Was die PV-Novelle brachte

Betreiber von Neuanlagen müssen auch nach dieser PV-Novelle wieder Verschlechterungen der Förderbedingungen in Kauf nehmen. Aus den in Ursprüngen des EEG formulierten Investitionsanreizen für Photovoltaikanlagen entwickelten sich zunehmend Investitionshürden und -risiken. Das EEG mutiert zunehmend zum Papiertiger, denn aus einstmals einfach formulierten gesetzlichen Bestimmungen sind Stück für Stück komplexe Rechtsregularien entstanden. Wird das EEG vielleicht doch noch der zentralen Energiewirtschaft liebstes Kind?

Im Folgenden werden die wesentlichen Änderungen dargestellt und kommentiert.

1. Erneute Absenkung der Vergütung und Umstellung auf monatliche Kürzungen

Die schwarz-gelbe Regierung setzte in ihrer Amtszeit bereits einige außerplanmäßigen Vergütungskürzungen durch. Ziel dieser Kürzungen war es stets, den Zubau an Solaranlagen wirkungsvoll zu begrenzen. Mit dem Instrument „atmender Deckel“ sollte die Einhaltung eines beschlossenen Zubaukorridors erzwungen werden.

Doch die Rechnung wurde in den letzten Jahren ohne den Wirt gemacht: Die Vergütungskürzungen führten zur Torschlusspanik. Deutlich mehr Solaranlagen als geplant gingen in Betrieb und wie ein Hamster im Laufrad stürzte die schwarz-gelbe Regierung von einem Handlungszwang in den nächsten. Nur kein ungebremstes Wachstum der Solarenergie zulassen - das war das Ziel. Die Tinte für die letzten Kürzungen zum Jahresanfang 2012 war noch nicht getrocknet, da kündigte die Regierung bereits eine weitere, deutlich härtere Gangart an. Auch der Protest gegen den „Solar-Ausstieg“ und die zahlreichen Insolvenzen und Entlassungen in der Solarbranche führten nicht zum Einlenken.

Dass Kürzungen schon wieder notwendig waren, begründete Schwarz-Gelb mit rasant fallenden Modulpreisen, Problemen bei der Netzintegration und dem bedrohlichen Anstieg der EEG-Umlage.
Vernachlässigt wurde jedoch, dass die Modulpreise allenfalls 60 % des Preises einer Solaranlage ausmachen. Schon seit Jahren fällt die Einspeisevergütung in Deutschland nahezu im gleichen Verhältnis wie der Solarmodul-Preis. Aber die Gehälter der Monteure, die Sozialabgaben, die Gestelle für die Solaranlagen, die Kabel, die Anschlusskästen, die Stromzähler, die Kleinteile, wie Schrauben und Stecker, die Montagegerüste, das Werkzeug werden nicht billiger. Unbeachtet blieben auch die steigenden Ausgaben für Systemdienstleistungen wie z.B. Messung, Netzmanagement und damit einhergehende Einnahmeverluste.

Vernachlässigt wurde auch, dass die Befreiung stromintensiver Unternehmen von der EEG-Umlage zugenommen hat und damit privaten Stromverbrauchern immer mehr - völlig ungerechtfertigt - in die Tasche gegriffen wird.

Ebenso fehlte bei der Analyse der mangelnden Netzintegration des Solarstroms die dringende Notwendigkeit, Investitionen in Speicher wirkungsvoll zu fördern. Hier half es wenig, dass die Regierung für ein KfW-Kreditprogramm für dezentrale Stromspeicher eine "Initialzündung" auf den Weg brachte. Details wurden jedoch noch nicht beschlossen. Insofern kann es zum einen noch einige Zeit in Anspruch nehmen, bis ein das neue Kreditprogramm in der Praxis ankommt. Zum anderen hätte man aus der Vergangenheit lernen können: Viele werden sich sicher noch an das ständige Stop-and-Go des 100.000-Dächer-Solarstrom-Programm erinnern. Budget-abhängige Investitionsprogramme sind für einen schnellen und ungebremsten Aufbau einer dringend notwendigen Technik der denkbar schlechteste Weg.

Zum 1. April wurde die befürchtete radikale Vergütungskürzung umgesetzt. Zunächst gab es eine einmalige Kürzung von ca. 20 Prozent im Vergleich zum Vormonat März. Zusätzlich beschloss man monatliche Vergütungsdegressionen, die von Monat zu Monat zunächst gleichbleibend um 1 % umgesetzt wurde. Ab November 2012, Januar 2013 und Juli 2013 soll es in Folge der Umsetzung des „atmenden Deckels“ je nach Zubau noch weitere Degressionserhöhungen geben (siehe [link: http://www.sfv.de/lokal/mails/sj/verguetu.htm).

Ziel dieses monatlichen Degressionsverfahren sollte es sein, eine Vergleichmäßigung der Inbetriebsetzung über das ganze Jahr auf den Weg zu bringen. Dies wäre die logische Konsequenz auf Grund der schlechten Erfahrungen zur Jahresend-Ralley der letzten Jahre, so die Regierenden. Wir stehen der Argumentation kritisch gegenüber: Wie in jedem Gewerk können unvermeidbare Verzögerungen bei der Fertigstellung auftreten. Preisangebote, Wirtschaftlichkeitsberechnungen und Finanzierungsanfragen sind zukünftig bei neuen Solaranlagen nichts mehr wert, da Investoren nie ganz sicher sein können, in welchem Monat zu welcher Vergütungshöhe die geplante Anlage in Betrieb gesetzt wird. Die Höhe der monatlichen Vergütungskürzungen im November 2012 sowie Februar, Mai und August 2013 werden sogar erst am Vortag des Vormonates bekannt gegeben. Für uns ist klar: Monatliche Vergütungsabsenkungen erhöhen das Investitionsrisiko und behindern den Ausbau der Photovoltaik.

Die Berechnung der Staffelvergütungshöhe ist nun auch an neue Größenklassen gekoppelt: bis 10 kW, bis 40 kW, bis 1 MW und bis 10 MW. Warum man sich vom bisherigen Vergütungsmodell (30 kW, 100 kW, 1 MW) vollständig verabschiedet hat, ist uns allerdings unergründlich. Sinnvoll war es zwar, die kleineren Anlagengrößen (bis 10 kW) gesondert zu betrachten, alle anderen „alten“ Vergütungklassen hätten allerdings „ohne Not“ beibehalten bleiben können. Vor allem dann, wenn ein Investor seine „alte“ Anlage erweitern und ggf. über eine gemeinsame Messeinrichtung abrechnen will (sofern sie in der Summe nicht dem Abnahmebeschränkungen nach § 33 (1) EEG 2012 n.F. (neue Fassung) unterliegt), gibt es ein komplexes Berechnungsgemisch aus Vergütungsklassen. Wer steigt da noch durch?

2. Gesamtausbauziel 52 GW

Neben dem Einrichten eines Zubaukorridors von 2500 bis 3500 MW legte Schwarz-Gelb ein bundesweites Gesamtausbauziel von 52 GW fest. Ab Erreichen dieses Ziels gibt es für weitere Anlagen keine Vergütung mehr. Nach § 20b Abs. 9a EEG 2012 n.F. reduziert sie sich auf Null. Zwar gibt es nach § 65 a Satz 3 EEG 2012 n.F. die theoretische Möglichkeit, eine Anschlussförderung der Solarenergie auf den Weg zu bringen. Dies scheint jedoch angesichts der aktuellen Bestrebungen, das EEG gänzlich abzuschaffen, eher ein kläglicher Versuch zur Beruhigung.

Zum 31. August 2012 waren laut Bundesnetzagentur bereits 30,03 GW am Netz. (Der Wert setzt sich für den Zeitraum vom 1. Januar 2009 bis 31. August 2012 aus der Summe der installierten Leistung der bisher veröffentlichten Zahlen aus dem PV-Meldeverfahren der Bundesnetzagentur zusammen.) Es sind also schon mehr als die Hälfte der durch das Gesamtausbauziel von Schwarz-Gelb festgelegten Solaranlagen am Netz. Damit liefert Photovoltaik gerade einmal ca. 4 % des Bruttostromverbrauch.
Die gesetzliche solare Förderstrategie beinhaltet damit in der Summe weniger als ein Zehntel des bundesdeutschen Bruttostromverbrauchs.

Dieses Gesamtausbauziel im EEG zeigt deutlich, welch jämmerliche Antwort auf die ernste Bedrohung des Klimawandels und die dringende Notwendigkeit zum schnellstmöglichen Umbau auf Erneuerbare Energie - vorallem durch Solar- und Windanlagen - gegeben wird.

3. Zum neuen „Marktintegrationsmodell“ für Solarstrom-Dachanlagen

Das neue Marktintegrationsmodell soll Betreiber von Solarstrom-Dachanlagen „langsam an den freien Markt heranführen“. Dies führt jedoch nicht nur zur Erhöhung des Investitionsrisikos für Anlagenbetreiber. Hinzu kommen schwer verständliche Regelungen und Ausnahmeregelungen im Gesetz sowie die Zunahme des bürokratischen Aufwands: Nach § 33 (1) EEG 2012 n.F. „Marktintegrationsmodell“ beschränkt sich die vergütungsfähige Strommenge bei Dachanlagen mit einer Gesamtleistung von über 10 kW auf 90 % der Erzeugung pro Jahr. Speist der Anlagenbetreiber mehr als 90 % des erzeugten Solarstrom in das öffentliche Stromnetz, muss die überzählige Strommenge vom Netzbetreiber nur noch mit dem gemittelten Marktpreis abgegolten werden.

Anlagen bis 10 kW können weiterhin für den gesamt erzeugten Solarstrom die Netzeinspeisevergütung beanspruchen oder - je nach technischen Möglichkeiten und Strombezugspreis - ganz oder teilweise selbst verbrauchen. Eine zusätzliche Förderung des Eigenverbrauchs gibt es nicht mehr.
Das Marktintegrationsmodell trifft alle Neuanlagen, die ab dem 1.4.2012 in Betrieb gesetzt wurden. Allerdings gibt es in § 66 (19) EEG 2012 n.F. eine Übergangsfrist, nach der alle Beschränkungen erst nach dem 1.1.2014 eingehalten werden müssen.

Investoren sollte klar sein, dass der Eigenverbrauch des Solarstroms und damit die Einsparung des sonstigen Strombezugspreis mit zunehmender Größe der Anlage an Grenzen stößt. Je größer die Anlage, desto schwieriger wird es, 10 % des erzeugten Stroms selbst zu verbrauchen.

Sollte er diesen Selbstverbrauch nicht schaffen, besteht die Möglichkeit, den Solarstroms an Dritte in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage zu verkaufen. Damit erhöht sich sein Aufwand erheblich:

• Verträge zur Stromlieferung müssen geschlossen werden (ohne juristische Hilfe Einzelfall schwer zu schaffen!)
• zusätzliche Messeinrichtungen werden nötig,
• möglicherweise müssen neue Leitungen zum Nachbarn gelegt werden, da der Strom nicht durch ein öffentliches Netz geleitet werden darf,
• umfängliche Verwaltungs- und Abrechnungsaufgaben zur Stromabrechnung folgen.
• Der Verkauf an Dritte wird erschwert, da sie zu dem vom Anlagenbetreiber in Rechnung gestellten Preis pro kWh Solarstrom auch noch die EEG-Umlage an den Übertragungsnetzbetreiber leisten müssen (siehe § 37 (3) EEG 2012 n.F.).

In § 33 (1) EEG 2012 n.F. zum „Marktintegrationsmodell“ hat sich zudem ein Passus eingeschlichen, der unserer Meinung ein deutliches Indiz dafür ist, Betreibern von Großanlagen mehr Investitionssicherheit zuzusprechen: Wenn die Solarstrom-Dachanlage eine Größe von 1 MW übersteigt, werden plötzlich - ohne den für die Regierung so wichtigen marktpolitischen Ansatz - wieder 100 % des erzeugten Solarstroms vergütet. Keine Pflicht zum Eigenverbrauch oder gar zum Direktvermarkten - also kein Investitionsrisiko. Ob hier die Großinvestoren der Industrie und Stromwirtschaft die Feder geführt haben?

4. Zur Direktvermarktung

Anlagenbetreiber haben auch die Möglichkeit, den erzeugten Solarstrom direkt zu vermarkten.

Die im Folgenden geschilderten Zusammenhänge betreffen das sogenannte Marktprämienmodell. Die Direktvermarkung kann auch mit dem Ziel durchgeführt werden, anstelle einer Marktprämie die EEG-Umlage zu reduzieren oder sonstige wirtschaftliche Vorteile (z.B. in Form von vermiedenen Netznutzungsentgelten nach § 18 Strom NEV) zu erwirken.

Allen Formen der Direktvermarktung ist zunächst gleich, dass der Strom weiterhin in das öffentlich Stromnetz eingespeist wird.

Beim Marktprämienmodell zahlt der Netzbetreiber für den eingespeisten Strom zunächst eine Marktprämie (MPsolar). Diese wird wie folgt berechnet:

MPsolar = EV - RW
EV... anzulegender Wert nach § 33 h EEG2012, entspricht Einspeisevergütung
RW.. Referentmarktwert, wird berechnet nach RW = MWsolar - PMsolar
MWsolar.. unter http://www.eeg-kwk.net veröffentlicht, betrug z.B. von Jan-Juli durchschn. 4,5 Ct/kWh
PMsolar.. im Jahr 2012 = 1,2 Ct/kWh (siehe EEG 2012neu, Anlage 4, 2.4.3)

Beispiel: Müsste der Netzbetreiber für jede eingespeiste Kilowattstunde einer 100 kW-Anlage (Inbetriebnahme April 2012) die Netzeinspeisevergütung (Mischvergütung) zahlen, betrüge diese 17,35 Ct/kWh. Der Anlagenbetreiber entscheidet sich für das Marktprämienmodell und verkauft seinen Strom vollständig an einen Direktvermarkter. Er erhält zunächst vom Netzbetreiber folgende Marktprämie je Kilowattstunde:

anzulegender Wert (EV): 17,35 Ct/kWh
Referenzmarktwert (RW): ca. 3,3 Ct/kWh
Marktprämie (MPsolar): 14,05 Ct/kWh

Die Marktprämie als Differenz zwischen Netzeinspeisevergütung und Referenzmarktwert beträgt ca. 14,05 Ct/kWh und liegt damit 3,3 Ct/kWh unter der sonstig gewährten Einspeisevergütung. Um die Wirtschaftlichkeit der Anlage nicht zu gefährden, könnte vom Direktvermarkter mindestens dieser Differenzbetrag (ohne zusätzliche Gebühren) beglichen werden. Oftmals wird auch noch ein Bonus in Abhängigkeit von der Anlagengröße draufgelegt.

Einer anfänglichen Euphorie folgenden in aller Regel Ernüchterungen über Mehrausgaben und Risiken.

- Wer direktvermarkten möchte, muss nach § 33 b (2) Nr. 2 EEG 2012 n.F. eine 1/4-h-Lastgangmessung einrichten. Diese kostet - je nach Netzgebiet - ca. 600 € zzgl. monatlich wiederkehrender Messgebühren in Höhe von ca. 25 €. Für Betreiber von Anlagen über 100 kW, bei denen die Lastgangmessung auf Grund der technischen Vorgaben zum Einspeisemanagement (siehe § 6 (1) EEG 2012) sowieso vorzusehen ist, dürfte dies keine zusätzliche finanzielle Hürde sein, anders aber bei Anlagen unter 100 kW.

- Wollte der Anlagenbetreiber selbst zum Direktvermarkter werden, so muss er sich mit komplizierten gesetzlichen Bestimmungen auseinandersetzen. Er muss u.a. Bilanzkreise erstellen, die Informationspflichten gegenüber Netzbetreibern fristgerecht nachkommen und Verträge schließen. Da er an der Leipziger Strombörse in aller Regel nicht selber handeln darf, wird er sich eines externen Dienstleisters bedienen müssen. Oder er entscheidet sich gegen den Handel an der Strombörse und für einen Verkauf an einen konkreten Stromkunden (z.B. Industrieunternehmen im kommunalen Umfeld). Aber auch dort - wollte er es eigenständig organisieren - stünde der Aufwand in keinem Verhältnis zum Ergebnis. Fachkundige müssen in aller Regel ins Boot geholt werden und sorgen für Mehrkosten. Schon heute tummeln sich viele kommerzielle Dienstleister auf dem Markt, die Solarstromerzeuger bei der Direktvermarktung begleiten wollen. Sie regeln die Formalitäten mit dem zuständigen Netzbetreiber und betreuen den Handel an der Börse oder den Verkauf an große Stromabnehmer. Kommt ein Vertrag über eine bestimmte Laufzeit zustande, bieten Direktvermarktungs-Unternehmen dem Anlagenbetreiber zzgl. zum Referenzmarktwert noch einen Bonus an. Dieser kann schon einmal bis zu 1 Ct/kWh betragen. Aber auch hier gilt. No risk - no fun? Die Sicherheit der über einen verabredeten Zeitraum auszuzahlenden Referenzmarktwert und Bonus hängt vom Geschäftserfolg und Bestand des Direktvermarkters ab! Ob Banken den Betrieb von Solaranlagen mit Direktvermarktung als finanzierungsgeeignet bewerten, wird sich zeigen. Hilfreich könnte hier z.B. eine Bankbürgschaft für Direktvermarkter sein, die derzeit in der Praxis Einzug hält.

- Anlagen unter 100 kW-Leistung werden von kommerziellen Direktvermarktern allerdings in aller Regel nicht in den Vermarktungspool aufgenommen. Der Aufwand stehe in keinem Verhältnis zum Ergebnis und die hohen Kosten des 1/4-h-Lastgangmessung könnten durch einen Direktvermarktungs-Bonus nicht ausgeglichen werden.

4. Weitere wichtige Änderungen

a) Behelfsweise Inbetriebsetzung der Anlage gibt es nicht mehr
In den letzten Jahren bestand die rechtliche Möglichkeit, die Solaranlage ohne Wechselrichter und ohne eine ortsfeste Installation vorläufig in Betrieb zu setzen. Diese „behelfsweise Inbetriebsetzung“ wurde in der Praxis gern angewandt, da dadurch eine rasche Inbetriebnahme der Anlage zum Jahresende trotz Wechselrichter-Engpass, Wintereinbruch und Auftragsstau möglich war. Anlagenbetreiber konnten die Vergütung festzurren und einer erneuten Degression entgehen. Als ausreichend galt, dass jedes einzelne Solarmodul nachweislich ganz kurz Strom erzeugt hatte.

Rechtliche Zugeständnisse gehen nur so lange gut, wie sie unstrittig in der Praxis Einzug finden. Die „behelfsweise Inbetriebsetzung“ führte leider zu einer Vielzahl von Streitfällen zwischen dem Anlagenbetreiber, dem Netzbetreiber und/oder dem Installateur. Mal wurden die Nachweise zur kurzzeitigen Stromerzeugung der Module nicht anerkannt oder ungenügend erbracht, mal die technischen Voraussetzungen angezweifelt, mal „kreative“ Lösungen zur „behelfsweisen“ Inbetriebsetzung der Module vor Verkauf an den Kunden - quasi am Container oder der Lagerhalle - umgesetzt. Unterstellungen zu unlauteren Geschäften gab es viele und die Widerstände der Netzbetreiber waren zahlreich. Nicht ohne Grund widmete sich die Clearingstelle EEG in mehreren Beiträgen der Frage, wie eine solche behelfsweise Inbetriebsetzung aus ihrer Sicht auf den Weg zu bringen sei.

Gerade jetzt, wo die neuen monatlichen Vergütungsdegressionen Planer und Installateure vor neue zeitliche Herausforderungen stellen und eine unkomplizierte Verfahrensweise bei der Inbetriebsetzung hilfreich wäre, wurde diese alte Regelung beerdigt. Ab 1.4.2012 ist es nun zwingend erforderlich, die Solarmodule „fest an den für den dauerhaften Betrieb vorgesehenen Ort und dauerhaft mit dem für die Erzeugung von Wechselstrom erforderlichen Zubehör zu installieren.

Erwartungsgemäß gab es auch hierzu schon die ersten irritierenden Anfragen. Was ist unter „für die Erzeugung von Wechselstrom erforderlichen Zubehör“ im Detail zu verstehen? Gehört die AC-Leitung vom Wechselrichter zum Zählerkasten auch dazu? Wie muss zukünftig der Nachweis zur Inbetriebnahme aussehen? Wir suchen noch nach Antworten.

b) Keine Förderung von Solarscheunen im Außenbereich mehr
Schon immer gab es die Regelung, dass netzeingespeister Solarstrom nur dann mit der erhöhten Vergütung für Anlagen in, auf und an Gebäuden abgegolten werden würde, wenn die Gebäude vorrangig dem Schutz von Menschen, Tieren und Sachen dienten. Besonders dann, wenn im Außenbereich Gebäude neu errichtet wurden, kam es regelmäßig zu Streitfällen. Erst vor kurzem trat der SFV erneut in einem Votumsverfahren vor der Clearingstelle EEG als Beistand auf, um die Interessen eines Anlagenbetreibers zu wahren und dem Vorwurf entgegenzutreten, die Gebäude seien nur als Alibi entstanden, um die höhere Gebäudevergütung zu erlangen (siehe http://www.clearingstelle-eeg.de/votv/2012/14).

Nun hat der Gesetzgeber in § 32 (3) EEG 2012 n.F. Anlagen auf denjenigen Gebäuden im Außenbereich grundsätzlich die Gebäudevergütung abgesprochen, die ab dem 1.4.2012 neu geplant und im Außenbereich errichtet wurden und noch werden. Nur dann, wenn diese im räumlich-funktionalem Zusammenhang einer nach dem 31.3.2012 neu errichteten Hofstelle eines land- und forstwirtschaftlichen Betriebes stünden oder der dauerhaften Stallhaltung von Tieren dienten und eine entsprechende Genehmigung der zuständigen Baubehörde eingeholt hätten, würden die Gebäudevergütung noch beanspruchen könne. Ebenso würden Solaranlagen auf nachweislich vor dem 1.4.12 geplanten Gebäude die Gebäudevergütung bekommen.

Ziel dieser Neuregelung ist es, künftig sogenannte „Solarstadl“, die vor allem in süddeutschen Raum zahlreich entstanden sein sollen, einzuschränken. Der Neubau von „Alibigebäuden“ soll zukünftig nicht mehr möglich sein.

Wenn die in § 32 (4) EEG 2012 n.F. vorgelegten Bedingungen zur Gewährung der Gebäudevergütung nicht zuträfen, würde der Anlagenbetreiber nur noch die verminderte Vergütung für Freiflächenanlagen in Ansatz bringen können. Die Regelungen zur Begrenzung der vergütungsfähigen Strommenge nach § 33 (1) EEG 2012 n.F. (Marktintegrationsmodell) sollen allerdings - trotz fehlender Gebäudevergütung - auch für diese Solarstadl gelten.

c) Größenbegrenzung und Anlagenzusammenfassung bei Freiflächen
Laut neuem EEG sind Solarstromanlagen nur noch bis zu einer Gesamtleistung von 10 MW EEG-förderfähig. Bei Gebäudeanlagen spielt diese Leistungsbegrenzung quasi keine Rolle. Anders bei Freiflächenanlagen.

Um Anlagensplitting zu vermeiden, wurde in § 19 (1a) EEG 2012 n.F. festgeschrieben, dass mehrere Freiflächenanlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen dann als eine Anlage gelten sollen, wenn sie „innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in einem Abstand von bis zu 2 Ki­lometern in der Luftlinie, gemessen vom äußeren Rand der jeweiligen Anlage, in Betrieb ge­nommen worden sind.“

Größenbegrenzungen und Abstandsregeln sind keine gute Basis für weitere Großinvestitionen auf Freiflächen. Der SFV steht dem weiteren massiven Ausbau von Freiflächenanlagen auf Grund der Flächeninanspruchnahme zwar kritisch gegenüber. Die zunehmenden Klimagefahr lehrt uns allerdings, dass wir - wollten wir die Energiewende schnell umsetzen - auf Großinvestoren nicht ganz verzichten können.

Fazit

Die drastischen Kürzungen, die Investitionsunsicherheit durch das sogenannte Marktintegrationsmodell und der schrumpfende Wachstumskorridor fügen der Photovoltaik in Deutschland einen schweren Schaden zu.

Der Zubau von Solaranlagen wird auf Grund steigender Risiken und zunehmenden bürokratischem Hürden zurückgefahren. Der Wille der Regierungsparteien und der treibenden Kräfte in der Energiewirtschaft wird mit Hilfe von Schikanen umgesetzt.