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1 Zusammenfassende BewertungAm 4. März 2014 hat das Bundeswirtschaftsministerium die Verbändekonsultation zum Entwurfeines Gesetzes zur grundlegenden Reform des EEG und zur Änderung weiterer Vorschriftendes Energiewirtschaftsrechts eröffnet 1 . Das künftige EEG gewinnt damit zunehmendan Kontur. Es lässt eine klare Richtung erkennen, in die sich die Förderung der ErneuerbarenEnergien entwickelt. Während im Hinblick auf die Markt- und Systemintegration der Kursstimmt, besteht aus Sicht des BDEW noch Nachbesserungsbedarf im Hinblick auf den Vertrauensschutzund bei den energieträgerspezifischen Regelungen.Ausdrücklich positiv bewertet der BDEW die konsequente Umsetzung der bei der Kabinettsklausuram 22. Januar 2014 in Meseberg beschlossenen Eckpunkte in Bezug auf die MarktundSystemintegration der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Dazu zählen insbesonderedie in dem Gesetzentwurf vorgesehene Verpflichtung zur Direktvermarktung für neueErneuerbare-Energien-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 500 Kilowatt(kW) und die geplante wettbewerbliche Ermittlung der Förderhöhe ab 2017. Beides sind zentraleElemente der BDEW-Vorschläge für eine grundlegende Reform des EEG. Der BDEWhatte sich für die Verpflichtung zur Direktvermarktung ausgesprochen, weil eine stärkere Ausrichtungan den Markt- und Systemerfordernissen den Wert des aus Erneuerbare-Energien-Anlagen erzeugten Stroms erhöht und eine neue Grundlage für einen systemverträglichenund politisch sowie gesellschaftlich gewollten Ausbau der Erneuerbaren Energien schafft. DerGrad der wettbewerblichen Ausrichtung ist daher aus Sicht des BDEW eine der ganz zentralenFragen im Hinblick auf ein langfristiges Modell zur Förderung Erneuerbarer Energien.Ganz besonders ist daher zu begrüßen, dass der Referentenentwurf mutig und mit Augenmaßüber die im Koalitionsvertrag zunächst sehr zaghaft formulierten ersten Ideen zur Einführungeiner verpflichtenden Direktvermarktung hinausgeht. Aus Sicht des BDEW wäre jedochauch eine niedrigere De-Minimis-Schwelle zu Beginn der verpflichtenden Direktvermarktungwirtschaftlich zumutbar und würde aufgrund der erheblichen installierten Kapazitätenzwischen 100 und 500 kW energiewirtschaftlich sinnvoll sein.Auch die im Gesetzentwurf vorgesehene Umsetzung des Kabinettsbeschlusses zur wettbewerblichenErmittlung der Förderhöhe ab 2017 ist positiv zu werten. Mit Blick auf die Fördereffizienzgewährleistet das Auktionsverfahren bei entsprechender Ausgestaltung einengrößtmöglichen Wettbewerb zwischen den Bietern. Es kann davon ausgegangen werden,dass Auktionsverfahren grundsätzlich geeignet sind, neben der Mengensteuerung auch einehohe Kosteneffizienz bei der Förderung der Erneuerbaren Energien zu erreichen. Aber Auktionenbergen auch Risiken. Die Einführung eines Auktionsmodells sollte erst dann erfolgen,wenn ein leistungsfähiges Auktionsdesign vorliegt, das die Kosteneffizienz der Energiewendesteigert, die Akteursvielfalt bewahrt und das Erreichen der Erneuerbare-Energien-Ausbauziele gewährleistet.Der BDEW begrüßt daher das geplante Pilotprojekt zur wettbewerblichen Ermittlung der Förderhöhebei solaren Freiflächenkraftwerken, da ein solches Ausschreibungsprojekt aus Sicht1 Redaktionelle Hinweise werden den Ministerien separat übermittelt und sind nicht Gegenstand dieser Stellungnahme.Seite 7 von 84

Vor diesem Hintergrund ist es jedoch erforderlich, auf die volkswirtschaftlichen Nachteile einigerenergieträgerspezifischer Regelungen im Gesetzentwurf hinzuweisen. Hier ist zum einendas Referenzertragsmodell für den Ausbau der Windkraftanlagen an Land zu nennen. Zwarfindet sich die angekündigte Weiterentwicklung des zweistufigen Referenzertragsmodells zurStandortdifferenzierung ebenfalls im Gesetzentwurf wieder. Allerdings gibt es hier Abweichungenvon den durch die Bundesregierung beschlossenen "Eckpunkten". So erfolgt dieVerlängerung der Anfangsvergütung entgegen den Regelungen in den "Eckpunkten" nichtlinear zum Referenzertrag, sondern berücksichtigt nur bei ertragsschwächeren Standortendie hier überproportional höheren Stromgestehungskosten. Das ist zwar grundsätzlich sachgerecht.Aus Sicht des BDEW ist jedoch anzumerken, dass die in dieser Form vorgenommeneVeränderung zur unverhältnismäßigen Vergütungsreduktion für Strom aus Windkraftanlagenan Standorten mit mittlerer bis hoher Standortgüte führt. Daraus entsteht der Anreiz, eherertragsschwache Standorte zu erschließen. Das ist volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. Um diebewährte Standortdifferenzierung, wonach Standorte mit höheren Windgeschwindigkeitenattraktiver als solche mit niedrigeren Windgeschwindigkeiten gestellt werden, nicht über Gebührzu schwächen, empfiehlt der BDEW daher eine deutliche Abmilderung der im Gesetzentwurfvorgeschlagenen Absenkung für Anlagen mit mittlerer bis guter Standortgüte.Diskussionsbedarf besteht darüber hinaus im Hinblick auf die Förderung der energetischenNutzung von Biomasse. Bezüglich Strom aus Biogas bzw. Bio-Erdgas sieht der Referentenentwurfeine erhebliche Reduzierung der Vergütungssätze vor. Die Vergütung und Degressionerfolgt in einem Maß, das einen Ausbau von Bio-Erdgas-Anlagen kaum mehr zulässt. DiesePunkte gehen auch über den Koalitionsvertrag hinaus. Insbesondere sind durch den Wegfallder entsprechenden Boni Anlagen betroffen, die nachwachsende Rohstoffe (Energiepflanzen)und landwirtschaftliche Reststoffe einsetzen.Die vorgesehene Neudefinition des Inbetriebnahmebegriffes soll außerdem dazu führen, dassBlockheizkraftwerke, die nach Auslaufen der Kraft-Wärme-Kopplungs-Förderung auf Bio-Erdgas umstellen, als Neu-Anlagen gewertet und dann nach dem neuen EEG vergütet werden.Mit dieser Regelung werden Biogasmengen aus bestehenden Biogas-Einspeiseanlagenentwertet und der Vertrauensschutz aufgehoben.Durch die Streichung des Gasaufbereitungsbonus in Verbindung mit der o. g. Vergütungskürzungund die damit verbundene Abschaffung der Förderung der Biomethaneinspeisung sinddarüber hinaus künftige Bio-Erdgas-Anlagen betroffen. Vor dem Hintergrund der politischenZielformulierung im Zuge des Integrierten Energie- und Klimaprogramms (IEKP) - der Einspeisungvon 6 bzw. 10 Mrd. m³ Bio-Erdgas ins Erdgasnetz bis 2020 bzw. 2030 – wirken sichdie aktuell vorgesehenen Regelungen stark gegenläufig aus. Die oben dargestellte Änderungdes Inbetriebnahmebegriffes wird nicht nur zu einem Ausbaustopp für Bioerdgas führen, sondernsogar zu einem Rückbau bestehender Bioerdgasanlagen, die unter den Bedingungendes EEG 2014 nicht mehr wirtschaftlich zu betreiben sind. Angesichts des Flexibilisierungspotentialsvon Biogas und der im Referentenentwurf dokumentierten positiven Regelungenzur Marktintegration ist aus Sicht des BDEW jedoch zu begrüßen, dass mit dem vorliegendenGesetzentwurf die bilanzielle Teilbarkeit von Biomethan nach den eingesetzten Substratvergütungsklassen- eine dringende Voraussetzung für die Handelbarkeit von entsprechendenProdukten - endlich zugelassen wird.Seite 10 von 84

esteht, dass etliche Bestandsanlagen mangels anlagenscharfer Möglichkeit der Direktvermarktungzurück in die Einspeisevergütung wechseln (weitere Hinweise: 4.10.1).Auch die Streichung des sogenannten PV-Marktintegrationsmodells wird ausdrücklich begrüßt.Der BDEW hatte bereits bei der Einführung des Modells intensiv und eindringlich aufseine und die damit verbundenen Nebeneffekte hinsichtlich des angereizten Selbstverbrauchsvon Strom hingewiesen. Angesichts des Abwicklungsaufwands für PV-Anlagenbetreiber und Netzbetreiber sowie des nicht vorhandenen energiewirtschaftlichenoder volkswirtschaftlichen Mehrwerts des PV-Marktintegrationsmodells empfiehlt der BDEWdie Streichung auch für Bestandsanlagen. Eine Streichung für die Zukunft wäre nach Ansichtdes BDEW insofern unproblematisch, weil Anlagenbetreiber durch das sogenannte PV-Marktintegrationsmodell keine wirtschaftlichen Vorteile erlangen. Eine Berechnung der voneiner Streichung ausgehenden Auswirkungen findet sich unter 2.5.4.3.Daneben sind weitere - für die Abwicklung relevante - Aspekte zu beachten:2.1.1.1 Nutzung einer gemeinsamen MesseinrichtungDer BDEW regt an, zu überprüfen, ob und welche Vermarktungsmöglichkeiten für mehrereAnlagen, die über eine gemeinsame Messeinrichtung abgerechnet werden, bestehen. Insbesonderekönnte beispielsweise bei einem Windpark mit mehreren Anlagenbetreibern eineseparate Direktvermarktung (mit unterschiedlichen Bilanzkreisen) wirtschaftlich erforderlichsein. Hier wäre beispielsweise eine prozentuale Aufteilung nach Referenzerträgen und Bildungvon entsprechenden Einspeisestellen (virtuelle Zählpunkte) durch die Anlagenbetreibermöglich. BDEW geht davon aus, dass der vorliegende Entwurf einem solchen Verfahren, dasin neuen Marktprozessen ausgestaltet werden würde, nicht entgegensteht, sondern nur dieanteilige Vermarktung in verschiedenen Veräußerungsformen verhindert werden soll.2.1.1.2 Ausgestaltung der AusfallvermarktungIm Rahmen der "Ausfallvermarktung", die für den Fall einer Zahlungsunfähigkeit desDirektvermarkters vorgesehen ist, müssen die EEG-Vorgaben mit denen der Strom-Netzzugangsverordnung und mit Marktregeln für die Durchführung der BilanzkreisabrechnungStrom (MaBiS) synchronisiert werden. Strommengen, die bereits in Direktvermarkter-Bilanzkreise eingebucht, aber dort nicht abgerufen worden sind, weil der Direktvermarkterwirtschaftlich "ausfällt", können nur unter bestimmten Umständen nachträglich in den Bilanzkreisdes "Ausfall-Direktvermarkters", der in Reserve steht, gebucht werden. Hier bestehenbereits beim gegenwärtigen EEG erhebliche Probleme. Insbesondere sollte eine Regelungmit der bestehenden BNetzA-Festlegung "Marktprozesse für Einspeisestellen (Strom)" kompatibelsein, sofern ein sofortiger Wechsel (mit Meldung des Anlagenbetreibers) vorgesehenist.Seite 13 von 84

2.1.1.3 Beginn der verpflichtenden Direktvermarktung n. Inbetriebnahme der AnlageBei Inbetriebnahme von Erneuerbare-Energien-Anlagen liegen meist weder Zählpunktbezeichnungnoch Anlagenschlüssel oder Konformitätsgutachten vor. Dies sind aber wesentlicheStammdaten für den Direktvermarkter. Zählpunktbezeichnung und Anlagenschlüsselwerden vom Netzbetreiber prozessbedingt nicht vor Inbetriebnahme der Anlage ausgestellt.Eine frühere Ausstellung ist schon deshalb nicht möglich, weil dem Netzbetreiber diese Datenerst mit dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme zur Verfügung stehen. Die für die Direktvermarktungvorgesehenen Anlagen sollten daher mit EEG-Vergütung in Betrieb genommen werdenund zwei Monate später in die Direktvermarktung wechseln, um die Frist zur Anmeldung indie Direktvermarktung einhalten zu können.Dies würde auch ein weiteres Problem lösen: Bei der verpflichtenden Direktvermarktung fürStrom aus Windenergie ab der ersten erzeugten Kilowattstunde sollte der Gesetzgeber folgendesProblem beachten. Eine Windenergieanlage erzeugt mit der ersten UmdrehungStrom, das heißt dass auch während der Inbetriebnahmephase die verpflichtende Direktvermarktunggreifen würde. In dieser Phase kann der Stromertrag jedoch nicht zuverlässig vorhergesagtwerden, da die Inbetriebnahme von ständigem An- und Abfahren geprägt ist, umdie Windenergieanlagen zu testen. Durch die vorgeschlagene verpflichtende Direktvermarktungab dem dritten Monat nach Inbetriebnahme wäre ausreichend Zeit gegeben, um eineAnlage vollständig zu testen und dann in den regulären Betrieb zu übergeben und direkt zuvermarkten. Durch die Direktvermarktung während der Inbetriebnahme erhält der Anlagenbetreibernicht die Möglichkeit einen Erlös zu erzielen, der der Einspeisevergütung entspricht.Vielmehr wird er zwangsweise Verluste erwirtschaften, da eine planbare Einspeisung nichtmöglich ist.2.1.1.4 Bildung des ReferenzmarktwertsSofern auch die fernsteuerbaren Parks zur Bildung des Referenzmarktwerts herangezogenwerden, führt dies dazu, dass der Referenzmarktwert im Extremfall ein nicht mehr zu übertreffenderDurchschnitt wird. Anlagenbetreiber würden also gegen eine schon optimierteFahrweise gemessen. Das bedeutet in der Praxis, dass Bestandsanlagen (vor EEG-Novelle2014) auch durch systemkonformes Einspeiseverhalten auf Dauer keine Zusatzgewinne ausDirektvermarktung gegenüber der EEG-Vergütung mehr machen könnten. Im Ergebnis würdendiese Bestandsanlagen zurück in die Einspeisevergütung wechseln. Der BDEW schlägtdaher vor, den Referenzmarktwert aus einer nicht-abgeregelten Fahrweise zu bilden, sodassder Anreiz zur bedarfsgerechteren Einspeisung im Rahmen des Marktprämienmodells bestehenbleibt.Gleichzeitig ist dabei sicherzustellen, dass die Qualität der Hochrechnung der Übertragungsnetzbetreibernicht beeinträchtigt wird. Die Einführung der zusätzlichen Nebenbedingung,dass die repräsentativen Anlagen ausschließlich aus dem Pool der Anlagen stammen müssen,die eine Vergütung nach § 16 EEG-RefE erhalten, führt zu unnötigen Einschränkungen(zum Beispiel keine Anlagen aus sonstiger Direktvermarktung) und kann zu einer Verminderungder Hochrechnungsqualität führen.Seite 14 von 84

Gelöst werden könnte dieser Konflikt, indem für die Hochrechnung der ÜNB keine technischenVorgaben gemacht werden, jedoch für die Bestimmung des Referenzmarktwerts aufeine Teilmenge der Hochrechnung zurückgegriffen wird, nämlich die nach § 16 EEG-RefEvergütungsfähigen Anlagen in einer nicht abgeregelten Fahrweise.2.1.1.5 FernsteuerbarkeitDer neue § 22b i. V. m. § 22a EEG-RefE regelt als Bedingung für die Inanspruchnahme derMarktprämie, dass die EEG-Anlage fernsteuerbar sein muss, während dies im EEG 2012lediglich Voraussetzung für die Inanspruchnahme einer erhöhten Managementprämie fürfernsteuerbare Anlagen war. Der Ansatzpunkt einer grundsätzlichen Steuerbarkeit von Erneuerbare-Energien-Anlagenist grundsätzlich energiewirtschaftlich sinnvoll und entsprichtauch den mittel- bis langfristigen technischen Voraussetzungen für die Gewährleistung derSystemstabilität. In der vorliegenden Textfassung würde jedoch ein Fehlanreiz für bestehendeEEG-Altanlagen entstehen, die bereits im Marktprämienmodell direktvermarkten, jedochnoch nicht im Sinne des § 22b steuerbar sind. Für diese Anlagen (insb. älteren Windenergieanlagen)gäbe es ab dem 1. August 2014 keinen Anspruch auf Zahlung der Marktprämie.Eine kurzfristige, flächendeckende, technische Nachrüstung der betroffenen EEG-Altanlagenist nicht realisierbar. Dies hätte zur Folge, dass viele bereits direkt vermarktende Anlagenwieder zurück zur fixen Einspeisevergütung der EEG wechseln müssen. Dies ist u. E. wederim Sinne des Gesetzgebers, noch der Direktvermarktungsunternehmen, denen ein Großteilder Vertragspartner abhandenkommt. Durch eine angemessene Übergangsfrist für die Pflichtzur Fernsteuerbarkeit von EEG-Bestandsanlagen können diese Anlagen in der Direktvermarktunggehalten werden. Dies gilt auch für die Anforderung, dass – vor Verfügbarkeit vonintelligenten Messsystemen im Sinne des EnWG – der Anlagenbetreiber neben dem Direktvermarktungsunternehmerbzw. Dritten die Anlage fernsteuern können soll.Schließlich dürfte auch aus volkswirtschaftlichen Erwägungen eine kurzfristige Umrüstung aufFernsteuerbarkeit / Onlineanbindung nicht sinnvoll sein. Denn wahrscheinlich ab 2015 dürfteder Einbau von intelligenten Messsystemen Pflicht werden. Die in diesem Sommer eingebauteSteuerung wäre dann durch intelligente Messsysteme zu ersetzen.Ebenso ist eine ausreichende Übergangsregelung für den Einbau von intelligenten Messsystemen,die den EnWG-Anforderungen entsprechen, vorzusehen. Denn da die Fernsteuerbarkeit(§ 22b EEG-Ref-E) aus energiewirtschaftlichen und technischen Gründen derzeit meistnicht am Messsystem ansetzt, wären tausende von Erneuerbare-Energien-Anlagen umzurüstenund neue Zähler bzw. intelligente Messsysteme einzubauen. Generell sind wie im EnWGauch aufgrund der Masse der umzurüstenden Anlagen für den Roll-Out von intelligentenMesssystemen ausreichende Übergangsfristen vorzusehen.Der BDEW weist darauf hin, dass das Verhältnis der Möglichkeit zur Fernsteuerung zwischenAnlagenbetreiber und Direktvermarktungsunternehmer einer - ggf. vertraglichen Regelung -bedarf, da nach der derzeitigen Fassung des § 22b EEG-RefE beide Akteure die Möglichkeitzur Fernsteuerung erhalten sollen. Sofern der Anlagenbetreiber selbst die DirektvermarktungSeite 15 von 84

durchführt, muss er die Möglichkeit zur Abrufung der Ist-Einspeisung und ferngesteuertenRegelung der Einspeiseleistung haben.Daneben bedarf es einer Klarstellung im Gesetzeswortlaut, welche Regelungen für Windparksgelten, von denen einige Anlagen vor dem 31.12.2014 und einige nach dem 1.1.2015in Betrieb genommen werden, die sich aber einen gemeinsamen Netzverknüpfungspunktteilen.2.1.2 AuktionDie im Gesetzentwurf vorgesehene Umsetzung des Kabinettsbeschlusses zur wettbewerblichenErmittlung der Förderhöhe ab 2017 ist positiv zu werten. Mit Blick auf die Fördereffizienzgewährleistet das Auktionsverfahren bei entsprechender Ausgestaltung einen größtmöglichenWettbewerb zwischen den Bietern. Es kann davon ausgegangen werden, dass Auktionsverfahrengrundsätzlich geeignet sind, neben der Mengensteuerung auch eine hohe Kosteneffizienzbei der Förderung der Erneuerbaren Energien zu erreichen.Das Ausschreibungsverfahren für Photovoltaik-Freiflächenanlagen muss schnellstmöglichumgesetzt werden. Nur so können bis 2017 Erfahrungen gesammelt werden, die in die Ausschreibungsmodellefür weitere Energieträger miteinfließen können.Aber Auktionen bergen auch Risiken. Die Einführung eines Auktionsmodells sollte erst dannerfolgen, wenn ein leistungsfähiges Auktionsdesign vorliegt, das die Kosteneffizienz derEnergiewende steigert, die Akteursvielfalt bewahrt und das Erreichen der Erneuerbare-Energien-Ausbauziele gewährleistet.Klar ist: Die Entwicklung eines solchen Auktionsdesigns ist keine leichte Aufgabe. Das belegtauch der große Regelungsumfang für die Verordnungsermächtigung zur Umsetzung einesAuktionsdesigns. An dieser Stelle wird deutlich, dass dem Verordnungsgeber möglichst alleGestaltungsoptionen offen bleiben sollen. Im Hinblick auf den Referentenentwurf ist daherausdrücklich positiv zu bewerten, dass dieser bei der Verordnungsermächtigung für die Implementierungeines Auktionsdesigns zur wettbewerblichen Ermittlung der Förderhöhe fürFreiflächenkraftwerke zunächst keine Einschränkungen vorsieht.Grundlagen für ein Auktionsmodell sind u. a. eine zwischen dem Bund und den Ländern koordinierteErneuerbare-Energien-Ausbauplanung und klare Kriterien, auf deren Basis ein Auktionsmodellzur wettbewerblichen Ermittlung der Förderhöhe erarbeitet werden kann. Ein ersterSchritt - nämlich die Weiterentwicklung der bisher für 2020 bzw. 2030 definierten Ausbauzieleund die Konkretisierung des Zubaukorridors - ist in den Eckpunkten bereits enthaltenund wurde im Referentenentwurf übernommen. Das ist aus Sicht des BDEW positiv zu bewerten,denn die vorgesehene Festlegung eines Zubaukorridors im EEG schafft Planungssicherheitund ist Voraussetzung für eine spätere wettbewerbliche Ermittlung der Förderhöhe,für die sich der BDEW im Rahmen seiner im September 2013 veröffentlichten „Vorschläge füreine grundlegende Reform des EEG“ eingesetzt hat.Ebenfalls grundsätzlich positiv zu bewerten ist der vorgesehene Ausschreibungsbericht, aufdessen Grundlage das Auktionsdesign für weitere Energieträger entworfen werden soll. Die-Seite 16 von 84

ser soll erstmals zum 30. Juni 2016 vorliegen. Auf dieser Basis ein Gesetzgebungsverfahrenanzustrengen, das spätestens ab 2017 Ausschreibungen für alle über das EEG gefördertenEnergieträger vorsieht, ist aus Sicht des BDEW sehr ambitioniert. Hier ist es notwendig, mitgroßer Sorgfalt vorzugehen.Die Übertragung der Ergebnisse für solare Freiflächenkraftwerke auf andere Technologienmuss dabei äußerst sorgfältig erfolgen, da es große Unterschiede hinsichtlich Technik, Planungszeiträumen,Genehmigungsrecht und Finanzierungsstrukturen gibt.Insbesondere für Wind Onshore sind spezifische Ausschreibungsaspekte zu entwickeln, daweder die Technologie, noch Projektentwicklung und Akteursstruktur mit solaren Freiflächenkraftwerkenvergleichbar sind. Ohne ein entsprechendes Pilot-Projekt ist der geplante Beginnvon Ausschreibungen im Jahr 2017 sehr schwierig bzw. erfolgskritisch. Deshalb spricht sichder BDEW dafür aus, bis 2017 ebenfalls ein Pilotprojekt von Auktionen von Wind Onshoredurchzuführen, d.h. die entsprechenden Regelungen in der EEG-Novelle (z.B. Verordnungsermächtigung)jeweils um Wind Onshore zu ergänzen. Ein solches Pilotprojekt könnte z. B.auf Standorte mit geringer Windhöffigkeit fokussiert werden, bei denen unter den Rahmenbedingungendes neuen EEG kein wirtschaftlicher Zubau zu erwarten ist, sodass keine bestehendenProjekte verdrängt werden. Die Kosten dieses Pilotprojekts könnten ex ante gedeckeltwerden, da bei einem Rollout ohne vorheriges Pilotprojekt Fehljustierungen im Ausschreibungsdesignzu befürchten sind, deren Kosten unter Umständen höher liegen.Erfahrungen mit Ausschreibungen für Erneuerbare Energien aus dem Ausland solltenmiteinbezogen werden.2.1.3 Systemintegration / Technische Anforderungen und NetzverknüpfungspunktDie im EEG-RefE getroffenen Anpassungen des § 5 zum Netzanschluss sind sehr positiv undwerden für die Praxis größere Rechtssicherheit bringen.Zu den technischen Vorgaben nach § 6 EEG besteht hingegen stellenweise noch Klarstellungsbedarf(siehe juristische Hinweise zu § 6 EEG-RefE in Kapitel 4.4).Zu hinterfragen ist etwa der Wegfall des Anwendungsbereichs der Systemdienstleistungsverordnungfür neue Windkraftanlagen, obwohl der BDEW gleichzeitig begrüßt, dass der Referentenentwurfdavon ausgeht, dass es sich beispielsweise bei den Regelungen der BDEW-Mittelspannungsrichtlinie und ihren Ergänzungen um anerkannte Regeln der Technik handelt.Allerdings findet die BDEW-Mittelspannungsrichtlinie nicht auf alle Anschlusssituationen Anwendung,sodass durch Streichung des § 6 Abs. 5 EEG 2012 in verschiedenen Konstellationenein rechtsfreier Raum entsteht. Eine flächendeckende Durchsetzung der Anforderungenallein über die Netzanschlussbedingungen ist im Lichte aktueller Gerichtsentscheidungenzumindest kritisch zu sehen. Aus Gründen der Rechtssicherheit hält es der BDEW für erforderlich,mindestens § 6 Abs. 5 EEG 2012 beizubehalten und die damit verbundenen Änderungender SDLWindV (Streichung Teil 2) ebenfalls nicht umzusetzen (s. konkrete Änderungsvorschlägeunter 4.4.5 und 4.5.2).Seite 17 von 84

Insgesamt sollte außerdem die Anpassung der Rechtsfolgen in § 6 EEG-RefE und eine Neufassungvon § 7 Abs. 2 EEG-RefE überdacht werden.2.2 VertrauensschutzDas Erreichen der Ausbauziele und die gleichzeitige Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheitsetzen eine hohe Investitionsbereitschaft voraus. Die notwendigen Investitionen inErzeugungsanlagen benötigen vor dem Hintergrund langer Abschreibungszeiten ein besondershohes Maß an Investitionssicherheit und damit letztlich Vertrauen in bestehende Regelungenund Gesetze. Daher hat sich der BDEW für einen Vertrauens- und Bestandsschutzbezüglich der im EEG gesetzlich festgeschriebenen Vergütungen für die in Betrieb genommenenEEG-Anlagen stark gemacht.Vor dem Hintergrund der 2013 zu dieser Frage geführten Diskussion hat der BDEW das eindeutigeBekenntnis der Bundesregierung zum Bestandsschutz im Rahmen des Kabinettsbeschlussesvon Meseberg klar begrüßt. Ungeachtet dessen wird dieser Vertrauens- und Bestandsschutznicht in dem vom BDEW erwarteten Umfang gewährt. Das gefährdet aus Sichtdes BDEW die für das Gelingen der Energiewende so dringend benötigte Investionsbereitschaftauch für die Zukunft. Verpflichtende nachträgliche Änderungen des Rechtsrahmens fürbestehende Anlagen bzw. auch für Anlagen, für die bereits eine Investitionsentscheidunggetroffen wurde, sind daher aus ordnungspolitischen Gründen zu vermeiden.Mit Blick auf den Vertrauensschutz sieht der BDEW Handlungsbedarf bei folgenden Regelungen:2.2.1 Allgemeine Übergangsregelungen in § 66 Abs. 3 EEG-Ref-EPositiv ist zu bewerten, dass in dem Gesetzentwurf ein Vertrauensschutz für bereits in ihrerPlanung weit fortgeschrittene Projekte vorgesehen ist. So sollen für Projekte, die vor dem23. Januar 2014 immissionsschutzrechtlich genehmigt worden sind und vor dem 1. Januar2015 in Betrieb genommen werden, noch die Regelungen des EEG 2012 zur Anwendungkommen, da sie auf dieser Berechnungsgrundlage geplant und finanziert worden sind. DieseRegelung entspricht damit den Eckpunkten des Kabinettsbeschlusses. Aus Sicht des BDEWist diese vorgesehene Übergangsregelung jedoch nicht ausreichend.Das Anliegen des Gesetzgebers, „so schnell wie möglich bestehende Kostensenkungspotenzialezu heben“ und „sogenannte Vorzieheffekte“ zu verhindern, ist aus Sicht des BDEW zwarnachvollziehbar jedoch überzeugt die vorgetragene Begründung, dass sich alle Wirtschaftsteilnehmeraufgrund der seit Februar 2013 andauernden Debatte auf eine baldige Reformeinstellen mussten, nicht. Eine Debatte kann nach Auffassung des BDEW von Anlagenbetreibernnicht als Stillhalteaufforderung verstanden werden. Nach Meinung des BDEW konntenInvestoren bei ihrer Planung sehr wohl davon ausgehen, dass die bestehenden gesetzlichenRegelungen noch bis zum Jahresende 2014 angewendet werden. Zwar sehen das auchder Kabinettsbeschluss und der vorliegende Gesetzentwurf vor, allerdings nur unter derSeite 18 von 84

Maßgabe, dass die imissionsschutzrechtliche Genehmigung vor dem 23. Januar 2013 erfolgtist. Dies ist vor dem Hintergrund der langwierigen und kostspieligen Planung von Erneuerbare-Energien-Projektenproblematisch. So müssen bereits vor Erhalt der imissionsschutzrechtlichenGenehmigung beispielsweise zwischen 100.000 und 200.000 Euro pro Windkraftanlagefür Gutachten und Projektplanung investiert werden. Im Bereich der Biomasse ist mitunteran Kraftwerksstandorten die entsprechende immissionsschutzrechtliche Genehmigungim Rahmen eines Änderungsgenehmigungsverfahrens zu erlangen, welches einen besonderenfachlichen und zeitlichen Umfang beansprucht. Daneben gilt es, lange Lieferzeiten vonüber einem Jahr für u. a. Turbinen eines Biomasseheizkraftwerks zu beachten, die jedocherst nach Erteilung der erforderlichen Genehmigung bestellt werden können.Sofern die immissionsschutzrechtliche Genehmigung überhaupt als Kriterium benötigt wird,sollte - insbesondere vor dem Hintergrund der Ankündigung im Koalitionsvertrag, „getätigteund in der Realisierung befindliche Investitionen“ zu schützen - darauf abgestellt werden,dass die Antragsunterlagen zum 23. Januar 2013 bereits eingereicht worden sein müssen.Angemessen wäre es, den Planungshorizonten genehmigungspflichtiger Anlagen gerecht zuwerden, indem – analog zu § 66 Abs. 6 EEG 2012 – für Projekte, die sich bereits in der Realisierungbefinden, technologiespezifische Übergangsfristen gewährt werden. Für Biomassevorhabensollte dies daran geknüpft werden, dass ökologisch sinnvolle Einsatzstoffe verwendetwerden (z. B. Waldresthölzer und Landschaftspflegehölzer) und sie im Hinblick auf dieUmsetzung der nationalen sowie europäischen Ziele zum Ausbau der KWK, der Fern-/Nahwärme von Bedeutung sind.2.2.2 Übergangsfrist: Atmender Deckel bei Wind und BioenergieVerschärft wird das bereits oben aufgeführte Thema der Übergangsfristen durch die Regelungenzum atmenden Deckel bei Wind und bei Biogas im Referentenentwurf. Während diedurch das Bundeskabinett in Meseberg beschlossenen Eckpunkte eine Übergangsfrist vonzwölf Monaten vorsehen („Der Zubau im Betrachtungszeitraum bestimmt die Höhe der Degressionder Anfangs- und Grundvergütung für Anlagen, die 12 Monate später in Betrieb genommen“),wird die Änderung durch den atmenden Deckel im Referentenentwurf bereits miteinem zeitlichen Vorlauf von fünf Monaten wirksam.Bereits die in den Eckpunkten enthaltene Übergangsfrist war aus Sicht des BDEW zu kurzbemessen angesichts der zuvor durch die Anlagenbetreiber zu treffende Investitionsentscheidung.Der BDEW rät daher eindringlich, diese Frist auf mindestens 18 Monate zu verlängern.2.2.3 GrünstromprivilegObwohl § 68 Abs. 2 des Referentenentwurfs angesichts des unterjährigen Inkrafttretens eineAnpassung der zu erbringenden Pflichten im Rahmen der Direktvermarktung über das Grünstromprivilegvorsieht, lässt die vorgesehene Übergangsregelung unberücksichtigt, dass dieSeite 19 von 84

Direktvermarkter im Vertrauen auf die gesetzliche Regelung vertragliche Pflichten auf Jahresbasiseingegangen sind. Aufgrund der entsprechenden gesetzlichen Vorlaufzeiten (einMonat zum Monatsersten) müssten die Lieferanten bereits Ende Juni ihre EEG-Anlagen abmelden– noch bevor das neue EEG rechtsgültig verabschiedet sein wird. Weiter sind dieVerträge sowohl zwischen Lieferant und Anlagenbetreiber als auch zwischen Endkunde undLieferant auf Jahresbasis abgeschlossen, sodass hier Rechtsstreitigkeiten und Zusatzkostenzu erwarten sind.Hinzu kommt, dass in den zugrunde liegenden Verträgen mit Letztverbrauchern nicht notwendigerweisePreisanpassungsklauseln enthalten sein müssen, die zum 1. August 2014eine Preisanpassung um die Mehrkosten durch die Teil-EEG-Umlage erlauben würden, weilder entsprechende Lieferant für das Jahr 2014 von einer Beibehaltung des Grünstromprivilegsausgegangen ist.Vor diesem Hintergrund empfiehlt der BDEW eindringlich, von einer unterjährigen Abschaffungdes Grünstromprivilegs abzusehen.2.2.4 Biogas2.2.4.1 Vertrauensschutz bei EffizienzsteigerungDer EEG-REFEntwurf (§ 67 Abs. 1 EEG-RefE) sieht vor, dass Altanlagen, die - z. B. aufgrundder Effizienzsteigerung – mehr Kilowattstunden erzeugen, für die zusätzlich eingespeistenKilowattstunden nur noch den Monatsmarktwert erhalten. Diese Regelung ist ein Eingriff inden Vertrauensschutz und behindert Effizienzsteigerungen.2.2.4.2 Vertrauensschutz beim LuftreinhaltebonusDie ersatzlose Streichung des Luftreinhaltebonus/Formaldehydbonus für Bestandsanlagen(§ 67 Abs. 2 Nr. 1 EEG-RefE) stellt ebenfalls eine klarer Eingriff in den Vertrauensschutz darund widerspricht damit den Vereinbarungen im Koalitionsvertrag.2.2.4.3 Vertrauensschutz für Bio-Erdgas-Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen im BestandBestehende BioErdgas-Einspeiseanlagen sind darauf angewiesen, auch zukünftig BHKW indem Förderrahmen zu beliefern, der einen wirtschaftlichen Betrieb der Bio-Erdgaserzeugungzulässt.Nachfolgend erfolgt eine Differenzierung zwischen neu in Betrieb genommenen BHKW aufder einen und von fossilem Erdgas umgestellten BHKW auf der anderen Seite. Als bestehendeBio-Erdgas-Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen sollen Anlagen gelten, die bereits imBetrieb sind, sowie Anlagen, die bis zum 1. August 2014 eine gültige Genehmigung oderNetzanschlusszusage nachweisen können.Seite 20 von 84

BHKW mit EinsatzstoffumstellungDas bisherige EEG ließ für bisher mit Erdgas betriebenen KWK-Anlagen, deren Förderungaus den KWK-G ausgelaufen ist, für die Restlaufzeit eine Förderung nach EEG zu. Das wareine Grundlage für die Investitionsentscheidung von KWK-Anlagenbetreibern. Die EEG 2004– 2012 sahen vor, dass KWK-Anlagen - die mit gasförmiger Biomasse betrieben werden -nach dem EEG gefördert werden, welches bei der Erstinbetriebnahme des Generators galt.Aus Gründen des Vertrauensschutzes sollte diese Regelung nach Auffassung des BDEWerhalten bleiben. Die Änderung des Inbetriebnahmebegriffs nach § 3 Nr. 17 Halbsatz 1 inVerbindung mit § 66 Abs. 2 EEG-RefE, d. h. Umstellung fossil betriebener BHKW auf Biomethanführt zu einer neuen Inbetriebnahme. Somit sind die Vergütungsregelungen des novelliertenEEG 2014 anzuwenden, die wiederum nicht ausreichen, die Kosten der Bio-Erdgas-Beschaffung zu decken. Im Ergebnis steht die vorgeschlagene Regelung damit der Umstellungfossil betriebener BHKW auf Bio-Erdgas und damit einem Kernziel der Energiewendeentgegen. Der BDEW schlägt deshalb eine entsprechende Anpassung in § 66 Abs. 2 EEG-RefE vor.Der BDEW versteht das Ziel des Gesetzgebers, Missbrauch durch Doppelförderung vermeidenzu wollen. In der Praxis hat sich jedoch gezeigt, dass klassische BHKW-Module (50 bis500 kW Klasse) im Betrieb keine zehn Jahre halten. Üblicherweise werden diese Modulenach 25-50.000 Betriebsstunden vollständig generalüberholt oder zum Teil vollständig erneuert.Nach zehn bis zwölf Jahren ist ein Austausch des BHKW Motors im Allgemeinen notwendig.Dabei handelt es sich im Regelfall um den „Gasmotor“, teils auch um die Generatoren.Die weiteren Komponenten eines BHKW und erst Recht einer gesamten Biogasanlage könnendurchaus längere Standzeiten erreichen. Somit besteht durch die aktuelle 20 jährige Förderung– auch im Zusammenwirken von KWK-G und EEG – keine Doppelförderung.Angesichts der oben genannten Lebensdauer ist ohnehin zu erwarten, dass die Förderungder BHKW-Umsteller in absehbarer Zeit endet.Neuinbetriebnahme von BHKWDer vorgesehene Inbetriebnahmebegriff reduziert die Absatzmöglichkeiten von bestehendenBio-Erdgas-Einspeiseanlagen, die im Vertrauen auf die gesetzliche Regelung des jeweilsgültigen EEG gebaut worden sind. In der Folge werden die Investitionen in die vorhandenenBio-Erdgas-Erzeugungsanlagen entwertet. Das betrifft unter anderen auch Fälle, in denen imVertrauen auf das EEG 2012 Bio-Erdgas-Einspeiseanlagen geplant und errichtet wordensind. In der Praxis erfolgt die Inbetriebnahme des Generators oft mit Zeitverzug zur Inbetriebnahmeder Bio-Erdgaserzeugungsanlage. Solchen Projekten würde durch eine Einstufungdes BHKWs unter das EEG 2014 die wirtschaftliche Grundlage entzogen.Gelöst werden kann das Problem, indem hier die Förderung nach dem EEG erfolgt, welchesbei der Erstinbetriebnahme der Bio-Erdgaserzeugungsanlage galt, mindestens jedoch nachEEG 2012.Seite 21 von 84

2.3 Selbstverbrauch von StromFür den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien muss die Akzeptanz der privaten, gewerblichenund industriellen Verbraucher sichergestellt werden, die in ganz entscheidendemMaße von den resultierenden Belastungen und deren Verteilung abhängt. Der BDEW teiltdaher die Auffassung der Bundesregierung, dass die energiewirtschaftlichen Ausnahmetatbestände- und dies betrifft nicht nur das EEG - transparent gemacht und überprüft werdenmüssen.Der BDEW hatte in der Vergangenheit immer wieder auf die Auswirkungen des steigendenSelbstverbrauchs hingewiesen. Der Verbrauch von selbst erzeugtem Strom - insbesondereaus fluktuierenden Erzeugungsquellen - belastet das Verteilnetz. Die stark schwankendeStromerzeugung aus PV-Anlagen im Zusammenwirken mit dem ebenfalls schwankendenEigenbedarf der Haushalte führt in nahezu jeder Stunde zur Inanspruchnahme derVerteilnetze, entweder weil Überproduktion abgeleitet oder der Bedarf bei fehlender Eigenerzeugungausgeglichen werden muss. Zudem ist grundsätzlich anzumerken, dass auchSelbstverbraucher auf die (Dienst-) Leistungen aus dem Netz zur Absicherung der Stromversorgungund zur Frequenzhaltung angewiesen sind.Über kurz oder lang entsteht hier ein sich selbst verstärkender Kreislauf, der über einen Anstiegder Strombezugskosten einen gesteigerten Anreiz für weiteren Selbstverbrauch setzt,der wiederum zu einer Minderung der umlagefähigen Letztverbrauchermenge und schließlichzu einem Anstieg der EEG-Umlage führt.Mit Blick auf den Selbstverbrauch (umgangssprachlich oft „Eigenverbrauch“) ist vor diesemHintergrund positiv anzumerken, dass sich die Bundesregierung mit den beschlossenen Eckpunktendieses Problems angenommen hat. Eine konkrete Regelung zum Umgang mit demSelbstverbrauch fehlt jedoch im vorliegenden Gesetzentwurf. Ungeachtet dessen ist ausSicht des BDEW darauf hinzuweisen, dass die in den Eckpunkten vorgesehene Belastungdes Selbstverbrauchs von Strom aus Bestandsanlagen keinen wirklichen Vertrauensschutzgewährt, da sie rückwirkend die Belastung für den Bestand erhöht, indem die Befreiung vonder EEG-Umlage beim Selbstverbrauch von Strom aus Bestandsanlagen auf die Höhe derEEG-Umlage von 2013 begrenzt wird.Daneben besteht im Hinblick auf die durch die Eckpunkte bekannt gewordenen Details nochDiskussionsbedarf. So bestehen u. a. Unterschiede im Hinblick auf die Wirkung des Selbstverbrauchvon Strom aus dargebotsabhängigen (Wind und Sonne) und steuerbaren, nichtdargebotsabhängigen Energieträgern (z.B. Erdgas). Zudem ist abzuwägen, wie mit Stromaus Nebenprodukten (z. B. Kuppelgase, Klärgase, Biogase aus anaeroben Abwasserreinigungsprozessenund Klärschlamm) umzugehen ist. Hier sollte die neue Regelung nicht dazuführen, dass etwa der wirtschaftliche Betrieb von Klärgasanlagen unmöglich wird und dasentstehende Klärgas abgefackelt werden müsste.Seite 22 von 84

Überwiegend kritisch wird die im Eckpunktepapier vorgesehene Bagatellgrenze im BDEWgesehen, da hiervon ausgerechnet die zunehmende Zahl der fluktuierenden und meist nichtsteuerbaren PV-Erzeugungsanlagen von den neuen Regelungen ausgenommen wird.Ungeachtet dieser offenen Fragen setzt sich der BDEW für die Gleichstellung von Anlagenein, die im Contracting oder im Selbstverbrauch betrieben werden, da die Eigentümerschafteiner Erzeugungsanlage schon aus ordnungspolitischen Gründen kein Kriterium für eine Differenzierungdarstellen kann.Klar ist zudem, dass die Diskussion zum Selbstverbrauch nicht beim EEG enden kann. DerBDEW setzt sich dafür ein, alle Ausnahmetatbestände, die zur Befreiung oder Reduzierungvon Strompreisbestandteilen führen, transparent zu machen und auf den Prüfstand zu stellen.Wichtig ist, dass zügig ein verlässlicher gesetzlicher Rahmen geschaffen wird, der technischeund ökologische Besonderheiten berücksichtigt, Mitnahmeeffekte und Marktverzerrungenvermeidet und gleichzeitig dem Vertrauensschutz Rechnung trägt.Abseits der Diskussion zur konkreten Ausgestaltung einer Umlagepflicht für den Selbstverbrauchist dabei die Umstellung der netzbetreiberseitigen Systeme zu beachten. Voraussetzungfür die Umsetzung neuer Regelungen zum Selbstverbrauch ist die Verfügbarkeit derentsprechenden Messtechnik. So ist die Erfassung des Eigenverbrauchs an das Vorhandenseinentsprechender Messeinrichtungen beim Anlagenbetreiber gekoppelt, was aktuell beikleineren Anlagen nicht flächendeckend gegeben ist. Im Gegensatz zu dem regulären Prozessder Umlageerhebung durch die ÜNB bei den EVU sind die zahlreichen Eigenverbraucherden ÜNB nicht bekannt, sodass hier alternative Wege der Umlageerhebung zu implementierensind. Eine Umsetzung der Selbstverbrauchsregelungen sollte daher an die Einführungdes bundesweit einheitlichen Verfahrens zur automatisierten Meldung des Selbstverbrauchsgekoppelt werden.Gemäß dem aktuell geltenden EEG ist der eigenerzeugte Selbstverbrauch außerdem nurdann von der EEG-Umlage befreit, wenn der Verbrauch durch eigene Erzeugung auf ¼-h-Ebene gedeckt ist (Zeitgleichheit). Das Kriterium der Zeitgleichheit sollte im Rahmen der Regelungzur Umlagepflicht des eigenerzeugten Selbstverbrauchs im Gesetz klarstellend verankertwerden.2.4 AnlagenregisterDer BDEW begrüßt das Bestreben, ein Anlagenregister für Stammdaten von Erneuerbare-Energien-Erzeugungsanlagen einzuführen, regt jedoch an, dieses Register grundsätzlich aufalle Erzeugungsanlagen auszuweiten, für die die Notwendigkeit einer zentralen Erfassungbesteht. Damit könnten grundlegende Daten für viele energiewirtschaftliche und energiepolitischeEntscheidungsprozesse bereitgestellt werden und die Konsistenz und Vereinheitlichungheute schon bestehender Meldepflichten erreicht werden. Eine Erfassung von Bewegungsdatenist dagegen nicht zielführend.Zusammen mit dem Anlagenregister muss eine Verpflichtung zur zeitnahen Meldung allerrelevanten Daten an den Verwalter des Anlagenregisters eingeführt werden. Darüber hinausSeite 23 von 84

ist ein Zugriff für die ÜNB und VNB für die mittel- oder unmittelbar an ihr Netz angeschlossenenAnlagen einzurichten und eine Abstimmung der Schnittstellen und der zu erfassendenDaten ist zwingend erforderlich. Bestandsanlagen sollten möglichst sofort in das Anlagenregisterintegriert werden. Wenn dies nicht automatisiert geschehen kann, sind hierfür entsprechendeÜbergangsfristen mit passenden Datenformaten und Meldefristen der Anlagenbetreibervorzusehen, wie dies bereits im Entwurf der Anlagenregisterverordnung angelegt ist.Ebenso sollte gewährleistet werden, dass Dritte, die die Daten für statistische Auswertungennutzen, weiterhin Zugriff auf anlagenscharfe Daten im bisherigen Umfang haben. Der bisherigeUmfang umfasst dabei mindestens die von den ÜNB jährlich veröffentlichten Daten.Zur Einführung des Anlagenregisters und die dazugehörige Anlagenregisterverordnung wirdseitens des BDEW eine weitere Stellungnahme erstellt.Außerdem regt der BDEW an zu prüfen, dass die Bundesnetzagentur als Betreiber des Anlagenregistersauch die rechtsverbindliche Einstufung der Anlage in die Vergütungskategoriennach dem EEG 2014 vornimmt.2.5 Technologiespezifische Regelungen2.5.1 Windenergie auf See2.5.1.1 DegressionDie Verlängerung des Stauchungsmodells ist zunächst ausdrücklich zu begrüßen. Die geplanteAbsenkung der Vergütung im Stauchungsmodell um jeweils einen Cent/kWh in 2018und 2019 sowie im Basismodell widerspricht jedoch dem Verhandlungsergebnis zum Koalitionsvertrag,bei denen die Beteiligten eine Verlängerung des Stauchungs- und des Basismodellsbis 2019 ohne Änderung weiterer Konditionen vereinbart haben. Zwei besondere Gründesprechen gegen eine Degression vor 2020: erstens die anfänglichen Verzögerungen beimNetzausbau sowie die Klärung von Haftungsfragen und zweitens die Umsetzung des Systemwechselsbei der Anbindung von Offshore-Windparks. Auch vor dem Hintergrund, dassvon der Zielmenge von 6,5 GW bis 2020 bereits seit 2012 ca. 5,9 GW über eine unbedingteNetzanschlusszusage verfügen und diese, um eine solche zu erhalten, verbindliche Lieferverträgefür die Hauptkomponenten abschließen mussten, sind für diese Projekte Kostensenkungenbis zur Realisierung kaum mehr möglich. Im Gesamtergebnis erfolgt der erwarteteAusbau von Windkraftanlagen auf See verspätet - ebenso wie die damit verbundenen Kostensenkungseffekte.Darüber hinaus ist anzumerken, dass die Verlängerung des Stauchungsmodells aufgrund dernun laufenden EEG-Novelle und der Änderung des § 17d EnWG-RefE sowie die daran anschließendenAnpassungen im Offshore-Netzentwicklungsplan und einem zu erwartendenneuen Festlegungsverfahren durch die BNetzA nur zu einem kleineren Teil zum Tragenkommt.Ungeachtet der Förderungshöhe plädiert der BDEW weiterhin für die Festschreibung desVergütungssatzes im Zeitpunkt der Kapazitätszuweisung. Dadurch wird die Investitionssi-Seite 24 von 84

cherheit deutlich gesteigert. Denn im Gegensatz zu anderen Erneuerbaren-Technologienliegen bei der Offshore-Windenergie in der Regel etwa 36 Monate zwischen der Investitionsentscheidungund der die EEG-Förderung auslösenden Inbetriebnahme der Anlage.2.5.1.2 Ausbaudeckel und KapazitätszuweisungIn § 1b EEG-RefE ist im Hinblick auf den Ausbaupfad der Windenergieanlagen auf See einerseitsvon dem Ziel einer Steigerung der installierten Leistung aller Windenergieanlagenauf See auf insgesamt 6,5 GW bis 2020 und 15 GW bis 2030 die Rede. In § 17d EnWG-RefEwird der Ausbaupfad von 6,5 GW jedoch als fester Deckel bzw. als „unter Berücksichtigungsämtlicher bestehende[r] unbedingte[r] Netzanbindungszusagen höchstens zuweisbare Anschlusskapazität“formuliert. Um eine installierte Leistung aller Windenergieanlagen auf Seevon 6,5 GW zu erreichen, ist es aber notwendig, dass die BNetzA unter Umständen eine geringfügighöhere Anbindungskapazität als 6,5 GW zuweisen kann. Zum Anderen sind bereitsunbedingte Netzanschlusszusagen im Gesamtvolumen von 5,9 GW (nach altem Anbindungsregime)vergeben worden. Ein Deckel bei 6,5 GW in Verbindung mit einer Bevorzugung jenerProjekte mit unbedingter Netzanschlusszusage hätte zur Folge, dass lediglich 600 MW imRahmen des neuen Anbindungsregimes, demnach mit bedingter Netzanschlusszusage, gebautwürden; dies entspräche maximal zwei Windparks.Zudem birgt ein striktes Festhalten an solch einem Deckel ohne die Möglichkeit einer geringfügigenAbweichung nach oben aufgrund des langen Planungshorizontes für viele Anlagenbetreiberdas unbeherrschbare Risiko Projektentwicklungskosten in mehrstelliger Millionenhöheohne Sicherheit einer Kapazitätszuweisung aufwenden zu müssen. Diese Unsicherheitkönnte zu einem Ausbaustopp führen und die Realisierung erwarteter Kostensenkungspotenziale,die im Wesentlichen mit der Ausbaumenge korrelieren, sowie technische Weiterentwicklungenerheblich einschränken.Es stellt sich zudem die Frage nach dem Umgang mit jenen Offshore-Windpark-Projekten,die im Vertrauen auf den Offshore-Netzentwicklungsplan 2013 von einer Inbetriebnahme bis2020 ausgegangen sind (so z. B. in der Ostsee: „Arkona Becken Südost“ mit 400 MW und„Wikinger“ mit 400 MW; in der Nordsee: „EnBW Hohe See“ mit 492 MW) aber aufgrund derDeckelung aus dem Rahmen fallen könnten. Die Ankündigung im Koalitionsvertrag, „getätigteund in der Realisierung befindliche Investitionen“ zu schützen, sollte nach Auffassung desBDEW hierbei nicht ohne Konsequenzen bleiben. Deshalb sollte im Sinne der betroffenenOffshore-Windparks, welche bereits in signifikantem Maße investiert haben und über dieerforderlichen Genehmigungen verfügen, frühzeitig die notwendige Klarheit verschafft werdenum die notwendigen Abschlüsse der – eigentlich anstehenden - verbindlichen Lieferverträgezu ermöglichen. Dafür muss die entsprechende Kapazität unbeschadet anderer Regelungenkurzfristig zugewiesen werden können statt erst nach in Krafttreten des novelliertenEEG/EnWG und seiner Umsetzungsbestimmungen.Ein Deckel stellt nach Meinung des BDEW demnach kein sinnvolles Instrument zur Kostenkontrolledar. Solch eine Mengenbegrenzung ist zudem nicht erforderlich, da mit dem Offshore-Netzentwicklungsplanbereits ein Instrument eingeführt worden ist, mit dem der AusbauSeite 25 von 84

koordiniert und verstetigt wird. Um die mit dem Offshore-Netzentwicklungsplan angestrebteSynchronisation des Ausbaus der Offshore-Windenergienutzung mit dem Ausbau der Netzanbindungnicht zu behindern und erwartete Kostensenkungspotentiale heben zu können,sollte der Ausbaupfad nicht als strikter Deckel festgeschrieben sein. Unabhängig davon wärees nur plausibel die Ausbaumenge von 6,5 GW auf den Zeitpunkt 31. Dezember 2019 – nämlichzeitgleich mit dem Ende der Verlängerung des Stauchungsmodells – zu beziehen undnicht erst auf den 31. Dezember 2020.2.5.1.3 Ausbaupfad nach 2020Auch im Zusammenhang mit dem Ausbaupfad bis zum Jahr 2030 möchte der BDEW betonen,dass eine gesetzliche Festschreibung eines Deckels im Bereich der Windenergieerzeugungauf See unnötig und kontraproduktiv ist. Mit dem Offshore-Netzentwicklungsplan hat derGesetzgeber bereits ein Werkzeug zur Hand, mit dem er – jahresscharf – auf Änderungender Kapazitätsanforderungen reagieren kann.Darüber hinaus ist die sich ab dem 1. Januar 2021 jährlich erhöhende Anschlusskapazität um800 MW rechnerisch nicht nachvollziehbar. Nach Abzug der 6,5 GW bleiben von 15 GW bis2030 8,5 GW übrig, verteilt auf zehn Jahre ergibt sich eine durchschnittliche jährliche Anbindungskapazitätvon 850 MW. Der BDEW bittet diese Unstimmigkeit entsprechend zu korrigieren.Ungeachtet dessen versteht der BDEW die Formulierung „…erhöht sich die Menge dernach Satz 2 zuweisbaren Anschlusskapazität jährlich um 800 Megawatt“ so, dass jene Anschlusskapazitätvon den 800 MW, die in einem Jahr nicht zugewiesen wird, ins nächste Jahrübertragen werden kann. Dies begrüßt der BDEW ausdrücklich.Ferner ist zu beachten, dass es sich bei der Sammelanbindung in der Nordsee um standardisierte900 MW-Leitungen handelt. Eine sich jährlich um (insgesamt) nur 800 MW erhöhendezuweisbare Anschlusskapazität steht damit nicht im Einklang und wirft auch die Frage auf, obdie Anschlusskapazität für die Ostsee darin bereits enthalten ist.2.5.1.4 Versteigerung bei der KapazitätszuweisungBei einem Kapazitätsnachfrageüberhang sieht der Gesetzgeber insbesondere ein Versteigerungsverfahrenals Zuweisungsmechanismus vor. Der BDEW begrüßt grundsätzlich denwettbewerblichen Charakter eines solchen Ansatzes. In Anbetracht der mit dem Referentenentwurfgeplanten Begrenzung der insgesamt zuweisbaren Anbindungskapazität ist ein solcherAnsatz jedoch nicht sinnvoll. Denn eine Begrenzung der insgesamt zuweisbaren Anbindungskapazitäthat zur Folge, dass der Wettbewerb zwischen mehreren anbindungsinteressiertenOffshore-Windpark (OWP) um eine insgesamt niedrigere verfügbare Anbindungskapazitätsich nicht mehr nur auf ein Cluster beschränkt, sondern Cluster-übergreifend um diebegrenzte zuweisbare Anbindungskapazität konkurriert wird. Angesichts dieses neuen Umstandesist es daher nur sinnvoll, dass die knappe Anbindungskapazität jenen OWP zugewiesenwird, die am schnellsten einspeisen können, das heißt, deren Park sowie die dazugehörigeKonverter-plattform am schnellsten realisiert wird und nicht jene OWP, die losgelöstSeite 26 von 84

von ihrem möglichen Einspeisungszeitpunkt die höchste Summe bieten. In jedem Fall mussberücksichtigt werden, dass verbindliche Verträge über die Windenergieanlagen erst nachKapazitätszuweisung vorgelegt werden können. Vor diesem Meilenstein wäre statt der Vorlageeines verbindlichen Liefervertrags über die Windenergieanlagen die Vorlage eines „Vor“-Vertrags bzw. eine unterzeichnete Absichtserklärung (sog. Letter of Intent) möglich, die sicherstellt,dass der OWP Zugriff auf die Herstellungszeitfenster der Windenergieanlagen hatund weder er noch der zuliefernde Hersteller sich ohne Weiteres (d.h. ohne spürbare ökonomischeKonsequenzen) von dieser Vereinbarung lösen können. Der BDEW geht davon aus,dass konkretisierende Bestimmungen zur Kapazitätszuweisung nach Vorliegen des neuenEEG in einem Festlegungsverfahren der BNetzA erarbeitet werden. Um die erwarteten Verzögerungenaufgrund der Gesetzesänderungen nicht unnötig in die Länge zu ziehen, sollte –so weit wie möglich – auf die Konsultationsergebnisse des nach dem aktuellen § 17d EnWGbegonnenen Festlegungsverfahren aufgebaut werden.2.5.1.5 Widerruf der KapazitätszuweisungBei § 17d Abs. 6 Satz 3 EnWG-RefE stellt sich generell die Frage, ob – in Anbetracht der biszu diesem Zeitpunkt getätigten Investitionen seitens des Anlagenbetreibers – eine Verschärfungdes bisherigen Widerrufvorbehaltes in eine Widerrufpflicht der Kapazitätszuweisungnotwendig ist. Die dahinter liegende Absicht, das Blockieren knapper Anbindungskapazitätendurch selbstverschuldete Verzögerungen eines OWP durch drohenden Entzug zu verhindern,ist begrüßenswert. Andererseits würde solchen OWP-Projekten, die aufgrund externer Umständebzw. höherer Gewalt entsprechende Fristen (wohlmöglich auch nur geringfügig) überschreitenin der Regel kein Ermessensspielraum eingeräumt. Ein verwaltungsseitiger Automatismusist hierbei weder effizient noch sachgerecht. An dieser Stelle plädiert der BDEWdaher zu einer „kann“-Regelung. So soll laut Referentenentwurf auch eine Widerrufpflicht fürden Fall gelten, dass der Anlagenbetreiber nicht spätestens 12 Monate vor dem verbindlichenFertigstellungstermin mit der Errichtung der Windenergieanlage auf See begonnen hat. Hierbesteht Klarstellungsbedarf, was mit der „Errichtung der Windenergieanlage auf See“ konkretgemeint ist. Problematisch hierbei wäre, wenn darunter die tatsächliche Installation der Windenergieanlagegemeint ist. Dies ist vor dem Hintergrund erwarteter Lernkurven in der Installationsphase,d.h. immer kürzeren Bauzeiten, kritisch zu bewerten. Denn der Anlagenbetreiberwürde durch diese Vorgabe gezwungen, zu früh mit der Installation zu beginnen. Die installiertenaber durch den noch nicht vorhandenen Netzanschluss noch nicht einspeisefähigenWindenergieanlagen müssten teuer notstromversorgt werden und können wegen der Wartezeit(bis zur tatsächlichen Inbetriebnahme) Schaden nehmen. Der BDEW schlägt daher vor,dass statt „Errichtung der Windenergieanlage auf See“ hierbei der „Beginn der offshore-Bautätigkeiten“ maßgeblich ist. Dieser liegt vor, wenn das Bundesamt für Seeschifffahrt undHydrographie die Genehmigung zur Einrichtung der offshore-Baustelle in den „Nachrichtenfür Seefahrer“ veröffentlicht.Seite 27 von 84

2.5.1.6 Übergangsregelung in § 118 EnWG-RefE bei nicht vorliegendem verbindlichenFertigstellungsterminDie Übergangsregelung in § 118 EnWG-RefE sieht vor, dass Projekte mit unbedingter Netzanbindungszusage,die nach Inkrafttreten dieser Regelung innerhalb von sechs Monaten denNachweis über eine bestehende Finanzierung erbringen, die innerhalb von 18 Monaten mitder Errichtung der Windenergieanlage auf See begonnen haben und die innerhalb von vierJahren die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See hergestellt haben,von der Regelung in § 17d Abs. 6 Satz 3 EnWG-RefE (Entzug der Anbindungskapazitätenbei Nicht-Einhalten der dort genannten Fristen) ausgenommen sind. Die mit § 118 Abs.13 EnWG-RefE beabsichtigte Beschleunigung der Projektrealisierungen ist grundsätzlich zubegrüßen, obwohl eine sechsmonatige Frist zur Aufstellung und Verhandlung eines Finanzierungsplans,insbesondere für Projektfinanzierungen, unter Umständen zu knapp angesetztsein könnte. Ungeachtet dessen blieben von dieser Regelung jene Projekte mit unbedingterNetzanbindungszusage unberührt, die über keinen verbindlichen Fertigstellungstermin verfügen(siehe „Albatros 1“ und „Deutsche Bucht“), denn wesentliche Voraussetzung dieser Regelungist das Vorliegen eines verbindlichen Fertigstellungstermins. Ohne solch einen Terminbesteht Unsicherheit darüber, ob die Regelung in § 17d Abs. 6 Satz 5 EnWG-RefE sowie dieFristen in § 17d Abs. 6 Satz 3 EnWG-RefE, auf die sich § 118 EnWG-RefE bezieht, überhauptgreifen. Der BDEW schlägt daher vor, dass der Gesetzgeber eine entsprechende Klarstellungin die Gesetzesbegründung aufnimmt, die die rechtliche Relevanz des § 118 EnWG-RefE auch für Projekte mit unbedingter Netzanbindungszusage aber ohne verbindlichenFertigstellungstermin herstellt.2.5.2 Windenergie an Land2.5.2.1 Das ReferenzertragsmodellIm Hinblick auf die Stromerzeugung aus Windkraftanlagen an Land ist aus Sicht des BDEWdie Weiterentwicklung des zweistufigen Referenzertragsmodells zur Standortdifferenzierungzunächst positiv hervorzuheben. Dies reduziert Mitnahmeeffekte. Gleichwohl muss beachtetwerden, dass Standortvorteile auch zu Vorteilen der Anlagenbetreiber führen sollten, weilansonsten Windkraftanlagen an ineffizienten Standorten angereizt würden.Auffällig ist, dass der vorliegende Gesetzentwurf im Hinblick auf das ReferenzertragsmodellWind von den Ankündigungen in den von der Bundesregierung beschlossenen Eckpunktenabweicht.So wird in den Eckpunkten ausgeführt, dass die Anfangsvergütung an Standorten mit einemErtrag von bis zu 77,5 Prozent des Referenzertrags 20 Jahre gewährt wird, während die Anfangsvergütungan Standorten mit einem Ertrag von 130 Prozent oder mehr des Referenzertragsnach 60 Monaten endet. Dies wird auch durch den Referentenentwurf umgesetzt. Währenddie von der Bundesregierung beschlossenen Eckpunkte allerdings eine lineare Entwicklungzwischen den Standortgüten ankündigen, sieht der Referentenentwurf eine gestufteSeite 28 von 84

Entwicklung vor, die der Gesetzesbegründung zu Folge den höheren Investitionskosten beiSchwachwindanlagen Rechnung trägt.Auch die durch WindGuard durchgeführte Studie „Kostensituation der Windenergie an Landin Deutschland“ (November 2013) deutet darauf hin, dass eine Abweichung von dem ursprünglichlinear vorgesehenen Verlauf sachgerecht sein könnte.Quelle: Deutsche WindGuard: „Kostensituation der Windenergie an Land“So erfolgt die Verlängerung der Anfangsvergütung entgegen den Regelungen in den "Eckpunkten"nicht linear zum Referenzertrag, sondern berücksichtigt bei ertragsschwächerenStandorten die hier höheren Stromgestehungskosten. Das ist grundsätzlich sachgerecht. AusSicht des BDEW ist jedoch anzumerken, dass die in dieser Form vorgenommene Veränderungzur unverhältnismäßigen Vergütungsreduktion für Strom aus Windkraftanlagen an Standortenmit mittlerer bis hoher Standortgüte führt. Daraus entsteht der Anreiz, eher ertragsschwacheStandorte zu erschließen. Das ist volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. Um die bewährteStandortdifferenzierung, wonach Standorte mit höheren Windgeschwindigkeiten attraktiverals solche mit niedrigeren Windgeschwindigkeiten gestellt werden, nicht über Gebühr zuschwächen, empfiehlt der BDEW daher eine deutliche Abmilderung der im Gesetzentwurfvorgeschlagenen Absenkung für Anlagen mit mittlerer bis guter Standortgüte.Deshalb schlägt der BDEW eine Anpassung des von § 29 Abs. 2 EEG-RefE vor, ohne dieStruktur der Formulierung zu verändern. Das Ergebnis ist eine Regelung mit der windreicheBinnenlandstandorte weiterhin wirtschaftlich zu realisieren sind, ohne im gleichen AtemzugSeite 29 von 84

Küstenstandorte zu überfördern. Gleichzeitig wurde bei der Festlegung der Parameter einmöglichst stetiges Absinken der Förderfrist im Verhältnis zur Standortqualität angestrebt.Formulierungsvorschlag:„(2) Abweichend von Absatz 1 beträgt der anzulegende Wert in den ersten fünf Jahrenab der Inbetriebnahme der Anlage 8,9 Cent je Kilowattstunde (Anfangswert). DieseFrist verlängert sich um einen Monat je 0,35 Prozent des Referenzertrags, um den derErtrag der Anlage 130 Prozent des Referenzertrags unterschreitet. Zusätzlich verlängertsich die Frist um einen Monat je 0,58 Prozent des Referenzertrags, um den derErtrag der Anlage 95 Prozent des Referenzertrags unterschreitet. Referenzertrag istder errechnete Ertrag der Referenzanlage nach Maßgabe der Anlage 3 zu diesemGesetz.“300250Dauer der Anfangsvergütung in20015010050050556065707580859095100105110115120125130Ertrag in Prozent zum ReferenzertragDauer der Anfangsvergütung (BDEW-Vorschlag)Dauer der Anfangsvergütung (ReferentenentwurfEEG2014)Dauer der Anfangsvergütung (Eckpunkte vonMeseberg)Dauer der Anfangsvergütung (EEG2012)135140145150Quelle: BDEWSeite 30 von 84

Außerdem bittet der BDEW zu beachten, dass in den „Eckpunkten“ zur EEG-Novelle vom 22.Januar 2014 vorgesehen war, dass die Standortqualität nach 5 Jahren überprüft werden soll:„Im Rahmen des zweistufigen Referenzertragsmodells wird die bestehende Überförderunginsbesondere an windstarken Standorten abgebaut: (Die Anfangsvergütungwird im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens festgelegt.) Diese Vergütung wird fünfJahre gewährt. Danach wird die Standortqualität der Windenergieanlage überprüft.Die Anfangsvergütung wird anschließend in Abhängigkeit von der Standortqualitätweitergewährt:…“Bisher ist im Referentenentwurf nicht ersichtlich, wie diese Absicht gesetzlich verankert wurde.2.5.2.2 Der atmende DeckelIm Zusammenhang mit dem Ausbau der Windenergienutzung an Land ist aus Sicht desBDEW die vorgesehene Einführung eines atmenden Deckels grundsätzlich zu hinterfragen.Richtig ist, dass der für Photovoltaik geltende atmende Deckel im Jahr 2013 die erwünschtesteuernde Wirkung entfalten konnte. Allerdings ist zu bezweifeln, dass die Einrichtung einesatmenden Deckels für weitere Technologien angesichts längerer Planungshorizonte das richtigeInstrument ist. So würde beispielsweise ein atmender Deckel für die Stromerzeugung ausWindkraftanlagen an Land neben einer deutlichen Steigerung der Anzahl der Vergütungskategorienund damit auch des administrativen Aufwands dazu führen, dass Investoren zumZeitpunkt der Investition nicht antizipieren könnten, wie sich bis zum Zeitpunkt der Inbetriebnahmeihrer Erzeugungsanlage der Vergütungsanspruch entwickelt. Das schafft Planungsunsicherheiten,die im Ergebnis zu Mehrkosten beim Ausbau der Erneuerbaren Energien führen.Hinzu kommt, dass die Errichtung von Windkraftanlagen technisch deutlich anspruchsvollerist als die Errichtung von PV-Anlagen. Dies führt zu einer Knappheit bei den Errichtungskapazitäten,sodass im Ergebnis kein unkontrollierter Zubau von Windkraftanlagen zu erwartenist. Angesichts der oben aufgeführten Überlegungen rät der BDEW daher von der Ausweitungdes atmenden Deckels auf andere Technologien ab. Sofern dennoch aus politischen Motivenan einem atmenden Deckel festgehalten wird, müssen die langen Planungshorizonte fürWindkraftanlagen unbedingt berücksichtigt werden.Daneben ist aus Sicht des BDEW zu hinterfragen, wieso der atmende Deckel bei Windkraftanlagenbereits bei geringen Abweichungen vom angestrebten Ausbaukorridor (+/- 200 MW)greifen soll, während bei Photovoltaik der atmende Deckel erst ab einer Abweichung von1000 MW zu greifen beginnt. Dies ist angesichts der im Vergleich zu PV-Aufdachanlagendeutlich geringeren Auswirkungen der Stromerzeugung aus Windkraftanlagen auf die EEG-Differenzkosten nicht nachvollziehbar.Seite 31 von 84

2.5.3 BiogasMit der politischen Zielformulierung im Zuge des Integrierten Energie- und Klimaprogramms(IEKP) - der Einspeisung von 6 bzw. 10 Mrd. m³ Bio-Erdgas ins Erdgasnetz bis 2020 bzw.2030 - haben viele Unternehmen in den Aufbau dieses Geschäftsfeldes investiert. Das sindneben der Landwirtschaft die Anlagenbauer, Zulieferer und Serviceunternehmen aber auchdie Händler und Vertriebe sowie viele KWK-Anlagenbetreiber. Es handelt sich damit insbesondereauch um mittelständige Firmen in ländlichen Regionen. Es wird geschätzt, dass rund40.000 Arbeitsplätze von der Biogasbranche abhängig sind.Nach Ansicht des BDEW ist die geplante Beschränkung der Biogaserzeugung nicht sachgerechtund hätte enorme Konsequenzen für eine Vielzahl von Unternehmen, die im Vertrauenauf die Zielsetzung der Bundesregierung in diesem Bereich Investitionen getätigt haben. Zugleichwird die Chance vertan, mit Bio-Erdgas einen Erneuerbaren Energieträger für denWärmemarkt im urbanen Raum nutzbar zu machen. Das gilt für effiziente Brennwertkesselgenauso wie für KWK-Anlagen.2.5.3.1 Anlagen- bzw. Inbetriebnahmebegriffsiehe Kapitel 2.2.4.32.5.3.2 VertrauensschutzInsbesondere im Hinblick auf die energetische Nutzung von Biomasse sieht der BDEW denVertrauensschutz tangiert (siehe Kapitel 2.2.4).2.5.3.3 Deckelung des Ausbaus / DegressionDie Deckelung des Ausbaus von Biomasseanlagen auf 100 MW jährlich bei etwa 4000 Volllaststundenführt de facto zu einer Ausbaugrenze von 50 MW/a.Mit der geplanten Begrenzung des Zubaus auf 100 (bzw. 50) MW (bzw. Absenkung der Vergütungbeim Erreichen dieser Grenze) würde eine erneute Halbierung des bereits sehrschwachen Zubaus im Jahre 2013 erfolgen. Damit können die von der Bundesregierung imIEKP formulierten Ausbauziele nicht erreicht werden. Insbesondere vor dem Hintergrund,dass die politisch gewünschte Erschließung der Abfall- und Reststoffe großer Anstrengungenbedarf, sollte diese nicht gedeckelt werden. Mit Blick auf die IEKP-Ziele und die gewünschteReduzierung der Vollbenutzungsstunden neuer Erzeugungsanlagen empfiehlt der BDEW,den Zubau zur Stromerzeugung aus gasförmiger Biomasse bei 300 MW (installierte Leistung)zu begrenzen.Seite 32 von 84

2.5.3.4 Reduzierung der VergütungDie nach § 27 EEG-RefE reduzierten Vergütungssätze wären auch die Basis für die Ableitungdes Preises für den überwiegenden Teil des derzeit erzeugten Bioerdgases ab 1. August2014 in Neu- oder Umsteller-BHKW. Der anlegbare Bioerdgaspreis würde dann je nachBHKW-Bemessungsleistung deutlich unterhalb der aktuellen Marktpreise liegen und Biogasanlagenunwirtschaftlich werden lassen.Die Absenkung der Vergütung für Biogas/Bio-Erdgas ist nach Auffassung des BDEW alleindurch die Kosten der Einsatzstoffe wirtschaftlich nicht darstellbar.Erläuterung zum Verständnis:Eine Tonne Maissilage zur Erzeugung von Biogas kostet aktuell rund 40 EUR/t. Daraus ergibtsich ein Substratkostenanteil von allein 9,3 ct an der Kilowattstunde Strom. Addiert man fürFinanzierung, Investition, Betrieb und Wartung 5,4 ct/kWh für den BHKW-Teil (analog FörderungKWK-G) und 5 ct für den Anlagenteil der Biogasanlage, so ist deutlich, dass ein wirtschaftlicherBetrieb einer Biogasanlage unter 19 ct/kWh Förderung nicht möglich ist. Diezüchterische Weiterentwicklung der Energiepflanzen, inklusive der alternativen mehrjährigenPflanzen, hat das Potential diese Kosten in Zukunft deutlich zu senken. Daher sollte der Einsatzvon Energiepflanzen weiter gefördert werden, um dann etwa in einem Zeitraum von 5Jahren Kostensenkungen von bis zu 30% zu realisieren. Damit wäre eine Absenkung derVergütung für Neuanlagen nach 5 Jahren auf rund 14 ct/kWh möglich. Flexibilität, Speicherbarkeit,Wärmenutzung und Transport machen eine Gasaufbereitung erforderlich, wodurchdurchschnittlich weitere 2 ct/kWh Gasaufbereitungsbonus notwendig werden.2.5.3.5 Streichung Gasaufbereitungsbonus / Einführung KapazitätszuschlagDurch die Einspeisung von Bio-Erdgas in die vorhandene, gut ausgebaute Erdgasinfrastrukturkann die Produktion und Nutzung von Erneuerbaren Energien zeitlich und räumlich entkoppeltwerden. Bio-Erdgas ist saisonal speicherbar. Die Nutzung erneuerbaren Biogasesträgt zum Ausgleich und zur Integration fluktuierender Erneuerbarer Energien bei. Die Streichungdes Gasaufbereitungsbonus ist daher nicht nachzuvollziehen. Die Einführung des Kapazitätszuschlages(§ 32b EEG-RefE) über die gesamte Förderdauer ergänzend zur Marktprämiefür die Bereitstellung flexibler installierter Leistung für bedarfsorientierte Stromerzeugungi.H.v. 40 Euro pro Kilowatt installierter Leistung und Jahr bedeutet bei durchschnittlich5000 Betriebsstunden für Bioerdgas-BHKW lediglich einen Zuschlag von 0,8 ct je kWh Stromund kann den Wegfall des Aufbereitungsbonus nicht ausgleichen.Angesichts des Flexibilitätspotentials von Biogas hält der BDEW auch die Streichung desGasaufbereitungsbonus nicht für zielführend. Die Streichung des Biogas-Aufbereitungsbonusfür Neuanlagen kann "Power to Gas" möglicherweise verhindern und wird die Einspeisungvon Biogas in das Gasnetz - und damit auch die Verlagerung der Nutzung dieses Gases inerzeugungsschwache aber nachfragestarke Zeiten (über Gasspeicher) - verringern.Seite 33 von 84

2.5.3.6 Strom aus Biomasse mit 90 % BioabfällenDie Genehmigungsauflagen und die höheren Kosten für den Bau von Abfall-Biogasanlagenlassen hier nur einen sehr begrenzten Zubau erwarten.2.5.3.7 Vergärung von GülleDie Bindung der Vergärung von Gülle an die Nutzung des erzeugten Gases an den Standortder Gaserzeugung gemäß § 27b Absatz 1 Nr.1 EEG-RefE wird modernen Konzepten mitGaseinspeisung und Nutzung in KWK-Anlagen nicht gerecht.2.5.3.8 Flexibilitätszuschlag für NeuanlagenDer BDEW empfiehlt, ebenso wie bei Biogas das Flexibilisierungspotential von Biomassesowie Deponie-, Klär- und Grubengas in Bestands-Anlagen besser als bisher nutzbar zu machen,indem der Flexibilitätszuschlag für Neuanlagen in § 33b und die in § 32c EEG-RefEvorgesehene Flexibilitätsprämie für Bestandsanlagen auf alle Biomasse- und Gasarten erweitertwird. Dabei ist zu prüfen, inwiefern die Höhe des Flexibilitätszuschlags bzw. der Flexibilitätsprämieenergieträgerspezifisch anzupassen sind.2.5.3.9 Flexibilitätsprämie für BestandsanlagenNach § 67 EEG-RefE wird für Bestandsanlagen, die bisher nicht die Flexibilitätsprämie inAnspruch genommen haben, für nicht erzeugte Strommengen ein im Vergleich zum EEG2012 modifizierter Ausgleich gezahlt. Diese Regelung hat jedoch eher die Reduzierung derStromerzeugung aus Biogas bzw. Bio-Erdgas zum Ziel, als die Flexibilisierung. Insofern entsprichtdie Regelung eher eine Stilllegungsprämie als eine Flexibilisierungsprämie.Positiv hervorzuheben ist die Ergänzung „nach allgemein anerkannten Regeln der Technik“ in§ 32c Abs. 2 Nr. 4 EEG-RefE vor dem Hintergrund, dass in der Praxis erheblich Auslegungsfragenbestanden, ob und welche Zusatzinvestitionen Anlagenbetreiber ggf. nachzuweisenhaben. Der Verweis auf die UGA-Aufgabenleitlinie in der Begründung ist hier sehr hilfreich.Darüber hinaus empfiehlt der BDEW, ebenso wie bei Biogas das Flexibilisierungspotentialvon Biomasse sowie Deponie-, Klär- und Grubengas in Bestands-Anlagen besser als bishernutzbar zu machen, indem der Flexibilitätszuschlag für Neuanlagen in § 33b und die in § 32cEEG-RefE vorgesehene Flexibilitätsprämie für Bestandsanlagen auf alle Biomasse- undGasarten erweitert wird. Dabei ist zu prüfen, inwiefern die Höhe des Flexibilitätszuschlagsbzw. der Flexibilitätsprämie energieträgerspezifisch anzupassen sind.Seite 34 von 84

2.5.3.10 Aufhebung des Verbots der bilanziellen TeilbarkeitDie Möglichkeit der bilanziellen Teilbarkeit ist Voraussetzung für einen Handel mit Bio-Erdgas-Produkten - ein Werkzeug zur Handlungsfähigkeit der Akteure.Das Verbot führte zu der Einschränkung, dass Biogasanlagen nur mit Rohstoffen einer Vergütungsklassebetrieben wurden. Eine Sammlung der Rest- und Abfallstoffe in der Flächeund Cofermentierung ist mit dem Verbot – durch die zwangsläufige Bildung eines anlagenspezifischenProduktes dessen Wert erst zum Ende eines Jahres bestimmbar wird - praktischvom Markt ausgeschlossen.Der BDEW begrüßt die Aufhebung des Verbots der bilanziellen Teilbarkeit (§ 27c Abs. 7EEG-RefE) und sieht so eine lange geforderte Voraussetzung für den Handel mit Bio-Erdgasals erfüllt. Allerdings sollte die Neuregelung nicht auf die Anlagen, die dem EEG 2012 unterliegen,beschränkt werden. Auch im EEG 2009 wurden Rohstoffe, die unterschiedliche Vergütungshöhenhaben, eingesetzt. Die bilanzielle Teilbarkeit muss daher für alle Anlagen mitDokumentation in einem Massenbilanzsystem gelten.2.5.3.11 Vergütungsfreie Mitverbrennung von BiomasseDie Voraussetzung für die Vergütungsfähigkeit eines Biomassekraftwerks ist nach § 16 Abs.1 EEG 2012/EEG-RefE die ausschließliche Nutzung von Erneuerbaren Energien nach § 3 Nr.3 EEG 2012 bzw. § 3 Nr. 10 EEG-RefE. Allerdings bestehen aufgrund von 27 Abs. 5 Satz 1EEG 2012 bzw. § 27c Abs. 3 Satz 1 EEG-RefE Zweifel, wie die dortige Verwendung des Begriffes„Biomasse“ zu verstehen ist. Eine Klarstellung im Gesetzeswortlaut, dass hierunternicht nur Biomasse im Sinne der Biomasseverordnung, sondern auch sonstige Biomasse,z.B. der biologisch abbaubare Anteil aus Haushalten und Industrie zu verstehen ist, ist dahersinnvoll.Angesichts der zunehmenden Knappheit verschiedener Biomassen, insbesondere betrifftdies den Altholzmarkt, führt eine ausschließliche Vergütungsfähigkeit bei Stromerzeugungaus Biomasse nach der Biomasseverordnung bereits heute zu energetisch ineffizienter Teilauslastungder Anlagen – eine Problematik, die sich in Zukunft noch verstärken dürfte.Eine Zufeuerung anderer Brennstoffe würde es den Anlagenbetreibern erlauben, die Fahrweiseenergetisch und wirtschaftlich zu optimieren. Damit würde perspektivisch eine Möglichkeitgeschaffen, Optimierungspotenziale zu heben. Mittel- bis langfristig würde dies auch zueiner Reduktion der Stromgestehungskosten von Biomasse-Anlagen führen. Um dem Zieldes EEG zu entsprechen, die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu fördern, solltenallerdings keine konventionellen Brennstoffe genutzt werden.Der BDEW empfiehlt deshalb eine gesetzliche Präzisierung dahingehend, dass auch die vergütungsfreieMitverbrennung von Biomasse nach dem europäischen Biomassebegriff zugelassenwird. Der europäische Biomassebegriff umfasst z. B. auch Klärschlamm, Sieb- undRechenreste aus Kläranlagen und Papierschlämme (besteht bei bestimmten Anlagen z. B.aus Naturhölzern). Es handelt sich also um Abfälle biogenen Ursprungs, die derzeit inDeutschland oft nur deshalb nicht mitverbrannt werden, weil sie in der BiomasseVO nichtSeite 35 von 84

genannt sind. Nach dem EEG soll nach Ansicht des BDEW demgegenüber weiterhin (dannquotal) nur Strom vergütet werden, der ausschließlich aus Erneuerbaren Energien und Grubengasim Sinne des EEG erzeugt wird, bei Biomasse beschränkt auf solche nach der Biomasseverordnung.Eine solche Regelung würde nicht nur zu einer Flexibilisierung der Biomasse-Anlagensondern auch zu einer Entlastung der EEG-Umlage führen.2.5.4 Photovoltaik2.5.4.1 Pilotprojekt zur Ausschreibung von PV-FreiflächenkraftwerkenMit Blick auf die Photovoltaik sieht der Referentenentwurf neben der Beibehaltung des atmendenDeckels ab 2017 eine Ausschreibung einer Kapazität von jährlich 400 MW für solareFreiflächenkraftwerke vor. Das Ausschreibungsmodell soll an Photovoltaik-Freiflächenanlagen im Rahmen eines Pilotprojektes (§ 64 EEG-RefE) durchgeführt werden.Die Ergebnisse sollen in die Ausschreibungsmodelle weiterer Energieträger wie Wind einfließen.Ziel des Ausschreibungsmodells sollte es sein, Energie kosteneffizient und versorgungssicherbereitzustellen. Der BDEW begrüßt die geplante wettbewerbliche Ermittlung derFörderhöhe bei solaren Freiflächenkraftwerken, da ein solches Ausschreibungsprojekt ausSicht des BDEW die Gelegenheit bietet, erste Erfahrungen mit wettbewerblichen Auktionsmechanismenzu sammeln, die bei der weiteren Entwicklung der Förderung der ErneuerbarenEnergien (siehe „Vorschläge für eine grundlegende Reform des EEG“) genutzt werdenkönnen.Auch vor dem Hintergrund der für 2017 anvisierten Umstellung des Fördersystems der ErneuerbarenEnergien insgesamt auf Ausschreibungsmodelle kommt es jetzt darauf an,schnellstmöglich Erfahrungen mit der Anwendung des Pilotmodells für Freiflächen-Anlagenzu sammeln. Andernfalls fehlt der notwendige Erfahrungszeitraum. Kriterien und Verfahrenmüssen zügig formuliert werden, um bei Bauleitverfahren von zwölf Monaten ausreichendZeit für Projektentwicklungen zu haben. Insofern sollte ein Pilotvorhaben zur Ausschreibungvon Erzeugungskapazitäten im Bereich der Erneuerbaren Energien schnellstmöglich umgesetztwerden.Darüber hinaus könnte der Entfall des Vergütungsanspruchs bei Freiflächenanlagen erst siebenMonate nach Ausschreibung in diesem Zeitraum zu einem unerwünschten „Windhund“‐Rennenbei Freiflächenanlagen führen. Der BDEW empfiehlt daher, diese Frist mit derZusatzbedingung zu verknüpfen, dass z.B. die Bestellung der Module bereits zum Zeitpunktder Ausschreibung der Pilotanlage erfolgt sein müsste.2.5.4.2 Gemeinsamer atmender Deckel für PV-AnlagenDaneben ist zu beachten, dass sich in der Übergangsphase bis zum Wirksamwerden derAusschreibung die Steuerungswirkung über den aktuell übergreifend - d.h. gleichermaßen fürkleine, meist nicht steuerbare PV-Anlagen und steuerbare PV-Großkraftwerke - wirkendenDeckel als problematisch erweist. So übersteigt derzeit die Degression des übergreifendenSeite 36 von 84

atmenden Deckels für alle Anlagentypen die Kostendegression bei größeren PV-Anlagen.Kleinere Anlagen entgehen dem Kostendruck durch die hohe und sogar wachsende Ersparnisdurch Nutzung der bestehenden Regelungen für selbstverbrauchten Strom. Diese zusätzlicheindirekte Vergütung für Selbstverbrauch führt dazu, dass PV-Anlagen auf Dächern undPV-Freiflächenanlagen im EEG wirtschaftlich ungleich behandelt werden. Deshalb ist es notwendig,bei der Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen grundsätzlich zwischen PV-Aufdachanlagen und Freiflächen-Solarkraftwerken zu unterscheiden und die unterschiedlichenAnforderungen zu berücksichtigen.Vor diesem Hintergrund besteht bereits vor der angestrebten Umsetzung des o. g. PilotprojektesHandlungsbedarf:1. Die im Koalitionsvertrag vorgesehene Ausschreibung des Zubaus von PV-Freiflächenkraftwerkenist ein Schritt in die richtige Richtung und sollte so schnell wiemöglich umgesetzt werden. Ein solches Auktionierungsmodell ermöglicht ein substanziellesLernen als Vorbereitung einer alle Technologien im Bereich der Stromerzeugungaus Erneuerbaren Energien umfassenden Auktionierung.2. Bis zur Umsetzung der Ausschreibung des Zubaus von PV-Freiflächenkraftwerkenoder der vorherigen Schaffung eines Level-Playing-Fields sollte die Degression gemäߧ 20b Abs. 2 bis 9 EEG für steuerbare PV-Freiflächenkraftwerke ausgesetztwerden (Stand 31.12.2013).3. Aus Sicht des BDEW sollten zur Erhaltung eines ausgewogenen Erzeugungsmixes imBereich der Erneuerbaren Energien der beschlossene 52-GW-Deckel gemäß § 20bAbs. 9a EEG beibehalten und die installierte Leistung aller PV-Anlagenarten bei derBerechnung der Degression gemäß § 20b Abs. 2 bis 9 EEG berücksichtigt werden.Dies ist erforderlich, damit durch die vorgeschlagene Regelung kein weiterer Fördertatbestandentsteht, der zu zusätzlichen Belastungen für die Letztverbraucher führt.4. Der BDEW befürwortet, dass den vor Ort betroffenen Kommunen die Möglichkeit eingeräumtwird, eigenständig über Ausnahmeregelungen im Hinblick auf die bestehendenEinschränkungen (Konversionsflächen, Größenbeschränkungen etc.) zu entscheiden- soweit das jeweilige PV-Freiflächenkraftwerk am Netzverknüpfungspunkttechnisch eine netzstützende Funktion erfüllt und dadurch Netzausbau sowie damitverbundene Kosten vermieden werden. (Hintergrund: siehe BDEW-Positionspapier„Vorschläge für eine grundlegende Reform des EEG“)5. Angesichts der von der Bundesregierung sowie vom BDEW angestrebten Akteursvielfaltim Zuge von Ausschreibungsprozessen für Erneuerbare Energien, des von derBundesregierung festgelegten Ausbaupfades für die Photovoltaik von 2,5 bis 3,5 GWpro Jahr, den systemischen und volkswirtschaftlichen Vorteilen solarer Großkraftwerke(vgl. „Vorschläge für eine grundlegende Reform des EEG“) erscheinen 400 MW alsSeite 37 von 84

Ausschreibungsmenge zu gering dimensioniert.6. Ganz grundsätzlich sollten aus Sicht des BDEW die energiewirtschaftlichen Ausnahmetatbestände– und dies betrifft nicht nur das EEG – hinsichtlich Selbstverbrauchund Vermarktung von Strom in „räumlichem Zusammenhang“ überprüft werden.2.5.4.3 Streichung des sogenannten “PV-Marktintegrationsmodells”Bereits im Zuge der Einführung des sogenannten PV-Marktintegrationsmodells hatte derBDEW auf den hohen administrativen Aufwand und den negativen Auswirkungen des mitdiesem Modell angestrebten Selbstverbrauchs von Strom aus PV-Anlagen hingewiesen undvon einer Einführung abgeraten. Die nun im Gesetzentwurf vorgesehene Streichung des sogenanntenPV-Marktintegrationsmodells wird daher ausdrücklich begrüßt. Darüber hinausregt der BDEW an, das PV-Marktintegrationsmodell auch mit Wirkung für Bestandsanlagenauslaufen zu lassen.Hierzu folgt eine Abschätzung, welche Auswirkung eine Abschaffung des Marktintegrationsmodellsauch für die PV-Bestandsanlagen im Inbetriebnahmezeitraum 1. April 2012 bis 31.Juli 2014 auf die EEG-Umlage hätte.Hierzu wurde ein Maximalszenario A abgeschätzt, welches zusätzliche Kosten von ca. 42,2Mio. € pro Kalenderjahr ausweist. Diese zusätzlichen Kosten hätten beispielsweise im Rahmender Berechnung der EEG-Umlage 2014 eine Steigerung der EEG-Umlage von 0,011ct/kWh zur Folge gehabt. Folgende Annahmen wurden getroffen, um dieses Maximalszenarioabzuschätzen:• 100 % der erzeugten Menge wird an den VNB geliefert und dafür die entsprechendeEEG-Vergütung bezogen Es wird unterstellt, dass kein Eigenverbrauch vorliegt.• Die Volllaststunden werden an der oberen Grenze des realistischen Bereichs festgelegt.In einem weiteren Szenario B wurden die oben genannten Prämissen immer noch konservativ,aber deutlich näher an der Realität abgeschätzt:• Ca. 35 % der Anlagen in der betroffenen Größenklasse betreiben Eigenverbrauch,davon weisen ca. 75 % eine EV-Quote über 10 % aus. (Die Auswertung erfolgte anhandder Jahresabrechnung 2012 für die Anlagen mit Inbetriebnahmejahr 2011; fürneuere Anlagen liegen keine zuverlässigen Daten über den Eigenverbrauch vor, dadieser gemäß der PV-Novelle nicht mehr vergütungsfähig ist.)• Die Volllaststunden wurden mit 950 h leicht tiefer angesetzt.Nach Berücksichtigung der oben genannten Annahmen ergeben sich Mehrkosten in Höhevon ca. 29,6 Mio. € pro Kalenderjahr. Diese zusätzlichen Kosten hätten beispielsweise imRahmen der Berechnung der EEG-Umlage 2014 eine Steigerung der EEG-Umlage von 0,008ct/kWh zur Folge gehabt.Seite 38 von 84

Hinsichtlich der Prämissen in Szenario B ist davon auszugehen, dass der Eigenverbrauchsanteilbei den betroffenen Anlagen deutlich höher liegen sollte. Des Weiteren wurden die Freiflächenanlagenin der betroffenen Größenklasse nicht herausgerechnet. Beide Faktoren führennochmals zu einer deutlichen Senkung der Mehrkosten.Den höheren Kosten durch die zusätzlichen EEG-Vergütungszahlungen stehen deutlicheEinsparungen bei den Verwaltungskosten über alle Wertschöpfungsstufen gegenüber. Diesedürfen bei einer gesamthaften Betrachtungsweise nicht vernachlässigt werden.2.5.5 WasserkraftDer BDEW teilt die Auffassung des Gesetzgebers, dass der Bau oder die Modernisierungeiner Wasserkraftanlage im Einklang mit dem Gewässer- und Umweltschutz und somit mitden Vorgaben des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) stehen muss. Gleichwohl ist kritisch zuhinterfragen, warum der Gesetzgeber entgegen den Ergebnissen der EEG-Erfahrungsberichteaus den vergangenen Jahren die unzweckmäßigen Förderrahmenbedingungen fürWasserkraftanlagen weiter aufrecht erhalten will.Der BDEW hat bereits mehrfach, zuletzt mit den „Vorschlägen für eine grundlegende Reformdes EEG“ vom 18. September 2013 darauf hingewiesen, dass die gegenwärtige Ausgestaltungdes § 23 EEG eine Umsetzung der Zielvorgabe zum Ausbau oder zur Modernisierungder Wasserkraftnutzung in Deutschland nicht ermöglicht. Bestehende Wasserkraftanlagen,aber auch die wenigen sich in der Genehmigung befindlichen Neubauprojekte, sind durch dieForderung zur Umsetzung der EU-Wasserrahmenrichtlinie besonders betroffen, was in derKonsequenz höhere Aufwendungen und z. B. Erzeugungsverluste aufgrund erhöhter Anforderungenan Durchgängigkeit und Mindestwasserführung zur Folge hat. Diese Anforderungenstellen für viele Wasserkraftanlagenbetreiber eine enorme Hürde dar, sodass der Aufwandbei Modernisierungen, die den wasserrechtlichen Anforderungen entsprechen, beträchtlichsteigt. Die Folge daraus wäre, dass solche Maßnahmen nicht ergriffen werden. DerBDEW empfiehlt daher die Überprüfung der Zweckmäßigkeit der Höhe der Vergütungssätzegemäß § 23 Abs. 1 EEG-RefE.2.5.5.1 Anlagenmodernisierung nach § 23 Abs. 2 EEG-RefEDer BDEW hält die in der Begründung des Referentenentwurfs zu § 23 Abs. 2 erfolgteInbezugnahme des Hinweises der Clearingstelle EEG in dem Verfahren 2012/24 für sinnvoll.Da § 23 Abs. 2 EEG 2012 es ausreichen lässt, dass das Leistungsvermögen der Anlage erhöhtwird, d.h. die Anlage eine potentiell höhere Leistung erbringen kann, ist es nicht erforderlich,dass die Anlage nach Durchführung der Maßnahme tatsächlich und nachweislicheine höhere Leistung erbringt. Dies ist vor dem Hintergrund der wasserrechtlichen Anforderungen,die zu einer Herabsetzung der Anlagenleistung führen können, sachgerecht. Dementsprechendgeht der BDEW davon aus, dass eine Erhöhung des Leistungsvermögens einerAnlage auch dann zutrifft, wenn Maßnahmen zur Erhöhung des Leistungsvermögensgetroffen worden sind, aber die tatsächliche Leistung der Anlage durch Vollzug wasserrechtli-Seite 39 von 84

cher Anforderungen gemindert wird. Auch die durch die Clearingstelle EEG in dem genanntenHinweis aufgestellten Anforderungen an die Darlegungen des Anlagenbetreibers zur Erhöhungder Leistung oder des Leistungsvermögens sind sachgerecht.Der BDEW regt an, dass der Gesetzgeber durch die Aufnahme einer entsprechenden Regelungzur Klärung der in der Praxis umstrittenen Frage beiträgt, ob ein Zubau eines Maschinensatzeseine Ertüchtigung im Sinne des § 23 Abs. 2 Satz 1 EEG-RefE oder eine Erweiterungder bestehenden Wasserkraftanlage darstellt.Wenn der Zubau einer Turbine oder eines Maschinensatzes als Ertüchtigungsmaßnahme imSinne des § 23 Abs. 2 Satz 1 EEG-RefE angesehen wird, kann aus Sicht des BDEW in Verbindungmit dem nachstehenden Änderungsvorschlag zu § 23 Abs. 3 EEG-RefE eine sachgerechteSteigerung des Investitionsanreizes erreicht werden und auf diese Weise die Ausbaupotenzialeder Wasserkraft insbesondere an bestehenden Standorten erreicht werden.Für den Fall, dass ein Zubau nicht als Ertüchtigungsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 2Satz 1 EEG-RefE angesehen werden kann, bittet der BDEW aus den genannten Gründen umPrüfung der Einführung einer Förderung in der gleichen Weise, wie sie für Neuanlagen vorgesehenist.Der BDEW regt außerdem an zu prüfen, ob die Fördersätze in § 23 Abs. 2 EEG-RefE auchdann gezahlt werden, wenn keine Erhöhung der installierten Leistung oder des Leistungsvermögensder Wasserkraftanlage vorliegt, sondern nur eine Verbesserung der Gewässerökologieund -morphologie im Sinne der im WHG vorgesehenen Maßnahmen. Dies käme indenjenigen Fällen zum Tragen, in denen eine Erhöhung der installierten Leistung oder desLeistungsvermögens der Anlage technisch gar nicht möglich ist, eine „Verbesserung der Gewässerökologieund -morphologie“ aber durchführbar ist.2.5.5.2 Sachgerechte Förderung der Ertüchtigung von Anlagen mit einer installiertenLeistung von mehr als 5 MW nach § 23 Abs. 3 EEG-RefEDer BDEW hält die Regelung für fragwürdig, dass der Anlagenbetreiber einer ertüchtigtenAnlage nur auf den Anteil des Stroms einen Förderungsanspruch hat, der der Leistungserhöhungnach Absatz 2 Satz 1 zuzurechnen ist. In Bezug auf Wasserkraftanlagen mit einer installiertenLeistung von über 5 MW ist zu beachten, dass die Modernisierung mit dem Ziel derLeistungs- oder Erzeugungssteigerung, ebenso wie bei Anlagen ≤ 5MW, fast ausnahmslosmit dem finanziell aufwändigen Austausch des vorhandenen Maschinensatzes sowie weiterergewässerbaulicher Maßnahmen verbunden ist.In der Vergangenheit hat diese Regelung keinen ausreichenden Anreiz dargestellt, um Bestandsanlagenzu modernisieren, da die Modernisierung einer bestehenden Anlage mit Kapitalaufwendungenverbunden ist, die oftmals in der Höhe einem Neubau gleichzusetzen sind.Dies wäre auch im Erfahrungsbericht zum EEG 2012 festzuhalten, der jedoch noch nicht vorliegt.In den vergangenen Jahren hat § 23 Abs. 3 EEG 2012 dazu geführt, dass Ausbaupotenzialeinsbesondere bei Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 5 MW nichtgehoben wurden. Dies steht der Erreichung der Ausbauziele zur Erzeugung von Strom ausSeite 40 von 84

Wasserkraft entgegen. Insofern sollten gerade für diese Anlagen Anreize zur Potenzialhebunggesetzt werden. Daher sollte ein Förderanspruch hinsichtlich des ertüchtigten Anlagenteilsgesondert vorgesehen werden. Dies betrifft zum einen die Betrachtung des ertüchtigtenAnlagenteils, aber auch die Zugrundelegung der Bemessungsleistung nach § 23 Abs. 1 EEG-RefE, die sich lediglich nach dem ertüchtigten Anlagenteil bemessen sollte. Der BDEW empfiehltdaher § 23 Abs. 3 EEG-RefE wie folgt zu ändern:Formulierungsvorschlag:„(3) Für Strom aus Wasserkraft, der in Anlagen nach Absatz 2 Satz 1 mit einer installiertenLeistung von mehr als 5 Megawatt erzeugt wird, besteht der Anspruch nach§ 16 in Verbindung mit Absatz 1 nur für den Strom, der dem ertüchtigten Teil der Anlagezuzurechnen ist, wobei als Bemessungsleistung derjenige Leistungsanteil zugrundezulegenist, der dem ertüchtigten Teil der Anlage zuzurechnen ist.“§ 23 Abs. 3 Satz 2 EEG-RefE wäre dann zu streichen.2.5.5.3 Anpassung der Gesetzesbegründung zu § 23 EEG-RefE zur Streichung derAbsätze 4 bis 6Die Aussagen in der Gesetzesbegründung zu § 23 „zu Absätze 4 bis 6“ EEG-RefE auf Seite156 des Referentenentwurfs, wonach „die Standortkriterien der Absätze 5 und 6 a.F. (...)durch das Verschlechterungsverbot für oberirdische Gewässer nach § 27 WHG abgedeckt“werden, was „den Neubau von Staustufen, Wehranlagen und Speichern bzw. Speicherkraftwerkenohnehin verhindert“, sollte in ihrer Absolutheit insbesondere vor dem Hintergrund derDiskussion über die Reichweite des Verschlechterungsverbots und mögliche Ausnahmenhiervon nicht aufrechterhalten werden.Formulierungsvorschlag für die Gesetzesbegründung:„Die Standortkriterien der Absätze 5 und 6 a.F. werden durch das Verschlechterungsverbotfür oberirdische Gewässer nach § 27 WHG abgedeckt.”Die vorgeschlagene Anpassung der Gesetzesbegründung entspricht zudem dem Willen desGesetzgebers, den rein deklaratorischen Verweis aus dem EEG auf die zwingenden öffentlich-rechtlichenVorgaben des WHG zu bereinigen. In diesem Sinne sollte auch in der Gesetzesbegründungzum EEG 2014 die Subsumtion nach § 27 WHG, die bei der Zulassung einerGewässerbenutzung im Einzelfall zu beurteilen ist, nicht vorweggenommen werden. So kannbeispielsweise in Einzelfällen bei der Nutzung von aus anderen Gründen bestehenden Querbauwerkenfür die Stromerzeugung aus Wasserkraft teilweise erst eine Durchgängigkeit hergestelltwerden. Hierbei wäre eine Verbesserung der Gewässerökologie denkbar.Seite 41 von 84

3 Ergänzende Vorschläge zum vorliegenden Gesetzesentwurf3.1 Steigerung der Kosteneffizienz durch Vermeidung der Stromeinspeisung in Stundenmit negativen MarktpreisenDer BDEW hatte im Vorfeld der EEG-Novelle als Maßnahme zur Steigerung der Kosteneffizienzunter anderem eine Mengenkontingentierung / Mengenbudgetierung vorgeschlagen. MitMengenkontingentierung ist die Umstellung von der zeitlichen Befristung der Förderung aufeine Begrenzung der förderbaren Strommenge gemeint. Durch die Mengenkontingentierungin Verbindung mit der Direktvermarktung entsteht für den Anlagenbetreiber ein Anreiz, aufeine Stromeinspeisung in Stunden mit negativen Marktpreisen zu verzichten. Das steigert dieFördereffizienz. Denn soweit Anlagenbetreiber in Zeiten mit negativen Marktpreisen Stromeinspeisen, erhalten sie nach den bisherigen Regelungen des EEG weiterhin Förderung, obwohlfür den Strom durch Zahlung dieser negativen Preise Nachfrage geschaffen werdenmuss. Überspitzt ausgedrückt, bezahlen Stromkunden in Stunden mit negativen Marktpreiseneinmal für die Förderung des Stroms aus Erneuerbaren Energien und noch einmal für dieEntsorgung dieses Stroms.Bei der Konkretisierung des Mengenkontingent-Konzeptes entstanden weitere Fragen, dieeiner vertiefenden Betrachtung bedürfen, die jedoch nicht mehr rechtzeitig zur laufendenEEG-Novelle abgeschlossen werden kann. Eventuell kann auch ein anderes Instrument zurVermeidung negativer Marktpreise zielführend sein.Ungeachtet der noch zu klärenden Fragen empfiehlt der BDEW, eine Verordnungsermächtigungin die aktuelle EEG-Novelle aufzunehmen, mit dem Ziel eine Förderung der Stromeinspeisungin Stunden mit negativen Marktpreisen zu vermeiden.3.2 Grünstromprodukte mit deutschen ZertifikatenZudem sieht der BDEW Handlungsbedarf auch zukünftig Endkunden-Produkte mit deutschemEE-Strom rechtlich zu ermöglichen. Aufgrund des weiter zu Recht bestehenden Doppelvermarktungsverbotesist es nicht möglich, grünen Strom aus Anlagen im Marktprämienmodellan Endkunden zu verkaufen. Andererseits könnte die Weitergabe der grünen Eigenschaftaus heimischen EE-Erzeugungsanlagen dazu beitragen, die Energiewende bei denVerbrauchern attraktiver zu verankern. Der BDEW empfiehlt daher, eine Verordnungsermächtigungzu prüfen, die es der Bundesregierung ermöglicht, eine alternative Vermarktunginkl. der grünen Eigenschaft für die Endkunden unter Wahrung der Kosten-Neutralität gegenüberdem Marktprämienmodell und der Wahrung des Doppelvermarktungsverbots zu erlassen.Seite 42 von 84

3.3 Synchronisation des Verteilnetzausbaus mit dem Ausbau der ErneuerbarenEnergienDie Synchronisation des Verteilnetzausbaus mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien istleider nicht im Referentenentwurf des EEG enthalten. Im Hinblick auf die kommenden notwendigenAllokationssignale für EE-Anlagen soll an dieser Stelle auf die im Positionspapier"Vorschläge für eine grundlegende Reform des EEG" hingewiesen werden. Die entsprechendenGrundlagen sollten schon jetzt im Rahmen der Entschädigungsregelung beiEinspeisemanagementmaßnahmen angelegt werden (vgl. nachfolgend unter Nr. 4.6).Darüber hinaus erarbeitet der BDEW aktuell ergänzende Vorschläge, die durch eine Verbesserungder Kommunikation zwischen potentiellen EE-Investoren und Verteilnetzbetreiberneine frühzeitige und vorausschauende Netzausbauplanung ermöglichen sollen.Seite 43 von 84

4 Juristische Hinweise zu Art. 1 (EEG)4.1 Begriffsbestimmungen nach § 3 EEG-RefE4.1.1 Anlagenbegriff nach § 3 Nr. 1 EEG-RefENotwendig für eine rechtssichere Anwendung des EEG ist die klare und unzweideutige Definitiondes Begriffes „Anlage“. Der bisherige Entwurf ändert die Definition nach dem EEG 2012nicht. Eine klare Definition ist aber insbesondere deshalb wichtig, damit entsprechende Leistungsgrenzen,die insbesondere für die verpflichtende Direktvermarktung gelten würden, nichtins Leere laufen. Da das Urteil des Bundesgerichtshofs vom 23. Oktober 2013 (Az. VIII ZR262/12) zahlreiche Fragen unbeantwortet lässt, insbesondere, welche gemeinsam genutztentechnischen Einrichtungen neben Fermentern und Gärrestlagern mehrere Generatoren zueiner gemeinsamen Anlagen machen, besteht hier dringender gesetzgeberischer Klärungsbedarf.In diesem Zusammenhang regt der BDEW an, eine klare Abgrenzung von technischenoder baulichen Einrichtungen, die zur Stromerzeugung erforderlich sind, und solchen,die es nicht sind, vorzunehmen.Positiv anzumerken ist daher, dass in § 18 EEG-RefE der Zusatz „der Anlage“ aufgenommenwurde, um klarzustellen, dass die gesetzliche Förderdauer von 20 Jahren zuzüglich desInbetriebnahmejahres für den gesamten in der Anlage erzeugten Strom gleichermaßen mitder Inbetriebnahme der Anlage beginnt, ungeachtet der Inbetriebsetzung der einzelnenstromerzeugenden Generatoren, auch wenn diese nachträglich hinzugebaut werden. Einnach dem Urteil des BGH aufgeworfener problematischer Einzelaspekt dürfte damit für diePraxis, insbesondere durch die ausführliche Begründung des Entwurfs unter Bezugnahmedes BGH-Urteils, gelöst sein. Hinsichtlich der Einzelheiten zu den Übergangsregelungen wirdauf die Ausführungen zu § 18 verwiesen.4.1.2 Inbetriebnahme nach § 3 Nr. 17 EEG-RefEHinsichtlich der Neudefinition des Begriffs der Inbetriebnahme, wonach bei brennstoffbasiertenAnlagen die erstmalige Inbetriebsetzung ausschließlich mit Erneuerbaren Energien oderGrubengas erforderlich ist, ist zu beachten, dass dies in Verbindung mit der Geltung dieserAnforderung auch für Bestandsanlagen (vgl. § 66 Abs. 2 EEG-RefE) bedeuten würde , dassdie Anlagen ggf. rückwirkend als nicht in Betrieb genommen gelten könnten. Hinsichtlich entsprechenderBedenken zum Vertrauensschutz wird auf die vorstehenden Ausführungen unter2.2.4.3 verwiesen.In § 3 Nr. 17, 3. Halbsatz, EEG-RefE ist außerdem klarzustellen, dass und inwieweit die „Austauschregelung“auch den Austausch kleinerer Generatoren gegen größere Generatoren umfasst.Immerhin wird bei PV-Anlagen nach § 32 Abs. 5 EEG-RefE ein Austausch gegen einenleistungsstärkeren Generator nur im Umfang der bisherigen Leistung als Weiterführung derbisherigen Anlage vorgesehen.Außerdem ist legislativ zu bestimmen, welche Auswirkungen der Austausch für die Alt-Anlagehat, aus der der Generator stammt, der nun ersatzweise in eine Neu-Anlage eingebaut wirdSeite 44 von 84

(„Mitnahme des Inbetriebnahmedatums“). So ist vorzuziehen, dass die Regelung ihre inhaltlicheGrenze findet, wenn in die Altanlage ein neuer Generator eingebaut wird und der Alt-Generator in eine neue Anlage eingebaut wird. Der Inbetriebnahmezeitpunkt des Alt-Generators kann dann nur einmal existieren, nämlich entweder in der Altanlage, die aufgrundvon § 3 Nr. 17, 3. Halbsatz, EEG-RefE ihn auch behalten würde, oder in der Neuanlage, dieaber nach Halbsatz 1 der Regelung erst dann in Betrieb genommen sein dürfte, wenn sieerstmals in der neuen Anlagenkonstellation Strom aus EE oder Grubengas erzeugen würde.Der BDEW regt außerdem an, das Verhältnis der Inbetriebnahmedefinition nach § 3 Nr. 17EEG-RefE zur “Inbetriebnahme” nach § 17e EnWG-RefE klarzustellen, um hier keine Regelungswidersprüchehervorzurufen.4.1.3 Letztverbraucherdefinition in § 3 EEG-RefE (vorzusehen)Es sollte eine Begriffsbestimmung zu „Letztverbraucherinnen und Letztverbraucher“ vorgesehenwerden. Zur Feststellung der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage nach § 37 Abs. 2 und3 EEG 2012 waren hierzu zahlreiche Gerichtsverfahren anhängig. Eine Klarstellung durchden Gesetzgeber, was künftig unter Letztverbraucher zu verstehen ist, würde hier zu mehrRechtssicherheit führen. Die Begriffsbestimmung sollte im Wesentlichen dem von der Rechtsprechungentwickelten Verständnis von einem tatsächlichen Stromverbrauch entsprechen.Ein entsprechender Letztverbraucherbegriff sollte jedoch zugleich physikalisch bedingtenBesonderheiten Rechnung tragen: So sind Netzverluste im Sinne des § 10 StromNEV keinLetztverbrauch i. S .d. EnWG/EEG/KWKG.Der BDEW geht außerdem davon aus, dass hinsichtlich des Kraftwerkseigenverbrauch, wiein den in Meseberg am 22. Januar 2014 beschlossenen „Eckpunkten für die Reform desEEG“ vorgesehen, keine Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage eingeführt wird.4.2 Anlagenregister nach § 3a EEG-RefEOffen bleibt, ob es sich hierbei um ein ausschließliches Anlagenregister nur für EEG-Anlagenhandelt – wie durch den Begriff der „Anlage“, die in § 3 Nr. 1 EEG-RefE legal definiert wird, –oder aber um ein Gesamtanlagenregister, das bspw. auch KWK- und konventionelle Erzeugungsanlagenumfasst. Der BDEW vertritt hierzu die Auffassung, dass ein zentrales Gesamtanlagenregisterfür sämtliche Erzeugungsanlagen eingerichtet werden müsste.Weiteres: Siehe Kapitel 2.4Seite 45 von 84

4.3 Netzanschluss nach § 5 EEG-RefE4.3.1 Zu Absatz 1Der BDEW begrüßt die Klarstellung, dass für die gesamtwirtschaftliche Betrachtungsweisezur Ermittlung des technisch und wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkts nicht nuralternative Verknüpfungspunkte in einem anderen, sondern der BGH-Rechtsprechung folgendauch in demselben Netz maßgeblich sind. Allerdings ist zu bezweifeln, ob die Ausführungenin der Gesetzesbegründung zu den zu berücksichtigenden Kosten hinreichend beachtetwerden, zumal sie im Widerspruch zur BGH-Rechtsprechung der Vergangenheit stehen.Der BDEW regt daher folgende Formulierung von 5 Abs. 1 Satz 1 EEG-RefE an:Formulierungsvorschlag:„Netzbetreiber sind verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus ErneuerbarenEnergien und aus Grubengas unverzüglich vorrangig an der Stelle an ihr Netz anzuschließen(Verknüpfungspunkt), die im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist,und die in der Luftlinie kürzeste Entfernung zum Standort der Anlage aufweist, wennnicht dieses oder ein anderes Netz einen technisch und wirtschaftlich günstigerenVerknüpfungspunkt aufweist; bei der Prüfung des wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunktessind nur unmittelbare und keine mittelbaren Kosten wie Verluste aufgrundlängerer Netzanschlussleitungen oder aufgrund von Umspannungen zu berücksichtigen.“4.3.2 Zu Absatz 2Auch die Präzisierung des Wahlrechts des Anlagenbetreibers wird grundsätzlich positiv bewertet,insbesondere in Verbindung mit den Ausführungen in der Begründung. Auch das 10-Prozent-Kriterium als Anhaltspunkt für die Praxis bewertet der BDEW als handhabbar.Der BDEW regt daher eine weitere Präzisierung zu § 5 Abs. 2 EEG-RefE durch einen neuenSatz 2 wie folgt an:Formulierungsvorschlag:„Ist die Wahl eines Verknüpfungspunktes nach Satz 1 rechtsmissbräuchlich, kann derAnlagenbetreiber von seinem Wahlrecht für diesen Verknüpfungspunkt keinen Gebrauchmachen. Die Ausübung des Wahlrechts nach Satz 1 erfolgt insbesonderedann rechtsmissbräuchlich, wenn dem Netzbetreiber dadurch nicht nur unerheblicheMehrkosten entstehen. Von nicht nur unerheblichen Mehrkosten ist auszugehen,wenn die Wahl eines Verknüpfungspunktes nach Satz 1 für den Netzbetreiber zuMehrkosten in Höhe von 10 Prozent gegenüber dem Anschluss am gesamtwirtschaftlichengünstigsten Verknüpfungspunkt führt.”Seite 46 von 84

4.4 Technische Vorgaben nach § 6 EEG-RefE4.4.1 Vorgaben an die technischen EinrichtungenNeu ist, dass es nunmehr nach § 6 Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE genügen soll, dass sich dietechnische Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung und zur Abrufungder jeweiligen Einspeiseleistung am Netzverknüpfungspunkt befindet.Der BDEW gibt zu bedenken, dass eine solche wie in § 6 Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE beschriebeneKonstellation jedenfalls dann, wenn die Einbeziehung unterschiedlicher EEG- und sonstigerAnlagen ermöglicht werden soll, die Möglichkeiten des Netzbetreibers hinsichtlich derAbschaltreihenfolge nicht einschränken darf. So stellt sich etwa die Frage, wie vorzugehenwäre, wenn sich hinter dem Verknüpfungspunkt nicht nur EEG- sondern auch konventionelleAnlagen befinden. Sinnvoll wäre es demnach, wenn Anlagen der konventionellen Stromerzeugungseparat regelbar wären, da der Netzbetreiber gemäß § 11 Abs. 1 Satz 3 EEG 2012sicherstellen muss, dass insgesamt die größtmögliche Strommenge aus Erneuerbaren Energienund Kraft-Wärme-Kopplung abgenommen wird.Außerdem sollte, soweit technisch möglich, eine einheitliche Handhabung desEinspeisemanagements nach § 11 EEG mit dem Netzsicherheitsmanagement nach §§ 13und 14 EnWG ermöglicht werden.4.4.2 Fernsteuerbarkeit durch Netzbetreiber (vorzusehen)Aufgrund der technischen Komplexität eines An- und Abfahrvorgangs größerer KWK-Erzeugungsanlagen ist aus Sicht des BDEW zu erwägen, für KWK-Anlagen ab einer installiertenLeistung von 500 kW Absatz 1 der Regelung wie folgt zu ergänzen, um mögliche Risikeneiner erforderlichen Einspeisereduzierung abmildern zu können.Formulierungsvorschlag:“In Fällen von KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 500 kW giltdie Pflicht nach Satz 1 Nr. 1 als erfüllt, wenn durch eine jederzeit besetzte und erreichbareLeitwarte eine unverzügliche Reaktion auf Steuerungssignale des Netzbetreibersgewährleistet wird.”Aus Sicht der Netzbetreiber sollte die Erreichbarkeit durch Regelsignal und nicht telefonischerfolgen.Seite 47 von 84

4.4.3 Anlagenzusammenfassung nach § 6 Abs. 3 und § 21 Abs. 1 Satz 1 EEG-RefEDie Begriffe „sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe“ bieten bei Auf-Dach-Solarstromanlagenerhebliche Auslegungsprobleme. Die Prämissen in der Begründung des Regierungsentwurfszum EEG 2009 (BT-Drs. 16/8148)„Vom räumlichen Zusammenhang nicht erfasst werden Fälle, in denen auf Häusern benachbarterGrundstücke Photovoltaikanlagen angebracht werden, da hier eine Nähe zwangsläufigaus der Siedlungsstruktur sowie der Photovoltaiktechnik folgt.“sind angesichts der Vielzahl unterschiedlicher Praxisfälle nicht für eine hinreichende Differenzierunggeeignet. Der BDEW regt daher an, dass die leistungsseitige Zusammenfassung in§ 6 Abs. 3 und § 21 Abs. 1 Satz 1 EEG-RefE bei Solarstromanlagen nach § 32 Abs. 2 EEG-RefE jeweils auf dasselbe Grundstück im grundbuchrechtlichen Sinne bzw. auf dasselbe Gebäude(so zu § 11 Abs. 6 EEG 2004 und dort nahezu streitfrei) beschränkt ist.Im Rahmen der Übergangsregelungen sollte dann klargestellt werden, dass diese Präzisierungnur für Solarstrommodule gilt, die ab dem 1. August 2014 in Betrieb genommen werden,um Abrechnungen für Bestandsanlagen nicht ändern zu müssen.4.4.4 Rechtsfolge bei Nichteinhaltung von § 6 Abs. 1, 2, 5 und 6 i.V. mit § 20 Abs. 2EEG-RefEHinsichtlich der Neuregelung in § 6 Abs. 4 EEG-RefE ist zu begrüßen, dass auch in dem Fallfehlender Informationen seitens des Netzbetreibers die Anlage mindestens über die Möglichkeiteiner An-/Ausschaltung verfügen und ein Kommunikationssignal verarbeiten könnenmuss.Kritisch sieht der BDEW die Intention des Gesetzgebers, von der bisher in § 6 Abs. 6 i. V. m.§ 17 Abs. 1 EEG 2012 geregelten Sanktion für die Nichteinhaltung der technischen Anforderungennach § 6 Abs. 1, 2 oder 5 Abstand zu nehmen. § 6 Abs. 6 EEG Ref-E verweist fürdiesen Fall nunmehr auf § 19 Abs. 2 Nr. 2 EEG Ref-E, wonach sich der Vergütungs- bzw.Förderanspruch auf den Monatsmarktwert reduziert. Die Absenkung der Vergütung auf Nullhat in der Vergangenheit nachhaltig dazu beigetragen, die Anlagenbetreiber anzuhalten, dieVoraussetzungen des § 6 EEG 2012 zu erfüllen.Allerdings gibt es auch nach aktueller Rechtslage vermehrt Fälle, in denen sich Anlagenbetreiberweigern, eine solche Einrichtung zu installieren, zumeist dann, wenn sie überwiegendfür die Eigenerzeugung produzierten, für die sie ohnehin keine Vergütung erhalten bzw. erhaltenhaben. Mit der Neuregelung könnte der Anreiz, die Pflicht des § 6 EEG-RefE zu erfüllen,um einiges mehr abgesenkt werden, da die Anlagenbetreiber trotz Pflichtverletzung immernoch den Monatsmarktwert für den eingespeisten Strom erhielten. Dies scheint kontraproduktivaus Sicht der Netzbetreiber, die in Ansehung eines funktionierendenEinspeisemanagements und damit schließlich auch im Lichte der Netz- und Systemsicherheitauf solche Einrichtungen nach § 6 angewiesen sind. Aus diesem Grund wird auch die nachder Übergangsvorschrift des § 66 Abs. 1 Nr. 2 vorgesehene Anwendung des § 6 Abs. 6 aufBestandsanlagen vom BDEW abgelehnt. Zu betonen ist in diesem Zusammenhang auch,Seite 48 von 84

dass der Netzbetreiber nach der aktuellen Rechtslage in Fällen des § 6 Abs. 6 EEG 2012verpflichtet bleibt, den aus den Anlagen in das Netz eingespeisten Strom in den EEG-Belastungsausgleich einzubringen, weil § 34 EEG 2012 diesen Strom nicht aus derWeitergabepflicht ausnimmt. Es ist somit insbesondere nicht zulässig, dass der Netzbetreiberdiesen Strom für den Eigenbedarf verwendet oder außerhalb des EEG-Belastungsausgleichsverkauft. Indem der Strom dem Belastungsausgleich zugeführt, gleichwohl aber nach § 6Abs. 6 EEG 2012 nicht vergütet wird, verringert sich durch diesen Effekt im Ergebnis auch dieEEG-Umlage.Außerdem ist ein sich ändernder Monatsmarktwert für die betroffenen Netzbetreiber durchausschwieriger und kostenintensiver abrechenbar, als eine monatsüberschreitende Vergütungsabsenkungauf Null, zumal - bei Fehlen von Einrichtungen zur Ist-Ablesung - regelmäßig auchdie monatlichen Messwerte fehlen werden.4.4.5 Streichung des § 6 Abs. 5 EEG 2012 (Bezug auf SDLWindV)Obwohl der BDEW begrüßt, dass der Gesetzentwurf in der Begründung klarstellt, dass dieAnforderungen der Systemdienstleistungsverordnung sich in den geltenden Netzanschlussbedingungen(z. B. der BDEW-Mittelspannungsrichtlinie) finden und der Gesetzgeber angesichtsdes Gesetzentwurfs damit davon ausgeht, dass es sich hier um anerkannte Regeln derTechnik handelt, wird die vollständige Streichung des § 6 Abs. 5 EEG 2012 als kritisch angesehen.Denn § 7 Abs. 2 verweist zwar weiterhin auf § 49 EnWG, die Vermutungswirkung vonallgemein anerkannten Regeln der Technik (vgl. § 49 Abs. 2 EnWG) gilt aber hiernach nichtausdrücklich für technische Regelwerke des BDEW (siehe hierzu den BDEW-Änderungsvorschlag unter 4.5.2). Hier würde erhebliche Rechtsunsicherheit in der Praxisentstehen. Die übergangslose Streichung von § 6 Abs. 5 EEG 2012 würde hier eine Lückebei der Erfüllung dieser Voraussetzungen hervorrufen, insbesondere da Netzanschlussbedingungenrückwirkend gegenüber bereits am Netz angeschlossenen Anlagen nur schwerdurchsetzbar sind. Eine allgemeine Durchsetzung der technischen Anforderungen über dieNetzanschlussbedingungen ist im Lichte aktueller Entscheidungen als zumindest kritisch zusehen: So ist nach einer Entscheidung der Clearingstelle EEG (Votum 2008/33) und einerEntscheidung des OLG Düsseldorf (Beschluss vom 12.06.2013, Az.: VI-Kart 165/12 (V)) dieHeranziehung und Anerkennung von allgemein anerkannten Regeln der Technik auf den Einzelfallbeschränkt.Daher sollte, sofern eine Streichung von § 6 Abs. 5 und Teil 2 der SDLWindV erfolgt, zumindesteine entsprechende Ergänzung in § 7 Abs. 2 EEG aufgenommen werden:Formulierungsvorschlag für § 7 Abs. 2 Satz 2 (neu):“Die Einhaltung der anerkannten Regeln der Technik wird auch dann vermutet, wenndie technische Richtlinie des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft“Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz”, Ausgabe Juni 2008 (Mittelspannungsrichtlinie2008) in Verbindung mit “Regelungen und Übergangsfristen für bestimmteSeite 49 von 84

Anforderungen in Ergänzung zur technischen Richtlinie: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz”,Stand 1. Januar 2013 (Ergänzung vom 1. Januar 2013) eingehaltenworden ist, solange diese nicht durch eine technische Regel des Verbandes derElektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V. abgelöst wurde.”Sollte diesem Änderungsvorschlag nicht gefolgt werden, fordert der BDEW, dass in jedemFall § 6 Abs. 5 EEG 2012 iVm. § 17 Abs. 1 EEG 2012 (jetzt § 20 Abs. 2 Nr. 1) für diesenAspekt sowie die netztechnischen Vorgaben der derzeit geltenden Systemdienstleistungsverordnungunter Beibehaltung der Regelungen zu Anlagen in Mittelspannung nicht geändertwerden. Zudem sollte eine Anpassung des § 7 Abs. 2 Satz 1 EEG 2012 (vgl. unter 4.5.2.)erfolgen. Andernfalls entstünde erhebliche Rechtsunsicherheit in der Praxis.Eine Regelung, die den Betreiber von Windenergieanlagen verpflichtet, die Anforderungender Systemdienstleistungsverordnung Wind einzuhalten, insbesondere die netztechnischenErfordernisse, hat sich in der Praxis nicht zuletzt aufgrund der Sanktion in § 6 Abs. 6 i.V. mit§ 17 Abs. 1 EEG 2012 bewährt. Die Einhaltung der geforderten Regeln könnte jedenfallsnicht mehr über eine Vergütungskürzung einfach und mit Verweis auf das Gesetz gefordertwerden (siehe dazu auch unter Kapitel 6).4.4.6 Anforderungen an Biogastechnik nach § 6 Abs. 5 EEG-RefEAngesichts der erheblichen Rechtsfolge eines Verstoßes gegen die Biogas-Anforderungen in§ 6 Abs. 5 EEG-RefE und der unpräzisen Anforderungen der Regelung sollte schließlich imGesetzeswortlaut klargestellt werden, welche technischen Einrichtungen „zusätzliche Gasverbrauchseinrichtungen“im Sinne der Regelung darstellen. Die in der Begründung zum EEG2009 und 2012 genannten „Reserve-BHKW“ sind bei Netzparallelbetrieb und Regelaufrufendes Netzbetreibers nicht als solche Einrichtungen geeignet. Für „mobile Gasfackeln“ hat diesohnehin zu gelten.Außerdem ist in Absatz 5 ausdrücklich klarzustellen, ob Nr. 1 und 2 der Regelung auch imFalle von nur schwach ausdünstenden Gärresten und im Hinblick auf aussortierte Feststoffegelten. Dies wird in der Praxis teilweise angesichts der Ausnahme bei ausschließlichemGüllebetrieb angezweifelt.4.4.7 Messtechnik-Anforderungen des EnWG nach 6 Abs. 7 EEG-RefEDer BDEW begrüßt die Klarstellung, dass die mit der EnWG-Novelle erreichten SicherheitsundInteroperabilitätsstandards perspektivisch auch für die nach § 6 beschriebenen Anwendungsfällezu berücksichtigen sind (s. auch unten zu § 7 EEG). Zu prüfen wäre aber der Verweisauf die Absätze 1-5, wenn nur Absätze 1-3 sich mit technischen Einrichtungen fürEinspeisemanagementmaßnahmen befassen, für die die Regelungen im EnWG für intelligenteMesssysteme relevant sind.Seite 50 von 84

4.4.8 Synchronisation der “technischen Einrichtungen” nach § 6 Abs. 1 bis 3 EEG-RefE mit “intelligenten Messsystemen”Im Zusammenhang mit den Anregungen zur Messung (siehe nachfolgende Anmerkungen zu§§ 7, 13 und 66 Abs. 1 Nr. 8 EEG-REFE) regt der BDEW an, den neuen Absatz 7 durch folgendenSatz 2 zu ergänzen:Formulierungsvorschlag:“[…] Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber sowie Betreiberinnen und Betreibervon KWK-Anlagen können die Anforderungen der Absätze 1 bis 4 auch durch denEinbau von Messsystemen im Sinne des § 7 erfüllen, soweit deren Funktionalität diesenAnforderungen genügt.”Begründung:Damit kein Nebeneinander von Messsystemen und technischen Anforderungen nach § 6EEG-RefE entsteht, erscheint die einheitliche Verwendung von intelligenten Messsystemenim Sinne des § 21c EnWG auch zur Ermöglichung von Einspeisemanagementmaßnahmenangezeigt. Voraussetzung ist, dass diese sowohl die Abrufung der Ist-Einspeisung als auchdie ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung ermöglichen (siehe im Übrigen auchBegründung zu §§ 7, 13 und 66 Abs. 1 Nr. 8 EEG-RefE).Schließlich wäre es sinnvoll, eine Kostentragungsregelung in § 6 oder in §§ 13 oder 14 EEGeinzufügen, wenn bestehende Messsysteme wegen technischen Fortschritts mittelfristig gegenintelligente Messsysteme ersetzt werden, z. B. bei Umrüstung von Funkrundsteuerungauf intelligente Messsysteme.4.5 Messung nach §§ 7, 13 und 66 EEG-RefE und technische Anforderungen4.5.1 Messung nach §§ 7, 13 und 66 EEG-RefEDie angekündigte engere Verzahnung von EEG und EnWG, die stärkere Heranziehung vonErzeugungsanlagen und schaltbaren Lasten zur Erbringung von Systemdienstleistungen unddie geplante umfassendere Marktintegration von EE-Anlagen wird sich in einer umfassenderenVerpflichtung zur Einbindung von EE-Anlagen und schaltbaren Lasten in intelligenteMesssysteme niederschlagen. Die Einbindung in dieses komplexe und vernetzte Systemsetzt auch voraus, dass die dafür vorgesehenen Sicherheitsmaßstäbe eingehalten werden.Hier dürfen keine Lücken entstehen, die ggf. das gesamte System gefährden können. EineDifferenzierung der Regelung mit Blick auf die Messung zwischen EEG und EnWG erscheintSeite 51 von 84

in diesem Zusammenhang nicht mehr sinnvoll. Daher schlägt der BDEW vor, den § 7 Abs.1EEG 2012 wie folgt zu ändern:Formulierungsvorschlag:„Anlagenbetreiberinnen und -betreiber sind berechtigt, den Anschluss der Anlagensowie die Einrichtung und den Betrieb der Messeinrichtungen einschließlich der Messungvon dem Netzbetreiber oder einer fachkundigen dritten Person vornehmen zulassen. Für Messstellenbetrieb und Messung gelten die Vorschriften der §§ 21b bis21h des Energiewirtschaftsgesetzes und der auf Grund von § 21i des Energiewirtschaftsgesetzeserlassenen Rechtsverordnungen.“Korrespondierend sollte § 13 EEG wie folgt angepasst werden:„Die notwendigen Kosten des Anschlusses von Anlagen zur Erzeugung von Stromaus Erneuerbaren Energien oder aus Grubengas an den Verknüpfungspunkt nach § 5Abs. 1 oder 2 sowie der notwendigen Messeinrichtungen zur Erfassung des geliefertenund des bezogenen Stroms trägt die Anlagenbetreiberin oder der Anlagenbetreiber.Für Messung und Messstellenbetrieb kann der Messstellenbetreiber ein Entgelterheben.“Begründung:Der Anwendungsbereich des Verweises, insbesondere die Frage, ob die „Grundzuständigkeit“des Anlagenbetreibers für die Messung/den Messstellenbetrieb aufgehoben werden solloder nicht, ist in der Praxis wie auch die Anwendbarkeit der weiteren EnWG-Vorschriften umstritten(vgl. Entscheidung der Clearingstelle EEG im Verfahren 2012/7 und die hierzu abgegebenenVerbände-Stellungnahmen). Die Streichung in Satz 1 führt dazu, dass die EnWG-Vorschriften für Messung und Messstellenbetrieb auch vollumfänglich für das EEG gelten. DaEEG- und KWK-G-Anlagen durch den Messstellenbetreiber mit Messsystemen auszustattensind, müssen auch die Anforderungen an die eingesetzte Technik identisch sein. Somit stelltdas EEG dann für die Messung kein eigenständiges Regime hinsichtlich der Zuständigkeitund der technischen Eigenschaften auf. Der Netzbetreiber ist daraufhin grundzuständigerMessstellenbetreiber und der Anlagenbetreiber kann einen dritten Messstellenbetreiber wählen,§ 21b EnWG. Der BDEW weist außerdem darauf hin, dass die Festlegungen der BNetzA,u.a. die Festlegung zu den Wechselprozessen im Messwesen, die derzeit nicht für Einspeisergilt, entsprechend anzupassen ist.Als Konsequenz ist auch § 13 EEG zu präzisieren. Der verantwortliche Messstellenbetreiberhat den ordnungsgemäßen Messstellenbetrieb und die ordnungsgemäße Messung zu gewährleisten.Er soll dafür ein Entgelt für Messung und Messstellenbetrieb in Rechnung stellenkönnen. In diesem Punkt ist daher das EEG hinsichtlich der Kostentragung an die EnWG-Seite 52 von 84

Vorschriften anzupassen. Hierbei ist zu beachten, dass der Netzbetreiber, der nach § 21bAbs. 1 EnWG als grundzuständiger Messstellenbetreiber den regulierungsrechtlichen Anforderungendes EnWG unterliegt.Weiterhin sollte § 66 Abs. 1 Nr. 8 EEG-RefE nach Korrektur wie folgt geändert werden:„§ 66 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Juli 2014 geltenden Fassungmit folgenden Maßgaben anzuwenden ist:(…)d) § 7 Abs. 1 Satz 2 in der Fassung dieses Gesetzes ist [Übergangsfrist „ab dem Datum]anzuwenden.“Begründung:§ 21d EnWG definiert ein intelligentes Messsystem im Sinne des EnWG als eine „in einKommunikationsnetz eingebundene Messeinrichtung zur Erfassung elektrischer Energie“. § 7Abs. 1 Satz 2 EEG 2012 verweist unter anderem auf diese Definition in § 21d EnWG. Unterdiese Definition fallen sämtliche RLM-Messungen, da es sich dabei um Messeinrichtungenhandelt, die in ein Kommunikationsnetz eingebunden sind. Für Anlagen, für die das EEG eineRLM-Messung vorsieht und für die der Verweis in § 7 Abs. 1 gilt (§§ 6, 22b EEG-REFE, §§ 6,33 Abs. 2 Nr. 3 EEG 2012), würden mit der Verfügbarkeit von intelligenten Messsystemendaher die gleichen Regelungen gelten wie für Entnahmestellen mit RLM-Messeinrichtungen.Sie müssten die strengen Anforderungen an intelligente Messsysteme nach § 21d EnWGerfüllen. Etwas anderes gilt nur für Anlagen, für die das EEG 2009 nach § 66 EEG weiter gilt.Für Anlagen, für die das EEG eine RLM-Messung vorsieht, erscheint das Nebeneinander vonverschiedenen Messsystemen auch vor dem Hintergrund der notwendigen Sicherheitsanforderungennicht als sinnvoll. Daher sollte die Anwendung des Verweises in § 7 Abs. 1 Satz 2in zeitlicher Hinsicht angepasst werden, so dass er auch auf Bestandsanlagen anwendbar ist.Alle Anlagen, die mit RLM-Messungen ausgestattet sind oder werden, würden demnach denAnforderungen an intelligente Messsysteme unterfallen. Eine entsprechende und ausreichendbemessene Übergangsfrist für den Einbau ist dafür allerdings vorzusehen.Der BDEW gibt außerdem zu bedenken, dass die Frage, ob intelligente Messsysteme beiNeu- oder Bestandsanlagen einzubauen sind, mit den Erfordernissen des EEG (insbesondereder Synchronisation des Netzausbaus mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien, s. o.)abzustimmen sind. Vor diesem Hintergrund sollte daher perspektivisch § 21c Abs. 1 lit. c)EnWG jedenfalls mit Blick auf EEG-Anlagen gestrichen und die Einbauverpflichtung für EEG-Anlagen im EEG selbst verankert werden. Denn nach § 21c Abs. 1 lit. c) EnWG gilt die (Neu-)Einbaupflicht von Messsystemen nur für Neuanlagen mit einer installierten Leistung von mehrals 7 kW, d.h. Anlagen der entsprechenden Größenordnung, die nach Inkrafttreten der maßgeblichenRegelungen des EnWG in Betrieb genommen wurden.Seite 53 von 84

Auch für eine Abrechnung der EEG-Umlage im Hinblick auf eigenerzeugten Strom, der selbstverbraucht wird, sollte der Einbau entsprechender intelligenter Messsysteme bei Eigenerzeugungsanlagengesetzlich verankert werden. Eine genaue Erfassung über geeignete Messsystemeist gerade dann wichtig, wenn beispielsweise mit Strom aus einer Eigenerzeugungsanlageneben dem Selbstverbrauch zudem teilweise eine Belieferung eines Letztverbrauchersstattfindet. Die Einbauverpflichtung sowie die Anforderungen sind im EnWG geregelt. Es solltegeprüft werden, in welchem Umfang EEG-Anlagen zum Einbau verpflichtet werden müssen(siehe § 7 Abs. 1 EEG-RefE). Soweit die Anforderungen an intelligente Messsystemenoch nicht endgültig festgeschrieben sind (beispielsweise Erfassung des Eigenstromverbrauchs),sollten teilweise noch erforderliche Anforderungen vorgesehen werden.Der BDEW regt außerdem an, eine entsprechend klarstellende Änderung auch im Rahmender anstehenden KWK-G-Novelle aufzunehmen.4.5.2 Technische Anforderungen nach § 7 Abs. 2 EEG§ 7 Abs. 2 Satz 1 EEG-RefE ist wie folgt neu zu fassen:„Die Ausführung des Anschlusses und die übrigen für die Sicherheit des Netzes notwendigenEinrichtungen einschließlich der technischen Einrichtungen nach § 6 Abs. 1und 2 und die weiteren für die Fernsteuerbarkeit der Anlagen erforderlichen Einrichtungenmüssen den im Einzelfall notwendigen nach § 19 EnWG erlassenen technischenAnforderungen Mindestanforderungen des Netzbetreibers und § 49 des Energiewirtschaftsgesetzesvom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel5 Abs. 1 des Gesetzes vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1738) geändert worden ist,entsprechen.“Angesichts der Vielzahl von EEG-Anlagen ist es erforderlich, die Einzelfallregelung für Anforderungenan den Netzanschluss und die Sicherheitseinrichtungen zu standardisieren unddamit auch für die Anlagenbetreiber vorhersehbar zu machen. Die individualisierten TechnischenAnforderungen in § 7 Abs. 2 EEG sollten daher – wie für alle anderen dezentralenEinspeiser – auf die standardisierten technischen Mindestanforderungen des Netzbetreibersnach § 19 EnWG umgestellt werden. Dadurch wird die Verlässlichkeit der Entscheidungsgrundlagenüber den Anschluss und die einzuhaltenden Anforderungen für alle anderen Anlagenbetreiberund Netzbetreiber deutlich erhöht. Denn Netzbetreiber sehen sich immer größerenProblemen ausgesetzt, die Anforderungen der technischen Richtlinien für Mittel-,Hoch- und Höchstspannung gegenüber Anlagenbetreibern durchzusetzen und dabei dieNetz- und Systemsicherheit zu gewährleisten. Klarstellend wird ergänzt, dass auch die Einrichtungennach § 6 zur Fernsteuerung regelmäßig der Sicherheit des Netzes dienen. Auchdie übrigen zur Fernsteuerung (insbesondere durch den Direktvermarkter) erforderlichen Anlagenmüssen den anerkannten Regeln der Technik insbesondere im Hinblick auf die Zuver-Seite 54 von 84

lässigkeit der Erreichbarkeit der Anlagen entsprechen. Hier besteht Rechtsunsicherheit in derPraxis. Zur Änderung von § 7 Abs. 1 Satz 2 (neu) s. oben unter 4.4.5.4.5.3 Vertragliche Vereinbarungen nach § 8 Abs. 3 EEGDie Möglichkeit zu den die Netzintegration verbessernden vertraglichen Vereinbarungen sollauch auf die Unternehmen ausgedehnt werden, die als Direktvermarkter Strom aus EE in denMarkt einbringen. Durch die Einführung des Begriffs des Direktvermarktungsunternehmerswird diese Klarstellung möglich.Mit einer Ergänzung des Satzes 2 soll klargestellt werden, dass solche Vereinbarungen weiterhindas Ziel der maximal möglichen Nutzung des erzeugten Stromes aus EE berücksichtigenmüssen und solche Vereinbarungen erst angewendet werden, wenn keine Potenziale imkonventionellen Kraftwerksbereich mehr zur Verfügung stehen.Formulierungsvorschlag für § 8 Absatz 3 EEG:„(3) Die Verpflichtungen nach Absatz 1 bestehen nicht, soweit Anlagenbetreiberinnenoder -betreiber oder Direktvermarktungsunternehmer und Netzbetreiber unbeschadetdes § 12 zur besseren Integration der Anlage in das Netz ausnahmsweise vertraglichvereinbaren, vom Abnahmevorrang abzuweichen. Bei der Anwendung vertraglicherVereinbarungen nach Satz 1 ist sicherzustellen, dass der Vorrang für Strom aus erneuerbarenEnergien, Grubengas und Kraft-Wärme-Kopplung grundsätzlich gewahrtwird und insgesamt die größtmögliche Strommenge aus erneuerbaren Energien undKraft-Wärme-Kopplung abgenommen wird.“4.6 Einspeisemanagement nach §§ 11 und 12 EEG-RefEDer BDEW regt eine Präzisierung der derzeit in § 11 Abs. 3 Satz 1 EEG 2012 enthaltenenMitteilungs- und Veröffentlichungspflichten über die tatsächlichen Zeitpunkte, den jeweiligenUmfang, die Dauer und die Gründe der Regelung hinsichtlich der Dauer, der betroffenen Anlagenund der Leistungsstufen an. Zur Erleichterung der Abwicklung der Entschädigungenund für eine verbesserte EEG-Prognose sollte beispielsweise die Mitteilungspflicht des § 11Abs. 3 EEG auch auf den verursachenden Netzbetreiber und den Übertragungsnetzbetreiberausgeweitet werden.Der BDEW regt darüber hinaus an, die 95 %-Regelung in § 12 Abs. 1 EEG zu streichen. Hinsichtlichder Berechnung der 95 %-Regelung gibt es gegenwärtig keine eindeutige juristischeAuslegung, was zu Anwendungsschwierigkeiten führt, die sich durch den Wegfall der Regelungauflösen ließen. Zudem steht der administrative Aufwand der Kürzung von fünf Prozentin keinem Verhältnis zur Kürzung von einem Prozent der EEG-Vergütung. Alternativ regt derBDEW eine entsprechende Klarstellung an, soweit nicht ohnehin mit Rücksicht auf eine weitereNetzintegration Erneuerbarer Energien sowie entsprechender Vorschläge aus der Ver-Seite 55 von 84

gangenheit z.B. eine Aussetzung der Entschädigungszahlungen bei Errichtung von EE-Anlagen in Gebieten, wo bereits ein Einspeisemanagement betrieben wird, angedacht wird(siehe “Vorschläge für eine grundlegende Reform des EEG”).Auch hinsichtlich der Begriffe „entgangene Einnahmen“ (insbesondere im Fall der Direktvermarktung),„zusätzliche Aufwendungen“ und „ersparte Aufwendungen“ ist die juristische Auslegungnicht eindeutig, weswegen diesbezüglich eine Klarstellung angeregt wird. Aufgrundder Einführung einer verpflichtenden Direktvermarktung und der dementsprechenden Zunahmeder Direktvermarktungen ist dann auch mit vermehrten Rechtsstreitigkeiten über die“entgangenen Einnahmen” zu rechnen.4.7 Förderanspruch nach § 16 EEG-RefEZu der Neufassung des § 16 EEG-RefE wird vor dem Hintergrund der Rechtsprechung desBGH (Urteil vom 6. November 2013, Az.: VIII ZR 194/12) eine Klarstellung des Ausschließlichkeitsprinzipsangeregt.Auch zur Nachweiserbringung im Rahmen von Abschlagszahlungen (§ 16 Abs. 1 Satz 3 EEG2012) ist eine Präzisierung notwendig, dass der Anlagenbetreiber insbesondere bei Einsatzstoffwechselvon Erneuerbaren Energien zu fossilen Energieträgern zur vorherigen Anzeigeverpflichtet ist und im Unterlassensfall sanktioniert wird. In diesem Zusammenhang ist zubegrüßen, dass der Gesetzgeber nunmehr die Anspruchsfälligkeit sowie das Recht auf Abschlagszahlungenan die Einhaltung von § 46 EEG knüpft. Allerdings regelt § 46 EEG nachträglichzu erbringende Pflichten, während das Recht auf Abschlagszahlungen sowie die Fälligkeiteines Anspruchs vor Begründung dieser Pflichten entstehen. Dementsprechend sollteninsbesondere bei Biomasseanlagen die Fälligkeit sowie die Abschlagszahlungen an die Erbringungder Nachweise nach § 27c Abs. 3 Satz 2 EEG-RefE legislativ geknüpft werden, damitdie insoweit von der Clearingstelle EEG im Verfahren 2012/6 festgestellten, aber in derPraxis umstrittenen Vergütungsgrundsätze streitfrei werden.Der BDEW beurteilt die Festlegung der Abschlagszahlungsfälligkeit auf den 15. Kalendertagder Einspeisung grundsätzlich als positiv, insbesondere mit Rücksicht auf den Gleichlauf derAbschlagszahlungen mit den Abrechnungen nach MaBiS. Hierbei ist die Abschlagszahlungals pauschalierte Zahlung von der Zahlung auf die Ist-Einspeisung zu unterscheiden, die insbesonderedann nicht in Frage käme, wenn eine kalendermonatliche Auslesung der Messwertenicht gewollt oder nicht automatisiert erfolgen kann. Der BDEW regt an, dass auch dieanderen Zahlungsprozesse im Rahmen des Belastungsausgleichs vom ÜNB an den VNBund vom EVU an den ÜNB in ihrer Fälligkeit ausdrücklich gesetzlich geregelt werden und andiese Frist angepasst werden können. Ein zeitliches Auseinanderfallen der Zahlungen desVerteilungsnetzbetreibers an den Anlagenbetreiber und des Übertragungsnetzbetreibers anden Verteilungsnetzbetreiber muss aufgrund der Notwendigkeit der Zwischenfinanzierungvermieden werden.Der BDEW weist darauf hin, dass es mit Rücksicht auf die SEPA-Vorgaben erforderlich seinkann, dass Verteilungsnetzbetreiber Abschlagszahlungen bereits vor dem 15. KalendertagSeite 56 von 84

des Folgemonats überweisen müssen. Der BDEW sieht eine diesbezügliche Änderung in§ 16 Abs. 2 EEG-RefE aber nicht als notwendig an, da eine Zahlung auch vor gesetzlicherFälligkeit geleistet werden kann.4.8 Wechsel zwischen den Veräußerungsformen und Wechselverfahren nach §§ 17und 17a EEG-RefEDie vorgesehenen Regelungen zum Wechsel zwischen den Veräußerungsformen werfenmehrere Fragen auf:4.8.1 WechselfristenDie energiewirtschaftlichen Marktprozesse bauen aufeinander auf und greifen ineinander(„Verzahnung der Prozesse“). Die Einführung einer jederzeitigen und damit grundsätzlichfristlosen Wechselmöglichkeit für das Direktvermarktungsunternehmen würde ohne inhaltlicheNotwendigkeit Anpassungsbedarf an den Folgeprozessen (insb. Bilanzkreisabrechnung,untermonatlicher Lieferantenwechsel) generieren.Die Wechselmöglichkeit in § 17 Abs. 3 Nr. 1 sollte daher gestrichen werden. Die Sinnhaftigkeitder Einführung einer separaten Wechselfrist für den Wechsel des Direktvermarktungsunternehmersist nicht erkennbar, sondern wäre darüber hinaus auch in der Praxis aufgrundnotwendiger Abstimmungs- und Meldeprozesse zwischen den beteiligten Unternehmen bzw.Marktrollen nicht umsetzbar. Zudem würden damit untermonatliche Bilanzkreiswechsel entstehen,die mit den bestehenden Marktprozessen nicht abgebildet werden können. DerBDEW sieht allerdings die Notwendigkeit für Anlagenbetreiber, in bestimmten Situationeneinen zügigen Wechsel vornehmen zu können und regt daher an, für Wechsel desDirektvermarkters - also ohne Wechsel der Vergütungsform - kürzere Wechselfristen als dieVorlauffristen nach EEG 2012 vorzusehen, allerdings nur zum Monatsersten, die etwa bei 15Tagen liegen könnten. So würde dem Erfordernis eines zügigen Wechsels Rechnung getragen,etwa wenn Umständen vorliegen, die einen Wechsel in eine Ausfallvergütung nach§ 22d andernfalls erforderlich machten.Auch die Wechselfristen zwischen den Veräußerungsformen werden gegenüber dem EEG2012 deutlich verkürzt. Während die geltende BNetzA-Festlegung „Marktprozesse fürEinspeisestellen (Strom)“ einen Monat Vorlaufzeit für Wechsel vorsieht, soll laut EEG-RefEder Wechsel lediglich 15 Werktage vor dem Wechselmonat angezeigt werden. Aus Sicht desBDEW ist fraglich, ob eine solche Fristverkürzung erforderlich ist. Änderungen an Marktprozessen(sowohl bei der Prozessausgestaltung und als auch bei einer Änderung der Fristen)ziehen immer Änderungen in den IT-Systemen der Unternehmen nach sich, die mit erheblichenKosten verbunden sind. Vor dem angestrebten Ziel der Vermeidung von Bürokratie undzusätzlichen Kosten für die Verbraucher empfiehlt der BDEW, zunächst Erfahrungen mit derBNetzA-Festlegung zu Marktprozessen für Einspeisestellen zu sammeln, die erst seit 01.Oktober 2013 im Markt angewendet wird.Seite 57 von 84

Eine untermonatliche Wechselmöglichkeit zwischen den Veräußerungsformen nach § 17Abs. 1 Nr. 1-3 EEG-RefE wird jedoch abgelehnt. Gerade bei dem Wechsel aus der Einspeisevergütung(§ 17 Absatz 1 Nummer 4) sind nach der Abwicklung der Wechselprozessedurch den VNB umfangreichere Folgeprozesse zur Prognostizierung und Vermarktung derEnergiemengen durch den ÜNB bzw. BKV notwendig. Bei einer unzureichenden Abwicklungder Folgeprozesse entstehen Mehrkosten auf Grund zu viel oder nicht vermarkteter Energiemengenund einem damit einhergehenden Ungleichgewicht der Systembilanz.Im Hinblick auf die Wechselmöglichkeit in die Veräußerungsform nach § 17 Abs. 1 Nr. 4EEG-RefE (Ausfallvergütung) kann auf eine Meldung auch vollständig verzichtet werden, dain diesem Fall der Bilanzkreis des Direktvermarktungsunternehmens geschlossen wird unddie betroffenen Anlagen automatisch zurück in den EEG-Bilanzkreis des aufnehmendenNetzbetreibers fallen, womit diese in die Vermarktung durch den ÜNB wechseln. Die Schließungdes Bilanzkreises ist dem ÜNB bekannt, so dass dieser auch die dort zugeordnetenAnlagen wieder der EEG-Vermarktung zuordnen kann.Die angedachte Wechselfrist nach § 17a Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE von drei Werktagen ist zuknapp. Auch für diesen Prozess ist eine Wechselfrist von mindestens 15 Werktagen erforderlich,um die Daten entsprechend zu verarbeiten (bspw. Clearing der Daten, Weitergabe anPrognoseinstitute, Parametrierung der Hochrechnungs- und Vermarktungssysteme).Zudem sind bei einer Verkürzung der Fristen die Wechselwirkungen auf die Folgeprozesse,wie z.B. der Meldefristen vom VNB an den ÜNB zu beachten.Ob die Wechselfristen nach § 17 und 17a EEG-RefE (u. a. mit 3-tägiger Frist in die Ausfallvergütungnach § 17a Abs. 1 Satz 2) umgesetzt werden können, darf vor dem Hintergrundder bisherigen Prüffristen nach den „Marktprozessen für Einspeisestellen (Strom)“ zumindestbezweifelt werden. Die Kommunikation zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber erfolgtin der Regel manuell, d.h. per Telefon oder E-Mail. Zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiberbesteht in der Regel kein elektronisch automatisierter Kommunikationsweg. Wichtigist, dass Informationen über den Wechsel auch zwischen den Vermarktungsformen rechtzeitigden Übertragungsnetzbetreiber erreichen, da dieser gegebenenfalls für die Vermarktungdes Stroms aus den Anlagen zuständig ist.Zudem sollten alle Fristen in Werktagen angegeben werden. Die Angabe von Fristen in Werktagenanstelle von Kalendertagen hat sich prozessual im Rahmen der bestehenden regulatorischenBestimmungen zu Marktprozessen bewährt und umgeht die Wochenend- und Feiertagsproblematik.Ggf. sollte eine ausreichende und für den letzten Wechsel an die Pflicht der Anlagenbetreiberzur Nutzung der elektronischen Kommunikation gebundene Übergangsfrist eingeführt werden,um IT-Anpassungen vorzunehmen, die diese Verkürzung der Wechselfristen von Veräußerungsformenermöglichen. Damit dies in der Praxis umgesetzt werden kann, sollte eineausreichend bemessene Frist für die entsprechende Meldung des Anlagenbetreibers an denNetzbetreiber sowie eine zusätzliche Frist für die Meldung des Netzbetreibers an den Übertragungsnetzbetreiberim Gesetz definiert werden.Seite 58 von 84

Im Hinblick auf die in § 17a Abs. 4 definierte Ausgestaltung von neuen standardisierten Prozessenund Formaten sind ausreichende Umsetzungsfristen zwingend erforderlich. Die in§ 17a Abs. 3 vorgesehene Frist bis zum 1. April 2015 für die Erarbeitung einheitlicher undmassengeschäftstauglicher Verfahren ist daher deutlich zu knapp bemessen. Ausgehenddavon, dass das EEG im Sommer 2014 verabschiedet wird, ergäbe sich folgender Zeitplan:Ausarbeitung standardisierter Prozesse durch die Netzbetreiber unter angemessener Beteiligungder Anlagenbetreiber (bis Januar 2015), Durchführung eines Festlegungsverfahrens derBundesnetzagentur zur Festlegung standardisierter Marktprozesse für Einspeisestellen Strom(bis Mai 2015); Anpassung der Datenformate auf Grundlage der BNetzA-Festlegung (bis Juli2015), Konsultation und Festlegung der Datenformate durch die Bundesnetzagentur (bis Oktober2015), Umsetzungsfrist für die IT-technische Umsetzung der Marktprozesse in den Unternehmen(in Abhängigkeit des Implementierungsaufwands mindestens sechs Monate).Daraus ergibt sich eine mögliche Anwendbarkeit der neuen Marktprozesse zum 1. April 2016.Das dem vorangestellten Zeitplan zugrunde liegende Änderungsmanagement der Bundesnetzagenturzur Festlegung von Marktprozessen und Datenformaten (siehe hierzu MitteilungNr. 4 zu GPKE/GeLi Gas) hat sich am Markt etabliert und bewährt. Die Stichtage 1. April und1. Oktober eines jeden Jahres umfassen alle erforderlichen Anpassungen an den Datenformatenaufgrund veränderter gesetzlicher oder regulatorischer Rahmenbedingungen.4.8.2 BegriffsklärungDer Begriff „Direktvermarktungsunternehmen“ entspricht im prozessualen Sinn dem „aufnehmendenLieferanten“. Dies kann auch der Anlagenbetreiber selbst sein, der diese Marktrollezusätzlich zu seiner Marktrolle als “Erzeuger” wahrnimmt. Dies sollte in der Gesetzesbegründung,auch bei den Definitionen von “Direktvermarktungsunternehmer” und “Anlagenbetreiber”,klargestellt werden.4.8.3 Benennung von Bilanz- oder Unterbilanzkreisen gem. § 17a Abs. 2 Satz 2 EEG2014 i. V. m. § 22a Nr. 3 lit. bIn Fällen der Direktvermarktung sollen gem. § 17a Abs. 2 Satz 2 EEG 2014 die Anlagenbetreiberinnenund Anlagenbetreiber auch einen Bilanz- oder Unterbilanzkreis benennen, in denAusgleichsenergiemengen einzustellen sind. Ausweislich der Begründung soll hierdurch erreichtwerden, dass bei „Verunreinigung“ der Direktvermarktungsbilanzkreise aufgrund vonAusgleichsenergiemengen, die durch den Netzbetreiber eingestellt werden, die nicht von derAnlagenbetreiberin oder dem Anlagenbetreiber oder dem Direktvermarktungsunternehmer zuvertreten sind, die Voraussetzung des § 22 a Nr. 3 Buchstabe b erfüllt ist.Es wird davon ausgegangen dass es sich hier um die Ausgleichsenergiemengen im Rahmendes Eingriffs in Erzeugungsanlagen bei der Erbringung von Systemdienstleistungen bzw.Einspeisemanagement handelt. In diesem Zusammenhang weist der BDEW darauf hin, dassdie Bundesnetzagentur ein Festlegungsverfahren zur bilanziellen und energetischen Behandlungvon Einspeisemaßnahmen eröffnet hat, das noch nicht abgeschlossen ist und mit demSeite 59 von 84

eine entsprechende Regelung abgestimmt sein sollte. Nicht abbildbar wäre hingegen die Erbringungvon Ausgleichsenergie im Rahmen der regulären Bilanzkreisbewirtschaftung (Bilanzkreisabrechnung)durch den Bilanzkreisverantwortlichen, da dies der Ausgleich des Bilanzkreisesist. Hierzu wird auch eine Klarstellung in der Begründung angeregt.4.8.4 Streichung der Rechtsfolgen von Verletzung der Wechselfristen nach § 33dAbs. 5 EEG 2012Der BDEW begrüßt die Streichung des § 33d Abs. 5 EEG 2012 und damit auch die Aufgabeder Rechtsfolge des Verlustes der Marktprämie für drei Kalendermonate (vgl. § 33g Abs. 3Satz 2 EEG 2012) zugunsten einer milderen Sanktion.Die in § 20 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 und Satz 2 EEG-RefE geregelten Rechtsfolgen bei Verstoßgegen die Wechselvorgaben des EEG-RefE sind zwar in zeitlicher Hinsicht deutlich abgemildertworden. Der BDEW regt aber – insbesondere im Hinblick auf die bereits getroffeneBNetzA-Festlegung „Marktprozesse für Einspeisestellen (Strom)“, für die bereits eine breiteVerbandsbeteiligung durchgeführt wurde - an, eine Ablehnung des Wechsels der Direktvermarktungbei Nichtvorliegen der Voraussetzungen und einen Verbleib in der bisher gewähltenForm anzudenken, statt einen Wechsel mit Verlust an Fördermöglichkeiten. Jedenfalls solltefür die Sanktion in Bezug auf § 20 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 genau definiert werden, wann die „Beendigung“des Verstoßes vorliegt (korrekte Daten werden nachgeliefert, „faktisch“ richtigeEinordnung in den entsprechenden Bilanzkreis zum korrekten Datum, o. ä., siehe auch unter4.10.2).4.9 Förderbeginn und Förderdauer nach § 18 EEG-RefEDer BDEW begrüßt, dass ausweislich § 18 EEG-RefE der Fristbeginn für die finanzielle Förderunggrundsätzlich der Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage ist, und dass dies gemäßder Übergangsbestimmung in § 66 Abs. 1 grundsätzlich auch für Zubaufälle von Bestandsanlagengelten soll. Allerdings ist die Übergangsregelung insoweit ungenau, als dass damitdann auch die gesetzliche Förderdauer in § 18 Satz 1 EEG-RefE für jegliche Bestandsanlagen20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr betragen würde, obwohl z.B. Wasserkraftanlagennach dem EEG 2000 eine unbefristete Förderdauer und solche nach § 12 Abs. 3 Satz 2 EEG2004 15 bzw. 30 Jahre beträgt.Außerdem ist unklar, welche Definition von „Inbetriebnahme“ in § 17 Satz 1 EEG-RefE gemeintist, insbesondere, ob die strenge nach dem EEG 2004 (vgl. BGH, Urteil vom 21. Mai2008, Az. VIII ZR 308/07), die weite nach § 3 Nr. 5 EEG 2009 (vgl. Clearingstelle EEG, Verfahren2009/26) oder die wiederum strenge nach § 3 Nr. 15 EEG-REFE.Dementsprechend rät der BDEW an, dass § 18 erst einmal nur für solche Anlagen gelten soll,die nach der Inbetriebnahmedefinition des EEG 2014 ab dem 1. August 2014 in Betrieb genommenworden sind, und dass § 18 Satz 2 EEG-RefE im Rahmen von § 66 Abs. 1 analogfür Anlagen gelten soll, die vor dem 1. August 2014 nach den Inbetriebnahmedefinitionen derSeite 60 von 84

jeweiligen Vorgängerfassungen des EEG in Betrieb genommen worden waren, jedoch umweitere Generatoren erweitert worden sind.4.10 Verringerung der Förderung nach § 20 EEG-RefEHinsichtlich Absatz 2 Nr. 1 regt der BDEW eine Überprüfung der Änderung des abgemildertenSanktionsmechanismus in § 20 Abs. 2 EEG-RefE an. Bisher führten Verstöße gegen diedort genannten Vorschriften zu einer Verringerung des Vergütungsanspruchs auf null.Absatz 2 Nr. 2: Hierzu siehe auch Kapitel 4.8.4.4.10.1 Verbot der anteiligen Direktvermarktung nach § 20 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG-RefEEinerseits ist der Wegfall der anteiligen Direktvermarktung zu begrüßen, da dadurch der administrativeAufwand der Netzbetreiber erheblich reduziert wird. Andererseits ist aus Sichtdes BDEW aber zu überprüfen, ob das Verbot der anteiligen Direktvermarktung bei Abrechnungmehrerer Anlagen über eine gemeinsame Messeinrichtung bestehen bleiben sollte, weilder Einbau von Untermessungen für jede einzelne Anlage mit hohen Kosten verbunden istund von den Anlagenbetreibern, insbesondere im Zuge der Direktvermarktungsvorgabennach dem EEG 2012 und der Widersprüchlichkeit zwischen §§ 33c und 33f EEG 2012, bislanggerade nicht vollzogen worden ist. Zu beachten ist hierbei, dass eine Anlage, die unterdie Regelung für „kleine Anlagen“ (§ 22c EEG-REFE) fallen würde und noch eine Einspeisevergütungerhalten sollte, in jedem Fall eine Untermessung bereit halten müsste, wenn dieanderen Anlagen verpflichtend direkt vermarkten müssen.Auch hinsichtlich Absatz 2 Satz 2 Nr. 3 und Nr. 4 EEG-RefE sieht der BDEW Präzisierungsbedarf,dass das Verbot einer anteiligen Direktvermarktung und die Verringerung des Förderanspruchsauf den Monatsmarktwert dann nicht eintreten, wenn gleichzeitig eine Ausfallvergütungin Anspruch genommen wird. Unklar ist, ob die Vorschrift dazu führen soll, dass beispielsweiseStrom aus mehreren Windkraftanlagen von verschiedenen Betreibern, die übereine gemeinsame Messeinrichtung abgerechnet werden, auch nicht mehr auf verschiedeneBilanzkreise von unterschiedlichen Direktvermarktern aufgeteilt werden darf, weil es zu einemAusfall von einem Direktvermarkter und einer Ausfallvergütung kommen könnte, die als Einspeisevergütunggilt und folglich die Sanktion nach Abs. 2 greifen würde. Fraglich ist also, obin Zukunft Untermessungen für einzelne Anlagen zwingend erforderlich sind, wenn sich dieBetreiber nicht auf eine gemeinsame Veräußerungsform und einen gemeinsamen Bilanzkreiseinigen können.Demgegenüber begrüßt der BDEW aber die Begrenzung der Rechtsfolgen auf einen Monatnach Beendigung des Verstoßes (§ 20 Abs. 2 Satz 2 EEG-REFE) im Vergleich zur Rechtslagenach dem EEG 2012.Seite 61 von 84

4.10.2 Rechtsfolge bei Wechselfehler nach § 20 Abs. 2 Satz 2 EEG-RefEDer BDEW hält eine Streichung der Rechtsfolge bei Verstoß gegen Absatz 2 Satz 1 Nr. 2(Wechselfehler) für notwendig. Die gegenwärtigen Marktprozesse für Einspeisestellen(Strom) sehen bei einem solchen Wechselfehler vor, dass ein Wechsel gar nicht zugelassenund vollzogen wird. Obwohl dies eigentlich nicht § 33d Abs. 5 EEG 2012 entspricht, hat dieBNetzA dies in der Begründung ihrer Festlegung „Marktprozesse Einspeiser“ zutreffend alsdie praktikablere Variante beschrieben. Dementsprechend sollte dies nun vom Gesetzgebernachvollzogen werden (s. auch unter 4.8.4).4.10.3 Anpassung Degressionsregelung (§ 20a i. V. m. § 22c Abs. 3 und § 22d Abs. 3)Die im Gesetzentwurf enthaltene Degressionsregel würde nach Ansicht des BDEW zu einerVerdreifachung der Anzahl der Vergütungssätze führen und darüber hinaus auch die Förderungzur Kompensation der Vermarktungskosten (Managementprämie) der Degression unterziehen.Der BDEW empfiehlt eindringlich folgende Regelungen:• Degressionsregelung der Festvergütung § 22c Abs. 3: Abzug von 0,4 bzw. 0,2 ct/kWherfolgt erst nach der Degression und Rundung der anzulegenden Werte.• Degressionsregelung für Ausfallvergütung § 22d Abs. 3: Anstatt des prozentualen Abzugssollte ein fixer (ggf. energieträgerspezifischer) Wert in ct/kWh vom anzulegendenWert abgezogen werden.• Biomasse und Wind Onshore: Atmender Deckel soll jeweils in Verbindung mit einerjährlichen anstatt einer vierteljährlichen Degression ausgestaltet werden.Begründung:Gemäß § 20a Abs. 1 Satz 3 erfolgt die Degression für die drei vergütungsfähigen Vermarktungsformenwie folgt:Marktprämie: anzulegender Wert * (100% – Degressionssatz); dann rundenVergütung kleine Anlagen: (anzulegender Wert abzüglich 0,2 bzw. 0,4 ct/kWh) * ( 100% -Degressionssatz); dann rundenAusfallvergütung: anzulegender Wert * 0,8 * (100% - Degressionssatz); dann rundenDas bedeutet, dass die Degression den Abzug der „ehemaligen“ Managementprämie erfasst.Dies und die Rundung auf zwei Nachkommastellen am Ende der jeweiligen Berechnungenführen dazu, dass sich die Vergütungssätze für die drei Vermarktungsformen bereits nachdem ersten Jahr der Degression (2015) nicht mehr ineinander umrechnen lassen, was wiederumeine Verdreifachung der berechnungsrelevanten Vergütungssätze zur Folge hat (Beispielfolgt weiter hinten).Seite 62 von 84

Ziel der Neuregelung gem. Begründung des Referentenentwurfes:„Nach Satz 3 sind bei der Berechnung der optionalen Einspeisevergütung für kleine Anlagennach § 22c und der Ausfallvergütung nach § 22d vor der Anwendung der Degressionsregelnder Wert nach § 22c Absatz 3 Nummer 1 oder 2 bzw. nach § 22d Absatz 3 Nummer 2 Buchstabea oder b vom anzulegenden Betrag abzuziehen. Grund dafür ist, dass die anzulegendenWerte auch ein Förderelement enthalten, das die Kosten der Anlagenbetreiberinnen undAnlagenbetreiber für die Direktvermarktung kompensieren soll, vergleichbar der unter demEEG 2012 noch gesondert ausgewiesenen Managementprämie. Wird eine Einspeisevergütungnach § 22c oder § 22d in Anspruch genommen, muss dieses Element der Förderung beider Bestimmung der Vergütungssätze heraus gerechnet werden, da bei der Einspeisevergütungdie Vermarktungskosten von den Übertragungsnetzbetreibern getragen werden und esansonsten zu einer Überförderung käme. Satz 3 stellt diesbezüglich sicher, dass dieseVermarktungskosten auch bei der Berechnung der Degression für die Fördersätze derEinspeisevergütung außen vor bleiben.“Aus dem hervorgehobenen Satz geht hervor, dass die in die Vergütung eingeflossenen Vermarktungskostenvon der Degression ausgeschlossen werden sollen. Dies ist auch nachvollziehbar.Es wäre schwer zu begründen, warum bei Geothermie die Vermarktungskosten einerDegression von 5%/Jahr und bei Wasserkraft von nur 1 %/Jahr unterliegen sollten. Genaudiese Absicht wird aber doppelt verfehlt:1. Durch die Integration in die Grundvergütung unterliegen sie bei der Marktprämienvermarktunggenau dieser Degression.2. Durch den vorherigen Abzug im Fall der Einspeisevergütung wird die Differenz zumanzulegenden Wert bei MP-Vermarktung von Jahr zu Jahr geringer, wobei diese Differenzüberdies vom Energieträger abhängig ist.Die derzeitige Formulierung führt auch dazu, dass die Vermarktungskosten nach demInbetriebnahmejahr der Anlage degressiv festgelegt werden. Dies widerspricht dem bisherigenAnsatz der Managementprämienverordnung, der eine jährliche „Lernkurve“ unabhängigvom Inbetriebnahmejahr vorgesehen hat, und für alle Anlagen gleichermaßen galt.Weiterhin führt dies durch die Rundung auf 2 Nachkommastellen dazu, dass der anzulegendeWert, die Einspeisevergütung und die Ausfallvergütung getrennt gerundet werden, so dassdiese Differenz je nach Rundung auch noch zufällig von Jahr zu Jahr um +/- 0,01 ct/kWhschwanken kann. Die Folge ist, dass der Verwaltungsaufwand immens steigt, da sich wederdie Marktprämie noch die Ausfallvergütung aus der Einspeisevergütung ableiten lässt (oderumgekehrt). Tatsächlich müssten für jede der drei Vergütungsformen verschiedene Vergütungssätze(= Vergütungskategorien) ausgewiesen werden:1. anzulegender Wert für Marktprämien-Direktvermarktung2. Einspeisevergütung3. auf 80 % reduzierte AusfallvergütungIn der Praxis bedeutet dies eine Verdreifachung der Anzahl der Vergütungskombinationen fürNeuanlagen.Seite 63 von 84

Dies lässt sich durch folgende Ansätze heilen:1. Sicherstellung der Kompatibilität der Einspeisevergütung zum anzulegenden Wert inder Marktprämie:Vorzugsvariante: Abzug von 0,4 bzw. 0,2 ct/kWh erfolgt erst nach der Degression undRundung der anzulegenden Werte.Alternativvariante: Die Managementprämie wird separiert und im Gegenzug werdendie Vergütungssätze abgesenkt. Auf die Managementprämie (Höhe gem. § 22c Abs.3) kann ggf. eine separate energieträgerspezifische Degression angewendet werden.2. Sicherstellung der Kompatibilität der Ausfallvergütung zum anzulegenden Wert inMarktprämie:Vorzugsvariante: Da ein anteiliger Abzug generell zu einer Verdoppelung der Vergütungskategorienführt, kann das Problem am effektivsten dadurch gelöst werden, dassanstatt des prozentualen Abzugs ein fixer Wert in ct/kWh (ggf. energieträgerspezifischerWert) vom anzulegenden Wert abgezogen wird. Dies hätte zudem den Vorteil,dass Einspeiser mit höheren Vergütungen je kWh nicht stärker sanktioniert würden,als diejenigen mit niedrigen Vergütungen.Alternativvariante: Die Kürzung auf 80 % erfolgt erst nach der Degression und Rundung.Diese Maßnahme senkt zwar nicht die Anzahl der für die Abwicklung erforderlichenVergütungskategorien, erlaubt jedoch eine einfache Umrechnung der Vergütungsformen,was zur Optimierung der Abwicklungsprozesse in der Praxis genutztwerden kann.Beispiel für die Entwicklung der Fördersätze:Deponiegas: 8,42 ct/kWh für 2014 für Leistungsstufe 0 bis 500 kW und 5,83 ct/kWh für Leistungsstufe500 bis 5000 kW, Degression 1,5 %/Jahr, Vermarktungskosten: 0,2 ct/kWhZunächst die ungerundeten Werte (hier auf 4 Nachkommastellen gerundet) für die Leistungsstufebis 500 kW:Jahr Anzulegender Wert Einspeisevergütung Differenz2014 8,4200 8,2200 0,20002015 8,2937 8,0967 0,19702016 8,1693 7,9752 0,19402017 8,0468 7,8556 0,1911Seite 64 von 84

Nun die gerundeten Werte (2 Nachkommastellen)Jahr Anzulegender Wert Einspeisevergütung Differenz2014 8,42 8,22 0,202015 8,29 8,10 0,192016 8,17 7,98 0,192017 8,05 7,86 0,19Es ist am Beispiel erkennbar, dass bereits im ersten Jahr der Degression (2015) die erwähntenRundungseffekte auftreten, wodurch die (degressiv gesenkten!) Vermarktungskosten von0,1970 ct/kWh auf 0,19 ct/kWh entgegen den Rundungsregeln gerundet werden – abgesehendavon, dass sie überhaupt in die Degression eingeschlossen sind. Dies ergibt sich, weil dieSpalten „anzulegender Wert“ und „Einspeisevergütung“ jeweils eigenständig der Degressionunterliegen und getrennt gerundet werden.Betrachtet man in gleicher Weise die zweite Leistungsstufe 500 bis 5000 kW, so sinkt dieDifferenz im Jahr 2015 zwar ebenfalls auf 0,19 ct/kWh, steigt aber im Jahr 2016 sogar wiederauf 0,20 ct/kWh an:Jahr Anzulegender Wert Einspeisevergütung Differenz2014 5,83 5,63 0,202015 5,74 5,55 0,192016 5,66 5,46 0,202017 5,57 5,38 0,19Das heißt, dass im Jahr 2016 die Vermarktungskosten für die Leistungsstufe bis 500 kW nur0,19 ct/kWh, für die Leistungsstufe 500 bis 5000 kW aber bei 0,20 ct/kWh betragen!Würde man dagegen den Abzug in § 22c Abs. 3 nach der Degression vornehmen, erhielteman ungerundetJahr Anzulegender Wert Einspeisevergütung Differenz2014 8,4200 8,2200 0,20002015 8,2937 8,0937 0,20002016 8,1693 7,9693 0,20002017 8,0468 7,8468 0,2000und gerundetSeite 65 von 84

Jahr Anzulegender Wert Einspeisevergütung Differenz2014 8,42 8,22 0,202015 8,29 8,09 0,202016 8,17 7,97 0,202017 8,05 7,85 0,20also das, was man eigentlich erwarten würde. Das ist universell der Fall, so dass auf weitereBeispiele verzichtet wird.4.11 Förderung für Strom aus mehreren Anlagen nach § 21 EEG-RefEHinsichtlich § 21 Abs. 1 Satz 1 EEG-RefE wird auf die vorstehenden Ausführungen in Kapitel4.4.1 verwiesen.Zu § 21 Abs. 1 Satz 2 EEG-RefE wird eine Klarstellung angeregt, ob sich die Regelung auchauf Bestandsanlagen erstreckt, die mit einem neuen „Satelliten“-BHKW leistungsseitig verklammertwürden. Ebenso könnte eine Präzisierung des § 21 Absatz 1a EEG-RefE Rechtssicherheitbei der Frage bringen, ob sich die Regelung auch auf Bestands-Freiflächenanlagenerstreckt, die bei Gelegenheit innerhalb derselben Gemeinde und Inbetriebnahme innerhalbvon 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten zurückgerechnet mit einer neuen Freiflächenanlageleistungsseitig verklammert würden.Darüber hinaus regt der BDEW eine Klarstellung des Begriffes “gleichartigen erneuerbarenEnergien” in § 21 Absatz 1 Satz 1 Nr. 2 EEG-RefE an. Speziell mit Rücksicht auf die Unterscheidungzwischen Biogas- und Festbiomasse-Anlagen war und ist es im Rahmen des EEG2012 streitig, ob es sich hierbei um dieselbe erneuerbare Energie oder eine andere handelt.Dementsprechend unklar ist es, ob entsprechende Anlagen auf demselben Betriebsgeländenach § 19 Abs. 1 Satz 1 EEG 2012 leistungsseitig zusammengefasst werden müssen, odernicht. Diese Problematik betrifft nicht nur die Vergütungsberechnung als solche, sondern istauch wegen der Verpflichtung zur Direktvermarktung nach § 27 Abs. 3 EEG 2012 von erheblicherRelevanz. Letzteres wird künftig dann noch stärker zum Tragen kommen.4.12 Voraussetzung der Marktprämie nach § 22a Nr. 3 EEG-RefEPositiv bewertet wird grundsätzlich die Ausnahme, wonach ein Verstoß gegen die „sortenreine“Bilanzierung eines Marktprämienbilanzkreises dann nicht zu einer Sanktion führt, wenndie Einstellung von Strom, der nicht den Anforderungen des § 22a Nr. 3 a) EEG-RefE entspricht,nicht vom Anlagenbetreiber/ Direktvermarkter zu vertreten ist. In diesem Zusammenhangempfiehlt der BDEW, hierfür aktuell fehlende Vorgaben von eindeutigen Identifikatorenfür derartige Bilanzkreise vorzusehen, also die Kennzeichnung dieser Bilanzkreise zwingendvorzusehen und der BNetzA die nähere Ausgestaltung zu übertragen.Seite 66 von 84

Zudem sollte die in der Begründung erwähnte Vermutungswirkung, dass ein Vertretenmüssendann nicht vorliegt, wenn ein Bilanzkreis für Ausgleichsenergiemengen vom Anlagenbetreiberbenannt wurde, gesetzlich festgelegt werden.Der BDEW gibt darüber hinaus zu bedenken, dass in § 22a EEG-RefE, der als Voraussetzungfür die Marktprämie die Fernsteuerbarkeit vorsieht, eine ausreichende Übergangsfristfür Bestandsanlagen vorzusehen ist (s. unter 4.13).Außerdem weist der BDEW auf Folgendes hin: § 22a Nr. 3 b) EEG-RefE soll laut der Begründung(S. 153) nicht den Anspruch auf Zahlung der Marktprämie vernichten. Es soll lediglichklargestellt werden, dass für Ausgleichsenergiemengen keine Marktprämie verlangt werdenkann. Momentan kann § 22a Nr. 3 b) EEG-RefE aber auch so verstanden werden, dassder Anspruch auf die Marktprämie für den gesamten in den Bilanzkreis eingestellten Stromnicht mehr besteht, sofern Ausgleichsenergiemengen eingestellt werden, nur dass es dannauch das Vertreten des Anlagenbetreibers ankäme.§ 22a Nr. 3 a) EEG-RefE sollte daher wie folgt präzisiert werden:“(...) der Strom in einem Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert wird, in dem ausschließlichbilanziert wirda) Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas bilanziert wird, der in derVeräußerungsform des § 17 Abs. 1 Nummer 1 direkt vermarktet wird.b) Für Strom, der nicht unter den vorangegangenen Teilsatz Buchstabe a fällt und derin diesem Bilanzkreis eingestellt wird, und dessen Einstellung in den Bilanz- oder Unterbilanzkreisnicht von der Anlagenbetreiberin, dem Anlagenbetreiber oder dem Direktvermarktungsunternehmerzu vertreten ist, besteht kein Anspruch auf die Marktprämie.”4.13 Fernsteuerbarkeit nach § 22b EEG-RefEDer BDEW begrüßt, dass für alle Anlagen in der Direktvermarktung die Fernsteuerbarkeitnach § 22b zur Voraussetzung wird. Allerdings sind für Bestandsanlagen, bei denen dieFernsteuerbarkeit derzeit über die Managementprämie optional ist, ausreichende Übergangsfristenfür einen Einbau vorzusehen. Es wäre zu prüfen, ob hier ggf. der 1. Januar 2015 ausreichendist.In § 22b Abs. 2 findet sich in Bezug auf die technischen Anforderungen an entsprechendeEinrichtungen nach § 22 Abs. 1 ein Verweis auf die Anforderungen des EnWG an die Messsysteme.Allerdings ist die Vorschrift sehr komplex aufgebaut und nach unserem Verständnisaufgrund von § 7 Abs.1 Satz 2 EEG, der auf das EnWG - auch §§ 21c, 21d, 21e und 21gEnWG - verweist, entbehrlich (vgl. auch die Ausführungen zu § 7 EEG-RefE unter 4.5). Auchbei der Fernsteuerung durch den Direktvermarktungsunternehmer oder Dritten, an die derStrom veräußert wird, ist sicherzustellen, dass der mit der EnWG-Novelle erreichte Standardhinsichtlich Sicherheit und Interoperabilität gilt und ein Nebeneinander verschiedener Mess-Seite 67 von 84

systeme vermieden wird. Auf diese Weise wird außerdem ein Gleichlauf mit den Anforderungenan § 6 EEG-RefE für den Einbau von technischen Einrichtungen, die demEinspeisemanagement unterliegen, sichergestellt.Allerdings sind ausreichende Übergangsfristen für den Einbau/ Umbau von intelligentenMesssystemen, die den EnWG-Anforderungen an Sicherheit und Interoperabilität entsprechenvorzusehen.Der BDEW schlägt daher vor, § 22b Abs. 2 EEG-RefE zu streichen und ggf. mit einem klarstellendenZusatz entsprechend § 6 Abs. 7 EEG-RefE zu versehen.Hiermit ist keine Wertung oder Forderung hinsichtlich der Kostentragung für die Erfüllung derAnforderungen des EnWG an intelligente Messsysteme verbunden.Im Übrigen wird auf die Anmerkungen zu § 7 EEG-RefE verwiesen.4.14 Einspeisevergütung für kleine Anlagen nach § 22c EEG-RefEDer BDEW weist darauf hin, dass § 22c Abs. 2 Nr. 3 EEG-RefE im Widerspruch zu § 6 Abs. 1und 2 EEG steht, da nach diesen Regelungen, die insoweit durch den EEG-RefE nicht geändertwerden sollen, die Verpflichtung zur Installation einer “registrierenden Leistungsmessung”bzw. einer anderweitigen technischen Einrichtung zur Abrufung der jeweiligen Ist-Einspeisung erst bei Anlagen mit einer Leistung oberhalb von 100 kW verpflichtend ist. § 22cAbs. 2 Nr. 3 EEG-RefE müsste daher wie folgt formuliert werden:Formulierungsvorschlag:“... und eine installierte Leistung von 100 Kilowatt oder weniger haben”.Im Rahmen von § 22c Abs. 4 EEG-RefE ist ggf. in der Gesetzesbegründung klarzustellen, obdiese Regelung nur für Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. August 2014 gilt, oder ob - wieim Rahmen von § 19 Abs. 1 EEG 2009 und EEG 2012 strittig - die Regelung auch Anlagenrückwirkend in die Betrachtung einbezieht, die vor dem 1. August 2014 in Betrieb genommenworden sind.Darüber hinaus bleibt unklar, wie mit Anlagenkonstellationen umzugehen ist, die zumInbetriebnahmezeitpunkt eine Leistung unterhalb der Grenzwerte in Absatz 2 hatten, später -innerhalb der Fristen von § 21 Abs. 1 EEG-RefE - aber “erweitert” worden sind, seien es Biogasanlagen,seien es Solarstromanlagen. Da diese Erweiterungen dem Netzbetreiber nichtnotwendigerweise sofort mitgeteilt werden, kann es vorkommen, dass die Anlagen entgegen§ 22c Abs. 2 EEG-RefE nicht sofort komplett in die Direktvermarktung wechseln, wenn diesfür den Fall des Zubaus denn Rechtsfolge von § 22c EEG-RefE sein soll.Seite 68 von 84

4.15 Einspeisevergütung in Ausnahmefällen nach § 22d EEG-RefEIn § 17 Abs. 1 Nr. 4 i.V. mit § 22d Abs. 1 des EEG-Referentenentwurfs ist eine “Ausfallvergütung”als Alternative für eine ggf. ansonsten verpflichtende Direktvermarktung zugelassen.Aufgrund des Wegfalls der Anforderung, dass § 22b anzuwenden ist, sind die Voraussetzungen,wann in die Einspeisevergütung nach § 22d gewechselt werden darf, nochmals gesunken.Die Regelung präzisiert nicht, wann bzw. unter welchen Umständen Anlagenbetreiber Gebrauchvon einer Ausfallvergütung machen dürfen. Der BDEW regt an zu prüfen, ob die in derBegründung aufgeführten Beispiele Eingang in den Gesetzestext finden könnten. Insbesondereist § 22d Abs. 1 Satz 2 EEG nicht als Voraussetzung ausgestaltet.Schließlich ist der Zeitraum der Ausfallvergütung nur unzureichend mit „ausnahmsweise vorübergehend“beschrieben worden. Da die Netzbetreiber durch die verpflichtende Direktvermarktungeinerseits entlastet werden sollen, durch die Ausfallvergütung nach § 22d EEG-RefE aber auch nicht unzulässig belastet werden sollen, regt der BDEW an, dass die Voraussetzungenund die Dauer dieser Ausfallvergütung wie folgt ergänzend präzisiert werden:Formulierungsvorschlag:„Der Anspruch nach Satz 1 besteht höchstens bis zum Ende des zweiten Kalendermonats,der auf den Wechsel folgt und nur, wenn Anlagenbetreiberinnen oder Anlagenbetreiberzuvor über einen Direktvermarktungsunternehmer direkt vermarktet haben,der diese Dienstleistung nicht mehr wahrnehmen kann. Die Vorschrift dient derGewährleistung der Investitions- und Planungssicherheit für Anlagenbetreiberinnenund Anlagenbetreiber, die ihren Strom ausnahmsweise vorübergehend nicht direktvermarkten können.“Alternativ könnte – in Anlehnung an die Ersatzversorgung nach § 38 EnWG – eine maximaleDauer von drei Monaten vorgesehen werden.Der BDEW weist außerdem darauf hin, dass für das Institut der Ausfallvergütung die Festlegungder BNetzA („Marktprozesse für Einspeisestellen Strom“) entsprechend geändert werdenmuss.4.16 Gemeinsame Bestimmungen für die Einspeisevergütung nach § 22e EEG RefEUngeachtet der Sinnhaftigkeit von Selbstverbrauch und der damit verbundenen Ausnahmetatbeständezur Befreiung von Strompreisbestandteilen (siehe Kapitel 2.3 “Selbstverbrauch”)und vorbehaltlich einer rechtlichen Weiterentwicklung des Selbstverbrauchs empfiehlt derBDEW folgende Präzisierung von Absatz 2 Nr. 2 der Regelung:Seite 69 von 84

„2. der nicht von ihnen selbst oder von Dritten, dann in unmittelbarer räumlicher Nähezur Anlage, verbraucht wird und“Diese Korrektur knüpft an die derzeitigen Diskussionen an, ob § 16 Abs. 3 Nr. 2 EEG 2012auch eine Selbstverbrauchsdeckung unter Nutzung des Netzes für die allgemeine Versorgungzulässt, oder nicht. Die hier vertretene Auslegung erfolgt rein juristisch und nicht wertungshalber.Sie entspricht der rechtlichen Auslegung der herrschenden Literaturmeinung.4.17 Wasserkraft nach § 23 EEG-RefE4.17.1 Grundvergütung nach Absatz 1Siehe Kapitel „Wasserkraft“4.17.2 Modernisierungs-/ Ertüchtigungsmaßnahmen nach Abs. 2 und Abs. 3Der Gesetzesentwurf sieht vor, dass ein Förderungsanspruch nur noch nach Durchführungeiner Ertüchtigungsmaßnahme bestehen soll, mit der die installierte Leistung oder das Leistungsvermögender Anlage erhöht wird. Zudem muss es sich um eine wasserrechtlich zugelasseneMaßnahme handeln.Gegenüber der Regelung des § 23 Abs. 2 EEG 2012 haben sich damit folgende Änderungenergeben: Die erstmalige Nachrüstung einer Anlage mit einer technischen Einrichtung zur Regelungim Sinne des Einspeisemanagements soll keine Maßnahme mehr darstellen, die nachdem EEG förderfähig ist. Es sollen ausdrücklich nur solche Maßnahmen förderfähig sein, diewasserrechtlich zugelassen sind. Dabei wird, wie sich auch aus der Gesetzesbegründungergibt, immer die Einhaltung der wasserrechtlichen Anforderungen nach dem Wasserhaushaltsgesetz(WHG) geprüft. Als Nachweis über die Einhaltung der wasserrechtlichen Anforderungensoll die wasserrechtliche Zulassung gelten (siehe Begründung). Ein Nachweis überdie Vorlage von Umweltgutachten wie sie in § 23 Abs. 4 Satz 3 Nr. 2 EEG 2012 vorgesehenist, soll danach nicht mehr möglich sein.Der BDEW hat sich im Vorfeld für die Aufnahme einer Klarstellung eingesetzt, dass für eineFörderfähigkeit einer Maßnahme an Anlagen an oberirdischen Gewässern immer auch diewasserrechtlichen Anforderungen erfüllt werden müssen. Die Klarstellung ist erforderlich, dain der Praxis die Vorgaben nach § 23 Abs. 4 Satz 1 EEG 2012 bei der Beurteilung der Vergütungsfähigkeitbisweilen nicht beachtet wurden. Durch die Beschränkung einer Förderfähigkeitauf wasserrechtlich zugelassene Maßnahmen ist dieser Forderung Rechnung getragenworden.Die Nachweismöglichkeit bezüglich der Einhaltung der wasserrechtlichen Anforderungen nurnoch durch Vorlage der wasserrechtlichen Zulassung unter Verzicht auf die Umweltgutachtenkann insofern als Verbesserung angesehen werden, als in der Vergangenheit zahlreiche Gerichtsverfahrenzu der Frage der Schlüssigkeit eines Umweltgutachtens geführt wurden.Seite 70 von 84

Auch der Wegfall einer förderfähigen Ertüchtigungsmöglichkeit einer Wasserkraftanlagedurch Einbau einer technischen Einrichtung zur Regelung der Anlage im Sinne desEinspeisemanagements erscheint als positiv, da Unsicherheit bezüglich der Anwendbarkeitder derzeit geltenden Regelung in § 23 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 EEG 2012 auch auf Anlagen miteiner installierten Leistung von unter 100 kW besteht. Aus Sicht des BDEW ist für diese Anlagenkeine Regelungsmöglichkeit im Sinne des Einspeisemanagements erforderlich. Dies wirddurch den Wegfall dieser Ertüchtigungsmöglichkeit bestätigt.Allerdings sollten unter bestimmten Umständen auch Maßnahmen, die keiner wasserrechtlichenZulassung bedürfen und eine Ertüchtigung im Sinne des § 23 Abs. 2 Satz 1 EEG-RefEdarstellen, nach § 23 Abs. 1 EEG-RefE förderfähig sein. Dabei könnte es sich um Maßnahmenhandeln, die an Wasserkraftanlagen vorgenommen werden, die nicht an oberirdischenGewässern liegen und somit nicht dem Anwendungsbereich der einschlägigen Vorgaben desWHG und der Landeswassergesetze unterfallen. Hierzu zählen auch Ertüchtigungsmaßnahmen,die nicht mit einer wesentlichen Änderung der bestehenden Wasserkraftanlage einhergehenund deshalb keiner wasserrechtlichen Zulassung bedürfen. So sollte beispielsweiseder Einbau einer wirkungsgradsteigernden Leittechnik, der nicht wasserrechtlich zulassungspflichtigist, eine förderfähige Ertüchtigung darstellen. In diesen Fällen könnte die Einhaltungder Anforderungen des WHG durch die Wasserkraftanlage, wie derzeit in § 23 Abs. 4 Satz 3Nr. 1 und Nr. 3 EEG 2012 geregelt, durch wasserbehördliche Bescheinigung oder ein Gutachteneines Umweltgutachters nachgewiesen werden.4.18 Gemeinsame Bestimmungen für Strom aus Biomasse nach § 27c EEG-RefEDie in § 27c Abs. 1 EEG-RefE vorgesehene partielle Vollvergütungspflicht erscheint angesichtsdes bislang in § 20 Abs. 2 Nr. 3 EEG-RefE vorgesehenen Verbotes der anteiligen Förderungwidersprüchlich. Dementsprechend muss zumindest in dieser Hinsicht klargestelltwerden, dass eine anteilige Direktvermarktung weiterhin zulässig sein soll.Außerdem ist zu beachten, dass praktisch nicht im Vorwege vorhergesagt werden kann, fürwelche Strommengen dann ein Vergütungsanspruch und für welche eine Direktvermarktungspflichtbesteht. Insofern entspricht dies der praktisch nicht handhabbaren 90%-Schwelledes „PV-Marktintegrationsmodells“, von der der Gesetzgeber zutreffend nun Abstand genommenhat. Unklar ist auch, wann der Vergütungsverlust für die Hälfte der installierten Leistungeinsetzt. Versteht man § 27c Abs. 1 EEG-RefE als eine Aufteilung, die bereits am Jahresanfangansetzt, wird dieses Umsetzungsproblem umso gravierender. Setzt die Aufteilungerst nach Erreichen der Strommenge an, die mit der Hälfte der installierten Leistung korrespondiert,müsste der Anlagenbetreiber danach in die „sonstige“ Direktvermarktung gehen,ungeachtet dessen, ob die Anlage innerhalb der verbleibenden Kalendermonate durch einenungeplanten Anlagenstillstand nicht tatsächlich weniger produziert, als ursprünglich angenommen.Seite 71 von 84

4.19 Solare Strahlungsenergie nach § 32 EEG-RefEZu § 32 Abs. 1 Nr. 2 und 3 EEG-REFE, die inhaltlich § 32 Abs. 1 Nr. 2 und 3 EEG 2012 entsprechen,wird angesichts ständiger aktueller Rechtsstreitigkeiten angeregt, klarzustellen,dass für Solarstromanlagen ohne Bebauungsplan, sofern dieser notwendig ist, ein Vergütungsanspruchentweder dauerhaft gar nicht besteht, oder erst ab Wirksamwerden des Satzungsbeschlussesüber den Bebauungsplan.Zu § 32 Abs. 5 EEG-RefE sollte eine ausdrückliche Regelung einer Mitteilungspflicht des Anlagenbetreibersbei Modulaustauschmaßnahmen aufgenommen werden. Die vom Gesetzgeberin § 32 Abs. 5 EEG 2012 (neu) aufgenommene und in § 32 Abs. 5 EEG-RefE perpetuierteLeistungskappung bei Modulaustauschmaßnahmen ist zwar nachvollziehbar. Hierdurch ergebensich jedoch innerhalb jedes Modules zwei verschiedene Förderzeiträume. Damit bestehtmit Auslaufen des ersten Förderzeitraums eine Teilförderung jedes Moduls weiter, waszu diesem Zeitpunkt für Anlagen- und Netzbetreiber zu erheblichen Folgeproblemen in derpraktischen Umsetzung führen wird. Dementsprechend sollte erwogen werden, diese Leistungskappungzu streichen und stattdessen auch die erhöhten Leistungsanteile der Austauschmodulenur für die Dauer der Erstförderung zu fördern.4.19.1 Streichung des „PV-Marktintegrationsmodells“ für Bestandsanlagen (vorzusehen)Der BDEW regt darüber hinaus an, dass das „PV-Marktintegrationsmodell“ nach § 33 EEG2012 (neu) nicht nur für Solarstromanlagen, die ab dem 1. August 2014 in Betrieb genommenwerden, entfällt, sondern auch für alle Solarstromanlagen, für die es ab dem 1. Januar 2014gegolten hat. Der BDEW hat mehrfach nachgewiesen, dass sich das Modell nicht für eineMarktintegration der Anlagen eignet. Darüber hinaus stellt es Anlagen- und Netzbetreibernicht zuletzt wegen des legislativ nur unzureichend gefassten Verbotes der gemeinsamenMessung nach § 33 Abs. 4 EEG 2012 (neu) vor erhebliche Umsetzungsprobleme. So ist trotzeigentlicher Klarstellung der in diesem Rahmen zulässigen Messkonzepte durch die ClearingstelleEEG im Hinweis im Verfahren 2013/19 die Zulässigkeit bestimmter Konzepte weiterhinumstritten (vgl. gegensätzliche BDEW-Stellungnahme dazu).Hierfür sollte § 66 Abs. 1 Nr. 4 EEG-RefE wie folgt geändert werden:Formulierungsvorschlag:„(1) Für Strom aus Anlagen, die nach dem am 31. Juli 2014 geltendenInbetriebnahmebegriff vor dem 1. August 2014 in Betrieb genommen worden sind,sind die Bestimmungen dieses Gesetzes entsprechend anzuwenden mit der Maßgabe,dass1. – 3. (…)4. statt der §§ 20a bis 20e, 23 Absatz 1, 24 bis 33, 46 Nummer 2 sowie der Anlage 2die §§ 20 bis 20b, 23 bis 33, 46 Nummer 2 sowie die Anlagen 1 und 2 des Erneuerba-Seite 72 von 84

e-Energien-Gesetzes in der am 31. Juli 2014 geltenden Fassung anzuwenden sind;abweichend hiervon ist § 27c Absatz 2 nur auch für Anlagen anzuwenden, die nachdem am 31. Juli 2014 geltenden Inbetriebnahmebegriff vor dem 1. August 2014 nachdem 31. Dezember 2011 in Betrieb genommen worden sind; außerdem ist abweichendhiervon § 33 nur noch bis zum 31. Dezember 2014 anwendbar.“Hinsichtlich der Anwendbarkeit von § 27c Abs. 2 EEG-RefE wird auf die vorstehenden Ausführungenunter XCXX verwiesen.Sollte diesem nicht gefolgt werden, sollte ein § 66 Abs. 4 EEG-RefE ergänzt werden, derklarstellt, dass § 33 Abs. 4 EEG 2012 (neu) auch mit Wirkung für Auf-Dach-Solarstromanlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. August 2014 gilt:„(4) § 33 Absatz 4 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Juli 2014 gültigenFassung gilt auch mit Wirkung für Anlagen nach § 32 Absatz 2 dieses Gesetzes,die nach dem am 1. August 2014 geltenden Inbetriebnahmebegriff ab dem 1. August2014 in Betrieb genommen werden.“Anderenfalls würde § 33 Abs. 4 EEG 2012 (neu) wegen § 66 Abs. 1 EEG-RefE gar nicht fürneu in Betrieb genommene Auf-Dach-Solarstromanlagen gelten.Hinsichtlich der volkswirtschaftlichen Auswirkungen der Weiterführung / Streichung des sogenanntenPV-Marktintegrationsmodells siehe Kapitel 2.5.4.3.4.20 Ausschreibung der Förderung für Freiflächenanlagen nach § 33 EEG-RefESiehe „Vorschläge des BDEW zur Förderung großer Solarkraftwerke“ sowie das Kapitel2.5.4.4.21 Weitergabe an den Übertragungsnetzbetreiber nach § 34 EEG-RefEDer BDEW regt an zu prüfen, ob die Kalenderjahres-Endabrechnung nach §§ 34 und 35 EEGzwischen den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern künftig nur noch finanziell durchgeführtwerden sollte. Hierzu wird der BDEW alsbald nach Abstimmung unter seinen Mitgliedsunternehmeneinen weitergehenden Vorschlag einreichen.4.22 Wälzung der Kosten nach SysStabV gemäß § 35 Abs. 1b EEG-RefEDie Änderung des Wortlauts in „Systemstabilitätsverordnung“ sollte nur dann vorgenommenwerden, wenn zum jetzigen Zeitpunkt feststeht, dass gegebenenfalls den Verteilnetzbetreibernentstehende Kosten durch die momentan geplante, neue Verordnung zur AbschaltungSeite 73 von 84

dezentraler Erzeugungsanlagen bei Unterfrequenz („SysStabV II“) nicht – auch nicht anteilig– über die EEG-Umlage gewälzt werden sollen. Der BDEW regt daher an, zum jetzigen Zeitpunktden Wortlaut nicht zu verändern, um diese Option offen zu lassen.4.23 Vermarktung und EEG-Umlage nach § 37 EEG-RefEDie nach dem Eckpunktepapier vorgesehene Regelung zum Selbstverbrauch ist in dem Referentenentwurfin § 37 Abs. 3 Satz 2 EEG-RefE noch nicht ausgestaltet.Sofern im neuen EEG allein durch die Neufassung des § 37 Abs. 3 S. 2 EEG 2012 auf Möglichkeitender Befreiung des Selbstverbrauchs von der EEG-Umlage Bezug genommen wird,sollte eine Erfassung von eigener Erzeugung und deren Verbrauch bezogen auf jedes 15-Minuten-Intervall im Gesetz klarstellend verankert werden, um dem Ausnahmecharakter derRegelung Rechnung zu tragen. Eine Befreiung von der EEG-Umlagepflicht soll bereits nachgeltender Rechtslage nach Ansicht des BDEW nur bei Erfassung der Strommengen bezogenauf jedes 15-Minuten-Intervall möglich sein. Dies sollte entsprechend des Wortlauts des § 37Abs. 3 Satz 2 EEG 2012 ("so entfällt für diesen Strom der Anspruch der Übertragungsnetzbetreiberauf Zahlung der EEG-Umlage") klargestellt werden. Durch eine bloße Verschiebungvon Strommengen ohne genaue Erfassung soll eine Ausnahme von der Pflicht zur Zahlungder EEG-Umlage nicht in Anspruch genommen werden können.4.23.1 Weitergabe an Letztverbraucher nach Absatz 2Die Vorschrift soll eine widerlegliche Vermutungsregelung enthalten. Es wird eine Lieferungdes Inhabers des Bilanzkreises an einen Letztverbraucher vermutet, wenn eine aus einemBilanzkreis an einer physikalischen Entnahmestelle entnommene Energiemenge nicht in einerbilanzkreisscharfen Messung eines Elektrizitätsversorgungsunternehmens erfasst ist. Essoll in einem solchen Fall demnach grundsätzlich eine Pflicht des Inhabers des Bilanzkreiseszur Zahlung der EEG-Umlage angenommen werden. Anders ist dies nur, wenn der Inhaberdes Bilanzkreises die Annahme widerlegen kann und für den konkreten Einzelfall darlegt,warum keine umlagepflichtige Lieferung durch ihn erfolgt ist. Ziel dieser Regelung ist nachder Gesetzesbegründung die lückenlose Erfassung der letztverbrauchten Energiemenge.Sinnvoll erscheint aus Sicht des BDEW grundsätzlich die genaue Erfassung der letztverbrauchtenEnergiemenge zur Ermittlung der Grundlage der EEG-Umlage. Es sollte im Sinneder Gesetzesbegründung klargestellt werden, wer mit „Inhaber des betreffenden Bilanzkreises“gemeint ist. Danach soll es sich um den Bilanzkreisverantwortlichen handeln. Der auchin der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) verwandte Begriff ist auch im Sinne derEinheit der Rechtsordnung vorzugswürdig.Hinsichtlich der Verlustenergiebefreiung und der Befreiung des Kraftwerkseigenverbrauchsvon der EEG-Umlage wird auf die vorstehenden Ausführungen zu § 3 verwiesen (siehe Kapitel4.1.3).Seite 74 von 84

Der BDEW ist der Auffassung, dass ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen bei Anmeldungder EEG-umlagepflichtigen Strommengen einen Bilanzkreis angeben muss. Nur bei Angabeeines Bilanzkreises kann mit den vorgesehenen §§ 37 Abs. 2 Satz 2 i. V. m. 49 EEG-RefEerreicht werden, dass ein Abgleich der von dem Elektrizitätsunternehmen gemeldetenStrommengen mit den Bilanzkreisdaten zukünftig sowohl unterjährig als auch im Rahmen derJahresabrechnung erfolgen kann. Damit wird ein Instrument geschaffen, mit dem die Vollständigkeitder EEG-umlagepflichtigen Strommengen plausibilisiert werden könnte. Auf dieserGrundlage kann die widerlegliche Vermutungsregelung des § 37 Abs. 2 Satz 2 EEG-RefEgreifen.4.23.2 Einwendungsausschluss nach Absatz 2aDie Regelung sieht für die ÜNB verschiedene vertragliche Instrumente vor. Diese sollen dazubeitragen, dass keine hohen Zahlungsrückstände bezüglich der EEG-Umlage entstehen können.Nur unter bestimmten Voraussetzungen sollen Einwände gegen die EEG-Umlage-Forderung erhoben werden können. Ein Aufrechnungsverbot ist neben der Kündigungsmöglichkeitbezüglich des Bilanzkreisvertrags vorgesehen. Die Kündigungsmöglichkeit soll auchbei Verletzung der Pflicht der Elektrizitätsversorgungsunternehmen zur Meldung der an Letztverbrauchergelieferten Energiemengen bestehen.Grundsätzlich erscheint es sinnvoll, Sanktionsmöglichkeiten anlässlich der teilweise hohenRückstände bei der Zahlung der EEG-Umlage zu schaffen. Auch mit der Schaffung vonSanktionsmöglichkeiten bei Nichtmeldung der an Letztverbraucher gelieferten Energiemengenwird das Ziel verfolgt, diese Mengen lückenlos zu erfassen.In der Gesetzesbegründung wird auf die Vergleichbarkeit der EEG-Umlage mit den Forderungenaus der Netznutzungsabrechnung und der Bilanzkreisabrechnung eingegangen. Hierwäre für eine weitergehende Bewertung ein Abgleich mit dem LieferantenrahmenvertragStrom (vgl. Festlegung der BNetzA) vorzunehmen.4.23.3 Datenerhebung der ÜNB nach Absatz 3aDie ÜNB sind hier insbesondere von den neuen Aufgaben im Zuge der geplanten Umlagepflichtvon Eigenerzeugung betroffen. Aufgrund der großen Anzahl der potentiell betroffenenEigenverbraucher ist diese Neuregelung nur mit einem automatisiertem Meldeverfahren möglich,wie es auch in § 49 EEG gefordert wird. Allerdings benötigt die Implementierung einessolchen Verfahrens – wie auch der Gesetzgeber mit seiner Frist bis zum 1. Januar 2016 erkannthat – eine entsprechende Vorlaufzeit. Ohne eine vollständig automatisierte Meldung istdie Umlagepflicht für Eigenverbraucher nicht umzusetzen. Daher kann die Belastung erstnach Einführung eines solchen Verfahrens durchgeführt werden. Es könnte daher sinnvollsein, diese Datenerhebung in §§ 49, 50 zu verschieben und somit in die der Testierung unterfallendenAngaben des EVU oder Eigenversorgers mit aufzunehmen. So würden unnötigeUnschärfen und Doppeltestierungen sowie Korrekturen entfallen und die Konsistenz der testiertenMengen sichergestellt werden.Seite 75 von 84

4.23.4 EEG-Umlagebefreiung für Speicher nach Absatz 4Gemäß den Aussagen des Koalitionsvertrages (Seite 57) sollte eine Befreiung von Energiespeichernvon der EEG-Umlage und anderen Letztverbraucherabgaben geprüft werden. Dasist ausdrücklich zu begrüßen. Der BDEW erarbeitet gegenwärtig ein Positionspapier zur Definitiondes Begriffs „Energiespeicher“, in dessen Rahmen dem Gesetzgeber zeitnah Vorschlägezu den regulatorischen Rahmenbedingungen für Energiespeicher vorgelegt werden sollen.Dabei wird unter anderem auch geprüft, ob Lösungen außerhalb von klassischen Energiespeichern(z.B. Pumpspeicherkraftwerken) einbezogen werden können, bei denen zum BeispielPumpstrom (z.B. für die Trinkwasserversorgung) in Trinkwasserturbinen energetischzurückgewonnen wird.In diesem Zusammenhang ist auch zu prüfen, ob § 37 Abs. 4 EEG-RefE um eine Regelungzur Befreiung von Power-to-Gas- und Power-to-Heat-Anlagen von der EEG-Umlage erweitertwerden sollte, durch die z. B. ein Abregeln von EEG-geförderten Anlagen vermieden werdenkann.4.23.5 Verzinsung nach Absatz 5Bei Nichtmeldung der für die Ermittlung der EEG-Umlage-Pflicht erforderlichen Daten zuStrommengen nach § 49 EEG 2012 an den regelverantwortlichen ÜNB ist bereits nach geltendemRecht ein Fälligkeitszeitpunkt für den Beginn der Verzinsung der Forderung vorgesehen.Dieser Zeitpunkt wird vom 1. August des Folgejahres auf den 1. Januar des Folgejahresvorverlegt. Der BDEW hält diese Vorverlegung für verhältnismäßig.Sollte zum Zuge der Harmonisierung des Belastungsausgleichs um entsprechende Zahlungsfristen(vgl. die vorstehenden Hinweise zu Abschlagszahlungen nach § 16 Abs. 1 Satz 2EEG-RefE unter 4.7) auch die Zahlungspflichten der Elektrizitätsversorgungsunternehmengegenüber den Übertragungsnetzbetreibern mit entsprechenden gesetzlichen Fälligkeiten derMonatszahlungen versehen werden, kann darüber nachgedacht werden, § 37 Abs. 5 EEG-RefE entsprechend anzupassen.4.23.6 Grünstromprivileg nach § 39 EEG 2012 und Übergangsvorschrift gemäß § 69Absatz 2 EEG-RefESiehe Kapitel 2.2.34.23.7 Besondere Ausgleichsregelung nach § 40 ff. EEG-RefEDie Regelungen zur besonderen Ausgleichsregelung in den §§ 40-44 EEG-RefE sind inhaltlichnoch unvollständig und können deshalb nur eingeschränkt bewertet werden. Systema-Seite 76 von 84

tisch bleibt es bei der Zuständigkeit des Bundesamtes für Ausfuhrkontrolle (BAFA) zur Begrenzungder EEG-Umlage durch Bescheid. Die Antragsfrist soll weiterhin der 30. Juni desjeweils laufenden Jahres sein, nur im Jahr 2014 können die Anträge bis zum 30. September(§ 43 Abs. 1 EEG-RefE) gestellt werden.Aus Sicht des BDEW ist hierbei zu berücksichtigen, dass diese Information (wie in der Vergangenheit)in die Bestimmung der EEG-Umlage für das Folgejahr einfließt. Daher ist der 30.September als Stichtag zu spät. Sofern dieser Stichtag aufrecht erhalten werden soll, mussden ÜNB bei der Ermittlung der EEG-Umlage eine Schätzung zugestanden werden.Für den BDEW ist es von besonderer Bedeutung, dass mit der Neuregelung der besonderenAusgleichsregelung Rechtssicherheit geschaffen und die Abwanderung von stromintensivenProzessen verhindert wird. Deshalb begrüßt der BDEW, dass die Neuregelung im Lichte derVerhandlungen mit der EU-Kommission erfolgt. Erneute bzw. fortgesetzte beihilferechtlicheAuseinandersetzungen um das EEG verunsichern alle Beteiligten und gefährden die Akzeptanzder vorgeschlagenen Regelungen.4.24 Antragsfrist und Entscheidungswirkung nach § 43 Absatz 1 Satz 1 EEG-RefEDie Frist zum 30. September für einen Antrag nach § 40 in Verbindung mit den §§ 41 oder 42einschließlich der Bescheinigungen nach § 41 wird von den Übertragungsnetzbetreibern alskritisch betrachtet, wenn diese Information – wie in der Vergangenheit – bei der Bestimmungder EEG-Umlage für das Folgejahr berücksichtigt werden soll.4.25 Meldepflichten nach §§ 46 ff. EEG-RefEDie Streichung der Pflicht der Anlagenbetreiber zur Meldung des Standortes und der InstalliertenLeistung an den Netzbetreiber nach § 46 EEG-RefE sollte an die Einführung des Anlagenregistersfür die betreffende Erzeugungsart gebunden werden.Hinsichtlich der vorgesehenen Ergänzung in § 47 Abs. 1 Nr. 1 c)„bei Wechseln in die Veräußerungsform nach § 17 Absatz 1 Nummer 4 zusätzlich zu denAngaben nach Buchstabe b den Energieträger, aus dem der Strom in der jeweiligen Anlageerzeugt wird, die installierte Leistung der Anlage sowie monatsgenau die Dauer, seit der diebetreffende Anlage diese Veräußerungsform bereits nutzt“ist zu beachten, dass für den Fall der untermonatlichen Inanspruchnahme der Ausfallvergütungeine Benachrichtigung der ÜNB durch die VNB noch nicht mal dann sinnvoll ist, wennsie unverzüglich erfolgt. Hier ist ein zeitlicher Vorlauf von mindestens zwei Wochen notwendig.Seite 77 von 84

4.26 Übertragungsnetzbetreiber-Meldepflichten nach § 48 Abs. 4 EEG-RefEDie Regelung sieht in Ergänzung zu § 37 Abs. 2a EEG-RefE die Pflicht der ÜNB vor, Netzbetreiberüber die Kündigung von Bilanzkreisverträgen zu informieren. Dies erscheint sinnvoll.4.27 EVU-Meldepflichten nach § 49 Satz 2, Satz 3 und Satz 4 EEG-RefEGemäß der in Satz 2 vorgesehenen Änderung sollen die an Letztverbraucher geliefertenEnergiemengen bei Belieferung über Bilanzkreise bilanzkreisscharf an die Übertragungsnetzbetreibermitgeteilt werden. Es wird klargestellt, dass die Meldepflicht auch für Eigenerzeugergelten soll.Der BDEW weist darauf hin, dass es aufgrund der vorgesehenen Bagatellgrenze zu Problemenbei der Abrechnung der EEG-Umlage kommen kann. Die Feststellung der Leistungsgrenzefür Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 10 kW ist vorher feststellbar.Der eigenerzeugte Verbrauch von weniger als 10 MWh ist demgegenüber erst nach Ablaufdes entsprechenden Kalenderjahres feststellbar.Der BDEW begrüßt die Aufnahme der Klarstellung, dass auch die den Elektrizitätsversorgungsunternehmengleichgestellten Letztverbraucher im Sinne des § 37 Abs. 3 Satz EEG2012 der Meldepflicht nach § 49 Satz 1 EEG 2012 unterliegen. Die Erläuterung aus der Gesetzesbegründung,dass eine Meldung durch die Letztverbraucher nur für EEG-umlagepflichtigeStrommengen zu erfolgen hat, sollte jedoch in der Regelung selbst vorgenommen werden.Für die Meldung relevant sind nur EEG-umlagepflichtige Strommengen.Außerdem sind die in Satz 2 enthaltenen Leistungsangaben der Eigenerzeugungsanlageninsbesondere bei Solarstromanlagen angesichts von § 19 Abs. 1 bzw. § 6 Abs. 3 EEG 2012präzisierungsbedürftig.4.28 Information der Öffentlichkeit nach § 52 EEG-RefEDie vorgeschlagene Regelung zur Information der Öffentlichkeit entspricht im Wesentlichender bestehenden Regelung des § 52 EEG 2012. Der BDEW begrüßt die Klarstellung in § 52Absatz 4 EEG-RefE, dass bereits zum Anlagenregister nach § 3a EEG-RefE veröffentlichteDaten nicht auch nach § 52 Absatz 4 EEG-RefE veröffentlicht werden müssen, da hierdurchDoppelpflichten für die Unternehmen vermieden werden.In der Praxis ungeklärt ist, ob die Veröffentlichung auf den Internetseiten durch Netzbetreiberund Elektrizitätsversorgungsunternehmen aufgeteilt nach Regelzonen erfolgen muss. Dieskönnte in der Regelung noch klargestellt werden.Darüber hinaus ist ein Vollzugriff für die ÜNB und VNB einzurichten und eine Abstimmung derSchnittstellen und der zu erfassenden Daten ist zwingend erforderlich. Bestandsanlagen solltenmöglichst sofort in das Anlagenregister integriert werden. Ebenso sollte gewährleistetwerden, dass Dritte, die die Daten für statistische Auswertungen nutzen, weiterhin Zugriff aufSeite 78 von 84

anlagenscharfe Daten im bisherigen Umfang haben. Der bisherige Umfang umfasst dabeimindestens die von den ÜNB jährlich veröffentlichten Daten.Hinsichtlich der in dem neu einzufügenden Absatz 2 enthaltenen Veröffentlichungspflicht fehltdie in Absatz 1 enthaltene Frist zur Vorhaltung der Informationen, soweit diese Fristbestimmungnicht für die Ausgleichsmechanismusverordnung vorgesehen ist.4.29 Stromkennzeichnung entsprechend der EEG-Umlage nach § 54 EEG-RefE§ 54 Abs. 1 EEG-Ref-E sollte aufgrund einer einheitlichen Darstellung aller Stromkennzeichnungendurch die Elektrizitätsversorgungsunternehmen angepasst werden. Die Vorgabenaus § 42 Abs. 1 Nr. 1 EnWG haben sich bewährt. Eine Ausweisung der Erneuerbaren Energienmit den Bezeichnungen "Erneuerbare Energien, gefördert nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz" oder "sonstige Erneuerbare Energien" sollte außerdem beibehalten werden.Die Möglichkeit einer zusätzlichen Bezeichnung „Strom aus Erneuerbaren Energien oderGrubengas“ führt nur zu Verwirrungen der Letztverbraucher, wenn sie nicht der Zusammenfassungbeider Kategorien dient (dann Anpassung von § 42 EnWG notwendig). § 54 Abs. 1Satz 2 EEG-Ref-E sollte daher wie folgt gefasst werden:Formulierungsvorschlag bei EnWG-Änderung:"(1) Elektrizitätsversorgungsunternehmen erhalten im Gegenzug zur Zahlung derEEG-Umlage nach § 37 Absatz 2 das Recht, Strom als „Strom aus erneuerbarenEnergien oder Grubengas“ zu kennzeichnen. Die Eigenschaft des Stroms als „Stromaus erneuerbaren Energien oder Grubengas“ müssen dürfen sie gegenüber Letztverbraucherinnenund Letztverbrauchern im Rahmen der Stromkennzeichnung nachMaßgabe der Absätze 2 bis 4 und des § 42 des Energiewirtschaftsgesetzes ausweisen.“Alternativer Formulierungsvorschlag ohne EnWG-Änderung:"(1) Elektrizitätsversorgungsunternehmen erhalten im Gegenzug zur Zahlung derEEG-Umlage nach § 37 Absatz 2 das Recht, Strom als „Strom aus erneuerbarenEnergien oder Grubengas gefördert nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz“ zukennzeichnen. Die Eigenschaft des Stroms als „Strom aus erneuerbaren Energienoder Grubengas gefördert nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz“ müssen dürfensie gegenüber Letztverbraucherinnen und Letztverbrauchern im Rahmen der Stromkennzeichnungnach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und des § 42 des Energiewirtschaftsgesetzesausweisen.“Der neu eingeführte § 54 Abs. 6 EEG-Ref-E sollte nicht so verstanden werden, dass Elektrizitätsversorgungsunternehmenfür jeden Eigenerzeuger/Selbstverbraucher eine individuelleSeite 79 von 84

Stromkennzeichnung anzufertigen und auszuweisen haben. Gemäß der Begründung zumReferentenentwurf "können" sich Eigenerzeuger/Selbstverbraucher z. B. im Rahmen vonUmweltmanagementsystemen einen Teil ihres Stroms als erneuerbar produziert selbst ausweisen.Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind nach § 42 Abs. 1 Nr. 1 EnWG nur dazuverpflichtet, den Anteil der einzelnen Energieträger, den der Lieferant im letzten oder vorletztenJahr verwendet hat, anzugeben. Die Anfertigung von individuellen Stromkennzeichnungenfür jeden Eigenerzeuger/Selbstverbraucher würde einen unverhältnismäßig hohen Aufwandfür Elektrizitätsversorgungsunternehmen darstellen. Um Rechtsklarheit zu schaffen, istdie Begründung zu § 54 Abs. 6 EEG-Ref-E entsprechend anzupassen.4.30 Doppelvermarktungsverbot nach § 56 EEG-RefEDer BDEW regt an, § 56 Abs. 2 EEG-RefE wie folgt zu ändern:Formulierungsvorschlag:„(2) Anlagenbetreiberinnen oder Anlagenbetreiber, die eine finanzielle Förderung nach§ 16 für Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas in Anspruch nehmen,dürfen Herkunftsnachweise oder sonstige Nachweise, die die Herkunft des Stroms belegen,für diesen Strom nicht weitergeben. Gibt eine Anlagenbetreiberin oder ein Anlagenbetreibereinen Herkunftsnachweis oder sonstigen Nachweis, der die Herkunftdes Stroms belegt, für Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas weiter,darf für diesen Strom keine finanzielle Förderung nach § 16 in Anspruch genommenwerden.“Im Rechtsverhältnis zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter werden als Nachweisdafür, dass es sich um Strom aus Erneuerbaren Energien handelt, z. B. Testate von Wirtschaftsprüfernweitergeben, die nicht handelbar sind. Insbesondere sind sie nicht im Rahmenvon § 42 Abs. 5 EnWG für die Stromkennzeichnung verwendbar. Dennoch kann § 56 Abs. 2EEG so verstanden werden, als ob sie im Rahmen des Rechtsverhältnisses Anlagenbetreiber– Direktvermarkter nicht weitergabefähig sind, weil sie „sonstige Nachweise“ im Sinne dieserRegelung sind, und dass bei einer Weitergabe der Anspruch auf die Marktprämie erlischt.Dementsprechend sollte hier eine Streichung oder eine entsprechend unbedenkliche Formulierungverwendet werden. Denkbar ist auch folgende Ergänzung des Absatzes 2:Formulierungsvorschlag:“Keine Nachweise im Sinne der Sätze 1 und 2 sind nicht handelbare Erklärungen vonAnlagenbetreiberinnen oder Anlagenbetreibern gegenüber Direktvermarktern über dieBeschaffenheit des in ihren Anlagen erzeugten und an die Direktvermarkter geliefertenStroms”.Seite 80 von 84

4.31 Clearingstelle nach § 57 EEG-RefEDer BDEW begrüßt die erweiterte Aufgabenzuweisung bei der Clearingstelle EEG und insbesonderedie Erhaltung der bisherigen Verfahrensarten. So hat gerade die Verfahrensart desVotumsverfahrens nicht zuletzt im Jahre 2013 die größte Zahl an abgeschlossenen Verfahrenerbracht. Dies hat neben der Zunahme der vom Gesetzgeber beabsichtigten Befriedungswirkungzu einer verstärkten Wahrnehmung der Arbeit der Clearingstelle EEG geführt.4.32 Übergangsbestimmungen nach § 66-68 EEG-RefEEiner genaueren Analyse bedürfen die detaillierten Übergangsbestimmungen insbesonderefür genehmigungsbedürftige Anlagen, für Biomasseanlagen und für die Anwendung der Flexibilitätsprämieauf Bestandsanlagen, um abschätzen zu können, ob Investitions- und Vertrauensschutzgesichtspunktehinreichend gewürdigt werden.Nach erster Einschätzung erfüllen die im Referentenentwurf dokumentierten Übergangsregelungennoch nicht die Anforderungen an den Vertrauens- bzw. Bestandsschutz, für den sichder BDEW bereits ausgesprochen hatte (vgl. etwa § 67 EEG-REFE). So sind die Übergangsregelungenfür genehmigungsbedürftige Anlagen vor dem Hintergrund der langwierigen undkostspieligen Planung von größeren Projekten, wie unter Nr. 2.2.1 dargestellt, problematischund bedürfen vor dem Hintergrund eines realitäts- und praxisnahen Vertrauensschutzes derAnpassung.Zudem sollte die Übergangsregelung zum Grünstromprivileg so angepasst werden, dass dieseserst mit Wirkung zum 1. Januar 2015 und nicht wie nach § 68 Abs. 2 EEG-RefE zum 1.August 2014 wegfällt, weil andernfalls EVU, die das Grünstromprivileg noch anwenden, gezwungenwären, unterjährig ihre Strompreise anzupassen (siehe Kapitel 2.2.3). Art. 21 Abs. 2des Gesetzentwurfs, der das Inkrafttreten von § 68 Abs. 2 EEG-RefE regelt, muss dann entsprechendangepasst werden.4.32.1 Erneute Absenkung der Managementprämie gemäß § 66 Abs. 1 Nr. 7Unklar ist aus Sicht des BDEW, weshalb die mit der Novellierung der Managementprämienverordnungbereits 2012 deutlich reduzierte Managementprämie im Rahmen der Integrationin das EEG 2014 erneut reduziert wird. Für Bestandsanlagen sollen nach den Übergangsregelungengemäß § 66 Nr. 4 EEG-RefE nach wie vor die Vergütungsregelungen des EEG2012 gelten. Aufgrund der verpflichtenden Direktvermarktung und des damit verbundenenEntfalls der Managementprämie wird für Bestandsanlagen in § 66 Nr. 7 EEG-RefE der nachAnlage 4 anzulegende Wert (AW) für die Berechnung der Marktprämie [MP=AW-MW (Monatswert)]differenziert für vor und nach dem 1. Januar 2015 erzeugten Strom erhöht, um denWegfall der Managementprämienverordnung auszugleichen, der bei Neuanlagen durch diedirekte Einpreisung in die Vergütung abgegolten ist. So soll die Managementprämie für StromSeite 81 von 84

aus Windenergie- bzw. Strahlungsenergie-Bestandsanlagen in der optionalen Direktvermarktungim Jahr 2015 0,40 ct/kWh statt wie in der Managementprämienverordnung 0,5 ct/KWhbetragen.Mit dieser Übergangsregelung in § 66 Nr. 7 EEG-RefE ist damit eine Verschlechterung gegenüberden für 2015 geltenden Aufschlägen nach der ManagementprämienVO und damitein Eingriff in den Vertrauensschutz verbunden.4.32.2 Übergangsvorschrift für Flexibilitätsprämie gemäß § 66 Abs. 1 Nr. 9Hier dürfte ein Redaktionsfehler vorliegen: Die Übergangsvorschrift zur Flexibilitätsprämieverweist noch auf § 67 Abs. 3 und § 68, müsste aber heißen "(...) sind § 32b und 67 anzuwendenund", da § 68 keine Übergangsvorschriften für die Flexibilitätsprämie mehr vorsieht.4.32.3 Wegfall der Übergangsregelung gemäß § 66 Abs. 15 EEG 2012Auch der angeordnete Wegfall der Übergangsregelung nach § 66 Abs. 15 EEG 2012 fürSelbstverbrauch ist im Hinblick auf den Vertrauensschutz kritisch zu betrachten. Eine abschließendeBewertung kann hierzu jedoch erst vorgenommen werden, wenn der Regelungsgehaltdes § 37 Abs. 3 Satz 2 EEG-Ref-E bekannt ist.4.32.4 Begrenzung des Förderanspruchs gemäß § 67 Abs. 1Die Absicht des Gesetzgebers, durch diese Regelung die „Flucht ins EEG 2009/2012“ unterbindenzu wollen, ist zwar aus BDEW-Sicht nachvollziehbar. Allerdings ist die angedachteAufteilung in einen vergütungsfähigen und einen direkt zu vermarktenden Stromanteil angesichtsdes Verbotes der anteiligen Direktvermarktung nach § 20 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 bereitsnicht praktikabel. Darüber hinaus werden durch diese Regelung auch solche Bestandsanlagenbetroffen, die aus vertretbaren Gründen in der Vergangenheit nicht ihre installierte Leistungvollständig erreichen konnten, z. B. wegen knappen Einsatzstoffen oder technischenDefekten. Der BDEW hält es daher für sinnvoller, die in § 67 Abs. 1 EEG-RefE beabsichtigteRechtsfolge nur dann eintreten zu lassen, wenn der Anlagenbetreiber einen Generator zueiner Bestandsanlage hinzubaut.5 Änderungen des EnWGIn § 91 EnWG soll laut Gesetzentwurf eine Ermächtigung für die Erhebung von Gebühren fürAmtshandlungen im Zusammenhang mit der Netzentwicklungsplanung für das ÜbertragungsundFernleitungsnetz sowie für das Offshore-Leitungsnetz zum Anschluss von Offshore-Anlagen geschaffen werden.Seite 82 von 84

Die Netzentwicklungsplanung insbesondere in der in Deutschland gewählten Ausgestaltungist eine originäre Planungsaufgabe des Staates zur Sicherstellung eines geordneten und effizientenNetzausbaus. Dies ergibt sich auch aus der Begründung zur Einführung dieser Regelungen(BT-Drs. 17/6072 S. 68). Dort heißt es: „Aufgrund der engen Vermaschung der Übertragungsnetzekann eine Investition in einem Übertragungsnetz eine parallele Investition ineinem benachbarten Übertragungsnetz erforderlich oder unnötig machen. Daher ist wegender engen Vermaschung der Übertragungsnetze eine gemeinsame nationale Planung erforderlich,um im Interesse der Versorgungssicherheit und der Kosteneffizienz angemesseneInvestitionen in die jeweiligen Netze zu gewährleisten.“ „. Die Entwicklung eines konkretenAusbaubedarfs aus den Szenarien ist ein planerischer Abwägungsprozess.“ Vergleichbar istdieser Prozess in vielen Punkten mit anderen öffentlichen Planungen wie etwa der Raumplanungoder der Verkehrswegeplanung.Die Vorbereitungen und große Teile der inhaltlichen Ausgestaltung dieses planerischen Abwägungsprozessesim Bereich des Netzausbaus wurden durch die Regelungen im EnWGbereits den Netzbetreibern aufgegeben. Es wäre unangemessen und rechtlich zweifelhaft,für die im Rahmen diese planerischen Abwägungsprozesses noch bei der öffentlichen Handverbleibenden Amtshandlung zur Erarbeitung der Netzentwicklungspläne die letztlich – zumindestim Bereich des Stromnetzausbaus - Vorbereitung für eine gesetzgeberische Entscheidungzur Verabschiedung des Bundesbedarfsplans ist, Gebühren von den Netzbetreibernzu verlangen.Der BDEW empfiehlt, auf eine Gebührenerhebung für die Netzentwicklungsplanung zu verzichtenund die entsprechende Ermächtigung aus dem Entwurf zu streichen.6 Änderung der SystemdienstleistungsverordnungWie bereits zu der Streichung von § 6 Abs. 5 EEG 2012 (alt) ausgeführt (vgl. vorstehend unter4.4.5.), sieht der BDEW eine Aufhebung der zwingenden Anforderungen an Windanlagennach § 6 Abs. 5 EEG 2012 als sehr kritisch an. Die Verordnungsbegründung führt zwar aus,dass die Einhaltung von § 7 Abs. 2 EEG i. V. m. § 49 EnWG auch die geltenden Netzanschlussbedingungenumfasst. Dies muss aus Gründen der Rechtssicherheit aber auch gesetzlichverankert bleiben bzw. werden (vgl. die Änderungsvorschläge unter 4.4.5 und 4.5.2).Der BDEW bemängelt korrespondierend dazu auch die Beschränkung des Anwendungsbereichsder Systemdienstleistungsverordnung auf den Systemdienstleistungsbonus für Altanlagen.Dies ist auch vor dem Hintergrund zu sehen, dass die aktuelle, vierte Ergänzung derBDEW-Mittelspannungsrichtlinie, die seit dem 1. Januar 2013 gültig ist, keine Aufnahme indie Systemdienstleistungsverordnung mehr finden kann (vgl. aber unter 4.4.5.).Nicht nachvollziehbar ist die Änderung in § 6 SDLWindV, dass Nachweise durch die Vorlagevon Einheitenzertifikaten erbracht werden können statt müssen, zumal diese Änderung imVergleich zum geltenden § 6 SDLWindV in der Begründung des Entwurfs nicht angesprochenoder erklärt wird. Nach der derzeit geltenden SDLWindV dürften nur akkreditierte Sachverständigeein Gutachten zum Nachweis erstellen. Diese Anforderung muss zur Sicherung derSeite 83 von 84

fachlichen Qualifikation bestehen bleiben. Andernfalls könnte es auch zu einer Ungleichbehandlunggegenüber Erzeugungsanlagen kommen, bei denen eine Zertifizierungspflicht weiterhinvorgesehen ist.Es wird folgende Änderung des § 6 SDLWindV-E vorgeschlagen:„Der Nachweis, dass die Voraussetzungen des § 5 in Verbindung mit Anlage 3 amNetzverknüpfungspunkt eingehalten werden, ist kann durch Einheitenzertifikat unddurch das Gutachten einer oder eines Sachverständigen zu erbringen erbracht werden.Treten in entsprechender Anwendung der Nummer 2.3 der „Regelungen undÜbergangsfristen für bestimmte Anforderungen in Ergänzung zur technischen Richtlinie:Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz”, Stand 15. Februar 2011 (Ergänzungvom 15. Februar 2011) (BAnz. Nr. 51 vom 31. März 2011, S. 1189) bei der Berechnungmehr als sechs Überschreitungen auf, gelten die Anforderungen dieser Verordnungsolange als erfüllt, wie die für diesen Fall dort vorgesehenen Anforderungeneingehalten wurden und dies nach dem dort beschriebenem Verfahren nachgewiesenwird. Für Anlagen im Sinne der Übergangsbestimmung des § 8 Absatz 1 gilt Nummer2.3 der Ergänzung vom 15. Februar 2011 entsprechend mit der Maßgabe, dass dieFristen nicht mit der Inbetriebsetzung der Anlage, sondern dem 1. April 2012 zu laufenbeginnen.“Ansprechpartner:Aus dem Geschäftsbereich „Erzeugung“Stefan ThimmTelefon: +49 30 300199-1310stefan.thimm@bdew.deAus dem Geschäftsbereich „Recht und Betriebswirtschaft“Christoph WeißenbornTelefon: +49 30 300199-1514christoph.weissenborn@bdew.deSeite 84 von 84