Stellungnahme des Thüringer Ministeriums für Umwelt, Energie und Naturschutz zum Referentenentwurf EEG 2016

Stellungnahme des Thüringer Ministeriums für Umwelt, Energie und Naturschutz zum Referentenentwurf EEG 2016 Die Energiewende ist zweifellos eine der größten Herausforderungen, die in den kommenden Jahren zu bewältigen ist. Auf der Klimaschutzkonferenz in Paris wurde der Handlungsauftrag klar definiert: Begrenzung des weltweiten Temperaturanstiegs auf unter deutlich 2 Grad Der Erfolg der Energiewende wird ganz wesentlich davon abhängen, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien - flächendeckend - zu vertretbaren gesamtwirtschaftlichen Kosten und - bei Erhalt der Akteursvielfalt erfolgt. Dies wird von der Thüringer Landesregierung ausdrücklich unterstützt. Allerdings wird bezweifelt, dass die angestrebten Ziele mit dem vorliegenden Referentenentwurf zum EEG 2016 erreicht werden können. A. Ausbau der erneuerbaren Energien Der Referentenentwurf sieht ein verbindliches Ausbauziel von 40-45% in 2025 vor, das strikt eingehalten werden soll. Eine Deckelung des Ausbaus der EE auf 45 % bis 2025 wird von Thüringen nicht unterstützt. Der Ausbaukorridor wird als nicht ausreichend für einen dynamischen Ausbau der EE und der geforderten Treibhausgasminderungsziele gesehen. B. Ausschreibungsdesign für die Technologien Wind an Land Ausschreibungsvolumen Im 4 Satz 1 wird der Ausbaupfad von Wind an Land von bis zu 2.500 MW netto festgelegt. Das bedeutet, dass kein jährlich festgelegter Ausbaupfad vorgesehen ist und es somit zu erheblichen Investitions- und Planungsunsicherheiten kommen wird. Dies wird noch verstärkt durch die formelbasierte Ausschreibungsmenge bei Windenergie an Land. Diese hängt stark von der Entwicklung des Ausbaus der übrigen EE und des Stromverbrauchs ab und führt zu schwankenden und unsicheren Ausschreibungsmengen, was mit den langen Vorlauf- und Realisierungszeiten bei der Windenergie an Land nicht zu vereinbaren ist. Seite 1 von 10

Thüringen fordert, wie mit den Ländern im EEG 2014 vereinbart, einen festen Ausbaukorridor von 2.500 MW netto/jahr, um stabile Rahmenbedingungen und Planungssicherheit für alle Akteure zu erhalten. Somit ist in 4 1. Halbsatz Nr. 1 (Ausbaupfad) bis zu zu streichen, so dass sich die folgende im EEG 2014 vereinbarte Formulierung ergibt: eine Steigerung der installierten Leistung der Windenergieanlagen an Land um 2 500 Megawatt pro Jahr (netto). Des Weiteren muss 4 2. Halbsatz ganz gestrichen und 28 Absatz 1 Satz 1 und 2 wie folgt geändert werden: Das Ausschreibungsvolumen für Windenergieanlagen an Land richtet sich nach Maßgabe von 4 1. Halbsatz Nr. 1. Das Ausschreibungsvolumen verteilt sich gleichmäßig. Anlage 2 ist entsprechend zu streichen. Bei der Ausgestaltung des Ausschreibungsdesign finden die Belange der Netzverträglichkeit, Systemdienlichkeit sowie lastnahen Erzeugung keine Berücksichtigung. Gerade hier liegen die Chancen, die Kosten der Energiewende und des Ausbaus der EE zu minimieren. Mit einem ausgewogenen Ausbau der Windenergie kann ein effizienterer Netzausbau erfolgen, der zu einer regional breit verteilten Wertschöpfung sowie einer gerechteren Lastenteilung beiträgt. Im Gesetzentwurf zum EEG 2016 ist kein Instrument erkennbar, das einen räumlich verteilten Windenergieausbau deutschlandweit in ausreichendem Maße sicherstellen könnte. Daher setzt sich Thüringen für die Einfügung einer Regionalisierungskomponente in der EEG-Novelle ein. Regionalisierungskomponente Die Regionalisierungskomponente stellt bereits ab der ersten Auktion sicher, dass auf Binnenlandstandorten weiterhin ein Zubau der Windenergie stattfinden kann, auch oder gerade aufgrund der Tatsache, dass Anpassungen am Referenzertragsmodell in Verbindung mit der Umstellung auf ein Ausschreibungssystem vorgenommen werden sollen und deren Auswirkungen für den Markt nur bedingt abschätzbar sind. Mit der Regionalisierungskomponente als Sicherungsinstrument kann einem Markteinbruch bei der Windenergienutzung in den mittleren und südlichen Bundesländern entgegengewirkt werden. Um den flächendeckenden Ausbau der Windkraft zu gewährleisten forderten die Klimaschutz- und Energieminister/innen der Länder Hessens, des Saarlandes, Nordrhein-Westfalens, Rheinland-Pfalz, Baden-Württembergs und Thüringens bereits im Mai 2015, die Verankerung einer regionalen Komponente im Ausschreibungsverfahren. Im Kern geht es darum, Deutschland in zwei Windregionen zu teilen, eine im Norden und eine im mittleren und südlichen Teil Deutschlands. Szenariorahmen zum NEP 2015 der Übertragungsnetzbetreiber im Basis-Szenario B (Grundlage für Ausbauplanungen des Transportnetzes in DE), soll der Anteil der Windkraft in den südlichen Bundesländern von 38,7 % in 2025 und 41,5 % in 2035 betragen. Letztes Jahr fielen 50% der Genehmigungen von Windenergieanlagen in diese mittel- und süddeutschen Bundesländer. Der Zielanteil von etwa 40% entspricht den Prämissen im Netzentwicklungsplan. Eine Unterschreitung könnte den Netzausbaubedarf sowie den Redispatchbedarf in Nord-Süd-Richtung noch erhöhen. Die vorgeschlagene Regionalisierungskomponente sieht analog zum Referentenentwurf eine gemeinsame deutschlandweite Auktion über alle Standorte vor. Für zwei zu definierende Teilräume, die sich bspw. an Netzengpässen oder Abregelungsmengen orientieren können, müssen entsprechende Mindestanteile an der ausgeschriebenen Menge erreicht werden, ohne die Seite 2 von 10

Ausschreibung zu ändern. Auf die Auktionsimplementierung und die Gebotsabgabe hat die Regionalisierungskomponente somit keinerlei Einfluss. Die Berücksichtigung der beiden Teilräume erfolgt implizit innerhalb der Gebotsbezuschlagung. Hier-für ist keine gesonderte oder zweite Auktion notwendig. Erst im Rahmen der nachträglichen Zuschlagserteilung durch den Auktionator wird der Standort für die Sicherstellung der (regionalen) Anteile berücksichtigt. Das Referenzertragsmodell alleine kann dies nicht gewährleisten. Die Möglichkeit einer regionalen Steuerung des Zubaus sollte aufgrund der damit zu erwartenden größeren Akzeptanz der Energiewende in der Bevölkerung nicht ungenutzt bleiben. Referenzertragsmodell Auch die vorgesehene Änderung des Referenzertragsmodells vom zweistufigen auf ein einstufiges Modell mit gleichzeitiger Anpassung des Referenzstandorts auf eine praxisnähere Höhe wird keinen angemessenen deutschlandweiten Ausbau der Windenergie gewährleisten, da auch bei diesen Änderungen die einzelnen Standorte eine unterschiedliche Wirtschaftlichkeit aufweisen werden. Denn ein 80 %-Standort im Mittelgebirge ist grundsätzlich teurer in der Errichtung und Erschließung als ein 80 %-Standort im Flachland. Steigt für die Akteure das Risiko einer Nichtbezuschlagung in Verbindung mit hohen Investitionskosten, so werden zukünftig viele Binnenlandstandorte nicht mehr entwickelt werden. Dies würde zu einem Bruch in der aktuellen Ausbaudynamik führen. Es lässt sich feststellten, dass Windkraftprojekte mit einer Standortqualität unterhalb 90% des Referenzertrages, das sind nach unserer Einschätzung vermutlich die Mehrzahl der Thüringer Projekte, mit den vorgeschlagenen Korrekturfaktoren im Ausschreibungsverfahren benachteiligt würden. Ein nennenswerter Ausbau der Windenergie in Thüringen würde nicht mehr stattfinden. Wie bereits in den verschiedenen Gremien diskutiert und festgestellt, ist die im Referentenentwurf vorgesehene Parametrierung des einstufigen Referenzertragsmodells zu Ungunsten der niedrigeren Referenzertragsklassen ausgestaltet und daher unzureichend, um die den Binnenländern zugesagte Chancengleichheit im Wettbewerb auch für weniger windhöffige Standorte zu gewährleisten. Dies belegen Studien (BET 2016 im Auftrag von BW und IE Leipzig 2015 im Auftrag von NRW). Die der Parametrierung im Referentenentwurf zu Grunde liegenden Annahmen sind weder ausreichend dokumentiert noch überzeugend begründet, so dass die Herleitung der Korrekturfaktoren insgesamt nicht nachvollziehbar ist. Nicht umfassend berücksichtigt sind die standortspezifischen Unterschiede bei den Investitionsnebenkosten im heterogen strukturierten Binnenland, so dass die ermittelten Kosten die Wirklichkeit nicht repräsentativ abbilden. Dies führt zu verzerrten Verhältnissen zwischen windschwachen und windstarken Standorten. (Beispielsweise wäre ein guter Windkraftstandort im Wald mit 100% Referenzertrag benachteiligt, wenn er aufgrund der höheren Investitionsnebenkosten höhere Stromgestehungspreise aufweist und somit in der Ausschreibung nicht mit anderen Projekten mit 100% Referenzertrag konkurrieren kann.) Thüringen unterstützt den Vorschlag mehrerer Bundesländer, die Korrekturfaktoren unterhalb der Referenzertragsklassen von 70 %, mindestens bis zur Standortgüte 65 % weiter ansteigend auszugestalten, um die Wettbewerbsintensität und die Kosteneffizienz zu steigern (Stichwort: Marktliquidität ). Seite 3 von 10

Durch eine Kappung bzw. Reduzierung der Korrekturfaktoren würde die Funktion des Referenzertragsmodells, Chancengleichheit zu gewährleisten, verloren gehen. Die niedrigen Referenzertragsklassen wären dadurch von vornherein im Wettbewerb benachteiligt, was sich bei intensivem Preiswettkampf weiter verschärfen würde. Ein Erhalt der o.g. Korrekturfaktoren in Verbindung mit der Deckelung des faktischen Vergütungssatzes könnte hingegen zumindest ein gewisses Maß an Chancengleichheit gewährleisten ohne die absolute Vergütungshöhe über einen bestimmten Satz ansteigen zu lassen. Der Vergütungssatz würde demnach grundsätzlich über die o.g. Korrekturfaktoren bestimmt. Ergibt sich daraus für das konkrete Projekt jedoch eine Vergütung oberhalb des festgelegten maximalen Vergütungssatzes, wird der Zuschlag auf diesen Maximalwert begrenzt. Der festgelegte maximale Vergütungssatz sollte bei Anpassung des Maximalgebotswertes ebenfalls entsprechend angepasst werden. Diese Systematik würde es sogar ermöglichen, die Korrekturfaktoren noch über die Differenzierungsgrenze von 70% hinaus entsprechend dem erforderlichen Windhöffigkeitsausgleich weiter ansteigend bis zu einer Standortgüte von 65% auszugestalten. Diese Ausdehnung erhöht die Marktliquidität und damit die Wettbewerbsintensität und trägt zu einem regional verteilten Ausbau bei. Die Fortschreibung der Korrekturfaktoren sollte im Vertrauen auf kontinuierliche Rahmenbedingungen erfolgen. Diese Korrekturfaktoren werden den Zubau weiterhin über alle Standorte anreizen, erhalten aber den Anreiz zur vorrangigen Bebauung windhöffiger Standorte. Einstufung in die Referenzertragsklasse ( 36g Abs. 4) Die Festlegung des individuellen projektspezifischen Referenzertrages soll auf Basis der FGW Richtlinie Windgutachten erfolgen. Diese Windgutachten nach der FGW-Richtlinie TR 6 Rev. 9 werden schon heute im Rahmen der Projektentwicklung erstellt. In der Regel werden für jeden Standort mindestens zwei, zum Teil auch drei und mehr unabhängige Windgutachten für die finanzierenden Banken erstellt. Diese zwei oder mehr Gutachten weichen besonders an Standorten mit komplexem Gelände (bergig, bewaldet) aufgrund der Erfahrung des Gutachters und des jeweils verwendeten Rechenmodelles zum Teil deutlich voneinander ab (+/- 10%). Eine DEWI-Studie im Auftrag von LEE / MKULNV NRW hat hierzu auf breiter Datenbasis ermittelt, dass der sog. p75-wert der Ertragsermittlung, der auch von Banken als Grundlage für ihre Finanzierungszusagen herangezogen wird, am besten geeignet ist, den realen Ertrag zu prognostizieren. Die Formulierung in 35g Abs. 4 Nr. 1 sollte daher nach dem letzten Komma wie folgt ergänzt werden: maßgebliche Größe für die Einstufung in die Güteklasse ist dabei der Energieertrag unter Einbeziehung des Parkwirkungsgrades auf Basis des p75-wertes. Erlöschen der BImSchG-Genehmigung ( 36d Abs. 2, 36h Satz 2) Die im 36d Abs. 2 vorgesehene Regelung ist nicht geeignet, bereits erteilte Zuschläge vor den negativen Auswirkungen durch unzulässige Klagen zu schützen. Seite 4 von 10

Vor dem Hintergrund der neuen Rechtsprechung zum UVPG wird künftig ein Großteil der Genehmigungen im förmlichen Genehmigungsverfahren erteilt werden, so dass die Klageverfahren daher regelmäßig bereits vor Erteilung des Zuschlages anhängig werden. Eine Verlängerung der Gültigkeit des Zuschlages ist gerade für Projekte, denen keine sofortige Vollziehung gewährt wurde, erforderlich, da gerade sie die Realisierungsfrist nicht einhalten können. Da die Gültigkeitsfrist der Genehmigungen oft an die Bestandskraft der Genehmigung und nicht an das Datum der Erteilung der Genehmigung gebunden wird, ist in vielen Fällen gar keine Verlängerung durch die Genehmigungsbehörde erforderlich, da die Gültigkeitsfrist während eines Klageverfahrens nicht abläuft. Hinter der Gestaltung des 36d Abs. 2 EEG steht offensichtlich der Gedanke, dass im Falle einer Klage zunächst das Klageverfahren abgewartet werden soll und erst danach eine (erneute) Teilnahme an der Ausschreibung erfolgen soll. Die Chancen für ein älteres Projekt an einer erneuten Ausschreibung erfolgreich teilzunehmen ist somit sehr gering. So besteht für Windenergiegegner die Möglichkeit, Projekte durch eine Klage, die selbst keinerlei Chancen auf Erfolg hat, allein durch den Zeitverzug zu verhindern. Festlegung der Höchstwerte durch die BNetzA ( 36b Abs. 2, 85a und Begründung II. 4.) Nach 85a Abs. 1 soll die BNetzA die Möglichkeit erhalten, die Höchstwerte für Windenergie an Land, Photovoltaik und Biomasse nach 36b Abs. 1, 37b und 39b jährlich um 10 Prozent nach oben oder unten anzupassen. Dies steht im Widerspruch zur Gesetzesbegründung (II. 4. Windenergie an Land, S. 114), wo von einer Anpassung in Höhe von +/- 5 Prozent die Rede ist. Mit einer solchen Regelung wird die Windbranche bei den bekannt langen Planungs- und Realisierungszeiträumen großen Unsicherheiten ausgesetzt. Im Sinne einer höheren Planungssicherheit für die Windbranche hält TH ebenfalls eine Begrenzung auf +/- 5 Prozent sowie eine Indizierung an die Stahlpreis- und Zinsentwicklung für zwingend erforderlich. Photovoltaik Thüringen begrüßt, dass im Gesetzentwurf Anlagen bis zu einer installierten Leistung von 1 Megawatt (MW) von den Ausschreibungen ausgenommen und nach dem bisherigen System vergütet werden. Hiermit kann der Bürokratieaufwand verringert und die Akteursvielfalt erhalten werden. Problematisch wird der Systemwechsel zu Ausschreibungen bei der Förderung von Photovoltaikanlagen an bzw. auf Gebäuden gesehen. Das Marktsegment unterscheidet sich gravierend von dem der Freiflächen-PV-Anlagen und ist gekennzeichnet von einer hohen Komplexität bei der Planung sowie einer inhomogene Investorenstruktur mit geringer Risikobereitschaft. Anders als bei Freiflächenanlagen ist die Nutzung des Gebäudes und damit auch die des Daches zu einem früheren Zeitraum festgelegt worden. Der hohe Erschließungsaufwand kann u. U. die Investition schnell unwirtschaftlich werden lassen. Damit ist eine Wettbewerbsfähigkeit innerhalb der Ausschreibungsrunden im Vergleich zu den Freiflächenanlagen nicht gegeben. Im vorliegenden Referentenentwurf werden einem Mieterstrommodell keine wirtschaftlichen Perspektiven geboten. Gerade die Mieter sind jedoch bei der Umsetzung der Energiewende diejenige Gruppe, die bislang am wenigsten aktiv werden kann, aber finanziell am stärksten belastet wird. Seite 5 von 10

Mieterstromprojekte beteiligen Mieter an der Energiewende und haben damit positive Auswirkungen für das Image der Energiewende. Mieterstrom, der in den Kundenanlagen oder im räumlichen Zusammenhang genutzt wird, belastet die vorgelagerten Netze nicht. Mieterstrom ist technisch das Gleiche wie Eigenversorgung: es geht um den Verbrauch von Strom in unmittelbarem räumlichen Zusammenhang mit einer Stromerzeugungsanlage, wenn der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird. Mieterstrom ist aber juristisch etwas anderes als Eigenversorgung. Bei der Eigenversorgung betreibt eine natürliche oder juristische Person die Stromerzeugungsanlage selbst und verbraucht den Strom. Bei Mieterstrom sind Erzeuger und Verbraucher unterschiedliche Rechtspersonen. Deshalb sollte was technisch das Gleiche ist auch rechtlich gleich behandelt werden. Als Voraussetzung dazu bedarf es einer Definition für den Versorgungsfall Mieterstrom. Das Energie- und Strommarktdesign muss die Rolle der dezentralen Stromerzeugung und - verwendung, insbesondere des Mieterstroms, angemessen abbilden. Um PV-Mieterstrommodellen eine wirtschaftliche Perspektive zu geben, muss in 3 RefEntw.-EEG 2016 der Direktverbrauch dem Eigenverbrauch gleichgestellt werden und damit der Strom aus der PV-Anlage teilweise von der EEG-Umlage befreit werden. 61 EEG 2014 ist entsprechend zu ändern. In 3 RefE-EEG 2016 ist folgende Definition aufzunehmen: Direktverbraucher ist jede natürliche oder juristische Person, die Strom aus einer PV-Anlage eines Dritten im räumlichen Zusammenhang verbraucht, ohne das öffentliche Netz in Anspruch zu nehmen. In 61 RefE-EEG 2016 muss folgender Absatz 8 eingefügt werden: Der Direktverbraucher ist dem Eigenversorger gleichgestellt. Die Absätze 1 bis 7 sind entsprechend anzuwenden. Akteursvielfalt Die Akteursvielfalt muss erhalten bleiben. Bürgerenergiegesellschaften sind das Rückgrat der Energiewende und tragen wesentlich zur Demokratisierung der Energiewirtschaft und zur gesellschaftlichen Akzeptanz bei. Thüringen begrüßt deshalb die Absicht der Bundesregierung, die im Rahmen des Ausschreibungsdesigns geplanten Sonderregelungen für kleine Akteure und Bürgerenergieprojekte, um die spezifisch höheren Risiken im Interesse des fairen Wettbewerbs und zur Sicherung der Akteursvielfalt zu kompensieren. Allerdings reichen die vorgeschlagenen Sonderregelungen bei weitem nicht aus. In den ersten vier Pilotausschreibungsrunden zu den PV-Freiflächen hat sich der erschwerte Zugang für Bürgerprojekte bestätigt. Viele lokale und kleinere Bürgerenergieprojekte konnten sich die finanziellen Risiken des Ausschreibungsverfahrens nicht leisten. Die großen Projektierer haben somit eine bessere Ausgangsposition. Deshalb ist hier ist noch deutlich nachzubessern. Begrüßt wird die im RefEntw. 3 Pkt. 15 vorgeschlagene Definition einer Bürgerenergiegesellschaft, die an die regionale Verwurzelung der Gesellschafter anknüpft. Es sollte Seite 6 von 10

jedoch geprüft werden, ob statt einer Anknüpfung an einen Landkreis besser eine Anknüpfung an einen (bestimmten, auch landkreisübergreifenden) Umkreis erfolgt. Darüber hinaus sollten insbesondere Kommunen stärker berücksichtigt werden. Die Minimierung des Zuschlagsrisikos für Bürgerenergieprojekte im Rahmen der Ausschreibungen ist eine wichtige Voraussetzung zur Erhaltung der Akteursvielfalt. Die im RefEntw. vorgeschlagenen Sonderregelungen innerhalb der Ausschreibung sind kein akzeptabler Ansatz, da sie die Risiken nicht wirksam und angemessen berücksichtigen. Sie werden damit nicht zum gewünschten und für die Akzeptanz der Energiewende erforderlichen Erhalt der Akteursvielfalt führen. Aus Thüringer Sicht wird ein Modell unterstützt, nach dem die der Definition entsprechenden Bieterinnen bzw. Bieter sich ohne Angabe eines Gebotspreises an den jeweiligen Ausschreibungsrunden beteiligen können und die Garantie eines Zuschlags erhalten. Der jeweilige Gebotspreis und damit die Förderhöhe bestimmen sich dann nach dem höchsten Gebot, das daneben noch einen Zuschlag erhalten hat. Es sollte keine Differenzierung nach Erneuerbaren- Energien-Technologien erfolgen. Biomasse Die gegenwärtig geltende Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes aus dem Jahr 2014 beinhaltet außerordentlich restriktive Regelungen für biomassebasierte Anlagen. Auch im vorliegenden Referentenentwurf befinden sich keine verbindlichen Signale für eine klare wirtschaftliche Perspektive für Biomasseanlagen. Bioenergienutzer können durchaus die Rolle des energiewirtschaftlichen Systemdienstleisters übernehmen. Die Vielfalt der Rohstoffe und Umwandlungstechniken ermöglicht einen Einsatz der Bioenergie in allen energierelevanten Sektoren. Als übrigens kaltstart- und grundlastfähige Regelenergie kann sie eine sinnvolle Ergänzung zu den fluktuierenden Erneuerbaren Energien bilden. Umso wichtiger ist es, dass vor allem auch bestehende Biomasseanlagen im EEG 2016 berücksichtigt werden. Erforderlich ist eine rechtlich verbindliche Anschlussregelung, die klare wirtschaftliche Perspektiven aufzeigt. Die andernfalls drohende schleichende Stilllegung von Biomasseanlagen hätte auch ein deutliches Absinken des EE-Anteils an der Wärmeerzeugung sowie einen Anstieg der Treibhausgase in der Landwirtschaft zur Folge. Zudem würde damit eine bedeutende Wertschöpfungsquelle für die Landund Forstwirtschaft versiegen, und ein wichtiger Bestandteil der Kreislaufwirtschaft im ländlichen Raum ginge damit verloren. Bereits die fehlenden Anreize im EEG 2012 und 2014 haben dazu geführt, dass der Zubau von Anlagen zur Erzeugung von Bioenergie in Deutschland im Jahr 2015 deutlich unter den in 4 Nr. 4 RefEntw EEG 2016 genannten 100 MW bleiben wird. Die drohende Abschaltung der Anlagen würde auch nicht erst 2020 beginnen, sondern zeitnah - mit jeder Entscheidung über notwendige Modernisierungs-, Flexibilisierungs- und Bestandserhaltungsinvestitionen. Das bisher eingesetzte Kapital und das technologische Knowhow wären damit verloren. Die Anlagenbetreiber brauchen deshalb jetzt ein klares Signal aus dem sich eine vorhandene wirtschaftliche Perspektive ableiten lässt. Seite 7 von 10

Um der Biomassenutzung wieder eine klare wirtschaftliche und Perspektive zu geben und die verstärkte Nutzung ihrer systemdienlichen Eigenschaften zu ermöglichen, hatten Thüringen, Rheinland-Pfalz und Bayern bereits gemeinsam erfolgreich eine Entschließung zur "Stärkung der Stromerzeugung aus Biomasse im EEG 2016 in den Bundesrat eingebracht. Die drei Länder haben ein Eckpunktepapier erarbeitet, in dem konkrete Vorschläge für ein Marktdesign im Bereich Biomasse unterbreitet werden. Der darin skizzierte Rahmen für eine Anschlussregelung zeigt sehr deutlich, dass die Stromerzeugung aus Biomasse die veränderten Rahmenbedingungen berücksichtigen muss. Daher schlagen wir Regelungen vor, die zur Ökologisierung und stärkeren Flexibilisierung der Bioenergie beitragen und zugleich frühere Fehler korrigieren. Anders als die Energieträger Wind und Sonne kann die grundlastfähige Biomassenutzung wichtige Beiträge zu Netzstabilität und Versorgungssicherheit leisten - zwei zentrale Parameter auf dem Weg zum Ausstieg aus der fossilen Energie und die bestmögliche Ergänzung zu Erneuerbaren Energien mit volatilem Ertrag. Thüringen hat sich von Anfang an dafür eingesetzt, dass im kommenden EEG 2016 Ausschreibungen auch für den Energieträger Biomasse vorgesehen werden und damit eine Perspektive für den wirtschaftlichen Betrieb entsprechender Anlagen gegeben ist. Dies ist nicht zuletzt darin begründet, dass in unserem Freistaat inzwischen über 300 Biomasseanlagen existieren, rund 270 davon erzeugen Strom. Insbesondere auch, da sich die Mehrzahl der Anlagen bei uns im Besitz heimischer Landwirtschaftsbetriebe befindet, und somit für diese eine wichtige und stabile Wertschöpfungsquelle darstellen. Die erste Stellschraube ist der gesetzlich verankerte Ausbaupfad für Biomasse. Unser Ziel ist die Steigerung von Leistung mit dem Erhalt des bisherigen Leistungsniveaus. Die Eckpunkte sehen hierfür einen Zubau von Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung in Höhe von insgesamt 100 Megawatt (MW) netto jährlich vor. Das Abstellen auf einen Netto-Zubauwert hat zur Folge, dass die sonst nach 2020 wegfallenden Leistungsmengen aus Biomasse mit bestehenden Wärmenutzungen erhalten werden können. Ausgeschrieben wird die zur Erreichung dieses Ausbaupfads erforderliche Bemessungsleistung (vgl. 5 Nr. 4, bzw. 44 EEG 2014), die auch im EEG vergütet wird. Dies ist die tatsächlich im Jahresdurchschnitt erbrachte Leistung. Die Ausschreibung auf Bemessungsleistung ermöglicht allen Biomasseanlagen, die Leistung flexibel und marktgerecht zu erbringen, auch wenn eine höhere Anlagenleistung installiert ist. Es werden einheitliche Ausschreibungen für alle Biomasseanlagen vorgeschlagen. Die notwendige Differenzierung zwischen kleinen und großen Anlagen, den verschiedenen Technologien sowie alten und neuen Anlagen erfolgt im Zuschlagsverfahren durch einen Korrektur- bzw. Normierungsfaktor durch die Bundesnetzagentur (BNetzA). Die Korrekturfaktoren werden über eine Studie verifiziert und gestatten einerseits auskömmliche Vergütungen und andererseits Akteurs- und Technologievielfalt für alle Anlagen. Mit der Normierung der Gebote kommen immer die effizientesten und günstigsten Anlagen in einer Klasse zum Zug. Es ist sehr wichtig, dass es sich bei diesem Modell mit Korrekturfaktoren um einen Mechanismus handelt, der ausschließlich von der BNetzA angewandt wird. Die Anlagenbetreiber müssen sich dagegen mit der Anwendung nicht weiter Seite 8 von 10

vertraut machen, sie erhalten nach Zuschlag die Vergütungshöhe, die ihrem Gebotswert entspricht (pay-as-bid). Es ist damit gewährleistet, dass alle Anlagen je nach Größe, Technologie oder Alter der Anlage faire Wettbewerbschancen erhalten. Die Teilnahme an einer Ausschreibung ist mit einem gewissen Verwaltungsaufwand für die jeweiligen Teilnehmer verbunden. Sehr kleine Anlagen sollen daher von der Teilnahmepflicht an den Ausschreibungen ausgenommen sein. Allerdings sind Ausschreibungen für Bestandsanlagen dieser Anlagenkategorie die einzige Möglichkeit, nach Ablauf des 20jährigen Förderzeitraums eine Anschlussförderung zu erhalten. Ihnen sollte daher optional die Möglichkeit einer Teilnahme an einer Ausschreibung offen stehen. Die Energie aus Biomasse ist flexibel, bedarfsgerecht einsetzbar sowie zuverlässig. Diese Zukunftsoption wollen wir erhalten und ausbauen. Deshalb schlagen wir in unseren Eckpunkten auch als Voraussetzung für die Teilnahme an Ausschreibungen mindestens die Voraussetzung einer Flexibilität für 20 % von Bestandsanlagen und für 50 % Neuanlagen vor. Wenn von den derzeit installierten Bioenergieanlagen in Thüringen ohne Anschlussregelung bereits 2022 ein Großteil vom Netz gehen würde, entstünde neben dem wirtschaftlichen Schaden auch eine beträchtliche Mehrbelastung der Umwelt. Bereits seit dem EEG 2014 hat praktisch kein Zubau mehr in Thüringen stattgefunden. RefEntw. EEG 2016 Artikel 7 Änderung der BiomasseVO Im vorliegenden Entwurf ist vorgesehen, dass Schwarzlauge ab Inkrafttreten des Gesetzes nicht mehr als Biomasse im Sinne der Biomasseverordnung gilt und somit die ins Netz ausgespeiste Stromproduktion der Zellstoffindustrie nicht mehr nach EEG vergütet werden kann. Eine Übergangsregelung nimmt die Bestandsanlagen für die Dauer der einmal zugesagten Vergütung davon aus (Artikel 7 in Verbindung mit 100 Absatz 1, Satz 4). Der Ausschluss von Schwarzlauge aus der Liste der Biomassen ist aus Thüringer Sicht sachlich unbegründet. Es handelt sich um einen ausschließlich biogenen Energieträger auf Basis von Holz, der auch auf Ebene der Europäischen Union als Biomasse anerkannt ist. Die geplante Änderung der Biomasseverordnung wird dahingehend abgelehnt. 44 c Klarstellung, dass Ablaugen aus der Zellstofferzeugung als feste Biomasse im Sinne des EEG anzusehen sind. Seit Inkrafttreten der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung wurde Zellstoffablaugen als flüssige Biomasse eingestuft. Seit dem EEG 2012 werden neue Biomassen-Anlagen, die flüssige Biomasse verfeuern, nicht mehr nach EEG vergütet. Die Einstufung als flüssige Biomasse ist von Anfang an sachfremd. Schwarzlauge ist nach ihrem Ursprungsrohstoff Industrieholz feste Biomasse, dies entspricht auch ihren physikalischen Eigenschaften. Die Einstufung als flüssige Biomasse widerspricht zudem europäischem Recht. Die Kommission betrachtet Ablaugen aus Zellstoffherstellung zu Recht als feste Biomasse. Ohne eine Klarstellung, dass Schwarzlauge feste Biomasse ist, wären die Kraftwerke der Zellstoff- und Papierindustrie von einer Anschlussregelung ausgeschlossen. Seite 9 von 10

C Sonstiges Thüringen fordert die Bundesregierung auf, im Rahmen der EEG Novelle 2016: - sich gegenüber EU-KOM für eine Regelung, die bestehenden Eigenstrom-Anlagen im Rahmen des geltenden Beihilferechts auch über das Jahr 2017 hinaus von der EEG-Umlage befreit, - die Besondere Ausgleichsregelung um eine Regelung zu ergänzen, die verhindert, dass Unternehmen, die Energieeffizienzmaßnahmen durchführen, allein aus diesem Grund ihre Begünstigung verlieren. Die Steigerung der Energieeffizienz ist ein Standbein der Energiewende. Mit einer entsprechenden Regelung könnten innovative Technologien weiterentwickelt und deren Einsatz wirkungsvoll unterstützt werden. - Regelungen zur Umsetzung der regionalen Grünstromkennzeichnung in den RefEntw. EEG 2016 aufzunehmen. Die Regelungen sollten den regionalen Ausbau der EE vorantreiben, keine hohen Bürokratieaufwendungen beinhalten und eine Doppelvermarktung verhindern. Seite 10 von 10

Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie Stand: 15. Februar 2016 Eckpunkte zu einem Ausschreibungsmodell für Biomasseanlagen im EEG 2016 Für das Gelingen der Energiewende ist die Bioenergie mit ihren Möglichkeiten und ihrer Vielseitigkeit im Bereich von Stromspeichern, Wärme und Kraftstoffen sowie regelbarem und bedarfsgerechtem Strom unverzichtbar. Aufgrund der drohenden Gefahr, dass es ab 2020 zu einem Rückbau der Stromproduktion aus Biomasseanlagen kommt, empfehlen die Länder gemäß Bundesratsbeschluss (BR- Drs. 555/15) im EEG 2016 wirtschaftlich auskömmliche Anschlussregelungen für Bestands- und Neuanlagen zu verankern. Diese Anschlussregelungen, die Neu- und Bestandsanlagen klare Perspektiven vermitteln würden, sind zwingend erforderlich, um die europäischen und deutschen Ziele nach 1 Absatz 2 Satz 2 EEG 2014 zu erreichen. Gemäß den Umwelt- und Energiebeihilferichtlinien der EU-KOM (UEBL 2014/C200/1) ist grundsätzlich die Förderung für Neu- und Bestandsanlagen mittels Ausschreibungen vorgesehen. Zur Umsetzung des Bundesratsbeschlusses haben die Freistaaten Bayern und Thüringen und das Land Rheinland-Pfalz unter Berücksichtigung der zukünftigen Herausforderungen für die Bioenergie ein Ausschreibungsmodell zur Förderung von Biomasseanlagen im EEG 2016 erarbeitet.

Vorteile des Modells Derzeitig produzierte Strommenge aus Biomasse kann erhalten werden. Moderater Zubau wird ermöglicht. Akteursvielfalt bleibt gewahrt. Wettbewerbliches Modell fördert flexible und effiziente Anlagen Energie- und Klimaziele können erreicht werden. Erhalt und Modernisierung von flexiblen Biomasseanlagen sichert den volatilen Anteil im zukünftigen Energiesystem ab und ermöglicht den Ausstieg aus der fossilen Energie. Kostensenkungspotentiale mittel-und langfristig Modell senkt mittel- und langfristig die Förderhöhen. Abschlag bei der Förderung von Bestandsanlagen senkt die Förderhöhe. Übergang von Bestandsanlagen in das Modell vor Ende des EEG- Vergütungszeitraums senkt die Förderhöhe. Flexible Fahrweise für alle Anlagen ermöglicht Kostensenkung im gesamten Energiesystem (Kosten für Netzausbau, Speicher, Bereitstellung von Blindleistung etc.) Erhalt von Biomasse-KWK-Anlagen verhindert Ausgaben für neue Wärmenutzung im Marktanreizprogramm. Verlorene erneuerbare Energieleistung muss nicht wieder bei Wind und Solar angereizt werden.

Ausschreibungsmodell für Biomasseanlagen im EEG 2016 1. Ausbaupfad Steigerung der installierten Leistung um 100 MW netto 1 2. Ausschreibungsvolumen Das Ausschreibungsvolumen umfasst die zur Erreichung des Ausbaupfades von 100 MW netto erforderliche Bemessungsleistung. Davon abgezogen wird das Volumen von Anlagen, die im Vorjahr über die Festvergütung in Betrieb genommen wurden; hinzugerechnet wird das Volumen von Anlagen, die im dritten Folgejahr zur Ausschreibung (erstmals 2020) aus der EEG-Vergütung fallen. 3. Auszuschreibende Größe: Auszuschreibende Größe ist der anzulegende Wert. Ausschreibungsvolumen, Abstufungen und Bagatellgrenzen richten sich jeweils nach der Bemessungsleistung (entsprechend 44 EEG 2014). 4. Biomassetechnologien und Bagatellgrenzen Um das Ausschreibungsvolumen in den einzelnen Ausschreibungsrunden nicht zu segmentieren erfolgt eine gemeinsame Ausschreibung über alle Biomassetechnologien, für neue Anlagen und Bestandsanlagen. Eine Differenzierung erfolgt über Korrekturfaktoren im Zuschlagsverfahren (s.u. 2 ) Keine Ausschreibungspflicht und damit Fest-Vergütungsanspruch nach EEG 2016 besteht für: Biomasseanlagen unter 150 kw Güllekleinanlagen Bioabfallanlagen Biomasseanlagen unter 150 kw können jedoch an Ausschreibungen teilnehmen. Die Vergütungshöhe ergibt sich aus dem höchsten bezuschlagten Gebot der Ausschreibung. Für Bestandsanlagen unter 150 kw ist dies die einzige Möglichkeit eine Anschlussförderung zu erhalten, da eine Festvergütung zur Anschlussförderung im EEG nicht vorgesehen ist. 1 Relevant ist die neu installierte Biomasseleistung, abzüglich des Zubaus von Biomasseanlagen (Biomasse, Gülle, Abfall und DKG) aus dem Vorjahr, zuzüglich der abgebauten Leistung bestehender Anlagen, die im dritten Folgejahr, erstmals 2020 aus der EEG-Vergütung fallen. 2 Bei Bestandsanlagen wird unterstellt, dass die bereits erhaltene Investitionsbeihilfe, die nach den EU- Leitlinien für Umweltschutz-und Energiebeihilfen in Abzug zu bringen sind, 10 bzw. 25 % betragen. Dies ist der Kommission in einer entsprechenden Studie plausibel darzulegen.

5. Korrekturfaktor im Zuschlagsverfahren Um die Vergleichbarkeit in einer gemeinsamen Ausschreibung herzustellen, werden die Gebote bei der Festlegung der Zuschlagsreihenfolge durch die BNetzA im Zuschlagsverfahren faktorisiert. Diese Faktoren sind differenziert nach: Größenklassen (GK 0 <150 kw, GK I 150-500 kw, GK II 500 kw-1 MW, GK III 1 5 MW, GK IV > 5 MW) Zwei Einsatzstoffklassen (NawaRo, Bioabfall und Feste Biomasse) sowie Neu- und Bestandsanlagen (gasförmige bzw. feste Biomasse) 6. Präqualifikation Bei Gebotsabgabe ist ein Flexibilisierungsnachweisen zu erbringen. Weitere Nachweise, wie bspw. Vorbescheid BImSchG, Netzzusage, Finanzierungszusage sind denkbar. Zur Absicherung der Pönale ist eine geringe Erstsicherheit (i. H. v. 5 /kw; Rückerstattung abzgl. Gebühr) und eine höherer Zweitsicherheit (i.h. v. 50 /kw) vorgesehen. Ziel: Erhalt der Akteursvielfalt und hohe Realisierungsquote 7. Ausschreibungszeitpunkt und intervalle Zwei Ausschreibungen pro Jahr. (BNetzA kann ggf. zu einer Ausschreibung zusammenfassen). Bestandsanlagen können sich auch vor Ablauf ihres bisherigen Förderanspruchs bewerben, verlieren aber im Zeitpunkt der Ausstellung der Förderberechtigung ihren ursprünglichen Förderanspruch. Erste Ausschreibung: 01.06.2017 (Termine: jeweils 1. Juni, 1. Dezember) 8. Förder-/Realisierungsdauer Die Förderperiode für Neuanlagen beträgt 20 Jahre, für Bestandsanlagen 10 Jahre. Die Realisierungsdauer zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme beträgt max. 30 Monate. 9. Höchstwerte Für Bestandsanlagen ist der Höchstwert der durchschnittliche anzulegende Wert der vorangegangenen fünf Kalenderjahre vor der Ausschreibung. Für Neuanlagen ist dieser durch eine Monitoring zu ermitteln (bis dahin gelten die festen Höchstgebotspreise auf Grundlage der vom BMWi ermittelten Gestehungskosten). 10. Teilnahmevoraussetzungen / Flexibilität Neuanlagen sollen die Voraussetzung für mindestens 50 % flexible Fahrweise vorweisen (vgl. 47 EEG 2014). Allen Anlagen (Güllekleinanlagen, Bioabfall- und Feste Biomasseanlagen) soll die flexible Fahrweise für die Erzeugung von Strom und Wärme ermöglicht werden. Bestandsanlagen sollten die Voraussetzung für 20 % flexible Fahrweise vorweisen. Die Flexibilitätsprämie 52 EEG 2014 soll außerhalb der Ausschreibung die tatsächliche flexible Fahrweise in jeder Form anreizen. Alle Grenzen hinsichtlich technischer Gegebenheiten im EEG 2014 ab 100 kw installierter Leistung bleiben bestehen.