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Stand: 05.05.2011


Zusammenfassung der Handlungsempfehlungen des EEG-Erfahrungsberichts - BMU-Entwurf

Die Bundesregierung hat am 28. September 2010 ein Energiekonzept beschlossen, das Ziele zum Ausbau der erneuerbaren Energien enthält. Diese sind ambitioniert und sollen nicht verändert werden. Vor dem Hintergrund des Atomunglücks in Japan und der infolge dessen vorgesehenen Änderungen der Laufzeiten der Kernkraftwerke in Deutschland müssen allerdings die Anstrengun-gen zur Erreichung dieser Ziele dynamisch vorangetrieben werden. Insgesamt stehen folgende Leitlinien im Vordergrund:

  • Ausbau der erneuerbaren Energien dynamisch vorantreiben;
  • Kosteneffizienz steigern;
  • Markt-, Netz- und Systemintegration vorantreiben;
  • An bewährten Grundprinzipien des EEG festhalten (insbesondere Einspeisevorrang und gesetzliche Einspeisevergütung).

Konkret empfiehlt der Erfahrungsbericht folgenden Maßnahmen:

Ziele

Die im Energiekonzept vom 28. September 2010 verankerten Ausbauziele im Stromsektor werden im EEG verankert. Demnach soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch 2020 mindestens 35 % betragen. 2030 sollen es 50 %, 2040 65 % und 2050 80 % sein.

Bewertung

Mit einem klaren Zielpfad wird allen Akteuren eine langfristige Perspektive aufgezeigt und damit die erforderliche Planungssicherheit geschaffen

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Markt-, Netz- und Systemintegration

  • Mit einer optionalen Marktprämie erhalten die EEG-Anlagenbetreiber einen Anreiz, ihre Anlagen marktorientiert zu betreiben. Einbezogen werden alle EEG-Anlagen. Die Marktprämie i.e.S. ergibt sich als Differenz zwischen der anlagenspezifischen EEG-Vergütung und dem monatlich ex-post ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis. Dieser wird bei Wind- und PV-Strom korrigiert um einen technologiespezifischen Wertigkeitsfaktor, der den jeweiligen Marktwert an der Börse widerspiegelt. Darüber hinaus werden mit einer Managementprämie u.a. die Kosten für den Ausgleich von Prognosefehlern ausgeglichen.
  • Eine "Kapazitäts-Prämie" fördert gezielt Investitionen in die Fähigkeit zur marktorientierten Stromerzeugung von Biogasanlagen. Diese Prämie ermöglicht Investitionen in größere Gasspeicher und Generatoren, so dass eine Verschiebung der Stromerzeugung um etwa 12 Stunden ermöglicht wird.
  • Mit einer Speicheroffensive (Befreiung der Speicher von Netzentgelten, ressortübergreifendes Speicherforschungsprogramm inkl. Demonstrationsanlagen,) wird die Speicherentwicklung vorangetrieben. In einer Speicher-Roadmap wird eine umfassende Strategie (Bedarf, Technologieentwicklung, Förderstrategie, Rahmenbedingungen und Instrumente) erarbeitet.
  • Das "Grünstromprivileg" bleibt - mit der bereits beschlossenen Begrenzung auf 2 ct/kWh - erhalten. Zusätzlich wird ein Mindestanteil fluktuierender erneuerbarer Energien von 25 % eingeführt.
  • Die Zulässigkeit des Angebots negativer Regelenergie durch EEG-Anlagen aus der gesetzlichen Einspeisevergütung wird fortgeführt, aber an klarere Voraussetzungen gebunden.
  • Die Integration von PV-Anlagen ins Netz wird vorangetrieben:
    • Mit Blick auf die 50,2 Hz-Problematik (Gefahr eines großräumigen blackouts durch Selbstabschaltung von PV-Anlagen, falls die Netzfrequenz auf 50,2 Hz steigt) werden auch Bestandsanlagen nachgerüstet.
    • PV-Anlagen werden ins Einspeisemanagement einbezogen, können also künftig – wie alle anderen EEG-Anlagen – bei Netzüberlastung gegen Entschädigung abgeregelt werden.
    • Bei kleinen PV-Anlagen, für die das Einspeisemanagement zu aufwändig wäre, soll die Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt auf 70 % begrenzt werden, um die sehr seltenen Leistungsspitzen zu "kappen". Dies reduziert die eingespeiste Strommenge nur um rund 2 %, entlastet aber das Netz ganz erheblich.

Bewertung

Mit wachsendem Anteil der erneuerbaren Energien gewinnt die Optimierung des Gesamtsystems, d.h. des Zusammenspiels zwischen erneuerbaren und konventionellen Energien sowie Speichern und Verbrauchern zunehmend an Bedeutung. Die System- und Netzintegration erfordert insbesondere den Ausbau der Netzinfrastruktur quantitativ und qualitativ ("smart grids") sowie Speicher. Entsprechende Regelungen sind in erster Linie außerhalb des EEG im Energiewirtschaftsrecht zu treffen. So ist z.B. die Befreiung von Speichern von Netzentgelten vorgesehen, aber auch ein ressortübergreifendes Speicherforschungsprogramm (einschließlich Demonstrationsanlagen). Aber auch im EEG sind konkrete Maßnahmen zur System- und Netzintegration vorgesehen, beispielsweise die gezielte Förderung von Investitionen in die Fähigkeit zur marktorientierten Stromerzeugung von Biogasanlagen oder effektive Maßnahmen zur Integration von PV-Anlagen ins Netz. Um die erneuerbaren Energien an den Markt heranzuführen, kommt es darauf an, Mechanismen zu schaffen, die es ermöglichen, dass die Marktpreissignale bei den Akteuren ankommen. Der Einführung einer optionalen Marktprämie kommt hierfür entscheidende Bedeutung zu. Dagegen wurde das Grünstromprivileg angesichts der hier möglichen Mitnahmeeffekte einerseits begrenzt und andererseits durch eine Mindestquote für Strom aus fluktuierender Stromerzeugung so ergänzt, dass auch das Grünstromprivileg einen Beitrag zur Integration leistet.

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Regelungen (einschließlich Vergütungen) zu den verschiedenen erneuerbaren Energien

Die im EEG festgelegten Vergütungen sollen einerseits kostendeckend (einschließlich einer angemessenen Rendite) sein und so den weiteren Ausbau voranbringen. Andererseits muss gerade vor dem Hintergrund der gestiegenen EEG-Umlage und mit Blick auf die in den letzten Jahren teilweise aufgetretenen Überförderungen (Photovoltaik und Biomasse) strikt darauf geachtet werden, dass eine Überförderung vermieden wird. Nur so können auch künftig bei einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien die Auswirkungen auf die Strompreise begrenzt werden. In diesem Sinne werden zum einen Verbesserungen in den Bereichen vorgeschlagen, die für das Ausbauvolumen entscheidend sind (Windenergie auf See), zum anderen aber auch Überförderungen abgebaut (Biomasse) sowie die Anreize zur Kostensenkung verstärkt (Windenergie an Land).

Wind an Land

  • Im Grundsatz Fortführung der Vergütungsstruktur gemäß EEG 2009.
  • Erhöhung der Degression von 1 auf 2 % (Druck auf Kostensenkungen).
  • Systemdienstleistungs-Bonus für Neuanlagen (bisher befristet bis 31.12.2013) wird bereits zum 01.01.2012 gestrichen, da ohnehin alle Neuanlagen die technischen Voraussetzungen erfüllen. Der SDL-Bonus für Bestandsanlagen wird dagegen bis 31.12.2015 verlängert.
  • Repowering-Bonus wird begrenzt auf alte, netztechnisch problematische Anlagen, die bis 2001 in Betrieb genommen wurden (ansonsten Mitnahmeeffekte).

Bewertung

Die Windenergie an Land wird bis auf Weiteres die größten Beiträge zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien leisten. Zudem weist sie vergleichsweise geringe Kosten auf. Mit Blick auf die deutliche Erhöhung der Vergütung bei der letzten EEG-Novelle, die gefallenen Anlagenpreise und die bestehenden Kostensenkungspotenziale in den Herstellungsprozessen soll aber der Druck auf Kostensenkungen erhöht werden. Der leichte Rückgang der Neuinstallationen im vergangenen Jahr ist nicht auf die Vergütung zurückzuführen, sondern auf eine zu geringe Ausweisung von Eignungsflächen, den langen Winter und sonstige Hemmnisse (z.B. Radar-Problematik). Für den weiteren Ausbau kommt es daher entscheidend darauf an, dass in den Ländern genügend Eignungsflächen ausgewiesen und restriktive Höhenbegrenzungen aufgehoben werden.

Wind auf See

  • Integration der Sprinterprämie (2 ct/kWh) in die Anfangsvergütung, so dass diese von 13 auf 15 ct/kWh steigt.
  • Verschiebung des Degressionsbeginns von 2015 auf 2018, da der Offshore-Ausbau sich verzögert hat. Im Gegenzug danach Erhöhung der Degression von 5 auf 7 %.
  • Einführung eines optionalen Stauchungsmodells: Anfangsvergütung steigt auf 19 ct/kWh, wird aber nur für 8 statt 12 Jahre gewährt. Im Anschluss daran gilt für die von der Wassertiefe und Küstenentfernung abhängige Verlängerungsphase die normale Anfangsvergütung (15 ct/kWh) und anschließend die Grundvergütung (wie bisher) 3,5 ct/kWh. Es ist davon auszugehen, dass die Grundvergütung nicht in Anspruch genommen und der Strom stattdessen direkt vermarktet wird.
  • 5 Mrd.-Programm der KfW, um für rund 10 Windparks die Finanzierung zu sichern, Erfahrungen zu sammeln und damit spätere Projektfinanzierungen zu erleichtern.
  • Streichung der Befristung der Netzanbindungspflicht der Übertragungsnetzbetreiber im EnWG.
  • Erarbeitung eines Masterplans Offshore-Netzanbindung durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Bewertung

Die Windenergie auf See soll sich langfristig neben Windenergie an Land zur wichtigsten Säule des Ausbaus der erneuerbaren Energien entwickeln. Bisher ist sie allerdings aufgrund der hohen Risken und schwieriger Rahmenbedingungen für die Finanzierung noch nicht wie geplant vorangekommen. Erst wenn mehrere Offshore-Parks errichtet worden sind und entsprechende Erfahrungen vorliegen, ist mit sinkenden Risiken und Kosten zu rechnen. Das ist die entscheidende Voraussetzung, um mittelfristig die Finanzierung sicherzustellen. Daher sind sowohl im EEG als auch bei den sonstigen Rahmenbedingungen umfassende Maßnahmen vorgesehen, um der Windenergie auf See zum Durchbruch zu verhelfen.

Biomasse

  • Drastisch vereinfachtes Vergütungssystem mit 4 leistungsbezogenen Anlagenkategorien (Grundvergütung zwischen 6 und 14,3 ct/ kWh) und 2 Rohstoff-vergütungsklassen (Rohstoffvergütungsklasse I mit 6 ct/kWh und Rohstoffvergütungsklasse II mit 8 ct/kWh).
  • Gesonderte Vergütung für Bioabfallvergärungsanlagen zur Mobilisierung von Abfall- und Reststoffen
  • Gestaffelte Zusatzvergütung (1 bis 2 ct) für die Biomethaneinspeisung
  • Für Altanlagen Halbierung des Güllebonus, wenn diese bereits vor 2009 in Betrieb gingen und den Güllebonus mit dem EEG 2009 erst nachträglich bekamen.
  • Im Schnitt Absenkung des Vergütungsniveaus um 10 – 15 %, insbesondere bei Kleinanlagen; so sinkt die Vergütung für eine typische 150 kW-Anlage von bisher rund 26 ct/kWh auf künftig 20 – 22 ct/kWh.
  • Erhöhung der Degression von 1 auf 2 % auf die rohstoffunabhängige Vergütung, d.h. die Rohstoffvergütung unterliegt künftig nicht mehr der Degression, da Rohstoffpreise auf dem Weltmarkt bestimmt werden und somit kein Kostensenkungspotenzial haben.
  • Für Strom aus Biogas Begrenzung des Einsatzes von Mais und Getreidekorn auf 60 % (energetisch);
  • Streichung der Vergütung für die Altholzverbrennung.
  • Einführung einer anteiligen Vergütung (d.h. beide Rohstoffklassen können gemischt werden). Dies vereinfacht den Einsatz von ökologisch vorteilhaften Einsatzstoffen, z.B. Landschaftspflegematerial.
  • Einführung von Mindestanforderungen (z.B. 60 % Wärmenutzung).
  • Für Neuanlagen Streichung der Förderung von Strom aus flüssiger Biomasse.
  • Einführung einer Kapazitäts-Prämie, um Strom aus Biogas-Anlagen marktorientiert erzeugen zu können (s.o.).
  • Erweiterung der Verordnungsmöglichkeiten für weitergehende Nachhaltigkeitsanforderungen, insbesondere auch für feste und gasförmige Biomasse.

Bewertung

Die Biomasse liefert neben der Windenergie die wichtigsten Beiträge zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Die Änderungen der letzten EEG-Novelle haben allerdings zu einer intransparenten Förderstruktur, Überförderung und ökologischen Fehlanreizen geführt. Die vorgesehene neue Vergütungsstruktur stellt einen erheblichen Fortschritt in Richtung Transparenz und Vereinfachung dar und bereitet dem "Wildwuchs" bei den Boni ein Ende. Zugleich werden effektive Maßnahmen ergriffen, um dem zunehmenden Maisanbau sowie anderen Nutzungskonkurrenzen (z.B. bei Altholz) entgegenzuwirken und den Belangen des Naturschutzes Rechnung zu tragen.

Photovoltaik (PV)

  • Beibehaltung der bestehenden Degressionsregelung ("atmender Deckel") und halbjährliche Anpassung wie im Jahr 2011.
  • Reduktion der Vergütungsklassen von 4 auf 3 Kategorien (bis 30, 30 bis 500, über 500 kW).
  • Die Eigenverbrauchsregelung wird verlängert.
  • Es werden gezielte Maßnahmen zur Netzintegration der Photovoltaik ergriffen (s.o.).
  • PV-Freiflächenanlagen auf Konversionsflächen, die Schutzgebiete der höchsten naturschutzrechtlichen Kategorien sind (Nationalparks, Naturschutzgebiete, gelistete FFH-Gebiete) erhalten keine Vergütung.

Bewertung

Die Photovoltaik soll im Mix der Stromerzeugung auch in Zukunft eine wichtige Rolle spielen. Für den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien kommt es aber stärker auf andere Formen wie Wind an. Deshalb soll die Vergütung für PV ihre Bedeutung angemessen widerspiegeln. Im vergangenen Jahr hat PV über 80 % aller Investitionen in die erneuerbare Stromerzeugung auf sich gezogen. Dieser Schieflage ist durch die erfolgten Kürzungen und die Verschärfung des "atmenden Deckels" bei der Degression effektiv entgegen getreten worden. Die Regelungen haben sich bewährt, so dass nur kleinere Anpassungen erforderlich sind. Von erheblicher Bedeutung sind die Maßnehmen zur Netzintegration der PV.

Geothermie

  • Integration von KWK- und Frühstarter-Bonus in die Grundvergütung, so dass diese von 16 auf 23 ct/kWh steigt; zusätzlich Erhöhung um weitere 2 ct/kWh auf 25 ct/kWh, da es bisher kaum Projekte gibt.
  • Technologie-Bonus für petro-thermale Projekte steigt von 4 auf 5 ct/kWh.
  • Degression erst ab 2018, im Gegenzug Erhöhung von 1 % auf 5 %.
  • Bohrkostenzuschuss bis zu 30 % (Finanzierung aus Marktanreizprogramm).

Bewertung

Der Ausbau der Geothermie ist bisher faktisch kaum in Gang gekommen. Eine entscheidende Ursache ist das hohe Risiko. Zu dem bereits bestehenden "Fündigkeitsrisiko" ist durch die seismischen Ereignisse in Basel und Landau inzwischen auch noch ein "Betriebsrisiko" gekommen. Die Finanzierung von Geothermie-Projekten ist daher weiterhin problematisch. Vor diesem Hintergrund wird einerseits die Vergütung nochmals erhöht und die Degression verschoben. Andererseits soll im Rahmen des Marktanreizprogramms ein Bohrkostenzuschuss gewährt werden, da trotz Anhebung der Vergütung die Wirtschaftlichkeit noch nicht sichergestellt werden kann. Dies reduziert zudem das Risiko für die Investoren erheblich. Damit soll sich zeigen, ob und inwieweit die Stromerzeugung aus Geothermie in Zukunft praktische Bedeutung hat.

Wasserkraft

  • Vereinheitlichung der Vergütungsstruktur (bisher 3 Kategorien);
  • Abschaffung der Degression, da kein Kostensenkungspotenzial;
  • Vereinheitlichung des Vergütungszeitraums auf 20 Jahre;
  • Aufnahme von bestehenden Speichern bzw. Speicherkraftwerken mit ausschließlich natürlichem Zufluss.

Bewertung

Bei der Wasserkraft bestehen nur noch relativ geringe Potenziale. In der EEG-Novelle steht die Vereinfachung der sehr komplexen Vergütungsstrukturen im Vordergrund. Dies betrifft auch die ökologischen Anforderungen, die an die diesbezüglichen Regelungen des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) angepasst und entsprechend vereinfacht werden können.

Deponie-, Klär- und Grubengas

Streichung des Technologie-Bonus für innovative Anlagentechnik.

Bewertung

Die Potenziale von Deponie-, Klär- und Grubengas sind weitestgehend ausgeschöpft. Die Stromerzeugung dürfte in den nächsten Jahren tendenziell sinken. Der Technologie-Bonus für innovative Anlagentechnik wird kaum in Anspruch genommen und wird aus Gründen der Vereinfachung gestrichen. Die Gasaufbereitung wird weiter gefördert.

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Besondere Ausgleichsregelung und industrieller Eigenverbrauch

  • Die untere Schwelle wird von 10 auf 5 GWh abgesenkt und ein "gleitender Einstieg" eingeführt: Der "Selbstbehalt" (Anteil des Stromverbrauchs, für den die volle EEG-Umlage zu entrichten ist) sinkt von 100 % bei 5 GWh auf 10 % bei 10 GWh.
  • Den zunehmenden Umgehungsversuchen (z.B. durch Contracting) wird ein Riegel vorgeschoben.
  • An die von den Begünstigten bereits jetzt geforderten Energiemanagementsysteme werden erhöhte Anforderungen gestellt. Künftig soll eine Pflicht zur Realisierung wirtschaftlicher Einsparpotenziale bestehen. Zugleich werden die formalen Anforderungen zur Antragstellung vereinfacht.
  • Die industrielle Eigenerzeugung ist künftig nur dann von der Umlage befreit, wenn der Strom nicht über das öffentliche Netz geleitet wird.

Bewertung

Die Besondere Ausgleichsregelung soll verhindern, dass energieintensive Unternehmen, die im internationalen Wettbewerb stehen, durch die EEG-Umlage in ihrer Wettbewerbsfähigkeit beeinträchtigt werden. Die Regelung hat sich im Grundsatz bewährt, jedoch hat der Anstieg der EEG-Umlage dazu geführt, dass die Unterschiede in der Behandlung der verschiedenen Gruppen zugenommen haben. Vor diesem Hintergrund wird ein "gleitender Einstieg" eingeführt, der insbesondere mittelständischen Unternehmen zugute kommt. Zugleich wird den zunehmenden Umgehungsversuchen (z.B. durch Contracting) ein Riegel vorgeschoben.

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Sonstiges

Verlagerung der Fachaufsicht über EEG-relevante Arbeitseinheiten der Bundesnetzagentur ins Bundesumweltministerium

Bewertung

Die EEG-bezogenen Aufgaben der Bundesnetzagentur sind in den letzten Jahren kontinuierlich gewachsen und werden perspektivisch weiter zunehmen. Vor diesem Hintergrund ist die Wahrnehmung der Fachaufsicht durch das zuständige Ministerium geboten.

Fortführung der Clearingstelle und Stärkung der Verbindlichkeit ihrer Entscheidungen; Sicherstellung ihrer langfristigen Finanzierung

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