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Die gefühlten 1000 Arten der Solarenergie im EEG

Solarenergie als wesentlicher Baustein der Energiewende

Die Erreichung der Klimaziele und die Umsetzung der Energiewende sind wesentliche Bausteine der Politik und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Bei der Transformation des Strom- und Wärmesektors liegt der Fokus klar auf der Elektrifizierung und der Umstellung auf erneuerbare Erzeugungstechnologien. Im Vordergrund steht dabei der Ausbau von Wind- und Solarenergie, die das Fundament der zukünftigen Stromversorgung in Deutschland bilden sollen. Um diesen Ausbau zu beschleunigen, hat der Gesetzgeber in den letzten Monaten eine Reihe von Änderungen insbesondere im Bereich der Photovoltaik auf den Weg gebracht.

Betrachtet man den aktuellen Status quo, so findet man aus regulatorischer Sicht eine Vielzahl von PV-Anlagentypen im EEG, die unterschiedlichen Förderkonstrukten und Ausschreibungsbedingungen unterliegen. Mit Blick auf das Jahr 2030 sieht der Gesetzgeber einen jährlichen PV-Zubau von 6,5 bis 11 GW Leistung vor, so dass die zukünftige PV-Leistung noch einmal deutlich über der heutigen Gesamtleistung liegen wird.

In diesem Blogbeitrag soll es jedoch weniger um das Ausschreibungsdesign und die jährlichen Zubaumengen gehen. Vielmehr soll ein Überblick über die verschiedenen Arten der Photovoltaik aus Sicht des EEG gegeben werden:

Die Standardanlagen im EEG

Der Begriff Photovoltaik wird im EEG eher selten verwendet. Stattdessen wird häufig von Solarenergie oder allgemein von Solaranlagen gesprochen. Generell ist der Begriff Solaranlage ein Sammelbegriff für alle Anlagentypen, was sich auch in der Begriffsdefinition widerspiegelt, denn eine Solaranlage ist jede Anlage zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie (§ 3 Nr. 41 EEG).

Differenziert man den Begriff der Solaranlage einen Schritt weiter, so zeigt sich, dass zwei Arten von Solaranlagen den Großteil des Zubaus von Photovoltaikanlagen bestimmen: Solaranlagen des ersten und des zweiten Segments. Unter Solaranlagen des ersten Segments versteht man jede Freiflächenanlage und jede Solaranlage auf, an oder in einer baulichen Anlage, die weder ein Gebäude noch eine Lärmschutzwand ist (§ 3 Nr. 41 EEG), während Solaranlagen des zweiten Segments jede Solaranlage auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand sind (§ 3 Nr. 41b EEG).

Bei Solaranlagen des ersten Segments versteht man unter Freiflächenanlagen Solaranlagen, die auf Freiflächen, wie zum Beispiel auf landwirtschaftlich genutzten Flächen oder Brachland, installiert sind. Gebäudeintegrierte Anlagen sind wiederum Anlagen, die in die Architektur von Gebäuden integriert sind und dienen nicht nur der Energieerzeugung, sondern können auch Teil der Gebäudehülle sein, wie beispielsweise Solarfassaden oder -dächer. Bei Dachanlagen als Teil von Solaranlagen des zweiten Segments handelt es sich um Solaranlagen, die auf Gebäudedächern installiert sind. Hierbei kann es sich sowohl um geneigte als auch um flache Dächer handeln.

Die aktuellen Ausbauziele innerhalb der beiden Segmente sind etwa gleich groß, weswegen beide Segmente die gleiche Bedeutung für die Umsetzung der Energiewende haben. Allerdings gibt es Unterschiede im Ausschreibungsdesign oder der Vergütungsstrukturen. Die Unterscheidung von Solaranlagen des ersten und zweiten Segments existiert schon seit längerem und wurde kurz nach der Durchführung der ersten Ausschreibungen vor einigen Jahren eingeführt.

Die Sonderanlagen im EEG

Neben den „Normalanlagen“ im EEG gibt es noch eine Reihe von PV-Sonderanlagen. Dazu gehören unter anderem Agri-PV, Parking-PV, Floating-PV und Moor-PV. Mit dem Solarpaket I ist ein eigenes Ausschreibungsdesign vorgesehen, das durch eine schrittweise Erhöhung auf bis zu 3.000 MW pro Jahr einen immer größeren Beitrag zum Solarausbau in der Fläche leisten wird. Insgesamt ist damit keine Erhöhung der Ausschreibungsmengen (und der dafür insgesamt benötigten Flächen) verbunden. Soweit die Mengen nicht durch spezielle Solaranlagen gedeckt werden können, rücken klassische Freiflächenanlagen in diesem Ausschreibungssegment nach, um die Mengen für die Zielerreichung zu sichern. Generell können Agri-PV, Parking-PV, Floating-PV und Moor-PV wie folgt definiert und durch folgende Merkmale beschrieben werden:

Agri-PV (Agri-Photovoltaik):
- Definition: Agri-PV bezieht sich auf die Integration von Photovoltaikanlagen in landwirtschaftlich genutzte Flächen.
- Merkmale: Die Solaranlagen werden über landwirtschaftlich genutzten Flächen installiert, wodurch eine Doppelnutzung des Landes ermöglicht wird. Diese Systeme können so konzipiert sein, dass unter den Solarmodulen Nutzpflanzen angebaut oder Vieh gehalten werden kann.
Parkplatz-PV:
- Definition: Parkhaus-PV bezieht sich auf die Installation von Photovoltaikanlagen über Parkplätzen.
- Merkmale: Solarpaneele werden auf Parkplatzkonstruktionen installiert, um erneuerbare Energie zu erzeugen und gleichzeitig den Parkplatz vor direkter Sonneneinstrahlung zu schützen. Dies ermöglicht eine effiziente Nutzung der verfügbaren Fläche.
Floating-PV (schwimmende Photovoltaik):
- Definition: Floating-PV bezieht sich auf die Installation von Photovoltaikanlagen auf der Wasseroberfläche von Seen, Teichen, Stauseen oder anderen Gewässern.
- Merkmale: Die Solarmodule werden auf schwimmenden Strukturen installiert, um Solarenergie zu erzeugen. Dies hat den Vorteil, dass Land eingespart wird und gleichzeitig die Kühlung der Solarmodule durch das Wasser verbessert wird.
Torf-PV:
- Definition: Moor-PV bezieht sich auf die Integration von Photovoltaikanlagen in Moorlandschaften.
- Merkmale: Die Solarmodule werden auf speziellen Plattformen oder Konstruktionen über Moorflächen installiert. Dies ermöglicht die Nutzung von Flächen, die aufgrund ihrer Beschaffenheit für die konventionelle Landwirtschaft nur eingeschränkt geeignet sind.

Neue PV-Anlagentypen im EEG

Neben den „normalen“ und „besonderen“ Solaranlagen im EEG wurden mit dem Solarpaket I der Bundesregierung weitere Anlagentypen aufgenommen, die als neue PV-Anlagentypen bezeichnet werden können. Dazu gehören unter anderem die Biodiversitäts-PV-Anlagen. Dabei handelt es sich um eine besonders naturverträgliche Variante der Freiflächen-PV. Die genauen Kriterien für diesen Anlagentyp sind noch offen und sollen bis zum Frühjahr 2024 durch detaillierte Anforderungen in einer Verordnung geregelt werden. Dabei stehen ökologische und technische Anforderungen im Vordergrund.

Darüber hinaus wurde eine eigene Definition für Balkonanlagen, sogenannte Steckersolargeräte, beschlossen. Demnach ist ein Steckersolargerät ein Gerät, das aus einem oder mehreren Solarpaneelen, einem Wechselrichter, einer Anschlussleitung und einem Stecker zum Anschluss an den Endstromkreis eines Letztverbrauchers besteht (§ 3 Nr. 43 EEG). Die Leistung der Anlage ist auf 2 kW begrenzt, wobei die Abgabeleistung am Wechselrichter 800 W nicht überschreiten darf. Damit wurden die Leistungsgrenzen vom Gesetzgeber nochmals deutlich angehoben.

Darüber hinaus wurde eine eigene Definition für sogenannte Garten-PV-Anlagen geschaffen. Dabei handelt es sich um eine PV-Anlage im Garten eines Hausbesitzers oder auf einem Carport bis zu einer Leistung von 20 kW, wenn die Errichtung einer Anlage auf einem Hausdach nicht möglich ist (§48 EEG). Hier wird eine feste Vergütung von 7 ct/kWh angestrebt.

Schließlich gibt es noch die innovativen PV-Anlagen. Hierbei handelt es sich um Versuchsanlagen, die neue Technologien oder Konzepte zur Verbesserung der Effizienz oder der Integration der Photovoltaik erproben. Für diesen Anlagentyp werden separate Ausschreibungen durchgeführt, teilweise auch gemeinsam mit anderen Technologien.

Fazit

Insgesamt ist festzustellen, dass es im EEG aus regulatorischer Sicht eine Vielzahl von PV-Anlagentypen gibt, auch wenn die technologische Funktionsweise bei allen Anlagen ähnlich sein dürfte. Entscheidende Klassifizierungsmerkmale aus Sicht des EEG sind jedoch der Standort, die Leistung und der Nutzungszweck der Solaranlagen.

Trotz der Vielzahl der Anlagentypen wird der Schwerpunkt des Ausbaus weiterhin auf Solaranlagen des ersten und zweiten Segments liegen, auch wenn die Bedeutung von PV-Sonderanlagen weiter zunehmen dürfte. An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass es sich bei der Einteilung in Standard-, Sonder- und neue PV-Anlagen um eine eigene Klassifizierung des Autors handelt und sich die Begrifflichkeiten nicht immer 1:1 im EEG wiederfinden.

Neue Geschäftsmodelle wie die gemeinschaftliche Versorgung von Gebäuden oder Mieterstrom sowie die Erhöhung des Eigenverbrauchs dürften auch weiterhin Anreize für Stromkunden schaffen, in die Errichtung von Photovoltaikanlagen zu investieren. Gleiches gilt für Unternehmen, die ihre Energiekosten durch Eigenerzeugung senken wollen. Auch wenn die Photovoltaik aufgrund der volatilen Erzeugung ohne Speichertechnologie nicht zu einer dauerhaften Grundlastsicherung führt, dürfte der Ausbau der Photovoltaik in Deutschland weiter voranschreiten.

Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass die Nutzung der solaren Strahlungsenergie nicht ausschließlich durch PV-Anlagen erfolgen muss, sondern auch durch Solarthermie, bei der nicht die elektrische Energie, sondern die erzeugte Wärme genutzt wird. In der aktuellen politischen Diskussion, auch im Zusammenhang mit der viel diskutierten Solaranlagenpflicht auf Hausdächern, wird die Solarthermie im öffentlichen Diskurs vernachlässigt, obwohl ihre Wirtschaftlichkeit je nach Anwendungsfall mit der einer Photovoltaikanlage konkurrieren kann.

EEG 2023: Was ändert sich für die Photovoltaik?

Das EEG 2023 und die vielen Änderungen der Photovoltaik

Nachdem die EU im letzten Jahr ihre beihilferechtliche Genehmigung zum EEG 2023 ausgesprochen hat, sind zum 1. Januar 2023 eine Reihe von Änderungen im EEG in Kraft getreten. Ein Schwerpunkt der Reformierung des EEG sind Änderungen im Bereich der Photovoltaik. Um das Klimaziel von 80 % EE-Strom im Jahr 2030 zu erreichen, hat der Gesetzgeber die Änderungen aus seiner Sicht genutzt, den Ausbau der Photovoltaik in Deutschland durch die gesetzlichen Anpassungen schneller vorantreiben zu können.

Aus diesem Grund wollen wir uns im Rahmen dieses Blogbeitrags einmal anschauen, welche Änderungen im EEG 2023 zu finden sind. Welche Änderungen hinsichtlich der Vergütung sind zu erwarten? Welche neuen Arten von Photovoltaik sind nun erlaubt? Welche Änderungen im Ausschreibungsdesign sind zu erwarten? Das alles und noch weitere Punkte schauen wir uns in diesem Beitrag näher an.

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EEG 2023: Was ändert sich an der Anlagenvergütung?

Die Höhe der Vergütungssätze wird für alle Photovoltaikanlagen nach oben angepasst. Das EEG differenziert hierbei bei kleineren PV-Anlagen zwischen Volleinspeisern und PV-Anlagen mit einer Eigenversorgung. So soll für Volleinspeiser bis 10 kW die feste Vergütung auf 13 ct/kWh ansteigen und bis 40 kW 10,90 ct/kWh betragen. Liegt hingegen auch eine Eigenversorgung vor, beträgt die Förderhöhe bis 10 kW 8,2 ct/kWh, bis 40 kW 7,10 ct/kWh und bis 100 kW 5,80 ct/kWh.

Neu geschaffen wurden die Kategorien der Garten-PV-Anlage bis zu einer Grenze von 20 kW. Dieser Anlagentyp ist für alle Hausbesitzer interessant, welche nicht über die nötige Dachfläche verfügen, eine Photovoltaikanlage zu installieren. Für alle Anlagen bis 20 kW in der festen Einspeisevergütung beträgt die Vergütung zukünftig 6,6 ct/kWh. Geht die Anlage in die Direktvermarktung, steigt die Vergütung auf 7,0 ct/kWh. Ebenso neu sind die Parkplatz-PV-Anlagen. Hier gelten die gleichen Fördergrenzen wie bei PV-Garten-Anlagen. Allerdings liegt der Schwellwert nicht bei 20 kW, sondern 100 kW.

Für ausgeförderte Anlagen bis 100 kW, die im Netzbetreibermodell nach § 23 EEG vergütet werden, wird der maximale Jahresmarktwert auf 10 ct/kWh gedeckelt. Außerdem erhält die BNetzA die Möglichkeit, die Höchstsätze im Ausschreibungsverfahren für PV-Anlagen des ersten und zweiten Segments um bis zu 25 % anzupassen. Hiervon hat die BNetzA bereits Gebrauch gemacht und für Freiflächenanlagen eine Vergütung von 7,37 ct/kWh festgelegt. Für PV-Dachanlagen soll die Höchstgrenze auf 11,25 ct/kWh ansteigen.

Um der Problematik der Lieferengpässe zu begegnen, wurde auch im neuen EEG 2023 beschlossen, dass es zu keiner Verringerung der festen Einspeisevergütung mehr kommen soll, wenn die PV-Anlage nicht mehr rechtzeitig realisiert werden kann. Konkret wird die monatliche Absenkung der Vergütungshöhe, also die Degression der Vergütungssätze, bevor die Anlage in Betrieb genommen ist, bis Anfang 2024 ausgesetzt. Die oben genannten Vergütungssätze bleiben also auch 2023 konstant.

EEG 2023: Gilt die 70 %-Begrenzung weiterhin?

Mit der Novellierung des EEG 2023 fällt für alle Neuanlagen ab dem 01. Januar 2023 die technische Vorgabe zur Begrenzung der PV-Nennleistung von 70 % zur Netzeinspeisung weg bis maximal 25 kW. Weiterhin fällt auch die Pflicht zur Steuerung bis 25 kW weg. Bereits im Oktober 2022 wurde durch weitere EEG-Änderung beschlossen, dass auch die Bestandsanlagen bis 7 kW diese Regelung künftig nicht mehr einhalten müssen. Ältere Anlagen zwischen 7 und 25 kW müssen dagegen auch über den Jahreswechsel hinaus die entsprechende Programmierung beibehalten.

Für Netzbetreiber bedeutet die Regelung, dass ein Instrument zur Integration von PV-Anlagen nicht mehr zur Verfügung steht und maximal das Instrument der Spitzenlastkappung angewandt werden kann.

EEG 2023: Welche Kompetenzen zur Mengensteuerung der Ausschreibungsvolumen erhält die BNetzA?

Mit dem EEG 2023 erhält die BNetzA das neue Instrument der endogenen Mengensteuerung im Zuge der Festlegung der Ausschreibungsvolumen. Die endogene Mengensteuerung ist vor allem dafür gedacht, wenn eine drohende Unterschreitung der Gebote in einer Gebotsrunde droht. In diesem Fall hat die BNetzA die Möglichkeit, das Ausschreibungsvolumen nach unten zu senken (§ 28a EEG).

Um einer kommenden Unterzeichnung entgegenzuwirken, kann die BNetzA parallel dazu vor einer Ausschreibungsrunde die Höchstgrenzen für Wind an Land, Solarstrom des ersten und zweiten Segments bis max. 25 % und Biomethan max. 10 % (bereits erfolgt) erhöhen. Die neuen Höchstgrenzen gelten für mindestens 12 Monate.

Neben dem Instrument der endogenen Mengensteuerung gelten mit dem neuen EEG 2023 vereinfachte Auflagen für Bürgerenergiegesellschaften bei Wind- und Solarprojekte, die von der Ausschreibung ausgenommen werden. Bürgerenergieprojekte erhalten auch ohne Ausschreibung eine Vergütung.

EEG 2023: Was ändert sich im Zuge des Netzanschlusses für PV-Anlagen?

Mit der Novellierung des EEG 2023 ist neu, dass man mehrere PV-Anlagen am Netzanschluss gleichzeitig bauen darf, dass auch ein Teil der PV-Anlagen als Volleinspeiseanlage betrieben werden und die andere Anlage im Eigenversorgungsbetrieb, ohne dass die Anlagen zusammengefasst werden. Jede Anlage muss aber über einen eigenen Zähler verfügen.

Außerdem erfolgt eine Klarstellung in der Zusammenfassung von PV-Anlagen, die sich in unmittelbarer räumlicher Nähe zueinander befinden (z. B. auf demselben Dach installiert sind). Sind diese mit einem Abstand von mehr als zwölf Kalendermonaten in Betrieb genommen worden, werden sie nicht leistungsseitig addiert. Übersteigt der Wert in Summe 100 kW, muss eine Direktvermarktung erfolgen.

Neu ist auch, dass Netzbetreiber ab 2025 ein Portal zur Verfügung stellen müssen, über die eine Netzanfrage für eine geplante Photovoltaikanlage, Hausanschlüssen etc. möglich ist. Zudem werden Fristen vorgegeben, wie schnell Netzbetreiber diese Anfragen bearbeiten müssen. Obendrein sollen Netzanfragen digitalisiert und bundesweit vereinheitlicht werden.

EEG 2023: Fällt durch die Abschaffung EEG-Umlage der zusätzliche Einspeisezähler weg?

Mit der Abschaffung der EEG-Umlage im Jahr 2022 sind auch Anlagenbetreiber oberhalb von 30 kW nicht mehr gezwungen eine anteilige EEG-Umlage zu zahlen. Durch die vollständige Streichung der EEG-Umlage kann ein zusätzlicher Erzeugungszähler bei einigen bestehenden PV-Anlagen ab 2023 entfallen. Erzeugungszähler, die vom Netzbetreiber angemietet wurden, können voraussichtlich ausgebaut werden.

Allerdings sollte darauf geachtet werden, ob wirklich auf den Zähler verzichtet werden kann. Der zusätzliche Einspeisezähler kann evtl. noch erforderlich sein, wenn die Anlage von anderen Vergünstigungen profitieren sollte. Daher sollte der Sachverhalt vor dem Ausbau des zusätzlichen Einspeisezählers geprüft werden.

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Fazit

Insgesamt hält das EEG 2023 eine Vielzahl von Änderungen bereit, wobei wir hier nur auf einige Änderungen im Bereich der Photovoltaik eingegangen sind. Positiv zu werten sind die neuen Möglichkeiten der BNetzA, die Höchstsätze anzupassen, um ein breiteres Angebot in den Ausschreibungsrunden zu erhalten. Die Vereinfachungen für Bürgerenergiegesellschaften sind ebenfalls positiv zu werten, da die hohen Anforderungen der Ausschreibungen teilweise den Ausbau von EE-Anlagen durch Bürgerenergiegesellschaften verhindert haben.

Die Anhebung der Vergütungssätze parallel mit der Mehrwertsteuerbefreiung für kleinere PV-Anlagen durch das Bundesfinanzministerium für einen begrenzten Zeitraum, können ebenfalls dazu beitragen, im Privatbereich den Ausbau von PV-Anlagen zu fördern. Den Anmeldeprozess ab 2025 durch ein Netzbetreiberportal zu digitalisieren, kann ebenfalls dazu beitragen, dass der Ausbau von PV-Anlagen vereinfacht wird.

Ob die Maßnahmen jedoch ausreichen, um die Klimaziele 2030 mit einem EE-Anteil von 80 % zu erreichen, bleibt abzuwarten. Aktuell sind in den Ausschreibungsrunden der BNetzA massive Unterzeichnungen im Jahr 2022 zu verzeichnen, sodass das Ziel der Verdopplung der bisherigen PV-Anlagenleistung bis 2030 in weitere Ferne rückt. Aus diesem Grund wird interessant zu beobachten sein, welche Auswirkungen die neuen Höchstgrenzen in 2023 auf das Angebot in den Ausschreibungen hat.

Elektromobilität im Fokus der Stromsteuer

Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität

Spätestens mit dem neuen Klimapaket der Bundesregierung und den geplanten Subventionen im Bereich Ladeinfrastruktur für Elektromobile ist klar, dass das Themenfeld Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität in den nächsten Jahren zunehmend an Bedeutung gewinnen wird. Hierbei stehen Versorger nicht nur vor der Herausforderung eine hohe Anzahl von Ladepunkten in das Stromnetz zu integrieren, sondern auch die Themen Abrechnung, Steuern und Umlagen gewinnen im Bereich der Elektromobilität zunehmend an Bedeutung. Wurde in der Vergangenheit der Fahrtstrom an vielen Ladepunkten auf Grund mangelnder Auslastung kostenlos bereitgestellt, findet eine zunehmende Integration der Ladepunkte in Abrechnungssysteme statt. Dabei rückt auch die Komplexität der Umlagen, Abgaben und Steuern in den Fokus. Der vorliegende Blogbeitrag legt dabei einen Schwerpunkt auf das Thema Stromsteuer im Bereich E-Mobilität. In welchen Fällen ist eine Stromsteuerbefreiung möglich? Wie fällt diese an und was versteht die StromStV unter dem Begriff Elektromobilität? Andere Themen wie die EEG-Umlage oder NNE werden nicht betrachtet.

Elektromobilität im Sinne der Stromsteuer

Der Begriff der Elektromobilität wurde in §1c der StromStV geregelt. Im Sinne der Stromsteuer fallen alle Batterieelektrofahrzeuge sowie von außen aufladbare Hybridelektrofahrzeuge (Plug-in-Hybride) unter den Begriff Elektromobilität. Bei einem Batteriefahrzeug handelt es sich um ein Kraftfahrzeug mit einem elektrischen Antrieb, wobei der elektrische Energiespeicher von außerhalb des Fahrzeuges wieder aufladbar sein muss §1 StVG. Ein Hybridfahrzeug besitzt dagegen mehrere Antriebe. Mindestens bei einem Antrieb muss es sich um einen elektrischen handeln. Dieser muss ebenfalls von außen über einen elektrischen Speicher aufladbar sein.
Sind elektrische Fahrzeuge nicht im Straßenverkehr zugelassen und befinden sich ausschließlich auf einem Betriebsgelände, fallen sie nicht unter die Regelung des § 1c StromStV. Ein Beispiel sind elektrisch betriebene Gabelstapler auf dem Betriebsgelände. Weiterhin gilt für die E-Mobilität und Stromsteuer, dass auch elektrische Fahrräder unter die Ausnahmeregelung fallen können, wenn sie ausschließlich auf dem Betriebsgelände genutzt werden.

Entstehung der Stromsteuer

Die Entstehung der Stromsteuer ist geregelt in §5 Abs.1 StromStG. Stromsteuer entsteht dabei, „dass vom im Steuergebiet ansässigen Versorger geleisteter Strom durch Letztverbraucher im Steuergebiet aus dem Versorgungsnetz entnommen wird, oder dadurch, dass der Versorger dem Versorgungsnetz Strom zum Selbstverbrauch entnimmt“ (§5 StromStG). Derjenige, der den Strom bereitstellt, wird im Sinne des StromStG als Versorger und Steuerschuldner gewertet, auch wenn eine Lieferung an einen Letztverbraucher stattfindet.
Dabei ist im Kontext der Elektromobilität zu berücksichtigen, dass es sich bei einer Ladesäule um eine Kundenanlage im Sinne des EnWG handelt. Unter der Annahme, dass ausschließlich vollbesteuerter Strom bezogen wird und es sich um eine Ladesäule auf dem Betriebsgelände des Versorgers handelt, welche zum Beispiel der Belieferung der eigenen Arbeitnehmer dient, ist eine Befreiung des Versorgerstatus nach §3 EnergieStG möglich, sofern eine Belieferung des Stroms über eine Kundenanlage erfolgt. Durch die Bereitstellung des Stroms über eine Ladesäule wird in diesem Kontext der Strom nicht über das öffentliche Versorgungsnetz bereitgestellt, sondern über die Kundenanlage des EnWG. Eine Steuer durch die Entnahme aus dem öffentlichen Versorgungsnetz kann somit nicht erhoben werden.
Nach § 1a Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 StromStV ist derjenige, der nach § 3 StromStG versteuerten Strom zur Nutzung durch oder unmittelbar an elektrisch betriebene Fahrzeuge leistet, als Letztverbraucher zu werten. Somit stellt das Unternehmen ein Letztverbraucher im Sinne des StromStG dar. Aus diesem Grund ist ein Eintrag beim Hauptzollamt nicht notwendig. Die Rolle des Versorgers und somit Steuerschuldners nimmt in diesem Fall der Lieferant des Unternehmens ein, da das Unternehmen den Strom versteuert von diesem bezieht und die Stromsteuer über die Jahresabrechnung rechtskonform abführt. Die entstandenen Kosten können an den Ladesäulennutzer weitergereicht werden oder vom Unternehmen getragen werden. Maßgeblich ist hierfür die Abrechnung an der Ladesäule in Kombination mit dem Messsystem. Die Verpflichtung der Abgabe der Stromsteuer des Unternehmens gegenüber dem Lieferanten bleibt in jedem Fall bestehen, auch wenn dieses seinen Mitarbeitern den Strom kostenlos zur Verfügung stellt.

Stromsteuerbefreiung

Das StromStG bietet grundsätzlich die Möglichkeit der Stromsteuerbefreiung in bestimmten Fällen. Im Falle der Elektromobilität kann eine Entlastung der Stromsteuer nach §§ 9b, 10 StromStG für das produzierende Gewerbe oder den Spitzenausgleich nicht in Anspruch genommen werden (§ 9b Abs.1 StromStG; § 10 Abs.1 StromStG). Anders als im EEG ist eine Schätzung der entnommenen Strommenge, sofern kein Messsystem zur Erfassung des verbrauchten Stroms der Ladesäule vorliegt, möglich (§§ 17b Abs. 4a, 19 Abs. 4 StromStV). Elektromobile, die nicht unter die Definition des § 1c StromStV fallen, sind weiterhin begünstigungsfähig.
Handelt es sich hingegen um eine Eigenversorgung mit Erneuerbaren Energien, ist eine Befreiung von der Stromsteuer nach § 9 StromStG möglich. Dies gilt sowohl für die Eigenversorgung von Privathaushalten als auch für Unternehmen für deren eigene Fahrzeuge. Ebenfalls ist eine Befreiung für die übrigen Regelungen nach § 9 StromStG möglich. Privathaushalte können die gleichen Regelungen in Anspruch nehmen wie der beschriebene Fall des Unternehmens. Bei einer Belieferung durch einen Lieferanten handelt es sich ebenfalls um eine Belieferung einer Kundenanlage, bei der kein Versorgerstatus zustande kommt. Bei einer Eigenversorgung fällt ebenfalls keine Stromsteuer an (§ 9 StromStG).

PV-Anlagen im Post EEG-Zeitalter

Über eine Millionen EEG-Anlagen in zwölf Jahren

Der Klimawandel und die Pariser Klimaziele stehen aktuell, insbesondere auch im Kontext von Fridays for Future, im Mittelpunkt des öffentlichen Interesses. Das Ziel von mindestens 80 % Erneuerbaren Energien stellt hierbei das selbsternannte Ziel der Bundesregierung dar. Bereits Anfang 2000 wurden hierfür die Weichen mit der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zur Förderung alternativer Energiequellen gestellt. Das EEG sollte im Kern dazu dienen, regenerative Energien in ihrer Entwicklung zu fördern. Mittlerweile liegt der Anteil des regenerativ produzierten Stroms in Deutschland bei über 40%.

Der Zubau entstand vor allem auf Grund der staatlich garantierten Einspeisevergütung für eine Dauer von 20 Jahre durch das EEG. Ende des nächsten Jahres werden also die ersten Erneuerbaren Energien-Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. Für die Anlagenbetreiber stellt sich deswegen die Frage, was mit ihrer Anlage passieren soll und welche Möglichkeiten des Weiterbetriebs bestehen.
Bis zum Jahr 2032 sollen laut Analyse der Übertragungsnetzbetreiber über eine Millionen Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. So steht die Frage im Vordergrund, wie mit diesen Anlagen zu verfahren ist. Im Rahmen dieses Blogbeitrages soll der Fokus auf PV-Anlagen liegen.

PV-Anlagen benötigen einen Direktvermarkter

Wie für alle regenerativen Erzeugungsanlagen garantiert das EEG ein Einspeiseprivileg für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Dies bedeutet für den erzeugten Solarstrom aus Post-EEG-Anlagen die Erhebung einer EEG-Umlage von 40% nach §61a EEG. Somit entfällt das Privileg des Eigenverbrauchs für PV-Anlagen < 10 kW_peak.

Ebenso endet die Tätigkeit des Übertragungsnetzbetreibers als Vermarkter des eingespeisten Stroms in die Versorgungsnetze, sofern sich die Anlagen nicht in der Direktvermarktung befinden. Dies bedeutet für den Anlagenbetreiber, dass jede erzeugte Kilowattstunde Strom, die nicht eigenverbraucht werden kann und in das öffentliche Netz eingespeist wird, durch einen Direktvermarkter abgenommen werden muss. Ansonsten müsste der Anlagenbetreiber selbst die Rolle des Lieferanten und Vermarkters einnehmen. Gerade für kleine Haushaltsanlagen birgt dies jedoch einen zu hohen Aufwand. Dazu kommt, dass unabhängig von der Frage, wer die Rolle des Direktvermarkters übernimmt, der Wechsel der Vermarktungsform dem zuständigen Netzbetreiber mitgeteilt werden muss. Gleiches gilt auch für Windkraftanlagen, welche im Rahmen des Beitrags nicht betrachtet werden sollen, auch wenn die meisten Vermarktungsmodelle ähnlich zur Photovoltaik sind.

Herkömmliche PV-Anlagen sind in der Regel für einen längeren Betrieb als 20 Jahre konzipiert und verfügen in der Regel nach 20 Jahren noch über 80% ihrer ursprünglichen Leistung. Aus diesem Grund ist zu klären, welche Weiterbetriebsmodelle für Post-EEG-Anlagen denkbar sind.

Unterschiedliche Betriebsmodelle für Post EEG-Anlagen

Für Photovoltaikanlagen sind mehrere Modelle denkbar. Grundsätzlich sind hierfür im Kern drei Fragen zu beantworten:

Wem soll in Zukunft die Anlage gehören? Dem ursprünglichen Besitzer oder einem Dritten?
Soll überschüssige Energie in das Netz eingespeist werden?
Über welchen Zeitraum soll die Anlage betrieben werden?

Im Regelfall ist davon auszugehen, dass ein Weiterbetrieb der Anlagen über Direktvermarkter erfolgen wird, wobei die Anlage im Besitz des ursprünglichen Erzeugers bleibt. Gegen eine monatliche Pauschale oder eine feste Vergütung pro kWh kann der Strom an der Börse in das Portfolio des Direktvermarkters aufgenommen werden. Die rechtlichen Pflichten der Vermarktung, Prognose etc. übernimmt der Dienstleister.

Zur Steigerung der Effizienz kann der Eigenverbrauch durch einen Stromspeicher optimiert werden. Die Sinnhaftigkeit ist hierbei jedoch vom Zustand der Erzeugungsanlage und der Dauer des geplanten Weiterbetriebs abhängig. Der Energievertrieb kann über eine Börse oder über dezentrale, bilaterale Handelsplätze stattfinden.

Demgegenüber steht die Alternative des Repowerings der Solaranlage, bei der die Erzeugungsanlage zu einem gewissen Grad erneuter wird und dann im Sinne des EEGs als Neuanlage gewertet wird. Hierbei entsteht ein erneuter, aber verringerter Vergütungsanspruch, für 20 Jahre zzgl. des Inbetriebnahmejahrs im Sinne des EEG. Hierbei ist jedoch die Größe des Anschlusses zu berücksichtigen, der evtl. nicht für ein Repowering ausgelegt wurde. Die Anforderungen diesbezüglich sind mit dem zuständigen Netzbetreiber zu klären.

Alternativ kann die Anlage mit einem Energiespeicher zur Eigenstromversorgung optimiert und am Wechselrichter komplett auf der Einspeiseseite abgeregelt werden. So entfällt die Verpflichtung der Auswahl eines Direktvermarkters. Die Maßnahme ist ebenfalls beim zuständigen Netzbetreiber zu melden. Genauso sind Konstruktionen mit einem Heizstab in einem Spitzenlastkessel der Heizungsanlage denkbar, der durch die PV-Anlage mit überschüssiger Energie versorgt wird. Da die PV-Anlage bereits abgeschrieben ist, ist eine wirtschaftliche Betriebsweise möglich.

Darüber hinaus besteht auch die Möglichkeit, die PV-Anlage an einen neuen Betreiber zu verkaufen, der die Pflichten der Energiebelieferung übernimmt. Hierbei ist auch die Kombination eines Mieterstrommodells denkbar, da die Energieerzeugung und -abnahme nicht durch eine Person übernommen wird.

Bei einer Umrüstung auf Eigenverbrauch ist jedoch eine Veränderung des Messkonzeptes zu berücksichtigen und ggf. notwendig, um eine abrechnungskonforme Bilanzierung sicherzustellen. Dies kann zu zusätzlichen Kosten beim Messsystem führen, wie auch zu einer Veränderung des Zählerschrankes, der ggf. nicht über den notwendigen Platz verfügt.

Strategien der Anlagenwartung

Im Rahmen des Weiterbetriebs von PV-Anlagen ist in jedem Fall die geplante Dauer des Weiterbetriebs zu klären. Hierbei ist zwischen drei verschiedenen Betriebsweisen zu differenzieren:

1. langfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen langfristigen Weiterbetrieb ausgelegt. Es existiert ein umfangreiches Wartungs- und Versicherungskonzept, um die Leistungsfähigkeit der Anlage zu erhalten. Die Anlage wird lediglich bei einem Großkomponentenschaden nicht weiterbetrieben.

2. mittelfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen mittelfristigen Weiterbetrieb über mehrere Jahre ausgelegt. Es wird eine jährliche Wartung durchgeführt. Einzelne, kostengünstige Wartungsmaßnahmen werden durchgeführt. Bei mittleren bis größeren Schäden wird der Betrieb der Anlage eingestellt.

3. kurzfristige Betriebsweise:

Die kurzfristige Betriebsweise ist bis zum ersten Schadensfall ausgelegt. Es werden lediglich die notwendigen Wartungsmaßnahmen durchgeführt. Bei einem relevanten Schadensfall wird die Anlage nicht mehr weiterbetrieben. Das Ziel der Betriebsweise ist die Erzielung der maximalen Rendite bei möglichst geringen Instandhaltungskosten.

Bei der Auswahl der jeweiligen Strategie sind vor allem der Standort, der Zustand und die noch vorhandene Leistungsfähigkeit der Anlage zu berücksichtigen. Bei stark beschädigten Anlagen ist entweder die Installation einer Neuanlage sinnvoll oder die kurzfristige Betriebsweise.

Post EEG – Chance für EVUs

Gerade für Stadtwerke stellen Post-EEG-Anlagen ein ungeheures Potenzial dar. Oft sind in einem Netzgebiet 10% aller Haushalte (sofern es sich um ein EVU im ländlichen Raum handelt) mit einer Erneuerbaren-Energien-Anlage ausgestattet, die in den nächsten Jahren aus der Förderung herausfallen können. Hier bietet sich für Stadtwerke das Potenzial, die Rolle des Direktvermarkters zu übernehmen oder die Anlage als Mieterstromanlage weiterzubetreiben. Darüber hinaus können weitere Services im Bereich E-Mobilität integriert werden. Das EVU rückt so stärker in die Rolle eines Dienstleisters, die zur Bindung der Kunden immer notwendiger wird.

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH