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EEG Novelle 2021: Die wichtigsten Fragen & Antworten

Lesezeit: 8 Minuten

Inhaltsverzeichnis

Die Zeit fliegt – die Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) liegt nun 20 Jahre zurück. Die ersten Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien haben zum Jahreswechsel ihren für 20 Jahre angelegten Förderanspruch verloren. Dabei klingt „die ersten Anlagen“ verharmlosend wenig, wenn man berücksichtigt, dass allein im Jahr 2021 bereits über 18.000 Photovoltaik-Anlagen in Deutschland „ausgefördert“ sind.
Eine gesetzliche Lösung, wie Anlagen auch nach Förderende sinnvoll weiterbetrieben werden, ließ lange auf sich warten. Dabei ist der Weiterbetrieb der meisten Anlagen technisch auch in Zukunft möglich und zudem energiewirtschaftlich enorm wichtig, schließlich würden geplante Klimaschutzziele durch das Stilllegen dieser Anlagen in immer weitere Ferne rücken. Zum 1. Januar 2021, quasi Last-minute für alle Post-EEG-Anlagen, ist die Novelle nun in Kraft getreten. Ein Gesetz, das bei Betroffenen wieder zahlreiche Fragezeichen aufwirft und vieler Erklärungen bedarf – in diesem Blogbeitrag möchten wir darum insbesondere auf die häufigsten Fragen rund um die Neuerungen für PV im EEG 2021 eingehen. Die neusten Änderungen durch das EEG 2023 finden sie im Blogbeitrag: EEG Novelle 2023 – Die wichtigsten Fragen & Antworten.

Welche generellen Ziele verfolgt die EEG Novelle 2021?

Das Hauptziel, die Erreichung von Klimaneutralität bis 2050, wird nun erstmals gesetzlich festgeschrieben. Bis zu diesem Jahr soll Strom in Deutschland treibhausgasneutral erzeugt und verbraucht werden. Auf dem Weg dorthin soll bis 2030 mindestens 65 % des deutschlandweit verbrauchten Stroms aus erneuerbaren Energiequellen stammen. Ein Ziel der EEG-Novelle ist es dabei, den derzeit stockenden Ausbau von insbesondere Photovoltaik- und Windkraftanlagen wieder anzukurbeln. Unter anderen sollen laut Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) folgende Punkte zur Erreichung dieser Ziele beitragen:

Welche Pläne für Post-EEG-Anlagen werden mit der EEG Novelle 2021 umgesetzt?

Das verabschiedete Gesetz enthält nun nach langer Wartezeit beschlossene Anschlussregelungen für Post-EEG-Anlagen. Kerninhalt des Umgangs mit ausgeförderten Anlagen ist, dass betroffene Anlagen auch in Zukunft ihren Anspruch auf vorrangige Einspeisung behalten können. Zudem können Betreiber solcher Anlagen ihren Solarstrom während einer Übergangszeit bis zum Jahr 2027 für den Marktwert an den Netzbetreiber verkaufen, abzüglich einer Vermarktungsgebühr in Höhe von 0,4 ct/kWh. Betreiber von Anlagen > 100 kWp müssen sich allerdings schon bis Ende 2021 um eine alternative Vermarktungsform kümmern. Mit Hilfe dieser Regelungen plant das BMWi den Abbau der ausgeförderten Anlagen sowie ein „wildes Einspeisen“ zu verhindern.

Die Bundesregierung gibt darüber hinaus an, den Ausbau erneuerbarer Energien möglichst marktgetrieben voranbringen zu wollen. Ein Vorschlag für den „Umstieg von der finanziellen Förderung auf einen marktgetriebenen Ausbau“ soll demnach bis zum Ende der Übergangszeit im Jahr 2027 vorliegen.

EEG Novelle 2021: Die am häufigsten gestellten Fragen zum EEG

Die komplizierten Gesetzestexte des EEG werfen bei vielen Betroffenen Fragen auf. Mit diesem FAQ möchten wir schnellstmöglich Licht ins Dunkle bringen und haben darum all die Frage nochmals aufgeführt, die wir von Kunden und Partnern am häufigsten gestellt bekommen. Vielleicht ist auch Ihre Frage dabei und wenn nicht – schreiben Sie uns gerne!

 

Welche Änderungen ergeben sich für meine Anlage, wenn diese in nächster Zeit aus der Förderung fällt?

Für ausgeförderte Anlagen wurde ein Pendant zur geförderten Einspeisevergütung geschaffen. Anlagenbetreiber verkaufen dabei ihren Strom an den Netzbetreiber und werden hierfür vergütet mit dem Marktwert-Solar abzüglich einer Vermarktungsgebühr. Eigenverbrauch ist bei dieser Vermarktungsform nicht vorgesehen und wird pönalisiert, wenn kein iMSys eingebaut ist.
Natürlich ist auch ein Wechsel in die sonstige Strom Direktvermarktung sowie die Umrüstung auf 100% Eigenverbrauch jederzeit möglich.

Wie hoch ist die Vergütung für ausgeförderte Anlagen?

Die Einspeisevergütung für ausgeförderte Anlagen orientiert sich am technologiespezifischen Jahresmarktwert, der für PV Anlagen aktuell bei etwa 3 – 4,5ct/kWh liegt, abzüglich der Vermarktungskosten für den Netzbetreiber in Höhe von 0,4ct/kWh.

Gibt es eine Anschlussregelung für ausgeförderte Anlagen?

Ja, mit dem EEG 2021 wurde die Einspeisevergütung für ausgeförderte Anlagen eingeführt, die durch den Netzbetreiber abgewickelt wird. Informationen bezüglich der Anforderungen und des Prozesses müssen beim zuständigen Netzbetreiber angefragt werden. Grundsätzlich gilt allerdings, dass der Übergang von der geförderten in die ausgeförderte Einspeisevergütung automatisch geschieht.

Muss ich als Betreiber einer Post-EEG-Anlage aktiv handeln?

Der Wechsel aus der geförderten Einspeisevergütung in die ausgeförderte Einspeisevergütung geschieht automatisch. Der Anlagenbetreiber muss sich hierbei vorerst um nichts kümmern. Allerdings stellt die ausgeförderte Einspeisevergütung nur eine Übergangslösung dar. Betreiber von Anlagen müssen sich darum rechtzeitig um den Wechsel in eine andere Vermarktungsform bemühen, bspw. in die sonstige Direktvermarktung.

Welche Änderungen hat das neue Gesetz allgemein?

Bezüglich Solaranlagen gibt es einige Änderungen im EEG 2021 – hier ein schneller Überblick:

Neuanlagen:

Neu- und Bestandsanlagen:

Gilt die neue Eigenverbrauchsregelung auch für Bestandsanlagen?

Ja, auch für Bestandsanlagen gilt: Die Grenze, ab der eine anteilige EEG-Umlage in Höhe von 40% bei Eigenverbrauch gezahlt werden muss, wird von 10 auf 30 kW angehoben. Betreiber von Photovoltaik-Anlagen mit einer Leistung von maximal 30kWp und einem jährlichen solaren Eigenverbrauch von maximal 30 MWh müssen also künftig für den selbst verbrauchten Solarstrom keine EEG-Umlage mehr bezahlen.

Gibt es mit PPA eine Möglichkeit, das EEG zu umgehen?

Das EEG selbst kann durch PPAs nicht umgangen werden. Für ausgeförderte Anlagen stellen PPAs eine Möglichkeit dar, weiterhin Erlöse für die abgeschriebenen oder finanzierte EE-Anlagen zu erzielen. Doch PPAs sind nicht nur beim Thema Post-EEG interessant, sondern vor allem auch bezüglich des Baus von neuen Anlagen, um diese außerhalb der EEG-Förderung finanzieren oder bauen zu können. Des Weiteren müssen Anlagenbetreiber, die sich für PPAs entscheiden, nicht an Ausschreibungen teilnehmen.

Müssen Anlagen > 300 kWp ausgeschrieben werden?

Freiflächenanlagen sind erst ab einer Leistung von 750 kWp zur Teilnahme an einer Ausschreibung verpflichtet, wenn sie durch die EEG-Einspeisevergütung gefördert werden wollen. Auch für Dachanlagen gilt diese Grenze verpflichtend ab 750 kWp. Für Dachanlagen zwischen 300 und 750 kWp wurde ein Wahlmodell eingeführt, d.h. Anlagenbetreiber können wählen, ob sie mit ihrer Anlage an einer Ausschreibung teilnehmen oder ob sie die Marktprämie nur für 50% ihrer erzeugten Strommenge beziehen.

Gibt es eine bezüglich des Wahlmodells eine Karenzzeit für Anlagen, die bereits gebaut, aber erst nach dem 01.04.2021 fertiggestellt werden?

Nein, hierbei zählt ausschließlich der Tag der Inbetriebnahme. Anlagen, die vor dem 01.04. in Betrieb genommen werden, sind somit nicht vom Wahlmodell betroffen. Dachanlagen mit einer Leistung zwischen 300 und 750 kWp, die am oder nach dem 01.04. in Betrieb gehen, müssen sich hingegen für eine Ausschreibung oder die halbierte Marktprämie entscheiden, unabhängig davon, ob der Bau bereits vor dem 01.04. gestartet ist.

Muss der Eigenverbrauch bei Anlagen zwischen 300-750kWp mindestens 50% betragen und werden diese Anlagen dann nur noch nach Spotpreisen vergütet?

Nein, da der Eigenverbrauch nicht bei 50% liegen muss. Betreiber von Anlagen dieses Leistungssegments erhalten nur noch für 50% der erzeugten Strommenge eine Marktprämie, d.h. diese Regel „entfällt“ quasi, wenn 50% Eigenverbrauch vorliegt, da die anderen 50% weiterhin die Marktprämie erhalten. Dies ist jedoch nicht verpflichtend. Der Eigenverbrauch kann demnach auch unter 50% liegen und damit weiterhin nach dem Marktprämienmodell vergütet werden. Es ist jedoch richtig, dass bei hohen Eigenverbrauchsanteilen nach Spotpreisen vergütet wird. Um das festzulegen, wird die Anlage jedoch individuell betrachtet.

Reduzieren sich mit der Verringerung der Marktprämie auch die Zahlungen des Direktvermarkters?

Nein, der Direktvermarkter zahlt weiterhin den Marktwert für die komplette Einspeisemenge. Die Regelung betrifft nur die Marktprämie, welche vom Netzbetreiber ausgezahlt wird.

Welche Leistungsgrenze wird beim iMSys gesetzt? Die installierte Leistung oder die letztliche Einspeiseleistung?

Bei der Frage, ob der Einbau eines intelligenten Messsystems verpflichtend ist oder nicht, muss die installierte Leistung betrachtet werden.

Welche Kosten können da auf mich zukommen? Ist das alles noch wirtschaftlich?

Die Pflicht zur Einrichtung intelligenter Messsysteme belastet vor allem die Wirtschaftlichkeit kleiner Anlagen. Für genaue Aussagen muss jedoch der individuelle Fall betrachtet werden – kommen Sie hier gerne auf uns zu.

Was ist unsere Bewertung zur EEG Novelle 2021?

Kurz und knapp: Licht und Schatten für die Energiewende

Mit dem EEG 2021 wurde nun endlich eine Lösung für Post-EEG-Anlagen aller Größen ins Leben gerufen, die lange auf sich hat warten lassen. Inhaltlich lassen sich jedoch einige Kritikpunkte rund um das Thema Post EEG festhalten:

1. Die EEG Novelle als Innovationsbremse

Die Übergangsregelung mit dem Verkauf des Stroms an den Netzbetreiber gilt bis zum Jahr 2027. Aufgrund dieses langen Zeitraums von 7 Jahren, werden andere Vermarktungsformen in ihrem dringenden Vorhaben gehemmt, alternative, marktgetriebene Lösungen für den Umgang mit Post-EEG-Anlagen unter 100 kWp zu etablieren. Innovationen in diesem Umfeld werden folglich zurück gehen, da vorerst der dringende Bedarf zur Lösungsfindung um weitere Jahre nach hinten geschoben wurde.

2. Ungleicher Wettbewerb durch die Netzbetreiber-Lösung

Das EEG 2021 sieht für Kleinanlagenbetreiber mit Volleinspeisung vor, den produzierten Strom an den jeweiligen Netzbetreiber zu verkaufen und dafür mit dem Marktwert abzüglich der Vermarktungskosten vergütet zu werden. Mit dieser vorübergehenden Lösung übernimmt der Netzbetreiber nun weiterhin Aufgaben eines Direktvermarkters, insbesondere den Verkauf von Strom an der Börse. Es tritt somit von jetzt auf gleich ein neuer Player in den Markt ein, der so nicht vorgesehen war, schließlich sollen Netzbetreiber eigentlich gar nicht als Energiehändler fungieren. Der Netzbetreiber steht zudem nicht im direkten Wettbewerb, da er neben der Vermarktungsgebühr von 0,4 ct/kWh auch über die Netzentgelte sowie den EEG-Umlagetopf finanziert wird. Das bedeutet, dass der Netzbetreiber durch die Vermarktung entstandene Mehrkosten nicht selbst tragen muss, sondern sie entsprechend umlegen kann. Dies stellt nicht nur eine Verzerrung des Wettbewerbs dar, sondern bezuschusst auch die unwirtschaftlicheren Anlagen auf Kosten der Allgemeinheit. Durch die fixierten Vermarktungskosten wird zudem ein Preisbenchmark bestimmt, an dem sich Direktvermarkter fortan orientieren müssen. Obwohl das BMWi angibt, einen marktgetriebenen Ausbau von erneuerbaren Energien fördern zu wollen, geschieht hier das Gegenteil.

3. Benachteiligung von Anlagen mit Eigenverbrauch

Da die Netzbetreiber-Lösung nur für Photovoltaik-Kleinanlagen mit Volleinspeisung gilt, werden Betreiber mit Eigenverbrauch zusätzlich benachteiligt, was zu einer weiteren Verzerrung des Wettbewerbs führt. Anstatt also alle Kunden dem Markt zu übergeben und von diesem steuern zu lassen, werden Kunden mit Eigenverbrauch, die ohnehin komplexer sind, nun weiter belastet, dabei werden Eigenverbraucher durch die verpflichtende Einrichtung von Messsystemen wie dem RLM-Zähler ohnehin schon zu Mehrkosten beim Betrieb gezwungen. Auf diese Weise soll erreicht werden, dass der Netzbetreiber die eingespeisten Strommengen besser prognostizieren kann. Für Eigenverbraucher ist diese Lösung jedoch zu einfach gedacht, denn der wirtschaftliche Betrieb ihrer Anlage wird nun stark gehemmt. Diese gesetzliche Lösung spiegelt ausschließlich die eingefahrene Netzbetreibersicht mit einem weiterhin so bestehenden System und möglichst kleinem Aufwand wider.

4. Automatischer Übergang hemmt Interaktion von Markt und Betreibern

Für betroffene Anlagen stellt die Netzbetreiber-Lösung eine automatisch eintretende Übergangslösung dar. Der Kunde muss sich um nichts kümmern und wird automatisch zur Vermarktung durch den Netzbetreiber wechseln. Klingt gut? Nicht für die Energiewende. Denn durch den fehlenden Anreiz, sich auch als Anlagenbetreiber mit einem so wichtigen Thema wie dem Weiterbetrieb von ausgeförderten Anlagen auseinanderzusetzen, wird provoziert, dass viele Betreiber zukünftig nicht mehr vom Markt erreicht werden können. Eine Ansprache der Anlagenbetreiber durch einen Direktvermarkter ist aufgrund von Wettbewerbsrecht (Stichwort “Cold Calls”) nicht erlaubt. Kunden, die ihrer Pflicht, sich um eine Anschlusslösung ihrer Anlagen zu kümmern, nicht nachgehen, werden durch den automatischen Übergang somit noch zusätzlich belohnt. Eine Motivation zur aktiven Teilnahme an der Energiewende ist das nicht.

5. Falsche Zeichen für regionalen Grünstrom

Die Nutzung von Grünstrom aus der Region oder sogar direkt vom Nachbarn wird für viele Bürger und Bürgerinnen immer bedeutsamer. Kommunen und Landkreise möchten die Energiewende mitgestalten und gleichzeitig die Gemeinschaft in ihrem Umkreis fördern. Das EEG 2021 schlägt mit der Netzbetreiber-Lösung jedoch einen falschen Weg ein. Während Direktvermarkter die Stromerzeuger und Stromverbraucher einer Region verbinden können, agieren Netzbetreiber nicht als Stromverteiler. Der Netzbetreiber verkauft den Strom an der Börse, ist darüber hinaus jedoch nicht am weiteren Weg dieses Stroms beteiligt bzw. interessiert. Echter Grünstrom wird dem Markt damit verloren gehen, was insbesondere für Kunden, die wissen möchten, woher ihr Strom kommt, falsche Zeichen setzt und somit auch verlorenes Potential für die Akzeptanz der Energiewende und die Verbreitung von Grünstrom darstellt.

Die EEG-Novelle erschwert durch ihre Gesetzesänderungen weiterhin die Umsetzung nachhaltiger Geschäftsmodelle. Als Virtuelles Kraftwerk der EnBW liegt unser größtes Interesse jedoch in der gemeinschaftlichen und fortschrittlichen Gestaltung der Energiewende. Deshalb arbeiten wir weiterhin täglich mit großem Eifer an innovativen Lösungen, um bundesweit anstehende Klimaziele einzuhalten.

EEG Novelle 2021: Downloads

Whitepaper: EEG 2021 Photovoltaik

Checkliste: Post EEG Weiterbetrieb

Poster: Post EEG Optionen auf einen Blick

EEG Novelle 2021: Webinare und Webinaraufnahmen

Kooperationsmodelle PV-Vermarktung mit & ohne EEG.

Regelmäßige Termine

PostEEG für Stadtwerke - welche Optionen gibt es?

Webinar: EEG 2021 für Einsteiger

Webinar: EEG 2021 - Neuerungen für die Windenergie

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EEG 2021– Neuerungen für Solar- und Windenergie.

Die EEG-Novelle kommt – und jetzt?

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Sie haben Fragen zu unseren Lösungen für Post-EEG-Anlagen? Jetzt Kontakt aufnehmen!
Pierre Fees, Head of Sales

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