubengas
Biomasse § 8 (1), S. 1 bis 20 MW 0,15 11,50 1,5
0,15 0,5 9,90
0,5 5 8,90
5 20 8,40
§ 8 (1), S. 2 bis 20 MW 20 3,90 1,5 Altholzkat. A III, A IV ab 7/2006
§ 8 (2), S. 1 bis 20 MW 0,15 17,50 1,5* nachwachsende Rohstoffe
0,15 0,5 15,90 (+ 6 bzw. + 4 Cent)
0,5 5 12,90
§ 8 (2), S. 2 bis 20 MW 0,15 17,50 1,5* nachwachsende Rohstoffe (Holz)
0,15 0,5 15,90 (+ 6 bzw. + 2,5 Cent)
0,5 5 11,40
§ 8 (3) bis 20 MW 0,15 13,50 1,5* Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung
0,15 0,5 11,90 (+ 2 Cent; nach § 8 (4) ggf.
0,5 5 10,90 zusätzlicher Bonus von 2 Cent
5 20 10,40 bei Einsatz innovativer Techn.)
Geothermie § 9 (1) 5 15,00 1,0
5 10 14,00
10 20 8,95
20 7,16
Windenergie § 10 (1) an Land 8,70 2,0 Anfangsvergütung (mind. 5 Jahre)
5,50 Endvergütung (gem. Referenzertrag)
§ 10 (3) auf See 9,10 2,0 Anfangsvergütung (mind. 12 Jahre)
(bis 2010) 6,19 Endvergütung (gem. Standort)
Solare § 11 (1) 45,70 5,0/6,5 Standortkriterien
Strahlungs- § 11 (2) 0,03 57,40 5,0 auf oder an Gebäuden
energie 0,03 0,1 54,60 oder Lärmschutzwänden
0,1 54,00
§ 11 (2), S. 2 0,03 62,40 5,0* Fassadenintegration
0,03 0,1 59,60 (+ 5 Cent)
0,1 59,00
Die Vergütungssätze gelten für Anlagen, die im Jahr 2004 in Betrieb genommen wurden.
Die Degression für neu in Betrieb genommene Anlagen beginnt mit dem 1.1.2005, bei Windenergie auf See 1.1.2008.
Die Degression beträgt bei Solaranlagen nach § 11 (1) beginnend mit dem 1.1.2006 6,5 % pro Jahr.
Die mit * gekennzeichneten Degressionsraten beziehen sich auf die Grundvergütung (ohne spezifische Erhöhung).
Die Laufzeit beträgt jeweils 20 Jahre, außer bei Wasserkraft: bis 5 MW 30 Jahre, ab 5 MW 15 Jahre.
Quelle: Zusammenfassung und Berechnungen des DIW Berlin auf Basis des EEG 2004. DIW Berlin Leistungsbereich
Mit der Novelle des EEG im Jahr 2004 sind die Differenzierungen der Vergütungssätze insgesamt noch verstärkt worden. Dabei sind die Vergütungsbedingungen in den Berei-chen Geothermie und Biomasse noch günstiger gestaltet worden. Bei Wasserkraftanla-gen gelten nun bestimmte StandortbeschränkunWasserkraftanla-gen. Im Bereich großer Wasserkraftan-lagen werden Modernisierung und Erweiterung gefördert. Für Strom aus Biomasse wer-den zusätzliche Vergütungen gezahlt, die kumulativ in Anspruch genommen werwer-den können. Diese Boni belohnen die ausschließliche Nutzung von nachwachsenden
Roh-stoffen, die Nutzung von Kraft-Wärme-Kopplung und die Umwandlung von Biomasse mittels innovativer Technologien (z.B. thermochemische Vergasung, Brennstoffzellen, Gasturbinen, Organic-Rankine-Anlagen, Kalina-Cycle-Anlagen oder Stirling-Motoren).
Bundesweiter Ausgleichsmechanismus
Um eine regionale Ungleichbehandlung von Netzbetreibern bzw. Stromverbrauchern zu vermeiden, enthält das EEG einen Mechanismus für einen bundesweiten Ausgleich der nach dem EEG abgenommenen Strommengen und der entsprechenden Vergütungen.
Dieser Mechanismus besteht aus den folgenden Stufen:
• Die vom Netzbetreiber aufgenommene EEG-Menge muss vom vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber vorrangig abgenommen und übertragen werden (§ 4 (6) EEG).
• Der vorgelagerte Übertragungsnetzbetreiber ist zur Vergütung dieser Strom-mengen gegenüber dem Netzbetreiber verpflichtet, wobei die vermiedenen Netznutzungsentgelte in Abzug zu bringen sind (§ 5 (2) EEG).
• Für den bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 14 EEG müssen die Ü-bertragungsnetzbetreiber zunächst den unterschiedlichen Umfang und den zeitli-chen Verlauf der EEG-Mengen sowie die Vergütungszahlungen erfassen und die Energiemengen unverzüglich untereinander vorläufig ausgleichen. Die Ener-giemengen und die Vergütungszahlungen werden jährlich abgerechnet und dabei so verteilt, dass sie den Anteilen des Letztverbrauchs in den jeweiligen Gebieten entsprechen.
• Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die Strom an Letztverbraucher liefern, sind verpflichtet, den vom jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber Strom anteilig abzunehmen und zu vergüten (§ 14 (3) EEG). Maßgeblich ist hierbei ein recht-zeitig bekannt gegebenes Profil, das der tatsächlichen Stromabnahme angenähert ist. Der Umfang der Abnahmepflicht ergibt sich aus dem Verhältnis der gesam-ten EEG-Strommenge zu dem insgesamt an Letztverbraucher abgesetzgesam-ten Strom.
Die Vergütung errechnet sich aus der voraussichtlichen durchschnittlichen Ver-gütung (pro Kilowattstunde) abzüglich der vermiedenen Netznutzungsentgelte.
Der bundesweite Ausgleichsmechanismus bewirkt letztlich, dass die Verbraucher (so-fern sie nicht durch die Härtefallregelung privilegiert sind) grundsätzlich eine gleich hohe Belastung an EEG-Differenzkosten pro Kilowattstunde tragen.
Herkunftsnachweis und Doppelvermarktungsverbot
Darüber hinaus enthält das EEG Regeln für den Herkunftsnachweis und ein Doppel-vermarktungsverbot (§§ 17 und 18 EEG). Die ggf. von Umweltgutachtern zu erstellen-den Herkunftsnachweise dürfen nur verwendet wererstellen-den, wenn dabei die erforderlichen Angaben vollständig gemacht werden.56 EEG-Strom darf grundsätzlich nicht mehrfach verkauft werden. Anlagenbetreiber, die die EEG-Vergütung in Anspruch nehmen, dür-fen die Nachweise nicht weitergeben.
Erfahrungsberichte
Nach § 20 EEG muss dem Deutschen Bundestag bis zum 31. Dezember 2007 und da-nach alle vier Jahre ein Erfahrungsbericht vorgelegt werden. Dieser Bericht ist vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Verbraucherschutz, Ernährung und Landwirtschaft und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit zu erstellen und soll insbesondere über den Stand der Markteinführung von Strom aus Erneuerbaren Energien sowie die Entwicklung der Stromgestehungskosten berichten. Gegebenenfalls ist dabei eine An-passung der Vergütungshöhe und der Degressionssätze für künftige Anlagen vorzu-schlagen.
In diesem Zusammenhang sind Betreiber von Anlagen, die ab dem 1. August 2004 in Betrieb genommen worden sind, und Netzbetreiber verpflichtet, auf Verlangen wahr-heitsgemäß gegenüber dem BMU Auskunft über sämtliche Tatsachen zu geben, die für die Ermittlung der Stromgestehungskosten sowie der ausgeglichenen Energiemengen und Vergütungszahlungen erheblich sein können. Damit sollen stichprobenartige Er-mittlungen von Stromgestehungskosten ermöglicht und die Funktionsfähigkeit des bun-desweiten Ausgleichsmechanismus gewährleistet werden.
Weitere Regelungen des EEG betreffen die besondere Ausgleichsregelung (Härtefallre-gelung) und die Regeln zur Transparenz. Diese Regelungen sind 2006 geändert worden (s.u.).