Die EEG Vergütung als Auslaufmodell?

Dass das EEG und die damit verbundene Förder­sys­te­matik für Anlagen zur regene­ra­tiven Strom­erzeugung nicht für die Ewigkeit gemacht ist, lag auf der Hand. Insbe­sondere wenn man die zahlreichen Novel­lie­rungen des Gesetz­gebers in den letzten 24 Jahren betrachtet. Ein Kernprinzip wurde dabei bisher bei allen Reformen jedoch nie angetastet, die Grundidee dass förder­fähige Anlagen eine Einspei­se­ver­gütung oder Markt­prämie für grund­sätzlich jede ins Netz einge­speiste Kilowatt­stunde erhalten. Damit könnte nun aller­dings bald Schluss sein.

Unter dem Titel „Wachs­tums­in­itiative – neue wirtschaft­liche Dynamik für Deutschland“ hat die Regierung eine Art Maßnah­men­ka­talog zur Förderung der Wirtschaft zusam­men­ge­stellt, der auf Seite 24 auch Reformen in der Energie­wirt­schaft („Leistungs­fä­higer Energie­markt für die Wirtschaft von morgen“) vorsieht.

Und dort heißt es:

„Mit dem Ende der Kohle­ver­stromung wird die Förderung der Erneu­er­baren Energien auslaufen. Der Ausbau neuer EE soll auf Inves­ti­ti­ons­kos­ten­för­derung umgestellt werden (eigener Kapazi­täts­me­cha­nismus), insbe­sondere um Preis­si­gnale verzer­rungsfrei wirken zu lassen. Dazu werden dieses und andere Instru­mente rasch im Reallabore-Gesetz im Markt getestet. Dabei muss eine hohe Ausbau­dy­namik beibe­halten werden, um die im EEG veran­kerten Ziele sicher zu erreichen und möglichst schnell mehr günstigen Strom zu erhalten. Auf diesem Weg wird noch stärker auf Kosten­ef­fi­zienz und Markt­in­te­gration geachtet. In diesem Zusam­menhang werden die im Rahmen der Plattform Klima-neutrales Strom­system aufge­zeigten Optionen geprüft und in die Entscheidung einfließen.

Perspek­ti­visch werden EE keine Förderung mehr erhalten, sobald der Strom­markt ausrei­chend flexibel ist und ausrei­chend Speicher zur Verfügung stehen.“

Ein Ende der Förderung von EE-Strom ist damit in Sicht­weite gerückt. Der Gesetz­geber möchte schritt­weise die Förderung zurückfahren.

„Kurzfristig werden wir die Förderung bei negativen Preisen für Neuan­lagen grund­sätzlich bereits ab dem 1. Januar 2025 aussetzen (ausge­nommen kleine Anlagen, da nicht adminis­trierbar) und die Schwelle, ab der die Erneu­er­baren Energien ihren Strom selbst vermarkten, beginnend ab dem 1. Januar 2025 in drei Jahres­schritten auf 25 KW absenken. Parallel werden wir die Schwelle für die Steuer­barkeit von EE-Anlagen für Netzbe­treiber weiter absenken. Dadurch kommen die Preis­si­gnale bei den Anlagen­be­treibern an und werden insb.Stromüberschüsse in Zeiten negativer Preise vermieden, da keine feste Einspei­se­ver­gütung mehr gezahlt wird.“

Branchen­kenner fragen sich, ob die geplante Selbst­ver­mark­tungs­pflicht für Anlagen größer 25 kW funktio­nieren wird, denn hierfür braucht es ein Angebot von Seiten des Marktes der Direkt­ver­markter. für die könnten diese kleinen Anlagen jedoch wirtschaftlich nicht inter­essant genug sein.

Die weitere Entwicklung und Umsetzung des Konzeptes bleibt abzuwarten, aber ein Ende des EEG wie wir es kannten, ist damit in Sicht.

(Christian Dümke)

2024-07-26T20:23:48+02:0026. Juli 2024|Allgemein, Energiepolitik, Erneuerbare Energien|

Tempo 30: Weiter Stückwerk nach StVO

Ein erklärtes Ziel der aktuellen Straßen­ver­kehrs­rechts­reform war es, den Kommunen mehr Gestal­tungs­spiel­räume einzu­räumen. Anderer­seits ist für die FDP, die bekanntlich auf Bundes­ebene das Verkehrs­ressort stellt, ein Kernan­liegen, generell keine Tempo­limits für Kraft­fahr­zeuge einzu­führen und in den Städten kein „flächen­de­ckendes“ Tempo 30.

Insofern bleiben die Gestal­tungs­spiel­räume der Kommunen weiter auf Ausnahmen beschränkt. So können nun auch vor Spiel­plätzen, auf hochfre­quen­tierten Schul­wegen, Einrich­tungen für Menschen mit Behin­de­rungen oder an Fußgän­ger­über­wegen (Zebra­streifen) strecken­be­zogene Tempo 30-Anord­nungen getroffen werden. Wo bereits jetzt, etwa vor Schulen, Kitas, Kinder­gärten, Alten- und Pflege­heimen oder Kranken­häusern, Tempo 30 gilt, können Lücken­schlüsse nun leichter angeordnet werden (überbrückt werden können bis zu 500 m statt, wie bisher 300 m).

Wie ist es aber nun, wenn eine Gemeinde beschließt, auch auf den inner­ört­lichen Haupt­straßen Tempo 30 anzuordnen? Wenn es sich nicht um Kreis, Landes- oder Bundes­straßen handelt, könnte das nach dem Wortlaut der StVO erst einmal möglich sein. Denn neben Straßen des überört­lichen Verkehrs sind nur Vorfahrts­straßen katego­risch von Zonen­an­ord­nungen ausge­schlossen. Und theore­tisch wäre es denkbar, Anordnung der Vorfahrts­straße (Zeichen 306) durch „rechts vor links“ oder in begrün­deten Ausnahmen auch durch indivi­duelle Vorfahrts­re­ge­lungen (Zeichen 301 / 205) zu ersetzen. 

Dem sind jedoch enge Grenzen durch die Allge­meine Verwal­tungs­vor­schrift zur StVO und die Recht­spre­chung gesetzt. Denn es muss in den Städten ein funkti­ons­fä­higes Vorfahrts­stra­ßennetz erhalten bleiben, das dem Wirtschafts­verkehr, ÖPNV und Rettungs­diensten dient. Wenn also eine inner­ört­liche Vorfahrts­straße herab­ge­stuft wird, muss nach aktuell geltendem Recht irgendwo eine andere Straße die Funktion im Vorfahrts­stra­ßenetz erfüllen. Das wird sich selten ohne weiteres finden lassen.

Insofern sind die Gemeinden auf die Möglich­keiten der strecken­be­zo­genen Tempo 30-Anord­nungen verwiesen, sie nun immerhin um weitere Tatbe­stände erweitert wurden. Insofern werden für die Kommunen die Karten für die Verkehrs- und Stadt­planung aktuell wieder neu gemischt. (Olaf Dilling)

 

2024-07-24T21:44:39+02:0024. Juli 2024|Allgemein, Verkehr, Verwaltungsrecht|

Die EPEX Spot Havarie: Und wie nun weiter?

Ganz genau weiß man noch nicht, was am 25. Juni 2024 zur Entkopplung der Strom­märkte an der Strom­börse EPEX SPOT geführt hat. Zunächst sprach die Börse von einem kleinen Strom­ausfall. Inzwi­schen wird von einem nicht mehr näher definierten daten­ver­ar­bei­tungs­tech­ni­schen Problem gesprochen. Klar ist nur, dass die europäi­schen Märkte durch einen wie auch immer beschaf­fenen Fehler der IT digital vonein­ander entkoppelt wurden, so dass sich Preise bildeten, als ob Deutschland eine Insel wäre, die für Strom­mengen aus dem Ausland nicht erreichbar wäre. Teilweise betrug der Preis für Day-Ahead Strom für den 26. Juni 2024 in der Konse­quenz mehr als 2.000 EUR/MWh.

Für Unter­nehmen, die sich am Spotmarkt Day Ahead eindecken, schossen die Kosten für diesen Tag in die Höhe. Der Schaden dürfte erheblich sein. Für Verbraucher spielen börsen­no­tierte Tarife bisher keine große Rolle. Es entspricht aber der erklärten Absicht der Politik, dass sich das ändert: Unter­nehmen sollen mehr lastva­riable und tages­zeit­be­zogene Tarife anbieten, erste Unter­nehmen locken mit Tarifen, die sich auf Börsen­preise beziehen. Der Vorfall vom 25. Juni dürfte den Optimismus im Umgang mit solchen Tarifen aber durchaus etwas dämpfen.

Dass die genaue Ursache für die Havarie am 25. Juni 2024 noch nicht öffentlich ist, ist einer­seits verständlich. Die Schäden sind hoch, und je mehr über den Vorfall bekannt wird, um so inten­siver werden die Fragen nach der Haftung. Entspre­chend ist es nicht überra­schend, dass in der Öffent­lichkeit über die Entkopplung mit aller Vorsicht bevorzugt gesprochen wird, als hätte ein Meteorit die digitale Kopplung der Märkte unter­brochen. Doch abseits der recht­lichen – auch in mehreren Mandaten von uns geprüften – Frage nach vertrag­lichen wie delikt­i­schen Schadens­er­satz­an­sprüchen geschä­digter Unter­nehmen, muss am Ende klar sein: Wenn praktisch alle Stake­holder marktnahe Beschaf­fungen wollen, auch um die Netzlast besser zu steuern und Preis­spitzen durch Rückgriffe auf besonders teure Erzeuger zu kappen, ist das Vertrauen in die Funktio­na­li­täten der Börsen essen­tiell. Dazu gehören nicht nur Trans­parenz, sondern auch ein konstruk­tiver Umgang mit Pannen wie am 25. Juni, der sich zum einen auf Verbes­se­rungen für die Zukunft, zum anderen auf einen schnellen und unbüro­kra­ti­schen Umgang mit den entstan­denen Schäden beziehen sollte (Miriam Vollmer).

2024-07-19T22:25:40+02:0019. Juli 2024|Allgemein|