Strom­preis­bremse rasiert Erneu­erbare Energien

Ab dem 1. Januar 2023 soll entlastet werden, so der Kabinetts­entwurf für die Strom­preis­bremse von heute. Finan­ziert werden sollen die Entlas­tungen v. a. durch die Abschöpfung sog. „Überschuss­erlöse“, also von Erlösen, die nur deswegen so stattlich ausfallen, weil die oft preis­bil­dende Strom­pro­duktion aus Erdgas sich drastisch verteuert hat. Dass diese abgeschöpft werden sollen, ist eine EU-Vorgabe und ergibt sich aus der Verordnung (EU) 2022/1854 vom 6. Oktober 2022. Hier heißt es nämlich in Art. 6 Abs. 1:

Die Markt­erlöse, die Erzeuger für die Strom­erzeugung aus den in Artikel 7 Absatz 1 genannten Quellen erzielen, werden auf höchstens 180 EUR je MWh erzeugter Elektri­zität begrenzt.

Abgeschöpft werden soll laut EU bei Erneu­er­baren, Atomkraft­werken, Braun­kohle und Heizöl. Ob die Mitglied­staaten auch bei Stein­kohle abschöpfen wollen, steht ihnen frei, Art. 8 Abs. 1 d. Wie genau die Mitglied­staaten die Abschöpfung vornehmen, lässt die Verordnung ansonsten weitgehend offen. Klar ist nach Art. 8 Abs. 2 aber, dass die Abschöp­fung­ver­hält­nis­mäßig und diskri­mi­nie­rungsfrei sein soll, Inves­ti­ti­ons­si­gnale nicht gefährden und die Inves­ti­tions- und Betriebs­kosten decken soll.

Klingt gut, finden Sie? Nun, der aktuelle Kabinetts­entwurf sieht ganz anders aus. Für die Erneu­er­baren Energien, die doch an sich mit dem ehrgei­zigen EEG 2023 gefördert werden sollen, um als Bundes­re­publik 2045 netto null zu emittieren, sieht es danach nicht gut aus.

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Zunächst ist von den europäi­schen 180 EUR/MWh im deutschen Entwurf nicht die Rede. § 16 Abs. 1 Nr. 1 des Entwurfs kappt die Erlöse nicht etwa oberhalb von diesen 18 Cent/kWh, sondern erklärt den „anzule­genden Wert“ plus eines Sicher­heits­zu­schlags schlan­kerhand zur Obergrenze dessen, was ein  Anlagen­be­treiber erlösen darf. Dieser Mecha­nismus führt aber dazu, dass die meisten betrof­fenen Anlagen eine viel, viel niedrigere Obergrenze für den Erlös haben, als in der EU-Verordnung vorge­sehen. Denn der anzule­gende Wert ist keineswegs der „richtige“ Strom­preis für EEG-Anlagen. Es handelt sich vielmehr um eine Art Unter­grenze für die Vergütung von EEG-Strom im gesetz­lichen Regelfall der sog. „geför­derten Direktvermarktung“:

Was ist der „anzule­gende Wert“?

Die Bundes­netz­agentur schreibt gesetzlich bestimmte Mengen an EEG-Strom aus. Unter­nehmen, die EEG-Anlagen bauen wollen, bieten einen bestimmten anzule­genden Wert. Den Zuschlag bekommen die Gebote mit dem niedrigsten anzule­genden Wert in aufstei­gender Reihen­folge. Dieser Zuschlag garan­tiert den Unter­nehmen, dass sie für ihren Strom auf jeden Fall über 20 Jahre diesen anzule­genden Wert erhalten. Es handelt sich also um einen Mindestwert. Faktisch kalku­lieren Unter­nehmen aber mit deutlich höheren Erlösen für ihre Produktion am Markt. Sinn ergibt der anzule­gende Wert aber trotzdem, weil er den Zugang zu Finan­zie­rungen erleichtert. Um eine Vorstellung von der Höhe der anzule­genden Werte zu gewinnen: In den Ausschrei­bungs­runden 2022 für Windenergie an Land betrug der höchste Gebotswert, der einen Zuschlag erhalten hat, 5,88 Cent/kWh. Mehr wäre auch gar nicht zulässig gewesen. Da nützt dann auch das 1% Sicher­heits­zu­schlag nicht mehr, dass Betreibern bleiben soll, die nach § 18 des Entwurfs per PPA vermarkten: Nimmt der Staat – genauer gesagt  der Netzbe­treiber – 90% der Erlöse oberhalb dieser Marke, so verkauft ein Windpark­be­treiber faktisch ab dem 1. Januar 2023 oft zu 6 – 7 Cent/kWh. Dies gilt übrigens nicht nur dann, wenn ein Betreiber sich überhaupt an diesen Auktionen beteiligt hat. Auch Unter­nehmen, die von vornherein auf Förderung verzichtet und sich allein auf den Markt verlassen haben, müssen ihre Erlöse nun oberhalb des Wertes abführen, der gelten würde, wenn sie in die geför­derte Direkt­ver­marktung wechseln.

Statt 18 Cent/kWh, die die EU verlangt, lässt die Bundes­re­publik dem Windpark­be­treiber also nur etwa ein Drittel.

Ob das recht­mäßig ist? Zweifel gibt es in vielfacher Hinsicht. Da die EU eine so rigide Abschöpfung ja gar nicht verlangt, kann sich der deutsche Gesetz­geber nicht hinter der EU verstecken. Statt­dessen muss Deutschland sich fragen lassen, ob diese Form der Abschöpfung wirklich so diskri­mi­nie­rungsfrei ist, wie die VO 2022/1854 es verlangt. Viel spricht dafür, dass dem gerade nicht so ist, und die Abschöpfung das Vertrauen des Marktes in Inves­ti­tionen in Erneu­erbare drastisch erschüttert. Dass Eigen­tums­rechte und Berufs­aus­übungs­rechte ebenso wie der Gleich­heitssatz verletzt sein könnten, wird aktuell ebenfalls breit disku­tiert. Und ist der Weg des Geldes von den Anlagen­be­treibern bis zu den Letzt­ver­brau­chern wirklich so staatsfrei, dass die Finanz­ver­fassung mit ihrem sog. Steuer­fin­dungs­verbot gar keine Bedeutung hat?

Fest steht schon jetzt: Ob es mit der Abschöpfung seine Richtigkeit hat, wird sicher den Weg zu Gerichten finden. Wir sind skeptisch, ob das so alles gemein­schafts- wie verfas­sungs­rechtlich stimmen kann. Politisch dürfte aber schon jetzt feststehen, dass die Ampel mit ihrer Ankün­digung, Inves­ti­tionen in Erneu­erbare zu fördern, mit diesem Geset­zes­entwurf gescheitert sein dürfte (Miriam Vollmer).

 

2022-11-25T23:04:54+01:0025. November 2022|Energiepolitik, Erneuerbare Energien, Strom|

Sonnig: Re-Powering von Freiflächen-PV

Nun hat auch der Bundesrat zugestimmt: Mit der 3. Novelle des Energie­si­che­rungs­ge­setzes (EnSiG) treten nun auch einige kleine, feine Änderungen des EEG in Kraft. Eine Änderung, von der sich viele Unter­nehmen eine höhere Strom­aus­beute auf besonders sonnigen Freiflächen versprechen, ist die Neufassung des § 38b Abs. 2 EEG 2023. Nach dessen aktueller Fassung können bestehende Solar­module nur unter Beibe­haltung des (für die Vergü­tungs­mo­da­li­täten entschei­denden) Inbetrieb­nah­me­datums ersetzt werden, wenn die alten aufgrund eines techni­schen Defekts, einer Beschä­digung oder eines Diebstahls nicht mehr erzeugen. Alte Anlagen ohne ein solches Ereignis durch leistungs­fä­higere neue Anlagen zu ersetzen, ist damit ausge­schlossen. Da aber PV-Anlagen mit der Zeit schlechter werden und außerdem durch techni­schen Fortschritt neuere Anlagen ohnehin eine höhere Strom­aus­beute bieten, ist ein solcher Ersatz sinnvoll, um auf bereits genutzten Flächen mehr Strom zu erzeugen.

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Die Neufassung erlaubt einen solchen Ersatz nun unabhängig vom Ersatz­grund. Die neue Anlage tritt also an die Stelle der Alten. Diese Regelung ist unein­ge­schränkt zu begrüßen, denn sie erlaubt ohne aufwändige Geneh­mi­gungs­ver­fahren und die oft langwierige Flächen­ge­winnung eine Erhöhung der PV-Erzeugung an etablierten Stand­orten, mit Glück schon im kommenden Jahr (Miriam Vollmer)

2022-10-07T19:39:02+02:007. Oktober 2022|Erneuerbare Energien, Strom|

Alle Jahre wieder – Stichtag 31.05. für Korrektur von EEG Abrech­nungen naht

Alle Jahre wieder steht für Netzbe­treiber und deren vorge­la­gerte Übertra­gungs­netz­be­treiber die Endab­rechnung der vom Netzbe­treiber an Anlagen­be­treiber ausge­zahlte Förde­rungen nach dem EEG auf dem Plan. Der örtliche Strom­ver­teil­netz­be­treiber, dem Anlagen­be­treiber die Einspei­se­ver­gütung oder die Markt­prämie auszahlt, tut dies nämlich nicht aus eigener Tasche, sondern bekommt diese Ausgaben seiner­seits von seinem vorge­la­gerten Übertra­gungs­netz­be­treiber erstattet. Die Abrechnung erfolgt zum 31. Mai eines jeden Jahres– und bis zu diesem Stichtag müssen auch Abrech­nungs­fehler der Vorjahre korri­giert werden, wenn man nicht ein weiteres Jahr warten möchte.

Aller­dings sind Fehler bei der Abwicklung der EEG Vergütung, bei denen zum Beispiel der Anlagen­be­treiber vom Netzbe­treiber fehlerhaft eine zu geringe Einspei­se­ver­gütung erhalten hat, in der Praxis nur mit Aufwand zu korri­gieren. Der betroffene Netzbe­treiber kann die korri­gierten Mengen und Beträge erst in der nächsten jährlichen Abrech­nungs­runde mit seinem Übertra­gungs­netz­be­treiber unter­bringen, auch wenn es sich um einen Vorgang aus einem früheren Jahr handelt.

Die Korrektur muss weiterhin gem. § 62 EEG 2021 eine rechts­kräftige Gerichts­ent­scheidung im Haupt­sa­che­ver­fahren oder ein zwischen den Verfah­ren­s­par­teien durch­ge­führtes Verfahrens bei der Clearing­stelle nach § 81 Absatz 4 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 EEG, eine Entscheidung der Bundes­netz­agentur nach § 85 EEG voraus­ge­gangen sein oder aber es existiert ein vollstreck­barer Titel, der erst nach der Abrechnung nach § 58 Absatz 1 ergangen ist. Dieser vollstreckbare Titel kann dabei entweder im Verhältnis Anlagen­be­treiber / Netzbe­treiber oder im Verhältnis Netzbe­treiber /Übertragungsnetzbetreiber erzeugt werden.

Ist der Fall eigentlich klar und bedarf keiner strei­tigen gericht­lichen oder behörd­lichen Ausein­an­der­setzung, bietet es sich an einen solchen Titel durch einen außer­ge­richt­lichen Vergleich zu erzeugen. Das ist möglich, wenn dieser Vergleich durch anwalt­liche Vertreter der Parteien abgeschlossen wird, der Schuldner sich darin neben der Zahlungs­pflicht auch direkt der Zwangs­voll­stre­ckung unter­wirft – und die so erstellte Vergleichs­ur­kunde dann vom örtlich zustän­digen Gericht (§ 796a ZPO) oder aber einem Notar am Gerichts­standort für vollstreckbar erklärt wird (§ 796c ZPO). Das Prozedere erfordert also einen gewissen Aufwand, die Betei­ligung von Rechts­an­wälten, sowie eines Notars und verur­sacht Kosten.

Betroffene Netzbe­treiber müssen also zeitnah aktiv werden.

(Christian Dümke)

2022-05-10T10:46:17+02:0010. Mai 2022|Erneuerbare Energien, Netzbetrieb|