Das neue System der Direktvermarktung von EEG-Strom im Überblick

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1 Rechtsanwalt Dr. Florian Valentin, Berlin * Das neue System der Direktvermarktung von EEG-Strom im Überblick Anreize des Gesetzgebers für eine marktorientierte Erzeugung I. Einleitung Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 1 verfolgt das Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien an der deutschen Stromversorgung zu erhöhen ( 1 Abs. 2 EEG). Zu welcher Tages- oder Nachtzeit der Strom aus erneuerbaren Energien eingespeist und ob der Strom gerade gebraucht wurde, war bislang von untergeord neter Bedeutung. Das soll mit der zum in Kraft getretenen Novelle des EEG nun grundlegend anders werden. Das zeigt sich bereits am geänderten Gesetzeszweck: Nicht mehr allein die quantitative Erhöhung des Anteils der Erneuer baren Energien an der Stromversorung ist das Ziel, sondern auch, diese Strommengen in das Elektrizitätsversorgungssystem zu inte grieren. Neue Regelungen zur Markt-, Netz- und System integration der erneuerbaren Energien im EEG 2012 sollen zur Erreichung dieses Ziels beitragen. Besondere Bedeutung kommt dabei den Regelungen zur Direktvermarktung zu. Anlagenbetreiber erhalten Anreize, ihren Strom nach frage orientiert zu erzeugen, Strommengen zu speichern, zu verschieben und den Strom bestmöglich zu vermarkten. II. Überblick über die Möglichkeiten der Direktvermarktung Alternativ zur Möglichkeit, den Strom in das Netz des aufnehmenden Netzbetreibers einzuspeisen, die vorerst 2 auch für alle Betreiber von Anlagen, die ab dem in Betrieb genommen werden, fortbesteht, kann sich ein Anlagenbetreiber dafür entscheiden, die von ihm erzeugten Strommengen selbst direkt zu vermarkten. In diesem Fall entfällt der Anspruch auf die EEG-Einspeisevergütung ( 33 e EEG 2012). Der neue Teil 3 a des EEG 2012 enthält in den 33 a bis 33 i nunmehr detaillierte Regelungen zur bisher nur rudimentär in 17 EEG 2009 geregelten Möglichkeit der Direktvermarktung. Im Gegensatz zur alten Rechtslage wird in Zukunft auch bei der Direktvermarktung die Möglichkeit eröffnet, eine vom Verkaufserlös unabhängige, zusätzliche Vergütung (die sog. Marktprämie ) zu beziehen. Auch Betreiber von Bestandsanlagen, auf die grundsätzlich das bis zum geltende Recht weiterhin Anwendung findet ( 66 Abs. 1 EEG 2012), können ihren Strom zukünftig nach den neuen Bestimmungen des EEG 2012 direkt vermarkten ( 66 Abs. 1 Nr. 10 EEG 2012). Das EEG 2012 unterscheidet drei verschiedene Formen der Direktvermarktung: die Direktvermarktung zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie, die Direktvermarktung zum Zweck der Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs, sowie die sog. sonstige Direktvermarktung ( 33 b EEG 2012). Der Anlagenbetreiber kann sich frei für eine der Möglichkeiten entscheiden. Daneben besteht die Möglichkeit, festgelegte Prozentsätze der durch eine Anlage erzeugten Strommengen in verschiedenen Formen zu vermarkten und für einen weiteren Prozentsatz der Stromerzeugung die EEG-Vergütung in Anspruch zu nehmen. Zu einer direkten Förderung des direkt vermarkteten Stroms kommt es nur im Marktprämienmodell. 3 Durch das Grünstromprivileg wird es Elektrizitätsversorgungsunternehmen unter bestimmten Voraussetzungen im Fall der Lieferung von Strom aus EEG-Anlagen an ihre Kunden ermöglicht, die auf den von ihnen gelieferten Strom entfallende EEG Umlage zu senken. 4 Der Anlagenbetreiber kann hieran durch einen höheren erzielbaren Preis für den von ihm produzierten Strom partizipieren. Im Fall der sonstigen Direktvermarktung wird weder eine unmittelbare noch eine mittelbare Förderung in Anspruch genommen. * Der Autor ist Rechtsanwalt in der auf das Energierecht und das Recht der Erneuerbaren Energien spezialisierten Kanzlei Schnutenhaus & Kollegen in Berlin. 1 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien- Gesetz EEG) vom , BGBl I, 2074, zuletzt geändert durch das Gesetz vom , BGBl I, 3044). Soweit es in diesem Beitrag auf die Veränderung der Rechtslage zum ankommt werden die Gesetzesfassungen als EEG 2009 und EEG 2012, bezeichnet. 2 Nach 27 Abs. 3 und 27 a Abs. 2 EEG 2012 können Biogasanlagen mit einer Leistung von über 750 kw und einem Inbetriebnahmedatum nach dem nicht mehr die EEG-Vergütung in Anspruch nehmen und sind verpflichtet, den Strom direkt zu vermarkten. 3 Siehe hierzu unten Ziffer IV. 4 Siehe hierzu unten Ziffer VI 1. REE Beiträge 11

2 Die Wahl der Form der Direktvermarktung hat neben den gänzlich unterschiedlichen wirtschaftlichen Effekten insbesondere Auswirkungen darauf, ob der Strom anschließend als Grünstrom weiter verwendet werden darf oder nicht. Denn nach dem sog. Doppelvermarktungsverbot des 56 Abs. 2 EEG 2012 ist der Stromerzeuger bei einer Inanspruchnahme der Marktprämie anders als bei der Nutzung des Grünstromprivilegs nicht berechtigt, Herkunftsnachweise oder sonstige Nachweise, die die Herkunft des Stroms belegen, weiterzugeben. III. Allgemeine Voraussetzungen Die allgemeinen Voraussetzungen der Direktvermarktung sind in den 33 a bis 33 d EEG 2012 geregelt. 1. Personenverschiedenheit zwischen Erzeuger und Abnehmer Bei Lieferant und Abnehmer muss es sich zunächst um verschiedene Personen handeln. Das folgt aus 33 a Abs. 1 EEG 2012, wonach nur dann ein Fall der Direktvermarktung vorliegt, wenn der Betreiber einer EEG-Anlage den produzierten Strom an Dritte veräußert. Sind Lieferant und Abnehmer hingegen personenidentisch, handelt es sich nicht um eine Direktvermarktung, sondern um einen Fall des Eigenverbrauchs. 2. Nutzung des Stromnetzes der allgemeinen Versorgung Eine weitere Voraussetzung für eine Direktvermarktung nach dem EEG 2012 ist grundsätzlich, dass der Betreiber der EEG- Anlage den Strom unter Nutzung des Stromnetzes für die allgemeine Versorgung an den Abnehmer liefert. Denn Veräußerungen von Strom an Dritte gelten dann nicht als Direktvermarktung, wenn die Dritten den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen und der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird ( 33 a Abs. 2 EEG 2012). 5 Der Begriff Netz beschreibt dabei gemäß 3 Nr. 7 EEG 2012 ( ) die Gesamtheit der miteinander verbundenen technischen Einrichtungen zur Abnahme, Übertragung und Verteilung von Elektrizität für die allgemeine Versorgung. 3. Direktvermarktung bei gemeinsamer Messeinrichtung Wenn die direkt vermarktete EEG-Anlage Teil eines Anlagenparks ist und über dieselbe Messeinrichtung wie andere Anlagen abgerechnet wird, muss auch der von den anderen Anlagen erzeugte Strom in der gleichen Weise direkt vermarktet werden ( 33 c Abs. 1 EEG 2012). Es ist also schon bei der Messung des erzeugten Stroms eine klare Trennung zwischen Anlagen erforderlich, die Strom in einer bestimmten Weise direkt vermarkten, und Anlagen, die die Einspeisevergütung in Anspruch nehmen. Durch diese Regelung soll die praktische Umsetzung der Direktvermarktung sichergestellt und Missbrauch effektiv verhindert werden Grundsätzlich vergütungsfähiger Strom Die Inanspruchnahme der Marktprämie und des Grünstromprivilegs setzt zudem voraus, dass der erzeugte Strom grundsätzlich alle Voraussetzungen für den Erhalt der EEG-Vergütung erfüllt. Welche Voraussetzungen dies sind, hängt von der jeweiligen Energiequelle ab. Die Voraussetzungen für die Vergütung von Strom aus Windenergie unterscheiden sich z. B. erheblich von den Anforderungen, die an den Betrieb von Biomasseanlagen oder PV-Anlagen gestellt werden. 7 Der Anspruch darf in dem jeweiligen Zeitraum zudem nicht nach 17 EEG 2012 aufgrund eines Verstoßes gegen allgemeine Vergütungsanforderungen des EEG reduziert sein Technische Anforderungen Alle Anlagen müssen zudem mit technischen Einrichtungen ausgestattet sein, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren und die jeweilige Ist-Einspeisung abrufen kann ( 33 c Abs. 2 Nr. 2 in Verbindung mit 6 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EEG 2012). Weiterhin muss die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert werden ( 33 c Abs. 2 Nr. 3 EEG 2012). Betreiber von Bestands anlagen, die diesen Pflichten im Fall der Inanspruchnahme der EEG Vergütung nicht unterliegen, müssen die Anlage gegebenenfalls nachrüsten, wenn sie den Schritt in die Direktvermarktung gehen wollen. Da ab dem auch PV-Bestandsanlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kw von den Pflichten des 6 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EEG 2012 erfasst werden, dürfte allerdings die Anzahl der Anlagen, die allein zum Zweck der Direktvermarktung nachgerüstet werden, gering bleiben. 6. Keine Inanspruchnahme vermiedener Netzentgelte Anders als im Fall der Nutzung des Grünstromprivilegs nach dem EEG 2009 darf für den direkt vermarkteten Strom künftig kein sog. vermiedenes Netzentgelt nach 18 Abs. 1 Satz 1 StromNEV in Anspruch genommen werden ( 33 c Abs. 2 Nr. 1 lit. b EEG 2012). 5 Siehe hierzu unten Ziffer III 3 a. 6 BT-Drs. 17/6071, S. 78 (Begründung zu 33 c). 7 Insbesondere sind zahlreiche Nachweispflichten gegenüber dem Netzbetreiber zu erfüllen (z. B. Vorlage eines Einsatzstoff-Tagebuchs nach 27 Abs. 5 EEG 2012). 8 BT-Drs. 17/6071, S. 79 (Begründung zu 33 c). 12 Beiträge REE

3 7. Anforderungen an die Bilanzierung Der direkt vermarktete Strom muss in einem Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert werden, in dem ausschließlich auf dieselbe Art und Weise direkt vermarkteter Strom bilanziert wird ( 33 c Abs. 2 Nr. 4 EEG 2012). Das bedeutet, dass ein Unternehmen für Strom, der unter Inanspruchnahme der Marktprämie vermarktet wird, und für Strom, der unter Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs vermarktet wird, separate Unter bilanzkreise führen muss. Strom aus unterschiedlichen erneuerbaren Energien kann hingegen in demselben Bilanzkreis bilanziert werden, wenn er in derselben Art und Weise vermarktet wird. 9 Die Regelungen zur Bilanzierung dienen der Vermeidung von Missbrauch sowie von Verstößen gegen das Doppelvermarktungsverbot und sollen sicherstellen, dass die Einspeisung nachvollziehbar bilanziert wird. 10 Im Fall der ungeförderten Direktvermarktung finden sie keine Anwendung. 8. Meldefristen Ein Wechsel in die Direktvermarktung ist nur jeweils zum ersten Kalendertag eines Monats möglich und muss dem Netzbetreiber rechtzeitig mitgeteilt worden sein ( 33 d EEG 2012). Die Mitteilung hat dabei jeweils bis zum letzten Kalendertag des Vorvormonats der Direktvermarktung zu erfolgen (z. B. zum bei einem Wechsel in die Direktvermarktung zum 1. 3.). Der Wechsel ist wie bisher nur monatsweise möglich. Die Meldefristen gelten nach dem EEG 2012 nunmehr auch für einen Wechsel von einer Form der Direktvermarktung in eine andere ( 33 d Abs. 1 Nr. 2 EEG 2012). 9. Möglichkeit der anteiligen Direktvermarktung Anlagenbetreiber können den in ihrer Anlage erzeugten Strom auch anteilig zur Inanspruchnahme der EEG-Vergütung einspeisen und im Übrigen in einer oder verschiedenen Formen direkt vermarkten. Voraussetzung hierfür ist, dass sie dem Netzbetreiber die entsprechenden Prozentsätze mitteilen, die sie jeweils der EEG-Vergütung und den verschiedenen Formen der Direktvermarktung zuordnen, und diese Prozentsätze nachweislich jederzeit einhalten Rechtsfolgen bei Verstößen Anders als im EEG sind im EEG 2012 nun auch die Rechtsfolgen festgelegt, die eintreten, wenn ein Anlagenbetreiber gegen die Anforderungen an die Direktvermarktung verstößt. So soll der Anspruch auf die Marktprämie für den Monat des Verstoßes und drei weitere Monate entfallen, wenn der Anlagenbetreiber eine Ummeldung nicht oder nicht rechtzeitig vornimmt oder von den mitgeteilten Prozentsätzen abweicht ( 33 f Abs. 3 EEG 2012). Im Falle eines solchen Verstoßes kann bei der Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs der in dem jeweiligen Monat eingespeiste Strom nicht angerechnet werden ( 39 Abs. 2 Nr. 4 EEG 2012). 13 Verstößt der Anlagenbetreiber beim Wechsel zurück in die EEG-Einspeisevergütung gegen die Meldepflichten, so reduziert sich der Anspruch auf die EEG-Vergütung für den Monat des Verstoßes und die folgenden drei Monate auf den bloßen Börsenmarktwert des eingespeisten Stroms ( 17 Abs. 3 EEG 2012). Um diese schmerzhaften Sanktionen zu vermeiden, ist auf eine sorgfältige Einhaltung der Anforderungen zu achten. Ein Verstoß gegen die Mel defristen kann bis zum Vorliegen von Ummeldeformularen oder eines elektronischen Systems unter Umständen dadurch vermieden werden, dass in der Mitteilung der Ummeldung auf den nächsten möglichen Zeitpunkt abgestellt wird. IV. Die Marktprämie Das Marktprämienmodell sieht vor, dass der Anlagenbetreiber zusätzlich zu den Vermarktungserlösen, die er durch den Verkauf des erzeugten Stroms an Dritte erzielt, vom Netzbetreiber eine sog. Marktprämie ausgezahlt bekommt ( 33 g Abs. 1 Satz 1 EEG 2012). 1. Voraussetzungen der Marktprämie Der Anlagenbetreiber hat zunächst alle unter Ziffer III. genannten allgemeinen Voraussetzungen einzuhalten. Der Strom, für den die Marktprämie in Anspruch genommen wird, muss in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist und von einem Dritten abgenommen werden. Die Förderung von Strom, der über eine Direktleitung oder ein Arealnetz an einen Dritten geliefert oder selbst verbraucht wird, ist ausgeschlossen ( 33 g Abs. 1 Satz 2 EEG 2012). Vorsicht ist für Anlagenbetreiber geboten, soweit in 33 g Abs. 1 Satz 2 Halbsatz 2 EEG 2012 vorgesehen ist, dass sie die Größe der direkt vermarkteten Strommenge dem Netzbetreiber für jeden Monat bis zum zehnten Werktag des jeweiligen Folgemonats übermitteln müssen. Diese Bestimmung ist irritierend, hat doch der Netzbetreiber jederzeit Zugriff auf die Messdaten zur Stromeinspeisung. Der Zweck der Vorschrift ist nicht klar. Er findet auch keine Erwähnung in der Gesetzesbegründung. Eine Sanktion im Falle einer Verletzung der Mitteilungspflicht wird im Gesetz nicht explizit angeordnet. 9 BT-Drs. 17/6071, S. 79 (Begründung zu 33 c). 10 Vgl. näher Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380 (383). 11 Vgl. näher Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380 (385). Sowie das Beispiel in der Gesetzesbegründung, BT-Drs. 17/6071, S. 80 (Begründung zu 33 f). 12 Zu den Rechtsfolgen nach dem EEG 2009: Ekardt in: Frenz/Müggenborg, Kommentar zum EEG, 2. Aufl. (2011), 17 EEG, Rdnr. 22 ff. 13 Siehe auch BT-Drs. 17/6071, S. 83 (Begründung zu 39). REE Beiträge 13

4 2. Höhe der Marktprämie und Managementprämie Die Höhe der Marktprämie wird kalendermonatlich rückwirkend nach Maßgabe der Anlage 4 zum EEG 2012 berechnet ( 33 g Abs. 2 EEG 2012). Auf die zu erwartende Marktprämie sind angemessene monatliche Abschläge zu zahlen. 14 Die Höhe der Marktprämie richtet sich dabei nach der EEG- Vergütung gegebenenfalls inklusive aller Boni, die der Anlagenbetreiber für den Strom aus der konkreten Anlage erhalten würde, wenn er den Strom nicht direkt vermarkten würde ( anzulegender Wert oder EV ), abzüglich des energieträgerspezifischen Monatsmittelwertes der stündlichen Strompreise am Spotmarkt der Strombörse EPEX in Leipzig. 15 Zu beachten ist, dass für vor dem in Betrieb genommene Anlagen, auch wenn sie sich für eine Direktvermarktung nach den 33 a ff. EEG 2012 entscheiden, gemäß 66 Abs. 1 Nr. 10 EEG 2012 die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlagen geltenden Fördersätze den anzulegenden Wert bestimmen. Zusätzlich zur Marktprämie erhält der Anlagenbetreiber zum Ausgleich für die ihm entstehenden administrativen Kosten und den Strukturierungsaufwand eine sog. Managementprämie. Diese ist energieträgerspezifisch und schmilzt von 2012 bis 2016 ab. Beträgt sie im Jahr 2012 z. B. für Strom aus steuerbaren Energieträgern 16 0,3 Cent je kwh und für Windenergie Onshore 1,2 Cent je kwh, so liegt die entsprechende Managementprämie im Jahr 2016 nur noch bei 0,225 bzw. 0,7 Cent je kwh. Die Höhe der Managementprämie kann durch Rechtsverordnung der Bundesregierung ohne Zustimmung des Bundesrates geändert werden ( 64 f Nr. 3 EEG 2012). In den mathematischen Formeln zur Berechnung der jeweiligen Marktprämie in der Anlage 4 zum EEG 2012 ist die energieträgerspezifische Managementprämie mit dem ebenfalls für die einzelnen Energieträger spezifisch ermittelten Monatsmittelwert der stündlichen Strompreise am Spotmarkt der Strombörse EPEX zu einem sog. energieträgerspezifischen Referenzmarktwert zusammengefasst. 17 Je nach eingesetzter erneuerbarer Energie liegt die EEG Vergütung deutlich oder nur geringfügig über dem Börsenpreis für Strom. Dementsprechend wird bei Anlagen mit vergleichsweise hoher EEG-Vergütung wie z. B NawaRo Biogasanlagen oder PV-Anlagen die Marktprämie den überwiegenden Teil der Gesamterlöse des Anlagenbetreibers ausmachen, während dies bei Windenergieanlagen nicht der Fall ist. Der Anteil der Marktprämie an den Gesamterlösen des Anlagenbetreibers ist insbesondere den finanzierenden Banken im Hinblick auf zu stellende Sicherheiten wichtig. Gelingt es dem Anlagenbetreiber bzw. dem von ihm mit der Vermarktung beauftragten Unternehmen, den erzeugten Strom zu Preisen zu veräußern, die über den vom Gesetzgeber zur Berechnung der Marktprämie angesetzten durchschnittlichen Spotmarkt-Preisen liegen, erwirtschaftet er einen Mehrerlös gegenüber der Einspeisevergütung nach dem EEG. Zusätzlich lassen sich aus der Managementprämie Erlöse generieren, wenn der tatsächliche administrative Aufwand und die Strukturierungskosten unter dem vom EEG angesetzten Betrag liegen. Betreibern von Biomasseanlagen bietet die Marktprämie noch einen weiteren Vorteil: Vermarkten sie ihren Strom direkt im Wege der Marktprämie, sind sie in dem Zeitraum der Direktvermarktung von der Erfüllung der durch das EEG 2012 neu eingeführten Wärmenutzungspflicht befreit ( 33 c Abs. 3 EEG 2012). V. Die Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen Für Betreiber von Biogasanlagen hat der Gesetzgeber flankierend zur Marktprämie mit der Flexibilitätsprämie eine Förderung eingeführt, durch die Anlagen überhaupt erst in die Lage versetzt werden sollen, bedarfsorientiert Strom zu erzeugen. 18 Hierzu sind im Regelfall Investitionen in die Erzeugungskapazität der Anlage, zum Beispiel durch den Zubau eines weiteren Blockheizkraftwerks (BHKW) oder die Errichtung eines Gas- oder Wärmespeichers erforderlich. 1. Voraussetzungen für die Inanspruchnahme Die Flexibilitätsprämie wird über eine Dauer von zehn Jahren durch den Netzbetreiber gezahlt. Wichtigste Voraussetzung für die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie ist, dass der gesamte Strom der Anlage über den gesamten Zehn-Jahres- Zeitraum im Marktprämienmodell direkt vermarktet wird. Das bedeutet, dass ein Anlagenbetreiber im Fall einer Rückkehr in die EEG-Vergütung seinen Anspruch auf die Flexibilitätsprämie verliert. Weitere Voraussetzung ist, dass die Bemessungsleistung der Anlage, also die Jahresdurchschnittsleistung, mindestens 20 % der installierten Leistung beträgt ( 33 i Abs. 1 Nr. 2 EEG 2012). Dadurch soll die Förderung nicht genutzter Kapazität ausgeschlossen werden. 19 Die Anlage muss schließlich bei der Bundesnetzagentur angemeldet werden und ein Umweltgutachter muss vorab bescheinigen, dass die Anlage für einen flexiblen Betrieb geeignet ist Siehe hierzu Salje, Kommentar zum EEG, 6. Aufl. (2012), 33 g EEG, Rdnr Vgl. Valentin/Buchmüller, Biogas Journal 6/2011, 126 f. 16 Als steuerbare Energieträger gelten nach Anlage 4 Nr zum EEG 2012 Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse und Geothermie. 17 Vgl. Anlage 4 Nr. 2 zum EEG Vgl. Valentin/Buchmüller, Biogas Journal 6/2011, 126 (128). 19 BT-Drs. 17/6071, S. 81 (Begründung zu 33 i). 20 Vgl. zu den Voraussetzungen im Einzelnen: Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380 (394 f.). 14 Beiträge REE

5 2. Höhe der Flexibilitätsprämie Erst nach Ablauf eines Jahres kann die tatsächliche Höhe der Flexibilitätsprämie für das Vorjahr festgestellt werden. Unterjährig werden Abschläge ausgezahlt. Die Flexibilitätsprämie bemisst sich nach der vorgehaltenen Zusatzleistung der Anlage, die zur flexiblen Stromerzeugung genutzt werden konnte. Je Kilowatt Zusatz leistung werden 130,- EUR pro Jahr gezahlt. Die Zusatzleistung wird jährlich im Nachhinein ermittelt, indem die installierte Leistung mit der Jahresdurchschnittsleistung verglichen wird. Die Jahresdurchschnittsleistung wird dabei noch mit einem Korrekturfaktor multipliziert. Dieser beträgt bei Rohbiogas-BHKW derzeit 1,1, bei Biomethan- BHKW 1,6. Das heißt, dass der Gesetzgeber von einer natürlichen Überkapazität der Anlagen von 10 bzw. 60 % ausgeht. Überschreitet die Zusatzleistung 50 % der installierten Leistung, wird der Wert von 50 % bei der Berechnung in Ansatz gebracht. Die Obergrenze für die förderfähige Zusatzleistung liegt somit bei 50 % der installierten Leistung. Die Einzelheiten und die Formel zur Berechnung der Flexibilitätsprämie je Kilowattstunde direkt vermarkteten Stroms sind in der Anlage 5 zum EEG 2012 geregelt. 21 Ebenso wie bei der Managementprämie kann die Höhe der Flexibilitätsprämie durch Rechtsverordnung der Bundesregierung ohne Zustimmung des Bundesrates geändert werden. VI. Das Grünstromprivileg Das bislang in 37 Abs. 1 Satz 2 EEG 2009 geregelte sog. Grünstromprivileg findet sich nach der EEG-Novelle unter der Überschrift Verringerung der EEG-Umlage in 39 EEG 2012 wieder Funktionsweise Bei der Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs erfolgt die Förderung der Stromerzeugung im Gegensatz zum Marktprämienmodell nicht über eine direkte Zahlung an den Anlagenbetreiber. Es wird vielmehr der Stromhändler entlastet, für welchen sich die nach 37 Abs. 2 EEG 2012 üblicherweise zu zahlende EEG-Umlage (im Jahr 2012 in Höhe von 3,592 Cent pro kwh) um bis zu 2,0 Cent verringert. Mittelbar profitiert hiervon aber auch der Anlagenbetreiber, da sich der mit Grünstrom auf dem Markt erzielbare Gewinn und somit dessen Wert entsprechend erhöht. Für den Stromhändler hält das Grünstromprivileg hauptsächlich zwei Anreize bereit: Es kann eine Befreiung von der EEG- Umlage auch für bis zu 50 % Graustrom erreicht werden. Zudem kann anders als bei der Marktprämie der Strom gegenüber dem Endkunden nach wie vor als solcher aus erneuerbaren Energien ausgewiesen werden. 2. Voraussetzungen für die Inanspruchnahme Die Voraussetzungen für eine Inanspruchnahme des Grünstrom privilegs sind in 39 EEG 2012 geregelt: a) Elektrizitätsversorgungsunternehmen Die Verringerung der EEG-Umlage kann nur von Elektrizitätsversorgungsunternehmen in Anspruch genommen werden. Dabei handelt es sich nach der gesetzlichen Begriffs bestimmung um jede natürliche oder juristische Person, die Elektrizität an Letztverbraucherinnen oder Letztverbraucher liefert ( 3 Nr. 2 d EEG 2012). Demnach können Stromhändler das Grünstromprivileg für sich in Anspruch nehmen, aber auch Stromproduzenten, wenn diese an den Endverbraucher liefern. b) Stromportfolio Das Grünstromprivileg kann nur von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen in Anspruch genommen werden, das mindestens zu 50 % Strom aus erneuerbaren Energien an Endverbraucher liefert ( 39 Abs. 1 Nr. 1 lit. a EEG 2012). Von diesen 50 % muss wiederum ein Anteil von mindestens 20 % aus fluktuierenden Quellen (Wind, Photovoltaik) stammen ( 39 Abs. 1 Nr. 1 lit. b EEG 2012). Für die Einordnung des Stroms als solchen aus erneuerbaren Energien gelten die Anforderungen der 23 ff. EEG Diese prozentualen Voraussetzungen sind von dem Unternehmen zum einen im Jahresdurchschnitt und zum anderen für acht Einzelmonate des betreffenden Jahres zu erfüllen. 23 Die Monate müssen dabei nicht aufeinander folgen, sondern können sich auch über das Jahr verteilen. 24 Das Stromportfolio kann also in vier Monaten des Jahres einen geringeren Anteil an Strom aus erneuerbaren Energien als 50 % und einen geringeren Anteil an Strom aus fluktuierenden Energien als 20 % aufweisen, wenn die Anforderungen insgesamt über das Jahr hinweg eingehalten werden. Neu ist auch, dass der in das Stromportfolio eingebrachte Strom tatsächlich an den Endkunden geliefert werden muss ( 39 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012). Durch diese Voraussetzung soll verhindert werden, dass Stromhändler ihr Portfolio mit Überkapazitäten auffüllen, um die vorgegebenen Prozentzahlen zu erreichen Siehe auch Salje, Kommentar zum EEG, 6. Aufl. (2012), 33 i EEG, Rdnr. 10 ff. 22 Zum Grünstromprivileg nach dem EEG 2009 siehe Gabler, REE 2011, Siehe hierzu Salje, Kommentar zum EEG, 6. Aufl. (2012), 39 EEG, Rdnr Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380 (392). 25 BT-Drs. 17/6071, S. 83 (Begründung zu 39). Zu den Anforderungen an die Bilanzierung siehe oben Ziffer III 7. REE Beiträge 15

6 c) Nachweispflicht Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die das Grünstromprivileg in Anspruch nehmen, sind verpflichtet, die an ihr Stromportfolio gestellten Anforderungen dem Übertragungsnetzbetreiber nachzuweisen. Dieser Nachweis ist von einem Wirtschaftsprüfer oder einem vereidigten Buchprüfer zu testieren ( 39 Abs. 1 Nr. 3 in Verbindung mit 50 EEG 2012). d) Mitteilungspflicht Die Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs ist dem Übertragungsnetzbetreiber bis zum des Vorjahres mitzuteilen. Nur übergangsweise gilt für das Jahr 2012, dass diese Mitteilung noch bis zum erfolgen kann ( 66 Abs. 8 EEG 2012). In der Mitteilung müssen Angaben über die Strommenge enthalten sein, die voraussichtlich im kommenden Kalenderjahr an die Endverbraucher geliefert werden wird, wobei als Grundlage der Schätzung die Liefermenge des zurückliegenden ersten Halbjahres dienen soll ( 39 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2012). 3. Übergangsregelung Nach den Übergangsvorschriften zum EEG 2012 sollen in einer speziellen Konstellation Energieversorgungsunternehmen bis zum eine Reduzierung der EEG-Umlage auf Null in Anspruch nehmen können ( 66 Abs. 16 EEG 2012). Diese Vorzugsregelung ist jedoch an enge Voraussetzungen geknüpft. So muss das betreffende Energieversorgungsunternehmen bereits vor dem das Grünstromprivileg des EEG 2009 für sich in Anspruch genommen haben. Zudem muss der Strom, der zur Erfüllung der 50 %-Quote herangezogen wird, vom Verbraucher in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht oder nicht durch ein Netz durchgeleitet werden. 4. Kennzeichnung als Grünstrom Strom, der zur Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs im Portfolio als solcher aus erneuerbaren Energien ausgewiesen wird, darf gegenüber den Endkunden nur dann erneut als solcher gekennzeichnet werden, wenn für diesen Herkunftsnachweise ausgestellt worden sind und zugleich der Strom und die auf diesen bezogenen Herkunftsnachweise zusammen gehandelt werden. Hierdurch soll sichergestellt werden, dass die Herkunftsnachweise nicht getrennt von der tatsächlich physikalisch gelieferten Menge Strom gehandelt werden können. 26 gegenüber den Endkunden nachzuweisen, dass der Strom tatsächlich auch aus erneuerbaren Energien stammt. Mit Hilfe dieses Nachweises soll es Stromlieferanten ermöglicht werden, den höheren wirtschaftlichen Wert des Grünstroms beim Endkunden zu realisieren. Solche Herkunftsnachweise werden indessen nicht ausgestellt für Strom aus erneuerbaren Energien, für welche bereits eine Einspeisevergütung oder eine Marktprämie ausgezahlt wurde ( 55 Abs. 1 Satz 2 EEG 2012). So soll sichergestellt werden, dass die grüne Eigenschaft des Stroms aus erneuerbaren Energien nicht mehrfach entlohnt und vermarktet wird. Es soll entweder eine Förderung des Stroms durch die EEG-Vergütung oder die Marktprämie oder eine Realisierung des höheren Wertes von Grünstrom auf dem Markt erfolgen, nicht aber beides. Strom, der unter Inanspruchnahme der Marktprämie direkt vermarktet wird, kann daher nicht als Grünstrom, sondern nur als Graustrom weiterverkauft werden. Bei der Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs ist hingegen eine Ausstellung von Herkunftsnachweisen und eine Lieferung als Grünstrom zulässig. Dies ist angesichts der gänzlich unterschiedlichen Ausgestaltungen der beiden unterschiedlichen Anreizsysteme Marktprämie und Grünstromprivileg auch folgerichtig. VIII. Direktvermarktung und Regelenergie EEG-Anlagenbetreiber sind zukünftig berechtigt, am Regelenergiemarkt teilzunehmen, wenn sie sich in der Direktvermarktung befinden. 27 Die Art der Direktvermarktung ist dabei irrelevant. Das EEG 2012 stellt insoweit klar, das die Vermarktung von positiver oder negativer Regelenergie im Rahmen der Direktvermarktung keinen Verstoß gegen das Doppelvermarktungsverbot darstellt. Anlagen, die die Anforderungen für die Teilnahme an den Regelenergiemärkten erfüllen und diese im Rahmen einer sog. Präqualifikation nachweisen, haben insoweit die Möglichkeit, hier Zusatzerlöse zu generieren. Hierbei profitieren sie auch von den neuen Festlegungen der Bundesnetzagentur 28, wodurch die Märkte für Sekundärund Minutenreserve für Anlagenpools ( virtuelle Kraftwerke ) und Anlagen mit größerer Reaktionsdauer zugänglich geworden sind. 29 VII. Doppelvermarktungsverbot Nach 55 EEG 2012 wird das Umweltbundesamt künftig für aus eneuerbaren Energien hergestellten Strom Herkunftsnachweise ausstellen. Sinn und Zweck dieser Regelung ist es, 26 Siehe Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380 (393). 27 Das ist in Bezug auf das EEG 2009 umstritten und derzeit Gegenstand eines besonderen Missbrauchsverfahrens vor der Bundesnetzagentur (Az: BK ). 28 Vgl. Beschlüsse der BNetzA vom (Az: BK ) sowie vom (Az: BK ). 29 Eine nähere Übersicht zum Regelenergiemarkt bietet Nailis, ET, Heft 1-2/2006, Beiträge REE

7 IX. Fazit Das Marktprämienmodell bietet für EEG-Anlagenbetreiber bei verhältnismäßig geringem Risiko die Chance, zukünftig durch die Direktvermarktung des Stroms Mehrerlöse gegenüber der Inanspruchnahme der EEG-Ver gütung zu erwirtschaften. Dabei gilt: Die Möglichkeiten, höhere Erlöse für den erzeugten Strom zu erzielen als den Börsenpreis, wachsen mit einer flexiblen Fahrweise der Anlage. Produziert der Anlagenbetreiber dann mehr Strom, wenn dieser einen höheren Verkaufspreis erzielen kann (sog. HT-Zeit ), und dann weniger, wenn dieser weniger wert ist (sog. NT-Zeit ), schafft er einen Mehrerlös gegenüber dem durchschnittlichen Börsenpreis. Er entlastet dabei auch das Stromnetz, da er die Einspeisung dem Bedarf der Stromverbraucher anpasst. Schließt sich der Anlagenbetreiber zudem mit genügend anderen Erzeugern von Strom aus erneuerbaren Energien zu einem virtuellen Kraftwerk zusammen, kann seine An lage unter bestimmten Voraussetzungen am Regelenergiemarkt teilnehmen. Durch die Bereitstellung von negativer und/oder positiver Regelleistung können weitere Erlöse erzielt werden. Diese Möglichkeiten stehen indessen nur Betreibern von steuerbaren EEG-Anlagen offen. Es bleibt insoweit abzuwarten, ob Wind- und PV Anlagen z. B. durch Speicherkonzepte langfristig das Marktprämienmodell nutzen werden oder ob die mit der Direktvermarktung verbundenen Risiken im Laufe des Abschmelzens der Managementprämie dazu führen werden, dass das Interesse an der Marktprämie wieder sinkt. Das Grünstromprivileg bietet für Stromhändler grundsätzlich zwei Anreize: Zum einen kann der aus EEG-Anlagen gelieferte Strom auch gegenüber Endkunden noch als Strom aus erneuerbaren Energiequellen bezeichnet werden. Diese Möglichkeit besteht bei Inanspruchnahme der Marktprämie nicht. Zum anderen kann neben dem Strom aus erneuerbaren Energien bis zu 50 % Graustrom an die Endkunden verkauft werden, ohne hierfür die volle EEG-Umlage entrichten zu müssen. Vor den neuen Anforderungen (Portfolio-Ansatz) werden allerdings wohl nahezu alle Grünstromhändler kapitulieren müssen. Das Grünstromprivileg wird insoweit aller Voraussicht nach zukünftig neben der attraktiven Marktprämie ein Nischen dasein fristen. Rechtsreferendar Dr. Daniel Breuer, Köln * Zur Bereitstellung von Regelleistung im Rahmen der Direktvermarktung nach dem EEG 2012 I. Einleitung Im Fokus der aktuellen Debatte um die Umsetzung der Energiewende stehen vor allem die Herausforderungen bei der Integration einer zunehmend dezentralen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in die Stromnetze (Netzintegration) sowie in die Markt- und Vermarktungsmechanismen auf den Strommärkten (Marktintegration). Da ein Großteil des erforder lichen Ausbauvolumens auf die fluktuierenden Energieträger Wind und Photovoltaik entfallen wird und Speichermöglichkeiten zumindest in relevantem Umfang nicht verfügbar sind, sehen sich die Marktbeteiligten erheblichen Herausforderungen ausgesetzt: Einerseits in physischer Hinsicht bei der Übertragung und Verteilung über die Netz infrastruktur, vor allem von den Erzeugungsregionen im Norden (durch die Netz anbindung etwa der Offshore- Windparks) in die industriellen Nachfrageregionen im Westen und vor allem Süden der Bundesrepublik. 1 Zugleich auch im Hinblick auf die (wirt schaft liche) Integration in die Vermarktungsmechanismen der Strommärkte. Denn Folge der Nichtspeicherbarkeit und des Vor rangprinzips bei der Einspeisung erneuerbarer Energien sowie der Dargebotsabhängigkeit der Erzeugung durch Wind- und Photovoltaik-Anlagen sind volatile Angebotskurven, Verfügbarkeitsprognoserisiken zu Lasten der Anlagenbetreiber oder (Direkt-)Vermarkter sowie verschärfte Anforderungen an die Gewährleistung eines frequenzstabilen Netzbetriebs, 2 was unmittelbare Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit in Deutschland hat. Netzintegration und Marktintegration erneuerbaren Energien stehen folglich in unmittelbarem Zusammenhang. Die vorgenannten Herausforderungen gelten umso mehr in Anbetracht des novellierten Direktvermarktungsregimes, wie es der Gesetzgeber im EEG 2012 letztlich umgesetzt hat. Im Rahmen des EEG 2009 spielte die Direktvermarktung der er- * Der Autor ist Rechtsreferendar am Landgericht Köln sowie wissenschaftlicher Mitarbeiter bei Osborne Clarke, Köln. 1 Dem ist der Gesetzgeber mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) vom (BGBl I, 1690) zwar in einem ersten Schritt begegnet. Die Wirkung dieses Gesetzes bleibt gleichwohl abzuwarten, vgl. auch Altrock/Herrmann, ZNER 2010, 350; Kühne, KSzW 2011, 228 f. 2 Siehe dazu bereits Ehricke/Breuer, RdE 2010, 309. REE Beiträge 17

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