Vorbemerkung

Die Energiewende ist ein zentraler Hebel für die Bekämpfung des Klimawandels. Um die Klimaziele zu erreichen und die Transformation hin zu einer klimaneutralen Gesellschaft einzuleiten, müssen regenerative Energie aus Wind, Sonne, Wasser, Geothermie und Biomasse schnellstmöglich ausgebaut werden. Der Ausbau und die Förderung Erneuerbarer Energien wird maßgeblich von dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) reguliert. Die EEG- Novelle 2023 ist somit das klimapolitische Kernstück des anstehenden Osterpakets. Die Weichenstellungen, die in dieser EEG-Novelle vorgenommen werden, sind entscheidend für den Erfolg der deutschen Energiewende.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat am 04. März 2022 einen Referentenentwurf für ein EEG 2023 vorgelegt, der zum Ziel hatte, den Förderrahmen im Geiste des ambitionierten Koalitionsvertrags (KoaV) umfassend zu reformieren.

Einigen guten Ansätzen zum Trotz: Der vorliegende Gesetzentwurf erfüllt nicht den von der Bundesregierung formulierten Anspruch nach einer Entfesselung des Ausbaus Erneuerbarer Energien. In der Summe würde der Gesetzentwurf ohne umfassende Nachbesserungen weder die gesetzlich verankerten Klimaschutzziele erreichen noch die von der Bundesregierung neu angestrebten Ziele zum Ausbau Erneuerbarer Energien.

Wie konsequent und dringlich nun endlic müssen, führt nicht zuletzt der Ukraineh alle Bremsen für den EEAusbau gelöst werden Krieg auf dramatische Weise vor Augen. Nicht zuletzt vor diesem geopolitischen Hintergrund bedarf es einer umfassenden Nachbesserung des Gesetzentwurfs vor einem Beschlu ss im Bundeskabinett.

Der Ukrainekrieg verschärft die ohnehin schwelende Krise fossiler Energien und macht eine Neubewertung des Referentenentwurfs erforderlich. Energiepolitik ist eine Frage der nationalen Sicherheit. Nur die Erneuerbaren Energien ermögli chen Versorgungssicherheit, Energiesouveränität und ein Ende der fossilen Importabhängigkeiten. Umso dringlicher ist es, mit dieser Novelle ihren Ausbau zu entfesseln.

Die Erneuerbaren Energien stehen bereit, erst recht in dieser Krise. Es gibt kurzfristige Maßnahmen, die es uns ermöglichen würden, mit Hilfe des bestehenden Anlagenparks mehr regenerativen Strom und Wärme zu mobilisieren. Möglichkeiten und Potenziale bestehen auch, den Ausbau nun noch mehr anzukurbeln, um uns möglichst rasch von den energie politischen Abhängigkeiten zu lösen. Der BEE und seine Mitglieder stehen bereit, Verantwortung zu übernehmen und den vorliegenden Referentenentwurf über die nachfolgenden Anregungen hinaus im Lichte der neuen geopolitischen Lage nochmals erheblich aufzuwer ten.

Zusammenfassung - Das Wichtigste in Kürze

• Der vorliegende Referentenentwurf der EEG-Novelle ist zur Entfesselung Erneuerbarer Energien ungenügend. Angesichts neuer politischer Realitäten muss der Entwurf zudem im Lichte der Energiesouveränität und Versorgungssicherheit neu bewertet werden. 
• Erneuerbare dienen dem öffentlichen Interesse und der nationalen Sicherheit. Dementsprechend sollte auch ein Vorrang der Erneuerbaren Energien in der Schutzgüterabwägung im Gesetz verankert werden. 
• Die Ausbauszenarien und Berechnungen des Bruttostrombedarfs müssen außerdem an die neuen, ambitionierten Zielsetzungen der Bundesregierung final angepasst und unter dem Gesichtspunkt der Versorgungssicherheit nochmals beleuchtet werden.
• Das Ausschreibungsregime, obschon verbessert, bedarf weiterer Korrekturen in punkto Design, Standortkulisse und Volumen, um die Erneuerbaren tatsächlich zu entfesseln. Die Abschaffung der endogenen Mengensteuerung, eine Neuauflage der Innovationsausschreibungen und die Erhaltung bzw. das Repowering von Bestandsanlagen sind vergleichsweise einfache Hebel zur Hebung weiterer Potenziale. 
• Bei den einzelnen EE-Technologien wird der regulatorische Rahmen nur zum Teil verbessert, zentrale Marktbarrieren werden im EEG teils nicht beseitigt:
  • Bei der Solarenergie ist nicht nachvollziehbar, wie die bereits im Koalitionsvertrag verankerte Vervielfachung des PV-Ausbaus erreicht werden kann: Vergütungssätze werden bei Prosumer gar nicht und bei Volleinspeisung kaum verbessert. Für die PV Freifläche werden die Auktionsvolumen zwar deutlich erhöht, doch das restriktive Standortkorsett bleibt weitgehend erhalten. Innovative PV-Anwendungen wie z.B. Agri-PV werden sich unter den Regeln im offenen Wettbewerb mit konventionellen PV Technologien nicht durchsetzen können. 
  • Bei Windenergie an Land müssen Nachbesserungen bei Bürgerenergiegesellschaften erfolgen und bestehende Regelungen im Kontext der Absenkung der EEG-Umlage auf null und anschließende Finanzierung über den Bundeshaushalt angepasst werden. Auch bei den Themen Höchstwerte, Fristverlängerungen, und den Aufgaben des Bund-Länder Ausschuss müssen Weichenstellungen erfolgen. 
  • Die Bioenergie soll eine neue begrüßenswerte Rolle in der Bereitstellung von Spitzenlast und Flexibilität einnehmen, die Optimierung des Gros des Anlagenbestands liegt jedoch brach. 
  • Für die Wasserkraft verschlechtert sich der regulatorische Rahmen. Die geplanten Änderungen werden mittelfristig das Aus der Wasserkraft bedeuten. Hier sind Nachbesserungen dringend erforderlich.
  • Das regenerative Potential der Geothermie wird nach wie vor nicht gehoben, obwohl die Geothermie als steuerbarer Erzeuger im Strom- und Wärmesektor wichtige Beiträge liefern kann.
  • Das EEG-Fördersystem wird zwar weiterentwickelt, nicht zuletzt auch mit der Absenkung der EEG-Umlage. Doch fehlt hier der Blick fürs große Ganze: Mögliche Fehlanreize bei Hybrid- und Wasserkraft sollten vermieden und gemeinsam mit Sektorenkopplung, Speicher- und Batteriekapazitäten auf das erneuerbare Strommarktdesign der Zukunft ausgerichtet werden. Eine überhastete Einführung von Differenzverträgen (CfDs) würde zu Marktverwerfungen und Investitionsunsicherheiten führen.
  • Um die Akzeptanz für die Energiewende zu stärken, muss Teilhabe ermöglicht werden. Die Spielräume bei Bürgergesellschaften sind ein wichtiges Element und müssen noch vergrößert werden. Der Eigenverbrauch von Prosumern, auch im Rahmen von Mieterstrom-Modellen, kommt in dieser Novelle klar zu kurz. Die finanzielle Beteiligung von Kommunen hingegen wird sinnvoll ausgeweitet.
  • Das Strommarktdesign ist ein zentraler nächster Schritt, um die Energiewende auf eine zukunftsfeste, klimaneutrale und betriebswirtschaftliche Grundlage zu stellen. Es sollte unverzüglich im Rahmen der Plattform Klimaneutrales Stromsystemangegangen werden.

1. Zum EEG-Entwurf im Einzelnen: Übergeordnete Aspekte

Öffentliches Interesse auch in der Schutzgüterabwägung verankern 

Erneuerbare Energien stehen im “überragenden öffentlichen Interesse” und dienen der “öffentlichen Sicherheit” (§ 2 EEG 2023), stellt der Referentenentwurf fest. Tatsächlich sind Erneuerbare Energien von besonderer Bedeutung für die öffentliche und Versorgungssicherheit. Die weiter eskalierende Sicherheits- und Energiekrise unterstreicht diesen Umstand einmal mehr. Im KoaV hat sich die Bundesregierung angesichts der Klimakatastrophe dazu bekannt, Erneuerbaren Energien bis zur Erreichung der Klimaneutralität einen zeitlich befristeten Vorrang bei der Schutzgüterabwägung zu erteilen. Dadurch würde dem Ausbau in der Güterabwägung (z. B. Arten-, Natur-, Denkmalschutz) Vorrang gewährt. Dies ist besonders wichtig, um den Ausbau in allen Rechtsbereichen zu beschleunigen. Im vorliegenden Referentenentwurf des EEG wird der Vorrang in der Schutzgüterabwägung allerdings nicht explizit festgeschrieben. 

Empfehlung

Der BEE regt daher an, den § 2 mit der folgenden Formulierung hinsichtlich des Vorrangs der Schutzgüter zu ergänzen: “Der Ausbau der Erneuerbaren Energien hat Vorrang vor anderen abwägungserheblichen Belangen.” Die Formulierung sollte gewährleisten, dass der Vorrang des Ausbaus der Erneuerbaren Energien beim Vollzug anderer Fachgesetze Geltung hat, z.B. im Rahmen von Planungsentscheidungen. Dahingehend sollte auch die amtliche Überschrift in „Vorrang erneuerbarer Energien“ abgeändert werden. 

Ausbauziele und Bruttostrombedarf an neuen Anforderungen ausrichten 

Der KoaV geht von einem Bruttostromverbrauch von 680-750 TWh im Jahr 2030 aus. Davon sind 80 Prozent durch Erneuerbare Energien zu decken. Der Referentenentwurf stellt mit 715 TWh auf den Mittelwert dieser Spanne ab. Der BEE begrüßt grundsätzlich, dass das BMWK folglich den Bruttostrombedarf näher an realistischen Annahmen orientiert, als es in der Vergangenheit der Fall war. Das neu im EEG festgeschriebene Bestreben, bis 2035 im Stromsektor die Treibhausgasneutralität zu erreichen, ist ebenfalls positiv zu bewerten. Fest steht: Aufgrund von zunehmender Elektrifizierung und Sektorenkopplung wird der Bedarf an Strom aus regenerativen Quellen stark wachsen, vor allem im Verkehrs- und Wärmebereich, aber auch durch Elektromobilität und in der Industrie. Die jüngsten geopolitischen Entwicklungen unterstreichen die Dringlichkeit einer noch schnelleren Transformation in allen Sektoren auf 100 % Erneuerbare Energien. Vor dem Hintergrund der erhöhten Ziele im Stromsektor und dem wachsenden Handlungsdruck im Wärme- und Verkehrsbereich, die im Jahr 2021 die Treibhausgasminderungsziele verfehlten, bedarf es einer erneuten Überprüfung der Zielmarken. 

Empfehlung

Der BEE plädiert daher dafür, den erwarteten Bruttostrombedarf für 2030 auf mindestens 750 TWh zu erhöhen, so wie in seinem „BEE-Szenario 2030“ dargelegt.¹ Darüber hinaus schlägt der BEE vor, die Ausbauziele vor dem Hintergrund veränderter politischer Realitäten hinsichtlich der Versorgungssicherheit nochmals einer eingehenden Prüfung zu unterziehen. Eine über die bereits geplanten Ausbaupfade hinausgehende weitere kurz- bis mittelfristige Steigerung der Produktion Erneuerbarer Energien ist möglich, wenn dies politisch entsprechend flankiert wird.

Ausbaupfade konsequent auf die Zielerreichung ausrichten

Im Referentenentwurf werden die installierte Leistung von Photovoltaik, Windenergie und Bioenergie und die gesamte EE-Stromerzeugung vorgegeben. Der Beitrag der einzelnen Sparten zur gesamten Stromerzeugung hängt von den Volllaststunden ab. Der BEE hat mit einer Szenarioanalyse untersucht, inwieweit die Ziele für die installierte Leistung der verschiedenen Sparten der Erneuerbaren Energien im Referenten-Entwurf ausreichen, um das Ziel eines 80% Erneuerbaren-Anteils am Bruttostromverbrauch und damit 578 TWh Erneuerbaren-Strom im Jahr 2030 zu erreichen. Für die Szenarien werden die folgenden Volllaststunden für Neuanlagen bis 2030 angenommen (siehe Tabelle 1). Es wird dabei berücksichtigt, dass Biomasse auf hochflexible Spitzenlastkraftwerke fokussiert werden soll, und Biomethan künftig nur noch in Kraftwerken eingesetzt wird, die höchstens an 10 Prozent der Stunden eines Jahres Strom erzeugen. Deswegen gehen die durchschnittlichen Volllaststunden der Neuanlagen in der BEE-Analyse auf 3000 Stunden bis 2030 zurück.

Tabelle 1: Annahmen der Szenarioanalyse: Volllaststunden der Erneuerbaren Energien

Die Szenarioanalyse berücksichtigt zudem die geringeren Volllaststunden der Neuanlagen im Jahr 2030 durch den unterjährigen Zubau und nimmt daher an, dass die Anlagen im Installationsjahr nur 40% ihrer potenziellen Stromerzeugung einspeisen. Für die Photovoltaik und die Windenergie ist dieser Aspekt besonders relevant, weil die Installation bis zum Jahr 2030 stetig steigt (Wind an Land: 10 GW, Wind auf See 9 GW und Photovoltaik 20 GW). Die tatsächliche Stromerzeugung der 2030Neuanlagen dieser Sparten ist deswegen im Jahr 2030 um fast 50 TWh geringer als ihre potenzielle Erzeugung.

Der BEE hat für die Analyse zwei Szenarien entwickelt. Das Szenario „EEG Referentenentwurf“ berücksichtigt ausschließlich die Leistungsziele des BMWK-Entwurfs. Die Ziele von 80% ErneuerbarenAnteil am Bruttostromverbrauch und damit 578 TWh ErneuerbarenStrom im Jahr 2030 verfehlt werden (siehe Tabelle 2). Die Berechnung des BEE ergibt, dass mit diesen Leistungswerten die BMWK-Ziele von 80% Erneuerbaren-Anteil am Bruttostromverbrauch und damit 578 TWh Erneuerbaren-Strom im Jahr 2030 verfehlt werden (siehe Tabelle 2). Die gesamte Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien beträgt in diesem Szenario nur 558 TWh Anteil von 78%. Das sind zwei Proz und erreicht damit nur einen ent weniger als bei Erfüllen des 578TWhZiels (80%).

Im Szenario „Zielerreichung“ wird diese Lücke geschlossen, indem die Stromerzeugung aus Biomasse bis 2030 auf dem gleich hohen Niveau wie 2021 verbleibt. Dafür ist eine Anhebung der installierten Bioene rgieleistung auf 15 GW bis 2030 erforderlich. In diesem Szenario können somit alle Ziele des BMWK erreicht werden.

Tabelle 2: Ergebnisse der Szenarioanalyse: Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Empfehlung

Der BEE bittet das BMWK, die getroffenen Annahmen auf die angestrebte Zielerreichung hin zu überprüfen und ggf. anzupassen. 

2. Erneuerbare Energien entfesseln

Damit die Energiewende in kürzester Zeit gelingt, müssen die Erneuerbaren Energien entfesselt werden. Die Ziele sind ambitioniert, die Herausforderungen enorm: Der mittlere Zubau bis 2030 für Wind an Land muss bis 2030 verdoppelt, für Solar gar verdreifacht werden. Die Stolpersteine der Energiewende, die administrativen und bürokratischen Hemmnisse und der Reformstau der letzten Jahre, müssen überwunden werden. Gleichzeitig bedürfen die Marktregeln einer umfassenden Reform, damit der Zubau Erneuerbarer Energien den ambitionierten Zielsetzungen der Regierung nicht hinterherhinkt. Dafür braucht es den passenden Instrumentenkasten. Nur so kann ein zügiger und effizienter Ausbau über alle Marktsegmente hinweg – vom gewerblichen oder privaten Solardach bis hin zum industriellen Windpark – gelingen. Auch wenn der Referentenentwurf viele richtige Ansätze aufweist, sind die angedachten Maßnahmen doch nicht ausreichend, um die Ausbaugeschwindigkeit wie klima- und sicherheitspolitisch erforderlich zu erhöhen. Der BEE sieht hier noch bei allen Technologien Nachbesserungsbedarf, um den Ausbau der Erneuerbaren Energien tatsächlich zu beschleunigen. 

Der BEE unterstützt die Analysen und Vorschläge seiner Mitgliedsverbände (BSW², BEW³, BDW4, FvB⁵, BVG) und verweist auf deren Stellungnahmen. Diese detaillieren die Anliegen der einzelnen Branchen ausführlich. Im Folgendem werden daher einige übergeordnete Hemmnisse adressiert sowie die wichtigsten Handlungsempfehlungen der Branchen für die EEG-Novelle aufgezeigt.

Übergreifende Hürden und Hemmnisse im EEG abbauen

Die Bundesregierung hat es sich zum Ziel gesetzt, alle Hürden und Hemmnisse abzubauen, die dem Ausbau Erneuerbarer Energien entgegenstehen. Im Folgenden werden verschiedene Aspekte aufgezeigt, die nach Meinung des BEE bereits in der laufenden EEG-Novelle stärker adressiert werden sollten. 

Ausschreibungsdesign an Zielen ausrichten

Das passende Ausschreibungsdesign ist von zentraler Bedeutung für eine erfolgreiche Beschleunigung des Ausbaus Erneuerbarer Energien. Dabei weist der BEE darauf hin, dass sich das Design den einzelnen Erneuerbaren Technologien, ihren Gesetzmäßigkeiten und Eigenheiten anpassen sollte, und nicht umgekehrt. So ist aus Sicht des BEE nicht nachvollziehbar, dass etwa die Häufigkeit bzw. die terminliche Festsetzung von Ausschreibungsrunden sich an der heutigen Verfügbarkeit der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu richten haben.

Empfehlung

Der BEE bittet darum, dass administrative und vergleichsweise einfach zu behebende Hemmnisse wie etwa die angespannte personelle Ausstattung beteiligter Ministerien und Behörden beseitigt werden, um den Ausbau nicht zu verzögern. Verlängerungen in den Realisierungsfristen sollten C orona bedingte auch für Betreiber:innen ggf. verlängert werden.

Ausschreibungsvolumina zur Mobilisierung des Ausbaus nutzen

Die Ausschreibungsvolumina im EEG sollen so gesetzt werden, dass einerseits der A und andererseits jederzeit ein wettbewerblicher Rahmen sichergestellt wird. Der BEE vertritt die Auffassung, dass generell im vorliegenden Referentenentwurf an vielen Stellen eine allzu restriktive Kulisse der Ausschreibungsvolumina vorgesehen ist. Statt eines “Deckels” bedarfs es angesichts der Herkulesaufgabe, vor der die Erneuerbaren mehr denn je stehen, jedoch einer “Hebebühne”, die so viele Projekte wie nur irgend möglich mobilisiert. Dies bedeutet aus Sicht des BEE, dass die Ausschreibungsmen gen in regulären Segmenten nicht dadurch eingegrenzt werden sollten, indem kleinere Segmente davon wieder abgezogen werden. Dies ist jedoch in vielen Bereichen der Fall, u.a. bei PPA, Innovationsausschreibungen, AgriPV, Bürgerenergie Der freiwillige Ausbau ohne Förderung sollte Ausschreibung, Güllek ebenfalls leinanlagen, etc. nicht von den geplanten Ausbauvolumina mit Förderung abgezogen, sondern zusätzlich addiert werden.

Empfehlung

Angesichts der künftigen Anforderungen an den Ausbau Erneuerbarer Energien sollten die Ausschreibungsvolumina stärker als Mobilisierungsinstrument denn als Deckelung zum Einsatz kommen. Der BEE bittet das BMWK daher, die Ausschreibungsmengen nochmals zu üb erprüfen und Sondersegmente additiv vorzusehen. Im Sinne der Planungssicherheit schlagen wir daher vor, § 28 Absatz 3 Nummer 2 vollständig zu streichen.

Endogene Mengensteuerung abschaffen

Mit dem EEG 2021 wurde die sogenannte „endogene Mengensteue rung“ eingeführt. Diese kommt derzeit bei Wind an Land und bei Biomasse zur Anwendung, wenn in diesen Bereichen die Anzahl der eingereichten Gebote das ausgeschriebene Volumen unterschreitet. In diesem Fall greift ein Mechanismus, der trotz der vergleichsw eise geringen Bieterzahl Wettbewerb sicherstellen soll. Bei Wind an Land wird die Ausschreibungsmenge im Vorhinein rationiert, wenn eine Unterdeckung der Ausschreibung droht. Bei Biomasse wird nach Feststellung einer Unterzeichnung jenen 20 Prozent der Geb ote, die mit dem höchsten Gebotswert noch bezuschlagt worden sind, dieser Zuschlag nachträglich wieder entzogen.

Dieser investitionsfeindliche Mechanismus konterkariert aus Sicht des BEE die Ziele der Bundesregierung einer Entfesselung des Ausbaus in empfi ndlichem Maße. Zwischenzeitlich haben etliche Studien gezeigt, dass endogene Steuerung weder mehr Wettbewerb noch nachhaltig niedrigere Preise erreicht. Vielmehr besteht ein erhöhtes Risiko von Angebotsverdrängung und damit einhergehend von höheren Preisen. Eine künstliche Verzögerung von Projekten durch die endogene Mengensteuerung steht weder im sicherheits- noch im energiepolitischen Interesse Deutschlands oder Europas.  

Empfehlung

Der BEE bittet daher die Bundesregierung, sich erneut mit Nachdruck auf Ebene der Europäischen Kommission für die Abschaffung der endogenen Mengensteuerung einzusetzen, da diese nicht zuletzt notwendigen Bestrebungen der Versorgungssicherheit entgegenläuft. 

Potenzial der Innovationsausschreibung nutzbar machen

Mit der Einführung des § 39 EEG 2019 wurden Innovationsausschreibungen ins Leben gerufen. Mithilfe dieses Instruments sollen neue technische Konzepte und Ansätze der Förderung Erneuerbarer Energien erprobt werden. Insbesondere sollen netz- und systemdienliche Anlagenkombinationen unter Einbindung von Speicherlösungen gefördert werden.⁶ Trotz mangelhafter Ausgestaltung (geringe Ausschreibungsvolumina, fixe Marktprämie, Technologieoffenheit) in der Vergangenheit birgt die Innovationsausschreibung großes Potential, neue Konzepte und Geschäftsmodelle an der Schnittstelle von Versorgungssicherheit und Netzstabilisierung zu pilotieren. Im Referentenentwurf nimmt die Gesetzgebung eine wichtige Änderung bezüglich der Innovationsausschreibung vor: Die fixe Marktprämie wird auf eine gleitende umgestellt, wobei der Höchstwert von 7,5 Ct/kWh beibehalten wird.

Zwar begrüßt der BEE die Umstellung auf eine gleitende Marktprämie, jedoch ist die Beibehaltung des Höchstwerts von 7,5 Ct/kWh äußerst kritisch zu betrachten. Dieser Vorschlag trägt weder den gestiegenen Kosten für Lieferung, Anlagenkomponenten, usw. Rechnung, denen sich Betreiber gegenübersehen. Noch setzt er ausreichend Anreize für die höheren Investitionen in Speicherkapazitäten. In seiner aktuellen Form bietet der Vorschlag Projektierer:innen keine wirtschaftliche Perspektive und somit keine Planungssicherheit. Eine wichtige Chance, neue Marktlösung zu fördern und zu fordern, würde damit vertan werden.

Empfehlung

• Der BEE schlägt eine Anhebung des Höchstwertes für Innovations- ausschreibungen auf 10 Ct/kWh. Für die Gesetzgebung ist dies eine no-regret Option, da sich unter dem Höchstwert ein wettbewerbliches Preisniveau einpendeln kann, ohne dass anderen Projekten die Wirtschaftlichkeit entzogen wird.
• Des Weiteren empfiehlt der BEE entlang des BEE-Positionspapiers, in § 39 gezielte Ausschreibungssegmente zur Förderung aller Technologien zu öffnen.⁷ Auf diese Weise könnten alle Kombinationen unterschiedlicher Technologien, einschließlich Speichern und steuerbaren Erzeugern, in verschiedenen Ausschreibungsfeldern begünstigt werden. 
• Der BEE spricht sich dafür aus, den Zyklus der Nachweispflicht auf über 1 Jahr zu erhöhen, um die bürokratischen Hürden und unnötige wirtschaftliche Kosten abzubauen. 
• Schließlich sollte die Gesetzgebung den Netzstrombezug für Batteriespeicher in § 13 Absatz 4 Innovationsausschreibung ermöglichen, um markt-, netz- und systemdienliche Anwendungen über eine bivalente Nutzung von Batteriespeichern zu fördern. Batteriespeicher, die als Teil einer Anlagenkombination im Rahmen der Innovationsausschreibungen umgesetzt werden, dürfen aktuell keinen Netzstrom beziehen. Über die messtechnische Abgrenzung ist sicherzustellen, dass keine dem Netz zur Zwischenspeicherung entnommenen Strommengen der Ermittlung des Anspruchs nach § 19 Absatz 1 und 3 EEG zugrunde gelegt werden.

Bestandsanlagen erhalten, um Ausbau abzusichern 

Spätestens seit 2021 rücken mit dem Ende des 20-jährigen EEG-Vergütungszeitraums Fragen des Weiterbetriebs und/oder Repowerings von Erzeugungsanlagen für Erneuerbare Energien stärker in den Vordergrund. Den Bestandsanlagen kommt eine zentrale Rolle zu: Brechen im großen Maßstab Erzeugungskapazitäten erneuerbaren Stroms im Bestand weg, so wird es ungleich schwieriger, die Ausbauziele der Bundesregierung und damit auch die Klimaziele zu erreichen. Neben der wichtigen Fokussierung des Referentenentwurfs auf die Entfesselung der Potenziale von Neuanlagen ist es aus Sicht des BEE daher erforderlich, auch den Bestand in den Blick zu nehmen. Dies betrifft insbesondere Maßnahmen zur Erleichterung des Repowerings im Windbereich, Maßnahmen zur Optimierung des Bestands bei Bioenergieanlagen (insb. Flexibilisierung und Mobilisierung alternativer Einsatzstoffe) sowie Maßnahmen zur Sicherstellung des Weiterbetriebs von Wasserkraft-Anlagen. 

Empfehlung

Der BEE bekräftigt sein Petitum, unverzüglich und prioritär Maßnahmen zum Erhalt und zur Optimierung des Anlagenbestands als Fundament des künftigen Ausbaus noch im laufenden Gesetzgebungsverfahren zu ergreifen. 

Photovoltaik

Die Bundesregierung hat sich ambitionierte Ziele beim Ausbau der Photovoltaik-Leistung gesetzt - bis 2030 sollen Kapazitäten von 200 GW ausgebaut werden. Die erfordert eine Vervierfachung der jährlich installierten Leistung. Dementsprechend müssen über alle relevanten PV Marktsegmente hinweg deutlich attraktivere Anreize gesetzt werden, um Investitionen in gewünschtem Umfang auszulösen. Der Referentenentwurf sieht jedoch ein Maßnahmenbündel für die Solarenergie vor, das an zentralen Stellschrauben keine Verbesserungen und unwirksame Maßnahmen vorsieht. Teilweise würden sich durch die angedachten Änderungen die regulatorischen Rahmenbedingungen sogar verschlechtern. Besonders ins Gewicht fallen unzureichende Vergütungssätze, fehlende relevante Nachbesserungen bei der Flächenkulisse und schlechte Rahmenbedingungen für Prosumer (konkrete Empfehlungen zur Nachbesserung des Referentenentwurfs im Bereich Photovoltaik finden sich im Positionspapier⁸ des BSW): Nachfolgend nur ein Auszug aus den erforderlichen Nachbesserungen:

Vergütungssätze anheben und Degressionsmechanismus verändern

Etwa die Hälfte der zu installierenden Leistung soll von Solaranlagen unter 1 Megawatt, vor allem Solarstromanlagen auf G ebäuden (privat und gewerblich), zugebaut werden. Der Zubau in diesem Segment hängt maßgeblich von den Fördersätzen ab, auf deren wirtschaftlicher Grundlage private und gewerbliche Investoren Investitionsentscheidungen treffen: Dies betrifft sowohl die Höh e der anzulegenden Werte für die Ermittlung von Vergütungssätzen bzw. Marktprämien für den Überschussstrom künftiger Solaranlagenbetreiber:innen, die den Strom anteilig selbst verbrauchen wollen (Prosumer) als auch für den vollständig ins öffentliche Strom netz eingespeisten Solarstrom von PVBetreiber:innen, die über keine relevanten Möglichkeiten des Eigenverbrauchs, aber geeignete Dächer verfügen (Volleinspeiser:innen).

Die im Referentenentwurf vorgesehenen Vergütungssätze für das Solardach-Segment bieten Prosumer keine und Volleinspeiser:innen keine hinreichenden Verbesserungen gegenüber dem aktuellen EEG.

Mit der Schlechterstellung von PVProsumer gegenüber Volleinspeiser:innen im Rahmen der neu eingeführten Differenzierung in zwei Vergütungsklassen entf ällt auch ein wichtiger Anreiz zur Installation von dringend benötigten Batteriespeichern, Wärmepumpen und privater Ladeinfrastruktur. Dies könnte eine erhebliche Bremswirkung, auf die für die Energiewende dringend benötigte Sektorenkopplung entfalten.

Es erschließt sich nicht, wie sich die Zahl der Photovoltaik sich die Attraktivität einer Solardach-- Investoren vervielfachen soll, wenn Installation für Solaranlagenbetreiber:innen gegenüber heute insbesondere bei Prosumer mit dem Gesetzentwurf nicht verbesse sogar noch verschlechtert.

Das Heraufsetzen der Ausschreibungsgrenze auf 1 bzw. 6 MW ist zu begrüßen, bleibt aber wirkungslos, wenn unterhalb dieser Schwelle Solarinteressent:innen keine attraktiven Fördersätze geboten werden, wie es im Referentenentwurf der Fall ist.

Ohne Frage ist es für die Gesetzgebung trotz der umfangreichen Erfahrungen der letzten Jahre nicht einfach, auf Anhieb zielgenau für alle PVMarktsegmente die richtige Förderhöhe zu finden und eine Unterförderung zu vermeide politisch angestrebten PVn. Der dafür im EEG bislang verankerte, am Ausbau ausgerichtete Degressions/Progressionsmechanismus „Atmender Deckel“ (vgl. §§48,49 EEG) vermag bei einer Neuausrichtung an den neuen Regierungszielen und seiner Nachjustierung dies e Aufgabe jedoch zu übernehmen und bietet damit das adäquate Pendant zu den Förderausschreibungen bei PV Anlagen der Megawattklasse. Der BEE hält es für keinesfalls zielführend, diesen kontinuierlich nachjustierenden Fördermechanismus ersatzlos zu streichen und durch eine Verordnungsermächtigung des BMWK zu ersetzen.

Die vom BMWK angestrebte künftige Änderung der Degression per Verordnung nach § 95 EEG 2023 ist äußerst kritisch zu betrachten, da sie pauschale Eingriffe in die Vergütungsstruktur und somit i n die Geschäftsmodelle von Anlagenbetreiber:innen bis 1 MW ohne jegliche Zustimmung des Bundestags zulässt. Eine solche Änderung würde für große Unsicherheit sorgen und Investor:innen abschrecken. Das Erfordernis einer EEG-Novelle für jede künftig erforderliche Änderung der Vergütungshöhe wäre ebenso wenig zielführend und wie auch im Falle einer Verordnung zuvor zeitraubend bei der EU zu notifizieren.

Der „Atmende Deckel“ sollte vielmehr zu einer „solaren Hebebühne“ umgebaut werden, um auch auf plötzliche Herausforderungen wie z.B. gestiegenen Kosten und Lieferkettenprobleme hinreichend schnell und flexibel reagieren zu können sowie eine Unter- und Überförderung zu vermeiden. 

Empfehlung

• Der BEE empfiehlt, den Degressions-/Progressionsmechanismus „Atmender Deckel“ zu einer „Solaren Hebebühne“ umzubauen und an den neuen PVAusbauzielen auszurichten, damit sich die jeweils erforderlichen Vergütungssätze nach einem transparenten Algorithmus zeitnah und automatisch einstellen können. Die Basisdegression sollte gestrichen werden.
• Die Einführung eines BMWK-Verordnungserlasses zur Änderung der Degressionshöhe wird vom BEE abgelehnt, da sie die Planungssicherheit von Projektierer:innen erheblich beeinträchtigen würde. 
• Die gegenwärtig offensichtlich zu niedrigen Vergütungssätze sollten zudem schnellstmöglich angehoben werden, um den Progressionsmechanismus abzukürzen und damit Attentismus bei der PV-Nachfrage zu vermeiden. Das Ungleichgewicht zwischen Eigenstrom und Volleinspeisung sollte behoben werden, um die gesellschaftliche Akzeptanz für die Energiewende nicht zu gefährden. 

Weitere wichtige Details zur Reform des „Atmenden Deckels“ sowie zur Festlegung einer beihilferechtlich konformen Höhe der anzulegenden Werte finden sich in der BSWStellungnahme.⁹ 

Flächenkulisse ausweiten

Damit der Ausbau von Solaranlagen auch im PV Freiflächen-Segment im politisch gewünschten Umfang entfesselt werden kann, bedarf es zusätzlicher verfügbarer Flächen. Der Referentenentwurf sieht in § 37 dieser Hinsicht die Berücksichtigung von “benachteiligten Gebieten” nach neuer und alter EU-Definition vor, löst das bestehende Standortkorsett aber nicht, da der Verordnungsvorbehalt der Bundesländer unverändert bestehen bleibt. Damit steht dem vom BMWK jährlich angestrebten bis zu 9 Gigawatt an ebenerdig errichteten Solarparks bestenfalls eine potenzielle Standortkulisse auf benachteiligten Gebieten für die Hälfte dieser Leistung jährlich gegenüber. Die BMWK-Pläne, künftig auf entwässerten Moorböden im Falle einer Wiedervernässung die Errichtung von EEG-Solarparks zu ermöglichen bieten keine greifbare Perspektive, da die Umsetzungsbedingungen genauso unklar sind wie die damit verbundenen Beeinträchtigungen für die Solarstromerzeugung. 

Die Intention der Gesetzgebung, die Flächenkonkurrenz mittels solarer Doppelnutzung von Parkplätzen und Ackerflächen (Agri-PV) zu dämpfen ist zu begrüßen, ersetzt jedoch keinesfalls die generelle Öffnung der Flächenkulisse für konventionelle Solarparks auf benachteiligten Gebieten. Innovative PV-Produktionsmethoden wie die Agri-PV können zudem nur dann eine wachsende Rolle spielen, wenn sie aufgrund konstruktionsbedingter Mehrkosten nicht im Auktionswettbewerb mit konventionellen Solarparks gestellt werden.

Empfehlung

Im Zuge der Erhöhung der Ausbaukorridore für ebenerdig errichtete Photovoltaikanlagen im Kraftwerksmaßstab und mit der Zielsetzung einer gleichmäßigeren bundesweiten Verteilung sollte die derzeit sehr restriktive Flächenkulisse zur Standortwahl u.a. durch die folgenden Maßnahmen deutlich erweitert werden: 

• Landwirtschaftliche Flächen sollten generell auch für geförderte Solaranlagen geöffnet werden mit einer Möglichkeit der Länder per Landesverordnung die Nutzung von landwirtschaftlichen Pachtflächen zu limitieren (Opt-Out-Möglichkeit für Pachtflächen).
• Zumindest aber sollte in einem ersten Schritt im Osterpaket die Möglichkeit für Bundesländer, eine generelle Öffnung der Standortkulisse für benachteiligte Gebiete mittels Landesverordnung zu limitieren, gestrichen oder in eine Opt-out-Regel umgewandelt werden. Eine Opt-out-Regel würde zusätzlich dazu dienen, den PV-Ausbau regional gleichmäßiger zu verteilen. 
• Die Nutzung von Seitenrandstreifen entlang von Verkehrswegen sollte deutlich ausgeweitet werden.
• Agri-PV sollte in einer eigenen Ausschreibung mit Floating und Parkplatz-PV erhalten und nicht im Wettbewerb mit klassischen Solarparks ausgeschrieben werden. 

Weitere Empfehlungen, Begründungen und Details zur Weitung der PV-Standortkulisse finden sich in der BSW-Stellungnahme.10 

Prosumer und Direktstromlieferung voranbringen

Eine dezentrale und verbrauchsnahe Stromerzeugung ist ein wesentlicher Treiber der Energiewende. Sie mobilisiert Milliardeninvestitionen von Unternehmen und privaten Verbrauchern, ermöglicht zugleich die Partizipation der Bevölkerung und sichert eine breite öffentliche Akzeptanz der Energiewende. Der Hochlauf der E-Mobilität und eine breite Umsetzung der Sektorenkopplung sind nur in Verbindung mit dezentralem PVEigenverbrauch und Heimspeichern sinnvoll möglich! Bei intelligenter Ausgestaltung können Lastspitzen und Netzengpässe vermieden und Netzausbaukosten verringert werden.

Um die Energiewende dezentraler und bürgernäher zu gestalten, müssen unterschiedliche Akteure zum Ausbau Erneuerbarer Energien motiviert werden. Ein wichtiger Hebel sind Wohn- und Gewerbequartierskonzepte in denen lokal erzeugter Strom von verschiedenen Anwohner:innen oder Unternehmen genutzt werden kann.

Die aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen erschweren jedoch weiterhin dezentrale Prosumerlösungen. Die Abschaffung der EEG-Umlage für Eigenverbrauch und Direktstromlieferungen im Falle eine erneute Erhebung der EEG-Umlage ist zwar positiv. Allerdings wird lokal erzeugter und genutzter Solarstrom weiterhin nicht als vor-Ort-Verbrauch gewertet, wenn PV-Anlagenbetreiber:innen und Stromnutzer:innen zwei unterschiedliche Rechtspersonen sind. Der/die Anlagenbetreiber:in wird damit bei einer Direktstromlieferung zu einer/-m Stromlieferant:in, der/die im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zu einem Energieversorgungsunternehmen wird und damit umfangreiche Auflagen des EnWG erfüllen muss. Damit bleiben wichtige bürokratische Hemmnisse für eine dezentrale Stromnutzung bestehen.

Empfehlung

• Der BEE fordert die Nutzung von Solarstrom hinter dem Netzanschlusspunkt so unkompliziert wie möglich zu gestalten.
• Des Weiteren müssen bestehende Hemmnisse für Wohn- und Gewerbequartierskonzepten für Solarstromversorgung abgebaut und effiziente Sektorenkopplung gesetzlich ermöglicht werden.

Weitere Empfehlungen, Begründungen und Details zur Weitung der PV-Standortkulisse finden sich in der BSW-Stellungnahme.11

Windenergie

Der Ausbau der Windenergie als Masseträger unter den Erneuerbaren ist von zentraler Bedeutung für die Energiewende. Auch wenn viele relevante Punkte für Wind an Land, wie z.B. Natur- und Artenschutzrecht, Planungsrecht und Flächenausweisung vollumfänglich erst im Rahmen des “Sommerpakets” adressiert werden sollen, so müssen erste wichtige Weichenstellungen bereits jetzt erfolgen. Vor diesem Hintergrund empfiehlt der BEE folgende Änderungen und verweist für detailliertere Vorschläge auf die separate Stellungnahme des BWE:

Repowering

Bei der Windenergie an Land fallen in Deutschland bis 2025 jährlich Anlagen mit einer Leistung von ca. 2.400 MW pro Jahr aus der Förderung, insgesamt also eine Leistung von rund 16.000 MW. Bei diesen Windanlagen geht es dementsprechend um Rückbau, Ersatz (Repowering) und Weiterbetrieb ohne Förderung im Rahmen des EEG. Repowering ist von zentraler Bedeutung, da hier akzeptierte und windhöffige Standorte zur Disposition stehen, deren Flächen ohne ein Repowering mittelfristig anderen Nutzungsformen zufallen. Der Rückbau von Windenergieanlagen ohne Ersatz durch moderne, leistungsfähigere Anlagen gefährdet die Erreichung der Ausbauziele. 

Empfehlung

• Der BEE empfiehlt die Aussetzung des Planungsvorbehalts auf Bestandsflächen im Baugesetzbuch. 
• Der BEE spricht sich dafür aus die Genehmigungsfähigkeit festzustellen, sofern die artenschutzrechtliche Situation unverändert bleibt oder sich verbessert. 
• Die Genehmigung laut Bundesimmissionsschutz sollte auf eine Änderungsanzeige beschränkt werden.

Bund-Länder-Kooperationsausschuss stärken

Der Bund-Länder-Kooperationsausschuss wurde 2021 mit dem Ziel eingesetzt, Ausbauhemmnisse wie fehlende Flächen, Fragen des Genehmigungsverfahrens oder des Arten- und Naturschutzrechts in Abstimmung mit Bund und Ländern abzubauen. §§ 97 und 98 EEG 2021 regeln die Zusammensetzung sowie die Aufgaben und Berichtspflichten des Ausschusses. Nach Ansicht des BEE bedarf es im Bund-Länder-Ausschuss einer klaren Orientierung am Mindestziel von mindestens 2% Landesfläche sowie die stärkere Thematisierung von bestehenden Hemmnissen mit Vorschlägen zu deren Auflösung. Dabei kann ein sinnvolles Länderranking hilfreich sein. Kommunale- und landeseigene Flächen sollten stärker in die Bewertung einfließen. Bisher ist dies nur der Fall, wenn die Flächenverfügbarkeit nicht ausreicht. Das im KoaV verankerte 2%-Ziel sollte für die gesamte Landesfläche gelten. Damit keine Bestandsanlagen verloren gehen, muss Repowering als Thema vom Ausschuss gesondert erfasst werden. Eine entsprechende Berichtspflicht für den Bund-Länder-Kooperationsausschuss ist im EEG zu verankern.

Empfehlung

Der BEE empfiehlt den Aufgabenbereich des Bund-Länder-Ausschuss in § 98 EEG 2023 zu erweitern, um die Umsetzung des Flächenziels von 2% zu erleichtern. Die Länder sollen über mögliche Hinderungsgründe berichten, um Blockaden langfristig zu identifizieren und zu vermeiden. Daneben sind landeseigenen und kommunalen Flächen mehr Beachtung beizumessen. Flächen für Repowering müssen gesondert erfasst werden. Der Ausschuss soll zukünftig mehr Transparenz und Monitoring ermöglichen und durch Fortschrittsberichte die Länder zum Abbau von Hemmnissen bewegen. 

Degressionsmechanismus anpassen in § 36b EEG 2023 

Die Kosten des Windausbaus an Land sind aufgrund von Lieferengpässen, Fachkräftemangel und der angespannten wirtschaftlichen Lage in letzter Zeit stark gestiegen. Um die Kostenexplosion zu mildern, sollte der Höchstwert in Ausschreibungen bei 6 Cent beibehalten und der Degressionsmechanismus abgeschafft werden. Ansonsten könnten die aktuellen Kostensteigerungen in der Logistikkette mittelfristig dazu führen, dass Projekte bei absinkenden Höchstwerten nicht mehr realisiert werden können, da die Refinanzierbarkeit der Vorhaben gefährdet ist. 

Empfehlung

Der BEE empfiehlt die Beibehaltung des Höchstwertes in den Ausschreibungen von 6 Cent und spricht sich für eine Streichung des Degressionsmechanismus aus.

Messen und Schätzen

Mit der Einführung des „Energie-Umlagen-Gesetzes“ (EnUG) wird die EEG-Umlage auf null abgesenkt und fortan über den Haushalt finanziert. Für Anlagenbetreiber:innen entfällt damit auch die Regelung zur Erfassung von EEG-Umlagepflichtigen Strommengen. Vor diesem Hintergrund erscheint es nicht sinnvoll, Anlagenbetreiber:innen zum Messen und Schätzen ihrer Stromerzeugung anzuhalten.

Empfehlung

Der BEE empfiehlt daher, Messvorgaben und Meldepflichten im Rahmen des EEG rückwirkend zum 01.01.2022 zu streichen, um den bürokratischen Aufwand und damit verbundenen Kosten für Betreiber zu verringern.

Kurzfristige auflösbare Flächennutzungskonflikte für mehr Genehmigungen

Belange der Bundeswehr, Drehfunkfeuer, sowie Interessen des Deutschen Wetterdiensts blockieren gegenwärtig die Genehmigung eines großen Volumens an Windenergieanlagen. Für die Klärung dieser Konfliktfelder hat der BWE Vorschläge für sachgerechte Lösungen unterbreitet¹², um zeitnah Platz für mehr Genehmigung von Windenergieanlagen in den betroffenen Gebieten zu ermöglichen.

Wind Offshore 

Die Bundesregierung hat sich für die Windenergie auf See ambitionierte Ziele gesetzt. Bis 2030 sollen 30 GW errichtet werden, bis 2035 40 GW und bis 2045 70 GW. Wind Offshore ist somit von großer Bedeutung für die Erreichung der Klimaziele, deren Umsetzung dringend in der anstehenden Novelle des „Windenergie-auf-See-Gesetzes“ geregelt werden sollten. Aufgrund der langen Planungszyklen ist es besonders wichtig, bereits jetzt die Weichen bezüglich der Ausbauhemmnisse wie z.B. Flächenausweisung hierfür zu stellen. 

Empfehlung

Der BEE empfiehlt eine zügige Novellierung des Wind-auf-See-Gesetzes mit besonderem Augenmerk auf qualitativen Kriterien wie z.B. ein Carbon-Footprint Kriterium zur Verstärkung der lokalen Wertschöpfungskette.  

Bioenergie

Der BEE begrüßt, dass die Bioenergieförderung bereits im Osterpaket angegangen werden soll. Dies ist wichtig, da insbesondere im bestehenden Anlagenpark wichtige Potenziale liegen, die im Sinne eines optimierten Strommarktdesigns gehoben werden sollten. Zudem stellt die Bioenergie auf absehbare Zeit einen unverzichtbaren mengenmäßigen Beitrag im Stromsektor, der zu stabilisieren und zu erhalten ist. Zusätzliche Potenziale aus dem Bestand lassen sich darüber hinaus kurzfristig heben. Leider adressiert der vorliegende Referentenentwurf die Potenziale der Bioenergie nach Ansicht des BEE nur unzureichend. 

Biomasseförderung nicht nur auf “Peaker” fokussieren

Der Referentenentwurf sieht vor, die Biomasseförderung künftig auf “BiomethanSpitzenlastkraftwerke” zu fokussieren. Der BEE hat in seiner unlängst veröffentlichten Strommarkt-Design-Studie ebenfalls auf die Potenziale der Biomasse als Back-upKapazität verwiesen und begrüßt daher im Grundsatz, dass das BMWK diese Rolle der Biomasse augenscheinlich stärken will.¹³ Allerdings hat der BEE in derselben Studie auch nachgewiesen, dass der Bedarf an diesen “Peakern” in einem flexibilisierten und optimierten Stromsystem sehr gering ausfällt. Zudem haben reine Spitzenlastkraftwerke grundsätzlich einen Effizienznachteil gegenüber den im Bioenergiebereich sonst üblichen KWK-Anlagen, weil die bei der Stromerzeugung anfallende Wärme ungenutzt bleibt.

Empfehlung

“Biomethan-Peaker” können nach Ansicht des BEE eine sinnvolle Ergänzung in der Förderkulisse der Biomasse sein. Allerdings sollte der Bedarf an solchen Peakern an realistischen Annahmen festgemacht werden. Der BEE empfiehlt, die Priorität der Förderung in der Stabilisierung und Flexibilisierung des gesamten Anlagenbestands zu legen, einschließlich Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung wie auch BiomethanKWK-Anlagen.

Ausbauziel 2030 und Ausschreibungsmengen anpassen

Der Bioenergie kommt eine wichtige Rolle bei der Zielerreichung der Bundesregierung zu. Wenn durch eine stärkere Flexibilisierung eine Reduzierung der Volllaststunden angestrebt wird, so muss dies mit einer entsprechenden Anhebung des Ausbauziels für die installierte Leistung verbunden werden. Andernfalls ist ein signifikanter Rückgang der Stromerzeugung aus Biomasse zu befürchten, der nach Meinung des BEE nicht im Sinne des Gesetzgebers sein kann. Zudem enthält der Referentenentwurf zwar noch keine abschließenden Festlegungen in Ausschreibungsvolumina, es deutet sich jedoch eine sehr starke Verschiebung zu Lasten des regulären Ausschreibungsvolumens für Holzheizkraftwerke und Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung an. Biomethan-KWKAnlagen werden de facto sogar vollständig ausgeschlossen. Dies ist ebenfalls abzulehnen, da es zu einem massiven Abbau der Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomasse führen würde.

Empfehlung

Der BEE schlägt vor, das Ausbauziel und die Ausschreibungsmengen so anzupassen, dass die Stromerzeugung aus Biomasse mindestens auf dem heutigen Niveau stabilisiert und ein zusätzlicher Anreiz für hochflexible Biomethan-KWK und Spitzenlast-Kraftwerke gesetzt werden.

Biomethan im regulären Ausschreibungssegment zulassen

Gemäß Referentenentwurf soll Biomethan nicht mehr im regulären Ausschreibungssegment zugelassen werden. Dies ist aus Sicht des BEE nicht nachvollziehbar. In längeren Zeiten mit niedriger Wind- und Solarstromerzeugung kann es vorkommen, dass hochflexible Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung trotz des anhaltenden Bedarfs an flexibler Stromerzeugung abschalten müssen, weil ihr Rohgasspeicher leer ist. Aus diesem Grund ist es sinnvoll, flexibilisierte Biogasanlagen ans Gasnetz anzuschließen, damit sie in diesen Zeiten Biomethan aus dem Gasnetz beziehen und die Stromerzeugung fortsetzen können, bis der Rohgasspeicher wieder gefüllt ist. Wenn Biomethan aber nicht in Anlagen eingesetzt werden darf, die ihre EEG-Vergütung über das reguläre Ausschreibungssegment ersteigert haben, dann sind solche Anlagenkonzepte nicht möglich, und es wird großes Potenzial verschenkt, Biogasanlagen für die Bereitstellung von Flexibilität zu nutzen.   Dies ist im Übrigen auch im Kontext des KWKG von Relevanz. Die Nutzung des hochwertigen Biomethans in KWK-Anlagen erfolgt hoch effizient und mit einem Brennstoffnutzungsgrad von über 90 Prozent. Die Pläne des BMWK, Biomethan als Brennstoff im KWKG nicht mehr zuzulassen, sind daher abzulehnen. 

Empfehlung

Der BEE empfiehlt wie bisher Biomethan-BHKW auch im regulären Ausschreibungssegment im EEG zuzulassen. Auch im KWKG sollte Biomethan weiterhin zugelassen werden.

Flexibilisierung des Biogasanlagenparks prioritär angehen

Es ist aus Sicht des BEE politischer Konsens, dass der Flexibilisierung des Biogasanlagenparks eine besondere Bedeutung zukommt. Allerdings wird der Referentenentwurf diesem Umstand nicht gerecht, da er diese Thematik überhaupt nicht adressiert. Dabei ist es, wie die BEE-Strommarktstudie zeigt, dringend geboten, kurzfristig den Aufbau von Flexibilitäten im Stromsystem anzureizen.

Empfehlung

Der BEE bittet den Gesetzgeber, bestehende Deckel sowie weitere Hürden und Hemmnisse im EEG konkret anzupacken, die einer weiteren Flexibilisierung des Anlagenbestands entgegenstehen. 

Wasserkraft 

Die Wasserkraft ist eine heimische Energiequelle, die zuverlässig und netzdienlich Strom erzeugt. Ihre Stetigkeit, Regelbarkeit, Speicherbarkeit und Netzdienlichkeit unterstützen dabei die Integration der fluktuierenden Erneuerbaren in ein künftig auf 100% Erneuerbarer Energie beruhendes Energiesystem. Im Energiemix wurde dieses Potenzial in den letzten Jahren stark vernachlässigt. Der Referentenentwurf sieht nun auch noch vor, die Rahmenbedingungen für die Wasserkraft sogar weiter zu verschlechtern. Die kleine Wasserkraft steht mittel- bis langfristig vor dem Aus, sollten die Änderungen im Referentenentwurf umgesetzt werden. So soll im Gegensatz zu allen anderen Erneuerbaren Energiequellen über eine unnötige, und aus guten Gründen mit dem EEG 2014 aufgehobene, erneute Verknüpfung zwischen Energie- und Fachrecht (Wasserhaushaltsgesetz - WHG) der Wasserkraft das gerade wieder ins EEG aufgenommene übergeordnete öffentliche Interesse aberkannt werden. Dies würde die Wasserkraft einseitig diskriminieren und wird ihrer wichtigen Rolle für die Versorgungssicherheit und Netzstabilität nicht gerecht. Der BEE fordert daher, die Wasserkraft ebenso wie alle anderen Erneuerbaren Energien ins Interesse der öffentlichen Sicherheit zu stellen. 

Weitere in diesem Zusammenhang vorgeschlagene Änderungen im Referentenentwurf würden zu einer zusätzlichen Verschlechterung des regulatorischen Rahmens für die Wasserkraft führen. So wird mit der Änderung von § 40 Absatz 2 und 4a EEG 2023 die Vergütung von Strom aus Wasserkraft mit der Einhaltung der §§ 33-35 WHG in Verbindung gebracht. Künftig soll eine entsprechende wasserbehördliche Bescheinigung auch bei nicht zulassungspflichtigen Ertüchtigungsmaßnahmen erforderlich werden. Zudem soll künftig auch nach erfolgter Genehmigung und während des laufenden EEG-Vergütungszeitraums bei modernisierten oder auch neu errichteten Anlagen die laufende Vergütung gestrichen werden können. Das ist vollkommen unbegründet, da die Einhaltung der §§ 33-35 WHG fachrechtlich hinlänglich geregelt ist, inklusive empfindlicher Sanktionsmöglichkeiten und daher keiner zusätzlichen Verknüpfung mit dem EEG bedarf. Statt administrativer Barrieren bedarf es der gezielten Anreizsetzung in die Ertüchtigung und den Neubau von Wasserkraftanlagen, um deren Potenziale für die Energiewende zu heben.

Empfehlung

Die mit dem Referentenentwurf eingebrachten Änderungen laufen der klima- und energiepolitischen Zielerreichung der Bundesregierung absolut entgegen und müssen komplett wieder gestrichen werden. Ganz im Gegenteil, es sollten Anreize für Investitionen in die Ertüchtigung und den Neubau von Wasserkraftanlagen geschaffen werden. So werden die Empfehlungen, die bereits im Vorfeld der Ausarbeitung des Referentenentwurfs vom BDW eingebracht wurden, auch vom BEE bekräftigt. Der BEE empfiehlt die Einführung einer neuen Vergütungsklasse für Wasserkraftanlagen <100kW mit einer Vergütung von 19,5 €-Cent/kWh und die Streichung der Degression bei der Vergütung. So könnten der bestehende Anlagenpark gesichert und die Potenziale zur Leistungserhöhung durch die Modernisierung des Bestandes (Repowering) und den ökologisch verträglichen Ausbau an bereits bestehenden Stauanlagen gehoben werden. Nur so wird die Wasserkraft ihre vielfältigen Vorteile in ein künftig auf 100% Erneuerbaren beruhendes Energiesystem einbringen können.

Geothermie

Obwohl die Geothermie über großes Pote nzial für Stromund Wärmeerzeugung verfügt, ist sie bisher die noch am wenigsten genutzte Erneuerbare Energie. Ein großer Vorteil der Geothermie ist ihre Grundlastfähigkeit und Unabhängigkeit gegenüber Schwankungen in Wetter und Jahreszeiten. Zudem lassen Bundesgebiet erschließen und nach den gewünschten Rahmen (Strom sich Potenziale der Geothermie überall im bzw. Wärmebedarf) skalieren. Die kalendergesteuerte Degression unter § 45 EEG 2023 macht die Planung neuer Projekte für Investoren jedoch wenig attr aktiv. 

Empfehlung

Der BEE schlägt daher vor, die geplante Degression im Jahr 2027 beginnen zu lassen.

4. Weiterentwicklung des Förderdesigns

Contracts for Difference

Der Referentenentwurf des BMWK sieht in § 88 eine Verordnungsermächtigung vor, auf deren Grundlage Anpassungen am Fördersystem vorgenommen werden können. Hier möchte die Gesetzgebung eine Weiterentwicklung des Förderdesign vor allem hinsichtlich sogenannter Differenzverträge (Contracts for Difference - “CfDs”).

Der BEE sieht die „Verordnungsermächtigung zur Weiterentwicklung der Zahlungen“ unter §88f EEG 2023 als kritisch an und verweist auch auf die im Februar 2022 veröffentlichte Kurzanalyse hierzu.¹⁴ Wie bereits im Fachgespräch erläutert, ist es aus Sicht des BEE dringend notwendig, solche Punkte in der von der Bundesregierung geplanten Plattform „Klimaneutrales Stromsystem“ intensiv zu erörtern, bevor man dies umsetzt.

Der BEE sieht es zudem kritisch, dass diese Verordnungsermächtigung im EEG dermaßen stark umfassend ist, dass jedwede Anwendung und Regelung darunterfallen könnte. Eine konstruktive Bewertung des Vorschlages ist somit nicht möglich und verhindert eine reale Beteiligung bzw. Bewertung aller Akteure.

Nachfolgend sollen die wesentlichen kritischen Punkte eines CfD-Förderrahmens benannt werden. Eine ausführliche Beschreibung ist über die veröffentlichte Kurzanalyse des BEE im Februar 2022 einsehbar. 

1. Potenzielle zusätzliche Risiken innerhalb der Finanzierung von Erneuerbaren Energien 

Kommt zur Bestimmung potenzieller Mehrerlöse der monatliche Referenzmarktwert zur Anwendung, werden Betreiber:innen Erneuerbarer Energien einem künstlichen, teilweise extremen Finanzierungsrisiko ausgesetzt. Da der monatliche Referenzmarktwert so definiert ist, dass 50% der Energiemengen diesen nicht erreichen können, würde bei dessen Anwendung nach Abzug solcher „Mehrerlöse“ für 50% der Energiemengen eine geringere EEG-Vergütung verbleiben als vorgesehen. Wie in der Kurzanalyse gezeigt, steigt die Unterschreitung der Monatsmarktwerte mit steigendem Marktniveau an und führt zu Verlusten von teilweise bis zu 2,5 €Cent/kWh. 

• Das daraus resultierende Risiko für die Finanzierung werden Banken bzw. Anlagenbetreiber:innen in ihren Geboten innerhalb eines CfD-Förderrahmens einpreisen. Damit ergibt sich eine Verteuerung der Umsetzung der Energiewende.

2. Potenzielle massive Mehraufwendungen in der Abwicklung

Kommt zur Bestimmung potenzieller Mehrerlöse ein parkspezifischer Marktwert zur Anwendung, kommt es zu erheblichen Mehraufwendungen in der Abwicklung. Hintergrund ist, dass die Übertragungsnetzbetreiber:nnen und Verteilnetzbetreiber:innen nicht mit vier Referenzmarktwerten agieren müssen, sondern mit mehreren zehntausend. Zudem müssten diese anlagenbezogenen Marktwerte über die darauffolgenden acht Kalendermonate offengehalten werden, da sich in diesem Zeitrahmen noch die spezifischen Einspeisungszeitreihen der Anlagen und somit der spezifische Marktwert ändern können. 

• Es würde zu ständigen Korrekturen kommen und somit zu erheblichen Mehraufwendungen seitens der Übertragungsnetz-, Verteilnetz-, Anlagenbetreiber:innen und Direktvermarkter:innen.

3. Potenzielle Verhinderung von dringend benötigten Flexibilitäten 

Mit einem parkspezifischen Marktwert würden zudem Flexibilitäten auf Seiten der Erneuerbaren Energien verhindert werden, da es keinen Benefit für ein marktorientiertes Verhalten mehr geben würde. Da die möglichen, aus den Erneuerbaren Energien selbst erbringbaren Flexibilitäten dennoch zur Umsetzung der Energiewende benötigt werden, müssen diese innerhalb eines CfD-Förderrahmens extern (z. B. über eine zusätzliche Förderung von flexiblen Kraftwerken oder Speichern) angereizt werden, wodurch zusätzliche Kosten entstehen. 

• Ein CfD-Förderrahmen würde bei zusätzlicher Anreizung externer Flexibilitäten zu einer Verteuerung der Umsetzung der Energiewende führen. 

4. Erhöhte EEG-Ausschreibungsergebnisse 

Betreiber:innen Erneuerbarer Energien planen bei der Gebotsabgabe potenzielle Mehrerlöse in der späteren Zukunft des Förderzeitraums ein und reduzieren somit ihre benötigte EEGVergütung bzw. die zu finanzierenden EEG-Differenzkosten. Kommt es zu einem CfDFörderrahmen ist eine Einpreisung solcher potenziellen Mehrerlöse nicht möglich und würde somit zu einem erheblichen Anstieg der Ausschreibungsergebnisse führen.

• Somit führt ein CfD-Förderrahmen zu einer Verteuerung der Umsetzung der Energiewende aufgrund höherer EEG-Ausschreibungsergebnisse. 

5. Auswirkung von CfD auf PPA und Terminmarktprodukte 

Innerhalb eines CfD-Förderrahmens wären alle darunterfallenden Erneuerbaren Energien gezwungen, ihre Strommengen auf Basis des jeweiligen Referenzmarktes (hier Spotmarkt) zu vermarkten. Jegliche andere Vermarktungsform, die vorab einen festen Strompreis für die gelieferten Strommengen setzt, würde Anlagenbetreiber:innen aufgrund potenziell höherer Marktniveaus am Spotmarkt und einer damit einhergehenden Rückzahlungsverpflichtung einem extremen betriebswirtschaftlichen Risiko aussetzen. 

• Ein CfD-Rahmen würde bei falscher Ausgestaltung zu erheblichen Einschränkungen im PPA-Rahmen aber auch im Terminmarkt führen.

Ein „Austrocknen“ anderer Märkte (PPA-Markt, Terminmarkt, Bürgerenergie, usw.) brächte zudem zusätzliche volkswirtschaftliche Kosten. Wenn nicht ausreichende Möglichkeiten zur Absicherung von Langfristkontrakten bestehen oder nur zu erhöhten Kosten, entsteht ein Preisrisiko beim Energieversorgungsunternehmen (EVU).

• Dieses Risiko würde seitens der EVU eingepreist werden und zu einer Verteuerung der Stromprodukte für Endkund:innen führen.

6. Auswirkungen eines CfD-Förderrahmens auf Grünstromprodukte 

Da ein CfD-Förderrahmen eine Rückzahlungsverpflichtung seitens der Anlagenbetreiber bei Marktwerten oberhalb der EEG-Vergütung vorsieht, ist es unter Umständen notwendig, wie unter anderem auch in der Verordnungsermächtigung unter §88f Punkt 3 EEG 2023 vorgesehen, dass Anlagenbetreiber in dem Vergütungsrahmen zwangsweise bleiben müssen. 

Zusammen mit dem auch weiterhin vorgesehen Doppelvermarktungsverbot würden über einen CfD-Förderrahmen geförderte Strommengen keine grüne Eigenschaft besitzen.

• Ein CfD-Förderrahmen schränkt die Akzeptanzsteigerung für die Erneuerbare Energiewende ein und begrenzt zudem auch die Möglichkeit der Umsetzung dringend benötigter Grünstromprodukte (u.a. auch grüner Wasserstoff) in Deutschland. 

Empfehlung

Aus oben dargestellten Gründen lehnt der BEE die übereilte Einführung eines CfDFörderrahmens im Vorgriff auf einen umfassenden Diskussionsprozess ab und appelliert an die Bundesregierung, diese und andere zentralen Fragen in der Plattform „Klimaneutrales Stromsystem“ mit einem großen Stakeholderkreis mit ausreichenden Diskussionsrahmen zu besprechen. Der BEE bekräftigt seine Empfehlung, diese Plattform unverzüglich einzusetzen.

Ausbau EE im In- und Ausland

In § 5 EEG 2023 wird die Möglichkeit geboten, Ökostrom aus Erneuerbaren Energien in ein Staatsgebiet eines Mitgliedstaates der EU zu importieren (z.B. eine Offshore Windanlage auf dänischem Staatsgebiet). Die Quote wird im Referentenentwurf § 5 Abs 2 EEG 2023 von 5% auf 20% angehoben. Generell ist ein grenzüberschreitender Austausch im Sinne eines europäischen Energiemarkt positiv zu sehen. Jedoch warnt der BEE mit Hinweis auf seine Strommarktdesignstudie davor, zu sehr auf Potenziale aus dem Ausland zu bauen, anstatt die Potenziale der heimischen Energiewende zu nutzen. Der Vorschlag könnte womöglich zu einer Überförderung im Ausland führen, wenn Anlagen im Ausland eine Marktprämie auf Basis der in Deutschland ermittelten Marktwerte erhalten. So lag das mittlere monatliche Marktniveau in Frankreich seit Oktober 2021 zwischen 23% bis 44% höher als in Deutschland. Die aus EU-Sicht wichtige marktliche faire Bestimmung der Ausschreibungsmengen würde somit nur bedingt umgesetzt werden können. Die Streichung der notwendigen Gegenseitigkeit (§5 Abs. 3 Nr. 2 EEG 2021) wird potenziell den Zugang der Branche zu anderen europäischen Ausschreibungen reduzieren, während die Erhöhung der Quote unseres Marktes auf 20% fast einer Vervierfachung des Anteils gleichkommt. Auch sollten Doppelrechnungen zwischen den Mitgliedstaaten vermieden werden.

Empfehlung

Der BEE rät dem Gesetzgeber, die Anhebung auf das 20%-Ziel einer Prüfung zu unterziehen, besonders hinsichtlich der Auswirkung auf die heimische Energiewende und ggfs. den Umfang von Ausschreibungen außerhalb des Bundesgebiets verringern. 

Hybridkraftwerke

Die im Referentenentwurf unter dem §39o EEG 2023 erfassten „innovativen Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung“ sieht der BEE aufgrund nachfolgender Punkte als sehr kritisch an. Wie bereits in dem Fachgespräch hierzu erläutert, ist es aus Sicht des BEE dringend notwendig, solche Punkte in der von der Bundesregierung geplanten Plattform „Klimaneutrales Stromsystem“ intensiv zu erörtern, bevor man dies umsetzt. Sofern es der Bundesregierung nur um den Nachweis der Machbarkeit des Einsatzes von H2-Gasturbinen geht, wäre ein reines Forschungsvorhaben deutlich sinnvoller als eine künstliche Struktur im EEG-Förderrahmen. Wie in der BEE-Strommarktdesignstudie der Fraunhofer Institute IEE und ISE gezeigt, sind H2-Gasturbinen für die Versorgungssicherheit nicht zwingend notwendig. Daher stellt sich die Frage nach der Sinnhaftigkeit eines solchen “Hybridkraftwerk”-Konzepts. 

Der BEE sieht es zudem kritisch, dass die Verordnungsermächtigung im EEG zur Umsetzung der Hybridkraftwerke unter §88e EEG 2023 dermaßen stark umfassend ist, dass jedwede Anwendung und Regelung darunterfallen könnte. Eine konstruktive Bewertung des Vorschlages ist somit nicht möglich und verhindert eine reale Beteiligung bzw. Bewertung aller Akteure. 

Der Vorschlag zum § 39 EEG 2023 birgt eine Reihe von Risiken:

1. Die eingesetzte Elektrolyseleistung kann durch das Verbot des Strombezuges aus Stromnetz und somit vom Strommarkt keinen marktwertstabilisierenden Rahmen ausprägen. Das System führt somit zu erheblich höheren EEG-Differenzkosten.

2. Die Vorgabe, die erzeugten Wasserstoffmengen vor Ort zu speichern, erfordert immense Infrastrukturmaßnahmen zur Speicherung, die zudem auch nicht optimal genutzt werden können. Es kann auch zu erheblichen Leckageverlusten bei H2 kommen.

3. Durch die reine Ausrichtung der Fahrweise der Elektrolyseure bzw. der Gasturbinen in Bezug zur dargebotsabhängigen erneuerbaren Einspeisung vor Ort entstehen Zeitfenster, welche volkswirtschaftlich, aber energiewendetechnisch unsinnig sind. 

• So läuft der Elektrolyseur in Zeiten regional hoher erneuerbarer Einspeisung, obwohl potenziell zu wenig Ökostrom in Deutschland vorhanden ist und vernichtet somit direkt nutzbaren erneuerbaren Strom. Unter bestimmten Punkten kann es sogar zu einer Verschärfung von Netzproblemen kommen.
• In Zeitfenstern niedriger regionaler erneuerbarer Einspeisung kommt es zur Stromerzeugung über die H2-Gasturbine, obwohl potenziell in Deutschland mehr als ausreichend erneuerbarer Strom vorhanden wäre. Dies vernichtet nicht nur hochwertigen Wasserstoff, sondern kann zudem zur Verdrängung und somit Abschaltung erneuerbarer Strommengen führen. 

Der Vorschlag führt zu keiner sinnvollen oder optimalen Fahrweise der eingesetzten Flexibilitäten, was zu höheren volkswirtschaftlichen Kosten führen kann. Zudem besteht die Gefahr einer Verschärfung von Netzproblemen.

4. Aufgrund der hohen Ausschreibungsmenge an H2-Gasturbinenleistung (bis 2028) von 4,4 GW und einem entsprechenden Rahmen an Elektrolyseuren würde der §39o EEG 2022 zu einer erheblichen Bindung der entstehenden Produktionskapazitäten von Elektrolyseuren führen und diese zudem wie oben dargestellt vom Markt separieren.

Aufgrund fehlender Elektrolyseurkapazitäten im freien Strommarkt käme es zu erheblich höheren EEG-Differenzkosten aufgrund fehlender stabilisierender Marktwerte. Zudem werden die Zeitfenster nach §51 EEG 2021 ohne Förderung ausgedehnt, was die betriebswirtschaftliche Grundlage und somit den Zubau Erneuerbarer Energien erschwert bzw. begrenzt. 

5. Zudem ist es nicht verständlich, weshalb man in diesem Konstrukt ausschließlich auf H2 abstellt. Sofern trotz obenstehenden volkswirtschaftlichen Problemen und Zusatzkosten an dem Vorschlag beibehalten werden wird, sollte dringend die methanisierte Form als CH4 auch förderfähig sein.

Der Einsatz von CH4 würde den benötigten Speicher aufgrund der höheren Leistungsdichte drastisch verkleinern, die Kosten in der Anschaffung und im Betrieb dabei senken und zu deutlich geringeren Leckageverlusten führen.

Markthochlauf von grünem Wasserstoff und Wärmepumpen ermöglichen 

Mit der Einführung des EnUG setzt die Gesetzgebung, wie im KoaV angekündigt, senkt die EEG-Umlage vorzeitig zum 1. Juli 2022 auf null. Fortan soll sich die EEG-Umlage über den Haushalt speisen. In Zeiten der Energiekrise ist die Entlastung für Verbraucher:innen politisch das richtige Zeichen. Gleichzeitig muss Investitions- und Planungssicherheit für die Branche gewährleistet werden.

Empfehlung

Der BEE begrüßt es, dass die Umlagen im Stromsektor vereinfacht und durch die Einführung des neuen „Energie-Umlagen-Gesetzes“ (EnUG) gebündelt werden. Auch den Umstand, dass die Absenkung der EEG-Umlage die verbleibende Umlage des KraftWärme-Kopplungs-Gesetzes (KWKG) und der Offshore-Netzumlage nur noch für die Entnahme von Strom aus dem öffentlichen Netz erhoben werden soll, bewertet der BEE grundsätzlich positiv. Die damit einhergehenden Entlastungen machen es deutlich attraktiver, selbst hergestellten Strom vor Ort zu verbrauchen, und bieten somit einem großen Teil der Bevölkerung die Möglichkeit, im Rahmen der Eigenversorgung Verantwortung für die Energiewende zu übernehmen.

Offsite Elektrolyseure begünstigen

Eine Einschränkung sollte hierbei jedoch dringend bei der Elektrolyse getroffen werden. Die pauschale Entlastung von Direktbelieferungen von Elektrolyseuren würde die OnsiteElektrolyse (Elektrolyse am Ort des Verbrauchs) unverhältnismäßig fördern. Der Bau von Elektrolyseuren sollte jedoch nicht in den Verbrauchszentren angereizt werden, wo die Gefahr besteht, dass in Zeiten zu geringer Eigenerzeugung ein Netzbezug notwendig wird und sich Engpasssituationen durch die zusätzlichen Lasten weiter verschärfen. Stattdessen sollten Elektrolyseure dem Netz als Flexibilität zur Verfügung stehen und der Bau derselben vorrangig in den Zentren der Erzeugung fluktuierender Erneuerbarer (Offsite-Elektrolyse) angereizt werden. Dies ist ein wichtiger Eckpfeiler für ein zukunftsgerichtetes, dezentrales Energiesystem.

Empfehlung

Der BEE empfiehlt der Gesetzgebung daher dringend, entsprechende Regionalitätskriterien einzuführen, um gezielt Offsite-Elektrolyse zu fördern. Regionalitätskriterien sollten bei jeglicher Art der Elektrolyse zur Voraussetzung für etwaige Umlagebefreiungen gemacht werden.

Grüne Wasserstoffproduktion fördern statt Fehlanreize setzen

Neben dem Regionalitätskriterium, mit dem sichergestellt wird, dass Elektrolyseure dem Netz als Flexibilität zur Verfügung stehen, sollte die Bundesregierung die Umlagebefreiungskriterien grundsätzlich so ausgestalten, dass die netzdienliche Produktion von grünem Wasserstoff angereizt wird. Dies ist im vorliegenden Gesetzentwurf jedoch leider mitnichten der Fall.

Problematisch ist aus Sicht des BEE insbesondere, dass die vorgeschlagene Umlagebegrenzung gem. Besonderer Ausgleichsregelung (§ 36 EnUG 2023) die in den Paragrafen §§ 25, 26 EnUG 2023 vorgesehene Anreizwirkung zur Herstellung von grünem Wasserstoff untergräbt.

Entsprechend der jetzigen Formulierung von §36 EEG 2023 fallen Unternehmen unter die Privilegierung, in denen „die elektrochemische Herstellung von Wasserstoff den größten Beitrag zur gesamten Wertschöpfung des Unternehmens oder des selbständigen Teils des Unternehmens leistet.“ Durch die privilegierten Stromverbräuche für Wertschöpfungs- bereiche unabhängig von der Wasserstoffherstellung entstünden erhebliche unerwünschte Mitnahmeeffekte für anderweitige Geschäftsmodelle sowie Wettbewerbsnachteile für die Herstellung von Grünem Wasserstoff nach § 25, 26 EEG 2023. 

Empfehlung

• Aufgrund des Risikos von Mitnahmeeffekten bei der Privilegierung sämtlicher Stromverbräuche und der gleichzeitig rechtlich nicht umsetzbaren Beschränkung der Besonderen Ausgleichsregelung auf Strommengen zur Wasserstoffherstellung fordert der BEE, den § 36 EEG 2023 im Zuge der Veröffentlichung des Delegierten Rechtsakts der EU-Kommission und der dem damit einhergehenden Aufnahme einer Definition von grünem Wasserstoff im §26 EEG 2023 außer Kraft zu setzen. In § 36 EEG 2023 sollte jetzt eine entsprechende Formulierung aufgenommen werden, die klar regelt, dass die beschriebene Umlageprivilegierung nur bis zur Aufnahme einer ordentlichen Definition von grünem Wasserstoff im §26 EEG 2023 und damit einem Inkrafttreten der Vollbefreiung nach §25 EEG 2023 Gültigkeit hat. Nur so kann vermieden werden, dass durch eine parallellaufende Privilegierung sowohl nach §§ 25,26 EEG 2023 als auch nach § 36 EEG 2023 doppelte Standards und unbeabsichtigte unternehmerische Anreize gesetzt werden, die den klimapolitischen Zielen entgegenlaufen.
• Bis zur Veröffentlichung des Delegierten Rechtsakts sollte sich die Bundesregierung außerdem auf europäischer Ebene dringend dafür einsetzen, dass die in diesem Dokument dargelegte Definition von grünem Wasserstoff alle wichtigen Kriterien zur Nachhaltigkeit, Zusätzlichkeit, Systemdienlichkeit und räumlichen Nähe enthält. Der BEE hat die notwendigen Kriterien, die den erfolgreichen und der Erhöhung der Stabilität des Energiesystems dienenden Hochlauf einer rein grünen Wasserstoffwirtschaft sicherstellen, in seiner Stellungnahme zur Verordnung zur Umsetzung des EEG 2021 dargelegt.¹⁵

Zusätzliche Wasserstoffpotenziale heben, technologischen Markthochlauf unterstützen

Die Bundesregierung sollte insbesondere darauf hinwirken, dass die Definition von Zusätzlichkeit im Delegierten Rechtsakt der Europäischen Kommission sich nicht auf die Stromerzeugungsanlage bezieht, sondern auf die Strommenge. Der BEE unterstützt den Ansatz, ausschließlich ungeförderte Strommengen zur Herstellung von Wasserstoff nutzen zu dürfen. Die Möglichkeit, Strom aus Post-EEG-Anlagen zur Elektrolyse zu verwenden, ist jedoch sehr sinnvoll, um vorhandene Erneuerbare Stromerzeugungskapazitäten aus nicht-repoweringfähigen Anlagen zu nutzen. Vor dem Hintergrund eines gewünschten schnellen Hochlaufs der heimischen grünen Wasserstoffwirtschaft sollten auch andere innovative, nachhaltige Wasserstofftechnologien gefördert bzw. von etwaigen Umlagen befreit werden. Dazu gehören beispielsweise modulare Dampfreformierungs- und Pyrolyseanlagen, die allerdings ausschließlich Klärschlamm, Bioabfälle oder die Gärprodukte von Biogasanlagen verwenden. Positiv sieht der BEE die im vorliegenden Entwurf vorgeschlagene Umlagebefreiung von Speichern und Wärmepumpen, die im Sinne des dringend notwendigen Ausbaus der Sektorenkopplung ist. Insbesondere bei der Ausgestaltung der Umlagebefreiung von Wärmepumpen sind aus Sicht des BEE jedoch wichtige Korrekturen erforderlich. In der derzeitigen Form würde die Vorschrift den Ausbau von Wärmepumpen nicht unterstützen und im Falle einer tatsächlichen Rückkehr der EEG-Umlage sogar erheblich bremsen. 

Empfehlung

Der BEE empfiehlt der Gesetzgebung daher weiterführende Maßnahmen, um innovative Wasserstoffproduktion im Sinne der Sektorenkopplung und der Wärmewende zu unterstützen.

Unverhältnismäßige Hemmnisse für Wärmepumpen vermeiden

Die Befreiung von Wärmepumpen von den sonstigen Umlagen (einschließlich der EEGUmlage, falls diese zurückkehren sollte) ist grundsätzlich zu begrüßen. Die Vorgaben, dafür eine bestimmte Jahresarbeitszahlen erfüllen und mittels Fachunternehmererklärung nachweisen zu müssen, ist jedoch unverhältnismäßig und steht im Widerspruch zu den Energie- und Klimazielen der Bundesregierung. Es verwundert, dass der vorliegende Entwurf Anforderungen aufstellt, die als Effizienzkriterien weder im Gebäudeenergiegesetz noch in der „Bundesförderung effiziente Gebäude“ enthalten sind. Das Erreichen einer bestimmten Jahresarbeitszahl ist kein geeignetes Effizienzkriterium, weil in der Situation des anstehenden Heizungsaustauschs auch eine Wärmepumpe mit einer geringeren Anlageneffizienz noch immer die effizienteste und ökologisch sinnvollste Versorgungslösung sein kann.¹⁶ Zudem würde der Aufbau entsprechender Nachweisstrukturen beträchtliche Kapazitäten bei Energieversorgern sowie Fachhandwerk binden und damit einen unverhältnismäßig hohen bürokratischen Aufwand verursachen.

Empfehlung

Im vorliegenden Entwurf sind daher § 22 Abs. 1 Nr. 2 sowie Abs. 2 EnUG ersatzlos zu streichen. Für eine ausführliche Begründung dieser Forderung verweist der BEE auf die Stellungnahme des Bundesverbands Wärmepumpe e.V.

KWK-Förderung mit Klimaschutzzielen in Einklang bringen

Im Zuge der EEG-Reform werden auch einige kleinere Anpassungen im KWK-Förderrahmen vorgenommen. Der BEE nimmt dies zum Anlass, nochmals auf die Dringlichkeit einer grundlegenden Überarbeitung der finanziellen Förderung der Fernwärmeerzeugung durch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) hinzuweisen. Diese ist in ihrer heutigen Form nicht mit den Klimaschutzzielen vereinbar und muss neu ausgerichtet werden.

Empfehlung

Die Reform der KWK-Förderung sollte prioritär angegangen werden. In einem ersten Schritt sollte kurzfristig die im KWKG verankerte Förderung des Betriebs von KWK-Anlagen verstärkt auf den Einsatz von Kombinationen von KWK-Anlagen und Erneuerbaren Energien ausgerichtet werden. Es sollten zudem Unterziele für Erneuerbare Energien in der Fernwärme festgeschrieben werden. Biomethan sollte weiterhin im Rahmen des KWKG eingesetzt werden können. 

5. Stärkung der bürgernahen Energiewende

Die Energiewende ist ein Gesellschaftsprojekt und für die Energiewende eine notwendige Voraussetzung, um Akzeptanz zu schaffen. Durch die Beteiligung von Bürger:innen, kann nicht nur Akzeptanz, sondern auch Wertschöpfung auf lokaler Ebene entstehen. Aus diesem Grund ist es wichtig, über verschiedene Mechanismen die Akteursvielfalt in der Energiewende zu fördern. 

Bürgerenergie ausweiten 

“Bürgerenergiegesellschaften” (BEG) werden in § 22a EEG 2023 geregelt. Für eine Bürgerenergiegesellschaft müssen sich demnach 50 Personen zusammenschließen, von denen mindestens 75% seit über einem Jahr ihren Wohnsitz im Beteiligungsgebiet haben, in einem Landkreis oder einer kreisfreien Stadt. Mittlere Unternehmen und die Kommunen können sich ebenfalls beteiligen. Auch das Stimmrecht ist neu geregelt und soll Mitbestimmung garantieren. Um Bürgerenergiegesellschaften zu fördern, hat die Gesetzgebung Windenergieprojekte bis 18 MW und Solar-Freiflächenprojekte bis 6 MW von den Ausschreibungen ausgenommen. Positiv zu bewerten ist ebenfalls, dass die Ausschreibungsmengen von Bürgerenergiegesellschaften zusätzlich zu den Ausschreibungen ausgeschrieben werden sollen. 

Der BEE begrüßt diese Neuregelung zur Bürgerenergie. Gleichzeitig sieht er gewissen Anpassungsbedarf, um die Beteiligung so offen wie möglich und so eng wie nötig zu fassen. Um Bürgerenergie auch in bevölkerungsarmen und großflächigen Regionen zu ermöglichen, sollte der Beteiligungsradius auf 25 km festgelegt werden. Projekte befinden sich an der Landkreisgrenze. Dies würde auch Bürger:innen in weniger dicht besiedelten Gebieten die Gelegenheit bieten, Erneuerbare Energien auszubauen. Des Weiteren sollte in § 22 b EEG 2023 die “Haltefrist”, während der ein Projekt nicht veräußert werden soll, auf fünfzehn Jahre angehoben werden, um Missbrauch zu unterbinden. Um keine zusätzlichen bürokratischen Hürden entstehen zu lassen, sollten auch weitergehende landesspezifische Regelungen vermieden werden. Negativ zu bewerten ist, dass die Ausschreibungsmengen von Bürgerenergiegesellschaften von den Ausschreibungsmengen abgezogen werden sollen.

Empfehlung

• Daher schlägt der BEE zur weiteren Verbesserung des § 3 vor, den Beteiligungsradius von Bürgerenergiegesellschaften um 25 km zu erweitern und die Haltefrist auf fünfzehn Jahre anzuheben.
• § 22b EEG 2023 sollten zudem aus Gründen der Einheitlichkeit abschließend sein und keine weitergehende Länderregelungen mehr zulassen, da dies die Gefahr von zusätzlichen Hürden birgt.
• Der BEE empfiehlt außerdem die in § 22b verankerte Sperrfrist zu streichen, um Bürgerenergiegesellschaften nicht von möglichen Neuplanungen abzuhalten. 

Finanzielle Beteiligung der Kommunen

Akzeptanz für die Energiewende kann in den Kommunen durch eine finanzielle Beteiligung am wirtschaftlichen Erfolg der Erneuerbaren Energien verstärkt werden. Im EEG 2021 wurde daher in § 6 eine finanzielle Beteiligung der Kommunen vorgesehen, die über die indirekten wirtschaftlichen Vorteile durch Erneuerbare Energien hinausgeht. Windenergieanlagen und Freiflächenanlagen konnten Gemeinden finanziell mit bis zu 0,2 ct / kWh an der Wertschöpfung ihrer Anlagen beteiligen. Im vorliegenden Referentenentwurf wird die finanzielle Beteiligung von Kommunen auf Bestandsanlagen und Windenergieanlagen an Land in der sonstigen Direktvermarktung ausgeweitet.

Der BEE sieht die Ausweitung der Regelung auf Bestandsanlagen kritisch, da sie die Bereitschaft in den Kommunen für ein Repowering erheblich verringern könnte. Wichtig ist, dass eine finanzielle kommunale Beteiligung den schnellen Ausbau der Erneuerbaren Energien beschleunigt und nicht verlangsamt. Problematisch ist außerdem die kommunale Beteiligung bei PPA-Freiflächen oder Direktvermarktungskonzepten, da diese, laut Referentenentwurf, nicht erstattungsfähig sind bzw. nicht an Netzbetreiber:innen weitergereicht werden können. Dadurch entsteht ein ungleiches Level-Playing-Field für Anlagen in verschiedenen Vergütungsmodellen.

Empfehlung

• Der BEE empfiehlt, die finanzielle Beteiligung von Kommunen in § 6 EEG 2023 Absatz 2 Satz 1 nur auf neue und Repowering-Projekte zu beschränken, um keine Fehlanreize beim Repowering zu setzen. Finanzielle Beteiligung bei Bestandsanlagen lehnt der BEE ab.
• Darüber hinaus schlägt der BEE vor, unter § 6a “weitere Maßnahmen zur Steigerung der regionalen Teilhabe” aufzuführen, wie z.B. Mitfinanzierung kommunaler Einrichtungen, Bürgerstrommodelle etc. (siehe BWE-Vorschlag). Dies wäre ein weiterer Baustein zur Akzeptanzförderung, der von anderen Beteiligungsformen noch ergänzt werden könnte. 
• Der BEE kritisiert darüber hinaus, dass es einer klaren Regelung hinsichtlich der verfassungsrechtlichen Zulässigkeit von finanziellen Zusagen fehlt und bitte diesbezüglich um Überarbeitung.
• Nach Ansicht des BEE sollte aufgrund § 6 Absatz 4 Satz 2 EEG 2023 gestrichen werden, um keine zusätzlichen Verhinderungsmöglichkeiten zu schaffen und eine geeignetere Umsetzung von Naturschutzauflagen mit Vertreter:innen der Branche, Kommunen und Naturschutzverbänden erarbeiten lassen. Natur- und Artenschutz wird im Rahmen anderer Gesetze hinreichend abgebildet. 

Eigenverbrauch mit neuen Ideen zum Mieterstrom stärken

Dezentraler Eigenverbrauch ist die Grundlage für eine dezentrale Energieversorgung, intelligente Sektorenkoppelung und innovative Batterie- und Speicherlösungen. Nur wenn Bürger:innen und Gewerbe motiviert und angereizt werden, Erneuerbare Energieanlagen mit staatlicher Förderung auf ihre Dächer zu bauen, kann die dezentrale Energie gelingen. Besonders im Bereich der Solarenergie verpasst die Gesetzgebung die Gelegenheit, mehr Teilhabe für Bürger:innen an der der Energiewende zu ermöglichen. Zwar fallen durch den Wegfall der EEG-Umlage keinerlei Umlagen mehr auf Eigenverbräuche und Direktlieferungen hinter dem Netzverknüpfungspunkt an. Der BEE begrüßt diese Entbürokratisierung, da sie sich positiv auf die Eigenversorgung von Bürger:innen auswirken und diese attraktiver machen wird. Auch Wärmepumpen profitieren von dieser Umlagebefreiung. Abgesehen davon sieht die EEG-Novelle jedoch keine weiteren Verbesserungen für Prosumer und Eigenverbrauch vor. Die Vergütungssätze für Eigenverbrauch im Solarsegment bleiben weit hinter dem erforderlichen Niveau zurück, um mehr private Dächer mit PV zu decken (siehe 2. 2.1 ). Auch innovative Mieterstrom und Quartierstromkonzepte finden leider keinerlei Beachtung im vorliegenden Entwurf. Der BEE sieht darin eine verpasste Chance den Eigenverbrauch von Erneuerbaren Energien als Rückgrat der dezentralen und bürgernahen Energiewende zu stärken.

Empfehlung

• Der BEE empfiehlt daher die gesetzlichen Grundlagen für Eigenverbrauch, Mieter und Quartierstrom dringend zu überarbeiten, um möglichst viele Prosumer zum Zubau Erneuerbarer Energien zu bewegen.
• Der BEE plädiert daf ür, die Vergütungssätze für den Eigenverbrauch deutlich anzuheben, da sonst eine deutliche Bevorteilung für die Volleinspeisung entsteht (siehe 2.2.1). Dieser Vorschlag droht das gesellschaftliche Fundament der Energiewende zu erodieren.

6. Klimaneutrales Strommarktdesign

Der klimapolitisch notwendige ErneuerbarenAusbau kann nur auf Basis einer betriebswirtschaftlichen Grundlage realisiert werden. Die Strommarktdesignstudie des BEE hat hierbei die Herausforderungen im Strommarkt aufgezeigt Lösungsvorschläge erarbeitet, um dieses Ziel zu erreichen. und entsprechende ¹⁷

Doch selbst unter Ausnutzung aller wirtschaftlichen Flexibilitäten im Verbrauchs und Speichersektor verbleiben mehrere hundert negative Strompreise pro Jahr im Markt. Durch denWegfall der Förderung in Zeitfenstern negativer Strompreise (siehe §51 EEG 2021) entstehen somit, vor allem bei der Photovoltaik, nicht vergütete erneuerbare Strommengenanteile im zweistelligen Prozentbereich. Das kann dazu führen, dass selbst unter dem V ergütungsrahmen keine ausreichende wirtschaftliche Grundlage für den Betrieb solcher Anlagen sichergestellt ist.

Daher ist es notwendig, die dringend benötigte Flexibilität zur Stabilisierung des Strommarktes temporär auch über die erneuerbaren Erzeuger zu realisieren. Hierzu ist es notwendig, die heutige Zeitförderung (über 20 Jahre) in eine Mengenförderung über die Betriebslaufzeit der Anlage umzusetzen. Dies ist kostenneutral für Betreiber:innen als auch für die Volkswirtschaft und sichert die betriebswi rtschaftliche Grundlage für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland.

Empfehlung

Der BEE bekräftigt in diesem Zuge seine Empfehlung einer zeitnahen Einsetzung der im Koalitionsvertrag vorgesehen Plattform „Klimaneutrales Stromsystem“, um solche aber auch weitere Punkte mit allen Stakeholder:innen zu besprechen.

¹ „BEE Szenario 2030“
² Stellungnahme des Bundesverband Solarwirtschaft
³ Stellungnahme des Bundesverband WindEnergie
⁴ Stellungnahme des Bundesverbandes Deutscher Wasserkraftwerke
⁵ Stellungnahme des Fachverbandes Biogas
⁶ Siehe BEE Positionspapier "Reparaturbedarf EEG 2021"
⁷ Siehe BEE Positionspapier Innovationsausschreibungen
⁸ Stellungnahme des BSW zum EEG-Referentenentwurf
⁹ Stellungnahme des BSW zum EEG-Referentenentwurf
¹⁰ Stellungnahme des BSW zum EEG-Referentenentwurf
¹¹ Stellungnahme des BSW zum EEG-Referentenentwurf 
¹² BWE Umsetzungsempfehlung – Teil 1 Osterpaket – Konfliktfelder Drehfunkfeuer, Wetterradar und Belange der Bundeswehr
¹³ Siehe www.klimaneutrales-stromsystem.de 
¹⁴ Siehe BEE Stellungnahme “Auswirkungen einer möglichen Einführung von Contracts for Difference (CfD) auf Erneuerbare Energien im Strommarkt”
¹⁵ Siehe BEE Stellungnahme anlässlich des EEG Verordnungspakets
¹⁶ IFEU-Institut (2021): Qualitätsanforderungen an Wärmepumpen für den Bestand
¹⁷ Siehe www.klimaneutrales-stromsystem.de