STELLUNGNAHME DER ENBW ENERGIE BADEN-WÜRTTEMBERG AG ZUM REFERENTENENTWURF DES EEG 2021 UND AN- DERER ENERGIEWIRTSCHAFTLICHER REGELUNGEN ...

Stellungnahme
der EnBW Energie Baden-Württemberg AG

zum Referentenentwurf des EEG 2021 und an-
derer energiewirtschaftlicher Regelungen

Karlsruhe, September 2020

Stellungnahme der EnBW zum Referentenentwurf
für das EEG 2021

1      Einleitung

Mit dem Referentenentwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2021 wird eine Fortschrei-
bung des EEG 2016 vorgelegt. Damit soll das Erreichen des Klimaschutzziels von 65 % Erneuer-
bare Energien (EE) ermöglicht werden, das im Kohleausstiegsgesetz festgelegt wurde. Die Bun-
desregierung legt in ihrem Entwurf technologiespezifische Korridore zur Erreichung des Aus-
bauziels von 65 % EE in 2030 fest. Diese Festschreibung begrüßen wir ausdrücklich. Ob die vorge-
schlagenen Korridore tatsächlich ausreichend sind, liegt noch an Variablen wie der Erhöhung der
europäischen CO2-Minderungsziele und dem tatsächlichen Bruttostromverbrauch, an denen sich
die 65 % orientieren. Auch, wenn die Treibhausgasneutralität in der Stromerzeugung bereits vor
2050 erreicht werden soll, sollten die Korridore schon in der 2020er Jahren nach oben angepasst
werden. Die EnBW unterstützt grundsätzlich die marktliche Weiterentwicklung und Digitalisie-
rung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien. Bei PV-Kleinanlagen schießt die Bundesregierung
aber über das Ziel hinaus. Ein wirtschaftlicher Betrieb und Weiterbetrieb von bestehenden Anla-
gen sollte im Hinblick auf das oben genannte 65 % Ziel auf jeden Fall gewährleistet werden.

In den Regelungen zu den einzelnen Technologien gibt es Licht und Schatten. Die Erhöhung der
Ausschreibungsmengen für Onshore-Wind ist prinzipiell positiv zu bewerten. Allerdings bleibt
diese Erhöhung gänzlich wirkungslos, wenn nicht endlich konkrete Maßnahmen zur Verbesse-
rung der Flächenausweisungs- und Genehmigungssituation erfolgen. Schon die momentanen
Auktionen mit wesentlich niedrigeren Ausschreibungsmengen sind meist deutlich unterzeichnet.
Abhilfe schaffen kann hierbei allerdings keine Änderung des EEG. Bezüglich der Genehmigungs-
hemmnisse und der Genehmigungsdauer wäre vielmehr eine zeitnahe, vollständige Umsetzung
des "Aktionsprogramms zur Stärkung der Windenergie an Land" (18-Punkte-Plan) des Bundes-
ministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) erforderlich. Maßnahmen, die ein gewisses Mi-
nimum an Flächenausweisung sicherstellen, fehlen bislang völlig. Sehr positiv bewerten wir die
vorgesehene Südquote und die Ausweitung des Referenzertragsmodells bis auf 60 %.

Die Ausweitung der Größenbeschränkung und der Flächenkulisse von Freiflächen-PV begrüßen
wir. Allerdings wäre es dann konsequent, das Auktionsvolumen in diesem Bereich nach oben an-
zupassen. Ausreichend Projekte und Wettbewerb konnte man bei den vergangenen PV-Auktionen
beobachten. Das neue Auktionssegment der Dachanlagen-PV ist eine sinnvolle Maßnahme, da
die Nutzung von Dächern zur Installation von PV-Anlagen ein wichtiger Schritt für eine gelungene
Energiewende ist. Bei der kleinen Photovoltaik werden allerdings Hürden für Verbraucher und
Investoren aufgebaut, die eine Nutzung selbst erzeugten Stroms und weiterer Anwendungen wie
Speicher oder E-Mobile erschweren. Die EnBW setzt sich an dieser Stelle für die Einführung einer
“kleinen Direktvermarktung” ein, die es ermöglicht, über Bürokratieabbau und digitale Kommu-
nikation Verbraucher und Besitzer von Altanlagen in den Strommarkt und die Energiewende ein-
zubinden. Die vorgesehenen Regelungen zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steue-

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rungstechnik wirken sich unserer Ansicht nach gegenteilig aus und verhindern aktiv eingebunde-
ne Kunden (Prosumer).

Die genannten Ausbaukorridore zu Offshore-Wind, die aber über das WindSeeG geregelt werden,
sind aus unserer Sicht wichtig und ein wesentlicher Baustein zur Erreichung der EE-Ausbauziele
und zeigen den Stellenwert, den die Offshore-Wind-Technologie haben soll. Wir möchten ange-
sichts der aktuellen Diskussionen hier noch einmal betonen, dass die unterschiedlichen Auffas-
sungen über mögliche Fördersysteme nicht dazu führen dürfen, dass die Festschreibung und
Erfüllung der Ausbauziele gefährdet wird. Eine schnelle Verabschiedung des WindSeeG ist unbe-
dingt notwendig. Entscheidend für die Zukunft von Offshore-Wind in Deutschland ist der grund-
sätzliche Rahmen der marktlichen Refinanzierung von Erneuerbaren Energien, nicht die Umstel-
lung der Förderung einer einzelnen Technologie auf einen Differenzvertrag.

Eine gute Unterstützung für den Ausbau der Erneuerbaren Energien können die vorgesehenen
Berichtspflichten sein. Ein ständiges Monitoring des Fortschritts beim Zubau von EE und des
Stromverbrauchs sind wichtig, um die Ziele in 2030 auch tatsächlich zu erreichen. Auch die Be-
richtspflichten der Länder zu Genehmigungen und Flächenausweisungen können Transparenz
über Willen und Fortschritt der Umsetzung der vorgeschlagenen Ausbaukorridore in den Bundes-
ländern herstellen. Fraglich ist allerdings, ob eine bloße Berichtspflicht ohne Zielvorgaben und
ohne jegliche Konsequenzen im Falle der Verfehlung etwaiger Ausbauziele ein ausreichend
scharfes Schwert zu ihrer Erreichung darstellen.

Die EnBW nimmt hier nur zu den aus unserer Sicht wichtigsten Aspekten des Referentenent-
wurfs Stellung, bei vielen weiteren Aspekten verweisen wir gern auf die Stellungnahmen der Ver-
bände, in denen wir Mitglied sind und in denen weitere Punkte detailliert aufgeführt werden. Zu-
dem sei angemerkt, dass diese Stellungnahme, in der (leider mittlerweile gängigen) Kürze der
Konsultationsfrist, eine erste und vermutlich nicht abschließende Bestandsaufnahme ist.

Die wichtigsten Anmerkungen der EnBW in Stichpunkten zusammengefasst:

65 %-Ziel und Korridore
   - Zielgrößen müssen regelmäßig evaluiert und Maßnahmen nachgeschärft werden
   - Volumen allein reicht nicht aus, Flächen müssen zur Verfügung stehen
Onshore
   - Südbonus und Abschaffung Netzausbaugebiet positiv
   - Verlängerung Referenzertragsmodell schafft mehr Flächen und höhere Leistungsdichte
   - Konkrete Maßnahmen für mehr Flächenausweisung, Abbau von Genehmigungshemmnis-
       sen und schnellere Genehmigungsverfahren fehlen
PV
   - verbesserte Flächen- und Größenkategorien für Freiflächen positiv, aber mehr Auktions-
       volumen nötig

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    -    Kleine PV und Altanlagenförderung müssen aktive Kunden und Verbraucher in ihren Inte-
         ressen berücksichtigen

Offshore:
    - schnelle Umsetzung des WindSeeG, um einen klaren und stabilen Rahmen zu haben, mit
       dem die notwendigen Ausbauziele erreicht werden

Vermarktung:
   - Vorschlag zur Verringerung des Anspruchs bei negativen Strompreisen ist nicht praktika-
      bel
   - Umstellung auf Jahresmarktwerte schafft bürokratische Probleme, ohne wirklichen Nut-
      zen zu entfalten

Netze:
   - Praktikable und eindeutige Regelungen für die Bilanzkreiszuordnung für alle Anlagengrö-
       ßen und gesetzlich vorgesehenen Vermarktungsformen, auch nach Ende der gesetzlichen
       Förderung
   - Sinnvolle und praktikable Regelungen für die Verringerung des Zahlungsanspruchs bei
       negativen Preisen
   - Keine Pönalisierung des Selbstverbrauchs von ausgeförderten Anlagen

2       65 % Ziel und Ausbaukorridore der Erneuerbaren Energien

Die EnBW begrüßt die Beibehaltung und Konkretisierung der technologiespezifischen Ausbau-
korridore für die EE-Technologien. Die gesetzliche Festlegung des 65 % EE-Ziels für das Zieljahr
2030 unterstützen wir. In der Kommission für Wirtschaft, Beschäftigung und Strukturwandel wur-
de bereits festgestellt, dass das Erreichen dieses Ziels notwendig ist, um die Versorgungssicher-
heit in Deutschland zu gewährleisten. Auch um das neue eingefügte Ziel der Treibhausgasneutra-
lität in 2050 zu erreichen, muss das Zwischenziel von 65 % EE mindestens erreicht werden. Wenn
die Treibhausgasneutralität im Stromsektor schon vorher erreicht werden soll, muss dieses zeit-
lich frühere Ziel in den Zubaukorridoren abgebildet werden. Ein ausschließlich erhöhter Zubau in
den 2030er Jahren erscheint nicht sinnvoll.

Sollte der Stromverbrauch bis 2030 tatsächlich nicht über 580 TWh ansteigen, sind die hier vorge-
schlagenen Korridore so ausgestaltet, dass man bis 2028 zumindest in die Nähe des benötigten
Zubaus kommt. In den Jahren 2029/30 muss dann entsprechend der noch fehlenden Menge das
Auktionsvolumen angepasst werden, bzw. schon vorher ausgeschrieben werden. Ein wichtiger
Bestandteil zum tatsächlichen Erreichen der Ziele ist ein durchgängiges Monitoring des Strom-
verbrauchs und des Zubaus, denn der zeitliche Vorlauf zwischen Auktion und Inbetriebnahme ist

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bei vielen Erneuerbaren-Technologien erheblich. Dies sollte beim Monitoring und der Anpassung
der Auktionsmengen berücksichtigt werden. Neben dem Stromverbrauch ist die europäische
Ebene und das derzeit verhandelte Emissionsminderungsziel für den CO2-Ausstoß in 2030 eine
weitere potenzielle Variable, aufgrund derer sich die hier vorgelegten Ausbaukorridore als zu ge-
ring erweisen könnten. Wenn das europäische Ziel angepasst werden sollte, dann wird es ohne
eine Steigerung über die bisher festgelegten Korridore für den EE-Zubau nicht gelingen, den Bei-
trag Deutschlands zu erfüllen. Aufgrund dieser Variablen sollte die Bundesregierung überlegen,
die Korridore schon jetzt zu erhöhen, gerade in den Technologien, in denen die Auktionen bereits
jetzt überzeichnet waren, wie der Freiflächen-Photovoltaik.

Neben dem Bericht zum Monitoring der Energiewende unterstützen wir auch die vorgesehene
Berichtspflicht der Länder zur Flächenverfügbarkeit und zur Genehmigungssituation. Ausdrück-
lich begrüßen wir die Pflicht, dass die Berichte im Fall nicht ausreichender Flächen auch Maß-
nahmen enthalten sollen, wie weitere Flächen verfügbar gemacht werden können. Den Bundes-
ländern und Planungsträgern kommen für das Erreichen der EE-Ziele größte Bedeutung zu. Der
Bund hat nur beschränkten Einfluss auf die tatsächliche Flächenbereitstellung. Daher ist die ge-
plante Berichtspflicht sinnvoll, um über das bestehende Maß hinaus Transparenz hinsichtlich des
Fortschritts bei der Ausweisung von Flächen und der Genehmigungssituation zu erhalten. Auf-
grund fehlender Flächenzielvorgaben ist jedoch nicht ersichtlich, ab wann der im Referentenent-
wurf genannte "Fall nicht ausreichender Flächenverfügbarkeit" eintritt. Vor allem mangelt es
aber an konkreten Konsequenzen – über die bloße Berichterstattung hinaus bleibt eine ungenü-
gende Flächenausweisung innerhalb eines Bundeslandes folgenlos. Wichtig wäre daher, den an-
gedachten Koordinierungsmechanismus zwischen Bund und Ländern umgehend aufzusetzen und
entsprechende Sanktionsmöglichkeiten bei Nichterfüllung von Zielen vorzusehen.

Anpassungsvorschläge:
   - Korridore schon jetzt nach oben anpassen, damit potenziell steigender Stromverbrauch
      und Steigerung der EE-Ziele nicht zu zeitlichen Problemen bei Zielerreichung führt
   - Neben einer bloßen Berichtspflicht der Länder sollte umgehend eine verbindliche Bund-
      Länder-Vereinbarung mit konkreten Zielen und entsprechenden Sanktionsmöglichkeiten
      bei deren Nichterreichung beschlossen werden

3      Windenergie an Land

Die Windenergie an Land ist für das Erreichen der Ausbauziele für Erneuerbare Energie und für
die Versorgungssicherheit von größter Bedeutung. Der Einbruch in den vergangenen Jahren ist
auf handwerkliche Mängel und teilweise fehlende politische Klarheit und Unterstützung zurück-
zuführen. Laute Minderheiten sorgten deutschlandweit dafür, dass Projekte verzögert und nicht
gebaut werden konnten. Demoskopisch bei einer Minderheit zu verortende Akzeptanzprobleme

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führten zu Diskussionen über Abstände und zu Verzögerungen bei den Genehmigungen. Die be-
schlossene Länderöffnungsklausel, wonach nun jedes Bundesland einen pauschalen Mindestab-
stand festlegen kann, ist ein Paradebeispiel für den mangelnden politischen Umsetzungswillen
beim Ausbau der Windenergie und wird die Ausgangslage bei Diskussionen "vor Ort" für die dort
handelnden politischen Entscheidungsträger nicht vereinfachen. Dieser Entwicklung müssen
klare politische Vorgaben auf Bundes- und Länderebene entgegengesetzt werden, die dem
Mehrheitswillen der Bevölkerung entsprechen.

Der tatsächliche Umsetzungsstand des ohnehin sehr spät veröffentlichten 18-Punkte-Plans des
BMWi bleibt bislang hinter den Erwartungen zurück. Von 18 Maßnahmen sind nach fast einem
Jahr noch zwölf nicht vollständig umgesetzt. Uns ist bewusst, dass ein Großteil dieser Maßnah-
men nicht im EEG geregelt werden kann. Allerdings können die positiven Ansätze des EEG-
Entwurfs im Onshore-Bereich nur dann Wirkung entfalten, wenn sich die Situation bei Flächen-
ausweisungen und Genehmigungen deutlich verbessert. So ist die angekündigte Sicherstellung
einer einheitlichen Anwendung des Naturschutzrechts bislang ebenso wenig erfolgt, wie die Auf-
nahme eines weiteren Ausnahmegrundes beim Artenschutz für den Ausbau von Erneuerbaren
Energien. Auch die Reduzierung des Anlagenschutzbereichs von Drehfunkfeuern wurde bis dato
nicht umgesetzt.

Positiv hervorzuheben ist die im Gesetzentwurf vorgesehene Festschreibung, dass die Stromer-
zeugung aus Erneuerbaren Energien im öffentlichen Interesse liegt und der öffentlichen Sicher-
heit dient. Es sollte ergänzt werden, dass dies auch dann gilt, wenn im Einzelfall nur geringe Bei-
träge zur Treibhausgasminderung erzielt werden können. Allerdings ist fraglich, inwieweit der
Hinweis auf das öffentliche Interesse und die öffentliche Sicherheit im EEG schon Auswirkungen
auf die Genehmigungspraxis hat. Um tatsächlich Wirkung zu entfalten, sollte sichergestellt wer-
den, dass sich die getroffenen Festschreibungen aus Gründen der Rechtssicherheit und der
Rechtsklarheit auch in den einzelnen Fachgesetzen widerspiegeln und zur Anwendung kommen.
Das gilt insbesondere für das BNatSchG, wobei hier zu beachten ist, dass es vor allem der euro-
parechtlichen Klärung bedarf, damit die Anwendung des Ausnahmegrundes "zwingendes öffentli-
ches Interesse" rechtssicher greift.

Sollte die Zahl der Genehmigungen wieder steigen, sind die vorgesehenen Korridore für Wind-
energie bis 2028 zu begrüßen. Zwar könnten wir uns höhere Korridore vorstellen, wenn ausrei-
chend Flächen und Genehmigungen zur Verfügung stünden, nach dem Einbruch der letzten Jahre
wären die Volumina des derzeitigen Entwurfs allerdings schon eine deutliche Erholung.
Positiv bewerten wir die Ansätze der regionalen Steuerung. Die Abschaffung des Netzausbauge-
bietes, vor allem aber die geplante Südquote, sind sinnvolle Ansätze. Wir haben uns seit langem
dafür ausgesprochen, die Netzsituation nicht mit einem Verbot für Standorte im Norden, sondern
mit einem Anreiz für Standorte im Süden zu berücksichtigen. Die Wahl einer prozentualen Menge
beim Zuschlag in den Auktionen ist effektiv und leicht umzusetzen, daher hatten auch wir für ei-
nen solchen Mechanismus geworben. In der derzeitigen Situation unterdeckter Auktionen ist die
Prozentzahl noch unwesentlich, allerdings sollte man einen Zielwert für Zuschläge im Süden vor-

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sehen, der über 20 Prozent hinausgeht. Wir hatten in unserem Vorschlag 25 % der Zuschläge für
Südstandorte aufgenommen, um eine wesentliche Menge der Erzeugung auch hinter den
Netzengpässen zu installieren und damit auch einen nennenswerten Effekt für die Netze zu erzie-
len.

Im Sinne der wirtschaftlich zu bebauenden Flächen begrüßen wir die Fortschreibung des Refe-
renzertragsmodells (REM) bis zum 60 % Standort. Die Fortschreibung ist zwar nicht linear, aber
sie eröffnet trotzdem bessere Teilnahmemöglichkeiten für Standorte unter 70 %. Zusätzliche Vor-
teile einer Erweiterung der Faktoren im Referenzertragsmodell sind, dass Druck von anderen
Flächen, wie z.B. Naturschutzgebieten, genommen wird, die Leistung von Windparks aufgrund
der Möglichkeit dichterer Bebauung erhöht werden kann und natürlich die wirtschaftliche Teil-
nahme von Projekten in weniger windhöffigen Gebieten.

Die finanzielle Beteiligung von Kommunen unterstützen wir. Unseres Erachtens ist die rein fi-
nanzielle Beteiligung zwar kein “Allheilmittel”, um die Akzeptanz von Onshore-Projekten vor Ort
zu erreichen, aber sie kann ein Baustein für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien
sein. Standortkommunen sollten vom Betrieb einer EE-Anlage grundsätzlich profitieren. Die vor-
geschlagene Regelung einer Abgabe, die sich ausschließlich an der erzeugten Strommenge ori-
entiert, halten wir allerdings für falsch. Benachteiligt würden so Nordstandorte mit tendenziell
höherer Stromproduktion, da diese höhere Produktion – und damit die Vergütung – über das Re-
ferenzertragsmodell mittels eines Faktors angepasst wird. Um die Ergebnisse der Auktionen
nicht zu verzerren, sollte unseres Erachtens ein prozentualer Beitrag gewählt werden. Wir plädie-
ren dafür, 2 % der jährlichen Vergütung an die Standortgemeinde zu zahlen. Damit würden re-
gelmäßig substanzielle Beiträge abgeführt, die für alle Betreiber den gleichen Effekt innerhalb
der Auktionen hätten.

Die Regelung für einen Bürgerstromtarif begrüßen wir grundsätzlich, da eine Beteiligungsmög-
lichkeit für Bürger und Kommunen aus unserer Sicht akzeptanzsteigernd wirkt. Positiv wäre zu-
dem, wenn auch Nachbarkommunen von diesem Bürgerstromtarif oder der Kommunalabgabe
profitieren könnten. Allerdings sehen wir einen kritischen Punkt: Ist in dem Gebiet, in dem die
Anlage gebaut wird, der Grundversorger derjenige, der den Bürgerstromtarif anbietet, so besteht
die Gefahr, dass sich im Extremfall alle Grundversorgungskunden für den Bürgerstromtarif ent-
scheiden. Damit würden die Verluste auf vertrieblicher Seite den Ertrag der Windkraftanlage ge-
gebenenfalls deutlich übersteigen. Hier sollte der Gesetzgeber eine Begrenzung der Verträge
nach oben hin zulassen, so dass der Anreiz auch für Grundversorger bleibt, den Bürgern ein sol-
ches Produkt zur Verfügung zu stellen.

Sollte eine bundesweite Regelung zur finanziellen Beteiligung von Kommunen eingeführt werden,
müssen landesspezifische Regelungen entfallen. Im ersten Referentenentwurf zum EEG 2021
war daher richtigerweise die Streichung des § 36g Abs. 5 EEG 2017 vorgesehen. In der Begrün-
dung dazu hieß es: "Mit der neuen, bundesweit einheitlichen Regelung wird ein einheitliches
Wettbewerbsniveau im Rahmen der Ausschreibungen geschaffen. Bei unterschiedlichen landes-

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rechtlichen Regelungen droht eine Verzerrung des Wettbewerbs in den Ausschreibungen." Diesen
Befund teilen wir vollumfänglich. Aus für uns nicht nachvollziehbaren Gründen ist die Streichung
im nun vorgelegten Entwurf nicht mehr vorgesehen. Wir empfehlen nachdrücklich die Streichung
des besagten Absatzes.

Zur Erfüllung der EE- Ausbauziele müssen unabdingbar so viel und soweit wie möglich alte
Windenergieanlagen, die ab 2021 aus der EEG-Vergütung fallen, durch neue installierte Leistung
ersetzt werden. Für das Repowering müssen die Bedingungen deutlich verbessert werden, der
Bundesverband Windenergie (BWE) hat hier Vorschläge erarbeitet. Ist das planerisch ausge-
schlossen, würde ein schneller Rückbau nicht repowering-fähiger Anlagen zeitnah mit noch mehr
Neubau ersetzt werden müssen. Da der Neubau von WEA derzeit stockt, hilft der Weiterbetrieb
solcher Anlagen, kurz- und mittelfristig die EE-Ausbauziele zu sichern. Dabei ist das aktuelle
Strompreisniveau eine Herausforderung für Anlagenbetreiber von älteren Anlagen, der durch
intelligente Betriebs- und Stromvermarktungskonzepte begegnet werden kann. Für eine ganze
Reihe von älteren Anlagen wird dies aber wohl dennoch nicht ausreichen. Ein finanzieller Beitrag
zum Erhalt dieser nicht-repoweringfähigen Alt-Anlagen wäre deshalb kurz- und mittelfristig eine
denkbare Option, die aber additiv zur Vermarktung des Stroms ausgestaltet und zeitlich befris-
tet sein müsste.

In Zusammenhang mit dem Auslaufen der EEG-Förderung von Alt-WEA entsteht ein Problem bei
der Abrechnung und Messung von der Einspeisung an einem Netzverknüpfungspunkt. Es muss
gelöst werden, wie die Abrechnung von EEG-geförderten und ausgeförderten Anlagen unbürokra-
tisch und rechtssicher geregelt werden kann. Details finden sich in der BDEW Stellungnahme zu
der Anpassung von § 21 b Abs. 2 und § 24 Abs. 3 EEG.

Anpassungsvorschläge:
   - Zeitnahe Umsetzung des 18-Punkte-Plans über weitere Artikel
   - Südquote erhöhen, um nennenswerten Effekt auf Netzengpässe zu haben
   - finanzielle Beteiligung der Kommunen auf 2 % an der erhaltenen Vergütung festlegen, um
      Verzerrungen bei Auktionen zu vermeiden
   - Repowering ermöglichen, Betrieb von Altanlagen sichern, um keinen Nettorückbau zu ris-
      kieren

4      Photovoltaik
Die Photovoltaik soll mit den vorliegenden Zielen für 2030 in Höhe von 100 GW installierter Leis-
tung zum Zugpferd der Energiewende werden. Aufgrund der zahlreichen Möglichkeiten der Pho-
tovoltaik und der enormen Effizienzgewinne und Kostensenkungen ist diese Stellung auch be-
rechtigt. Sowohl in Städten, auf Häusern und Gewerbehallen, aber auch in der Freifläche bietet
die Photovoltaik erhebliches Potenzial.

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Freifläche:
Die EnBW sieht gerade in der Freiflächen-PV eine große Chance, günstigen Strom aus EE zu er-
zeugen. Die Erweiterung der Flächenkulisse über die Ausdehnung der Bebauung von Infrastruk-
turtrassen auf 220 Meter ist dafür ein wichtiger Schritt. Allerdings wäre es sinnvoller, sämtliche
Flurstücke innerhalb des 220 Meter Korridors für die Bebauung mit einem Solarpark freizugeben.
Ansonsten können Vorhabenträger nur die Flächen innerhalb von 220 m bebauen und bei breite-
ren Flurstücken blieben mögliche Restflächen nicht nutzbar, die auch für die Landwirtschaft kei-
nen sinnvollen Verwendungszweck mehr hätten. Neben den bisher bereits vorgesehenen Infra-
strukturtrassen wie Autobahnen und Schienen sollte es auch möglich sein, bei baulich getrenn-
ten, zweispurigen Verkehrswegen wie Bundesstraßen, die vorhandene Regelung zu nutzen.

Die Ausweitung der Größenbeschränkung innerhalb der Freiflächenauktion halten wir für sinn-
voll. Allerdings sollte man aus volkswirtschaftlicher Sicht bedenken, dass Solarparks in der Grö-
ßenordnung von 20 MW in der Regel darauf angewiesen sind, ein eigenes Umspannwerk zu bau-
en, da die Mittelspannungsnetze Solarparks dieser Größe nicht aufnehmen können. Dies führt zu
erheblichen Mehrkosten. Da Umspannwerke häufig erst ab einer Leistung von 25 MVA erhältlich
sind, sollte die Größenbeschränkung für Solarparks auf 30 MWp angehoben werden. Damit
könnten weitere Kostensenkungen realisiert werden.

Bislang haben nur wenige Bundesländer (und in unterschiedlichem Umfang) davon Gebrauch
gemacht, über eine Verordnung Flächen in „benachteiligten Gebieten“ für die Freiflächen-PV
auszuweisen. Das verzerrt die Ausschreibungsergebnisse, da Projekte auf benachteiligten Gebie-
ten meist deutlich weniger aufwändig und kostenintensiv sind, als Projekte auf den sonst förder-
fähigen Flächen (z.B. Konversionsflächen). Die Größe und Einfachheit der Bebauung einer Fläche
ist aber das entscheidende Merkmal für Wettbewerbsfähigkeit in den FF-PV-Auktionen. Deshalb
sollte die Flächenkulisse grundsätzlich vergrößert werden, in dem ein bestimmter Anteil benach-
teiligter Flächen verpflichtend ausgewiesen werden muss. Eine alternative Umsetzung könnte
dergestalt erfolgen, dass den Bundesländern die Pflicht zur Ausweisung benachteiligter Gebiete
auferlegt wird, diese jedoch durch eine Opt-Out-Regelung die Möglichkeit bekommen, von einer
Ausweisung Abstand nehmen zu können bzw. weniger Fläche auszuweisen. Eine solche Opt-Out-
Option wurde bei der Windenergie an Land in einem anderen Zusammenhang diskutiert. Mit einer
solchen Regelung wären die Bundesländer aufgefordert, sich mit den Flächenkulissen für die
Freiflächen-PV intensiv auseinanderzusetzen.

Im Hinblick auf die Ausweitung der Fläche und der zulässigen Größe von Solarparks sowie der
zunehmenden Flächeneffizienz, ist das Auktionsvolumen für Freiflächen-PV zu gering. Der hohe
Wettbewerb und die niedrigen Stromgestehungskosten lassen es sinnvoll erscheinen, gerade in
diesem Segment höhere Auktionsmengen zuzulassen. Die Ausschreibungen in den letzten Jah-
ren, inklusive der Sonderausschreibungen, waren meistens mindestens 3-fach überzeichnet. Die
nun vorgeschlagenen Ausbauzahlen enthalten praktisch keine Steigerungen im Zubau, sondern
bewegen sich im ohnehin vorgesehenen Maß aus normalem Auktionsvolumen plus Sonderaus-

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schreibungen. Das bis Ende der 20er Jahre sogar rückläufige Ausschreibungsvolumen ist nicht
nachzuvollziehen. Im Hinblick auf die oben genannten Variablen, die die Zielerreichung von 65 %
erschweren könnten, wäre die Ausweitung der Auktionen der günstigsten und auch biodiversi-
tätssteigernden Erzeugungstechnologie eine no-regret Maßnahme. Ein Ausschreibungsvolumen
mit mindestens 3.000 MW/a in 2021 mit ansteigender Tendenz und abhängig vom Zubau außer-
halb des EEG, wäre eine sinnvolle Größenordnung bei den Freiflächenauktionen. Ab Mitte der
20er Jahre sollten mindestens 5.000 MW/a im Segment der Freiflächen-PV zugebaut werden.
In diesem Zusammenhang spricht sich die EnBW dafür aus, dass Ausgleichsmaßnahmen inner-
halb des Solarparks umgesetzt werden können. Große Solarparks haben einen sehr positiven
Einfluss auf die Biodiversität, wie verschiedene aktuelle Studien ergeben haben. Insofern er-
scheint es sinnvoll, diesen Nutzen anzuerkennen und keine zusätzlichen Auflagen für Aus-
gleichsmaßnahmen zu schaffen. So hat der Bayerische Landtag einen Beschluss gefasst, wonach
bei PV-Freiflächenanlagen die Ausgleichsmaßnahmen im Regelfall innerhalb der Anlage reali-
siert werden und außerhalb der Anlagenfläche keine weiteren Flächen für Ausgleichsmaßnah-
men herangezogen werden müssen.

Die neu festgelegten Höchstwerte sind in der derzeitigen Situation aus Sicht der EnBW nachvoll-
ziehbar und ausreichend. Kritischer sehen wir allerdings die Ermittlung der Höchstwerte ab 2022,
wenn der Höchstwert der letzten drei Auktionen plus 8 % als Höchstwert angesetzt werden.
Grundsätzlich ist die Regelung nachvollziehbar, allerdings hat die Corona-Krisensituation gezeigt,
dass kurzfristige preisliche Sprünge aufgrund von Produktionsengpässen möglich sind. Da es
ausreichend Wettbewerb bei den Photovoltaik-Freiflächen-Auktionen gibt, plädieren wir hier für
eine Erhöhung um 15 % gegenüber den drei letzten Höchstgeboten, um sicher zu gehen, dass
nicht aufgrund von kurzfristigen Krisen die Auktionen unterdeckt bleiben und damit notwendiger
Zubau nicht realisiert wird.

Anlagen, die ihren anzulegenden Wert wettbewerblich in einer Ausschreibung nach dem EEG er-
mittelt haben, sollte es unbürokratisch ermöglicht werden, selbst produzierten Strom für deren
Nebenanlagen zu nutzen. Das Verbot den selbst erzeugten Strom innerhalb eines Solarparks zu
nutzen, führt dazu, dass Netzstrom für die Versorgung von Nebenverbräuchen genutzt werden
muss. Daraus ergeben sich Kosten für den Strombezug, aber auch Abrechnungs- und Dokumen-
tationsaufwand. Die Nutzung sollte auch nachts möglich sein, d.h. ohne Erfordernis der Zeit-
gleichheit von Erzeugung und Verbrauch. Dies wäre durch die Einbindung von Speichern möglich,
die nicht in das öffentliche Netz liefern, sondern lediglich den Kraftwerkseigenverbrauch decken.

Dach PV:
Das neu geschaffene Auktionssegment Dachanlagen-Photovoltaik (Dach-PV) hält die EnBW für
sinnvoll. Die Ausnutzung von Dächern und Lärmschutzwänden zur Erzeugung erneuerbaren
Stroms ist richtig, auch die Schaffung eines eigenen Ausschreibungssegments. Eine Konkurrenz
zu den Freiflächenauktionen und den dortigen Ergebnissen können bauliche Projekte kaum bil-
den. Sowohl die Höchstwerte als auch die Beschränkung der Größe in diesem Segment, sind für
uns nachvollziehbar.

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Neben einer gesonderten Auktion für Dach-PV plädieren wir dafür, dass auch für AGri-PV und
Floating-PV ein eigenes Segment für Ausschreibungen geschaffen wird. Wir sehen hier erhebli-
che Potenziale und ähnlich wie die Dach-PV Projekte werden Floating-PV oder Agri-PV Projekte
gegenüber klassischen Freiflächenprojekten keine reelle Chance in den Auktionen haben.

Kleine PV:
Künftig müssen alle Neuanlagen bereits ab einer Größe von 1 kW ab Inkrafttreten des Gesetzes
und ab dem Zeitpunkt der Verkündung einer entsprechenden Markterklärung (Feststellung der
technischen Möglichkeit durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) für
diesen Anwendungsfall), technische Einrichtungen vorhalten, über die der Verteilnetzbetreiber a)
die IST-Einspeisung abrufen und b) die Einspeiseleistung bei Netzüberlassung stufenweise (per-
spektivisch auch stufenlos) ferngesteuert regeln kann. Dies bedeutet die Pflicht zur Implemen-
tierung einer technischen Steuereinheit sowie einer kommunikativen Anbindung der Anlage,
die eine Echtzeitdatenübermittlung an den Verteilnetzbetreiber ermöglicht. Dies kann nach aktu-
ellen Erkenntnissen nicht unerhebliche Investitionen im mittleren dreistelligen Euro-Bereich ver-
ursachen.
Zudem muss die Durchführung der Maßnahmen über ein intelligentes Messsystem erfolgen.
Durch die Neuregelung wird gerade kleinen PV-Anlagen die Option einer kostengünstigen Al-
ternative im Vergleich zur sehr teuren technischen Umsetzung der Fernsteuerbarkeit sowie
der Übermittlung der IST-Einspeisewerte in Echtzeit genommen: Durften sie bisher über ihren
Wechselrichter die Einspeiseleistung der Anlage auf 70% pauschal reduzieren, was sich sehr ein-
fach und kostengünstig umsetzen ließ, so soll diese Option nun gestrichen werden. Damit ist
zwangsläufig auch eine Einbaupflicht mit intelligenten Messsystemen für Kleinstanlagen bis 7
kW durch die „Hintertür“ ohne sachliche Rechtfertigung verbunden. Diese Anlagen sind bisher
im Messstellenbetriebsgesetz von einer Einbaupflicht ausgenommen. Zwar führt die überarbeite-
te Entwurfsbegründung nunmehr dazu aus, dass künftig alle Erzeugungsanlagen pauschal im
Sinne einer umfassenden Digitalisierungsstrategie zum einen „sichtbar“ und zum anderen durch
die Integration und Vernetzung dieser Anlagen „interoperabel sicher fernsteuerbar“ sein müss-
ten, um einem dadurch gestiegenen Cyber-Angriffsrisiko zu begegnen. Hier wird aber außer Acht
gelassen, dass erst mit der neu geforderten Fernsteuerungspflicht und einer damit verbundenen
kommunikativen Einbindung dieser PV-Anlagen ein solches Angriffsrisiko erst geschaffen wird.
Verbliebe es bei der Möglichkeit der statischen 70 %-Regelung, müsste kein Cyber-Angriff be-
fürchtet werden, der mit Hilfe eines verpflichtend einzubauenden teuren intelligenten Messsys-
tems abgewendet werden müsste, über dessen sicheren Kanal dann die Steuerungshandlung
erfolgen muss. Kleinstanlagen werden damit künftig mit immensen Zusatzkosten konfrontiert
werden, die zudem in keinem Verhältnis zu dem dadurch generierten Nutzen für den Netzbetrei-
ber stehen. Dies gilt umso mehr, als dass neben den Hardware-Kosten für die Steuerungstechnik
noch jährliche Betriebskosten für ein intelligentes Messsystem (iMS) fällig werden. Eine für diese
neue Pflichteinbaufall-Kategorie gesetzlich festgelegte Preisobergrenze oder eine Regelung zur
Befreiung von der Kostentragungspflicht für die technischen Vorrichtungen für das Einspeisema-
nagement zum Schutz der Anlagenbetreiber, wird jedoch im aktuellen Entwurf nicht festgelegt,

Stand: September 2020                                                                    11

Stellungnahme der EnBW zum Referentenentwurf
für das EEG 2021

so dass zu befürchten ist, dass die Anlagenbetreiber - neben den Kosten für eine in der Regel
notwendige Aufrüstung des Zählerplatzes, dem Einbau des intelligenten Messsystems nebst
Steuerkomponente und Kommunikationsanbindung - auch noch jährlich rund 100 € Betriebskos-
ten für das intelligente Messsystem zu tragen hätten.
Lediglich für die Neuanlagen zwischen 1 und 15 kW, die ab Inkrafttreten des neuen EEG aber vor
dem Zeitpunkt der Verkündung der einschlägigen Markterklärung für die technische Möglichkeit
der Fernsteuerbarkeit über ein intelligentes Messsystem in Betrieb genommen werden, sieht der
Entwurf eine Erleichterung vor: Sie werden von der Verpflichtung zur Herstellung einer Fernsteu-
erbarkeit befreit, müssen aber dennoch innerhalb von 5 Jahren ab dem Zeitpunkt der entspre-
chenden Markterklärung (für PV-Anlagen wird es je nach Anlagensegment und Anwendungsfall
unterschiedliche Markterklärungen zu unterschiedlichen Zeitpunkten geben) die Abrufung der
IST-Einspeisung über ein intelligentes Messsystem sicherstellen. Aber selbst diese einge-
schränkte Verpflichtung belastet die Anlagenbetreiber bereits mit den vorgenannten hohen Kos-
ten (Zählerplatz, Einbau- und Kommunikations- und Betriebskosten für das intelligente Messsys-
tem), hier entfallen lediglich die Hardware-Kosten für die Steuerungseinheit.
Die EnBW lehnt diese Änderungen ab, da sie eine Ausweitung der Einbaufälle mit intelligenten
Messsystemen „um jeden Preis“ darstellen, ohne dass die Sinnhaftigkeit und Angemessenheit im
Einzelnen je Anwendungsfall tatsächlich vorliegt: Kosten und Nutzen insbesondere für Kleinstan-
lagen stehen in keinem Verhältnis zu einander und belasten über Gebühr die Wirtschaftlichkeit
dieses Anlagensegments.
Abzulehnen sind ebenfalls Regelungen, die den Anlagenbetreiber dazu verpflichten, bereits vor
dem Einbauzeitpunkt eines intelligenten Messsystems die Abrufung der IST-Einspeiseleistung
und/oder die Fernsteuerbarkeit im Kontext der technischen Anforderungen nach §§ 9, 10 b Ref-
E lediglich übergangweise über technische Einrichtungen sicherstellen zu müssen, die dem
„Stand der Technik“ entsprechen. Dies würde bedeuten, dass den Anlagenbetreibern Implemen-
tierungskosten für eine „alternative“ Übertragung der IST-Einspeisewerte bzw. die Fernsteuer-
barkeit entstehen würden, die jeweils technische Lösung dafür aber ab dem Einbauzeitpunkt des
intelligenten Messsystems nicht mehr genutzt werden dürfte, da eine Kompabilität mit einem
intelligenten Messsystem im Zweifel (mangels technischer Verfügbarkeit kompatibler Lösungen
mit intelligenten Messsystemen) nicht gegeben ist. Die Verpflichtung von solchen Übergangslö-
sungen vor dem Einbauzeitpunkt intelligenter Messsysteme ist daher strikt abzulehnen.

Erfreulicherweise sieht der überarbeitete Entwurf nunmehr keine pauschale Ausweitung der
Pflichteinbaufälle mit intelligenten Messsystemen für solche Kleinst-Bestandsanlagen bis 7 kW
mehr vor, die bis zum 31.12.2020 in Betrieb genommen wurden. Hier gilt weiterhin nur eine optio-
nale Einbaumöglichkeit nach Entscheidung durch den grundzuständigen Messstellenbetreiber
nach den Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes.

Für sog. Post-EEG-Anlagen eine neue Alternative zur sonstigen Direktvermarktung vorgese-
hen: Anlagenbetreibern kleiner Anlagen können bis Ende 2027 den in ihrer Anlage erzeugten
Strom dem lokalen Netzbetreiber zur Verfügung stellen und erhalten hierfür den Jahresmarkt-
wert abzüglich der Vermarktungskosten. Hierdurch wird die bisherige Pflicht zur kaufmännischen
Abnahme des eingespeisten Stroms durch den Verteilnetzbetreiber fortgesetzt. Mit der vorge-
schlagenen Lösung sollen der Abbau dieser Anlagen bzw. ein „wildes Einspeisen“ der produzier-

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Stellungnahme der EnBW zum Referentenentwurf
für das EEG 2021

ten Strommengen verhindert werden. Äußerst problematisch ist dabei aus Sicht der Anlagenbe-
treiber jedoch, dass die Anschlussregelung ohne weiteren messtechnischen Aufwand nur bei
einer Volleinspeisung in Anspruch genommen werden kann. Anlagenbetreiber, die schon aus
wirtschaftlichen Gründen ihren Strom vorrangig für den Eigenverbrauch (optional mit Speicher)
nutzen möchten, dürfen die Anschlussregelung nur dann für ihren Überschussstrom nutzen,
wenn sie sich ein teures intelligentes Messsystem einbauen lassen, was die Wirtschaftlichkeit des
Weiterbetriebs jedoch deutlich belasten wird. Dies ist umso unverständlicher, als dass das EEG
richtigerweise nach wie vor für Neuanlagen eine solche Überschusseinspeisung im Kontext der
Inanspruchnahme der Einspeisevergütung gerade nicht von dem Einbau eines intelligenten
Messsystems abhängig macht, obwohl es sich hierbei doch ansonsten um den exakt gleichen
Sachverhalt handelt. Eine Pönalisierung des Eigenverbrauchs in Form einer Belastung mit zu-
sätzlichen Messkosten ist sachlich nicht gerechtfertigt und auch im Entwurf inhaltlich nicht be-
legt und gefährdet das unumstrittene politische Ziel, den Weiterbetrieb der ausgeförderten Anla-
gen zu unterstützen. Im Übrigen ist eine solche geforderte rechtzeitige Umrüstung auf ein intelli-
gentes Messsystem zum 1. Januar 2021 - noch bevor überhaupt eine entsprechende Markterklä-
rung für PV-Anlagen durch das BSI ausgesprochen wurde - keinesfalls als realistisch anzusehen.
Im Ergebnis kommt dies einem faktischen Verbot von Eigenverbrauch gleich, wenn Kunden sich
für die kaufmännischen Abnahme durch den Verteilnetzbetreiber entscheiden. Die Anforderungen
müssen daher konsequenter Weise sowohl für Volleinspeisung als auch für Eigenverbrauchkon-
zepte gleichermaßen ausgestaltet werden.
Dies gilt umso mehr, als dass eine Möglichkeit der vereinfachten Vermarktung des Über-
schussstromes im aktuellen Entwurf nicht vorgesehen ist. Für den Kunden bleibt zwar die
Wahlmöglichkeit, in die sonstige Direktvermarktung zu gehen. Der Kunde hat in diesem Fall ent-
weder die Möglichkeit der Volleinspeisung (der gesamte produzierte Strom wird eingespeist) oder
die der Überschusseinspeisung (nur der Strom wird eingespeist, der nicht eigenverbraucht wird).
Im Falle der Volleinspeisung ist eine technische Umrüstung der Anlage auf ein intelligentes
Messsystem in der Regel erst mit Ablauf von 5 Jahren notwendig, im Fall der Überschusseinspei-
sung sind neben den teuren messtechnischen Pflichten zur Messung und Bilanzierung auf Vier-
telstundenbasis über ein intelligentes Messsystem oder über einen RLM-Zähler zusätzliche tech-
nische Anforderungen wie die Ermöglichung einer Fernsteuerbarkeit und die Abrufung der Ist-
Einspeisung für den Direktvermarkter direkt von Anfang an zu gewährleisten. Statt einer Verein-
fachung werden hier also sogar noch zusätzliche Pflichten auferlegt, die letztlich auch in die-
sem Kontext den Eigenverbrauch bestrafen und den Einbau von Speichern unattraktiver machen.
Gleiches gilt für die Verpflichtung zur Zahlung der EEG-Umlage auf den eigenverbrauchten
Strom, die die Wirtschaftlichkeit von ausgeförderten Anlagen mit Eigenversorgungskonzepten
systematisch belastet und durch den vorliegenden Entwurf immer noch nicht abgeschafft wurde.
Die vorgeschlagenen Regelungen stehen somit im deutlichen Widerspruch zu den Vorgaben der
EU-Richtlinie aus dem sogenannten Winterpaket. Hier bedarf es daher dringenden Nachbesse-
rungsbedarf, um eine richtlinienkonforme Umsetzung in nationales Recht zu gewährleisten und
die Rahmenbedingungen für Prosumer maßgeblich zu verbessern und nicht – wie hier vorgese-
hen - sogar noch weiter zu verschlechtern.

Zusammen mit anderen Unternehmen hat sich die EnBW in den letzten Wochen intensiv für das
Konzept der „Kleinen Direktvermarktung“ eingesetzt. Unsere Forderung hier ist es, die Prozes-

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Stellungnahme der EnBW zum Referentenentwurf
für das EEG 2021

se und Bilanzierungsverfahren für die Direktvermarktung so zu vereinfachen, dass sich eine Ver-
marktung der produzierten Mengen auch für kleine Anlagen wirtschaftlich darstellen lässt. Um
ein attraktives Angebot für die post-EEG-Kunden zu machen und diese weiterhin zu motivieren in
die Energiewende zu investieren, brauchen wir einfachere, günstigere und digitale Angebote und
nicht – wie im aktuellen Entwurf vorgesehen – Verkomplizierungen und Erschwernisse für Kun-
den, die mit ihren Anlagen aktiv am Markt teilnehmen möchten.
Die im Winterpaket vorgesehenen Regelungen beispielsweise zum „aktiven Verbraucher“ oder
auch vorgesehene EEG-Umlagebefreiungen werden bei diesem Entwurf nicht mal im Ansatz um-
gesetzt. Nach dem Willen der EU soll der Prosumer in den Mittelpunkt rücken, Eigenverbrauch
soll von Abgaben und Umlagen befreit werden – zumindest bei Anlagen bis 30 Kilowatt – neue
Vermarktungsformen wie Peer-to-Peer ermöglicht und die Marktteilhabe von aktiven Kunden
gefördert werden. Aus unserer Sicht widerspricht der Entwurf damit in weiten Teilen den Vorga-
ben der EU. Im aktuellen Entwurf wurden all diese Themen nicht berücksichtigt, sondern die Kos-
ten und Aufwände für diese Kunden stattdessen erhöht. In wieweit diese Maßnahmen die im Ge-
setz definierten Ausbauziele unterstützen sollen, ist nicht ersichtlich.

Die Rahmenbedingungen für Mieterstrom wurden grundlegend überarbeitet und antizipieren nun
die Ergebnisse des Mieterstromberichts. Bisher wurde der Mieterstromzuschlag über einen fes-
ten Abschlag auf die Einspeisetarife für Solaranlagen berechnet. Dieser entfällt in dem aktuellen
EEG-Entwurf. Stattdessen sind eigene Zuschläge für Mieterstrom vorgesehen: Anlagen bis 10 kW
erhalten nun 2,66 Cent pro kWh, bis 40 kW 2,40 Cent und bis 750 kW 1,42 Cent. Dabei richtet sich
die Entwicklung des Mieterstromzuschlags zukünftig nach der Degression der Einspeisevergü-
tungssätze im Rahmen des „atmenden Deckels".
Zudem ist eine Klarstellung für Mieterstromdienstleister erfolgt. Bisher hatte die Bundesnetza-
gentur argumentiert, dass wenn Dritte (Energieversorgungsunternehmen) zwischengeschaltet
sind, die die Belieferung für Eigentümer und Vermieter abwickeln, der Mieterstromzuschlag nicht
gewährt werden kann (Lieferkettenmodell). Dies soll nun möglich sein. Eine weitere Änderung
betrifft das Thema Anlagenzusammenfassung. Nach aktueller Regelung werden einzelne Mie-
terstromanlagen auf Gebäuden als eine gewertet. Dies mindert die Vergütung und erschwert die
Rentabilität von Projekten. Künftig wird der Anspruch auf den Zuschlag daher separat ermittelt.
Die Rahmenbedingungen für Mieterstrom haben sich durch die genannten Änderungen verbes-
sert. Eine Mieterstromlieferung auch an benachbarte Gebäude ist weiterhin nicht möglich. Büro-
kratische Hürden, wie etwa der regelmäßige Nachweis, dass das Mieterstromprodukt 10 Prozent
günstiger als der Grundversorgertarif ist, bleiben erhalten.

Änderung der Bilanzierungsvorgaben für den Strombezug
Der Entwurf sieht darüber hinaus eine Verschärfung der Bilanzierungsregeln für sogenannte
Prosumer vor, die einen kostenintensiven Zusatzaufwand für die Kunden bedeutet und gleichzei-
tig dem Grundsatz der Datensparsamkeit widerspricht. Die Anwendung von vereinfachten Bilan-
zierungsverfahren (dem sog. Standardlastprofil - SLP) ist künftig für solche Fälle verboten, bei
denen bei Vorhandensein eines intelligenten Messsystems ein Eigenverbrauch des eigenerzeug-
ten Strom stattfindet und der noch zusätzlich benötigte Reststrom aus dem Netz bezogen wird.
Hinsichtlich des Reststrombezugs aus dem Netz soll eine SLP-Bilanzierung entfallen und dieser
stattdessen nach der deutlich aufwändigeren und teureren Zählerstandsgangbilanzierung (ZSG)

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Stellungnahme der EnBW zum Referentenentwurf
für das EEG 2021

abgewickelt werden. Bedingt durch den Eigenverbrauch des Stroms werden in diesem Fall zu-
sätzliche Anforderungen an die Abwicklung gestellt, obwohl dafür aus unserer Sicht kein sachli-
cher Grund besteht: Als Begründung wird angeführt, dass bei Prosumer-Sachverhalten, bedingt
durch den Eigenverbrauch, das Strombezugsverhalten von dem solcher Letztverbraucher abwei-
che, die ihren Strom vollständig aus dem Netz beziehen und daher durch die Abwicklung von
standardisierten Lastprofilen bislang Ungenauigkeiten in den Bilanzkreisen verursacht würden.
Gleiches Argument gilt jedoch für alle Verhaltens- und Verbrauchsveränderungen von Konsu-
menten. So führt die Installation z.B. einer Wallbox für ein Elektroauto zu einer wesentlich stärke-
ren Veränderung im Lastverhalten eines Kunden, ohne dass dafür zwingend ein anderes Bilanzie-
rungsverfahren angewendet werden muss – hier würden also spezielle Nutzergruppen schlechter
gegenüber anderen gestellt werden, ohne sachliche Rechtfertigung.
Diese Abweichungen ließen sich jedoch alternativ durch die Entwicklung adäquater Standardlast-
profile speziell für Prosumer-Sachverhalte (PV, Batteriespeicher und ggf. erweitert um Elektro-
mobilität) lösen, was gleichermaßen wirkungsvoll wäre, aber einen deutlich geringeren Aufwand
darstellen würde als ein kategorisches Verbot von standardisierten Verfahren im Zusammenhang
mit Eigenverbrauch. Die Entwicklung geeigneter Lastprofile wird durch die Vertriebe seit vielen
Jahren gefordert, bisher jedoch politisch nicht umgesetzt.
Auch hier zeigt sich, dass Eigenverbrauchskonstellationen ohne Not durch die Schaffung von
zusätzlichen Anforderungen benachteiligt werden, obwohl die Möglichkeit des Eigenverbrauchs
einer der maßgeblichen Treiber der Kunden ist, in erneuerbare Energien zu investieren und
dadurch zum Erfolg der Energiewende mit beizutragen.
Zudem bestehen hinsichtlich der Ausweitung der ZSG-Bilanzierungspflicht auch auf Netzbezugs-
Sachverhalte unterhalb einer Verbrauchsschwelle von 10.000 kWh/Jahr deutliche Vorbehalte im
Hinblick auf die bisherige datenschutzrechtliche Intention des Messstellenbetriebsgesetzes:
Hierdurch erfolgt eine deutliche Abkehr von dem Grundsatz eines datensparsamen Umgangs mit
detaillierten Verbrauchsdaten gerade von Haushaltskunden mit einem Jahresverbrauch bis
10.000 kWh. Insbesondere bei diesen Kundengruppen sieht das Messstellenbetriebsgesetz bisher
lediglich die Übermittlung von monatlichen Zählerständen vor, nunmehr sollen täglich die Ver-
brauchsdaten auf 15-Minuten-Basis an alle berechtigten Marktteilnehmer verteilt werden, ob-
wohl hierzu keine energiewirtschaftliche Notwendigkeit gegeben ist. Die hier getroffene Ver-
schärfung ist daher nicht sachgerecht, diskriminiert gezielt Eigenverbrauchssachverhalte, ver-
stößt gegen die Grundsätze der Datensparsamkeit und ist nach unserer Einschätzung ersatzlos
zu streichen.

Anpassungsvorschläge:
   - Ausschreibungsmenge bei Freiflächen-Auktionen erhöhen, Flächenkulisse nachschärfen
   - kleine Direktvermarktung einführen und dadurch aktiven Verbrauchern die Möglichkeit an
      der Teilnahme bei der Energiewende ermöglichen
   - Vermeidung von zusätzlichen Belastungen bei kleinen Anlagen und Eigenverbrauch, statt-
      dessen Abbau von technischen Hürden und Vereinfachung der Verfahren

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Stellungnahme der EnBW zum Referentenentwurf
für das EEG 2021

5      Biomasse

Der Wert der Biomasse liegt in ihrer Flexibilität. Im Gegensatz zu Wind und PV können Biomasse-
anlagen nach Bedarf strom- oder wärmegeführt betrieben werden. Diese Steuerbarkeit ist mit
Kosten verbunden, zum Beispiel den Brennstoffkosten für feste, flüssige oder gasförmige Bio-
masse. Eine Kostendegression wie bei PV und Wind ist bei Biomasseanlagen nicht zu erwarten.
Es steigen vielmehr die Anforderungen an die Nachhaltigkeit und THG-Minderung der Einsatz-
stoffe sowie der sicherheitstechnischen Anforderungen beim Betrieb der Biomasseanlagen.
Die in § 9 festgelegten Anforderungen zum Einbau von intelligenten Messsystemen führen ins-
besondere bei Kleinstanlagen zu unverhältnismäßig hohen Messstellenbetriebskosten. Bei der
Nachrüstung von Bestandsanlagen im kW-Bereich, können durch erforderliche Schalt-
schrankumbauten Kosten im vierstelligen Bereich entstehen.
Im Gegensatz dazu werden die EEG-Einspeisevergütungen weiter gesenkt. Der im EEG 2017 fest-
gelegte Ausbaukorridor für Biomasseanlagen wurde in den bisherigen Gebotsverfahren der
BNetzA nicht erreicht1. Aus den oben genannten Gründen sind die Gebotshöchstwerte des EEG
2017 sowie des vorgelegten Referentenentwurfs für einen auskömmlichen Betrieb von Biomasse-
anlagen nicht ausreichend. Die geplanten Ausschreibungsvolumen (§ 28b) werden bei diesen
Gebotshöchstwerten wieder verfehlt werden.
Wir begrüßen die geplante Erhöhung des Flexibilitätsprämie, da sie der Rolle der Biomasse zur
flexiblen Stromerzeugung Rechnung trägt. Ebenso begrüßen wir die Anhebung der Gebotsmen-
gen auf 750 kW (§ 30) bei Biomasseanlagen. Die Anhebung sollte jedoch ebenfalls für die Biome-
thananlagen in der Südregion erfolgen.

Bei den neu eingeführten „Besondere Zahlungsbestimmungen für Biomethananlagen in der
Südregion“ (§ 39m) wird eine Bemessungsleistung von 0,15 gefordert und damit maximal 1.314
Vollbenutzungsstunden. Dies führt zu unverhältnismäßig hohen Investitionskosten für Wärme-
speicher und führt auch zu Wettbewerbsnachteilen für kleine Biomasseanlagen. Die Bemes-
sungsleistung sollte angehoben werden auf 0,30. Dies entsprich rund 2.500 Vollbenutzungsstun-
den.

Die geplante Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (§ 31) ist zu streichen. In KWK-
Anlagen wird u.a. anteilig Biomasse eingesetzt, ohne EEG-Zahlungsanspruch, jedoch können ak-
tuell für die EE-Anteile Herkunftsnachweise im Sinne der HKNV generiert werden. Ist dies künftig
nicht mehr möglich, wird der anteilige Einsatz von Biomasse in KWK-Anlagen voraussichtlich
zurückgehen, da Einnahmen aus der Vermarktung von Herkunftsnachweisen entfallen.

Anpassungsvorschläge:
   - Anpassung der Gebotshöchstwerte und keine zusätzliche Anforderung bei intelligenten
      Messsystemen
   - Keine Änderung der KWK-Regelung zur Ausstellung von HKN bei Einsatz von Biomasse

       1
        https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Biomasse/BeendeteAus
       schreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html;jsessionid=6D57C9A4FE1966A32F89BC195CCC638C

Stand: September 2020                                                                                                         16

Stellungnahme der EnBW zum Referentenentwurf
für das EEG 2021

6      Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen

Der § 51 ist seit seiner Einführung in der Kritik. Die EnBW hat sich bereits in der Stellungnahme
zum EEG 2016 kritisch zu dieser Regelung geäußert. Grundsätzlich liefern negative wie auch
positive Preise wichtige Marktsignale. Insbesondere wird dadurch die Reduktion der Einspei-
sung sowie eine Flexibilisierung des Systems angereizt. Dieses Anliegen soll der vorliegende Vor-
schlag im Referentenentwurf unterstützen und die Reaktion auf negative Preise und somit die
weitere Marktintegration der Erneuerbaren fördern, damit die Wirkung des Preissignals für Flexi-
bilisierung ankommt. Allerdings halten wir die Formulierung im neuen Referentenentwurf zu §
51 aus verschiedenen Gründen nicht für praktikabel.

Die Absenkung der heute geltenden 6-h-Regelung auf einen geringeren Wert (hier vorgeschlagen
15 Minuten) erhöht die Unsicherheiten für die Betreiber, vor allem bei der Finanzierung der An-
lage, da sie mit Mehrausfällen rechnen müssen. Zudem muss eine solche Unsicherheit bei den
Geboten eingepreist werden, was zu einer Erhöhung der Zuschlagswerte führen wird und muss.
Deshalb müsste in diesem Zusammenhang auch der Gesetzgeber die Höchstwerte in den Auktio-
nen noch oben anpassen
Wenn die Regelung tatsächlich zu mehr Flexibilität führen soll, ist die alleinige Verschärfung die-
ses Paragraphen nicht ausreichend. Es ist entscheidend, dass der Strom aus betroffenen EE-
Anlagen nicht „einfach“abgeregelt wird, sondern in Speichern oder anderweitig genutzt werden
kann. Eine Änderung müsste also in ein Gesamtkonzept für die Nutzung von Flexibilitäten ein-
gebettet sein. Neben den marktlichen Fragestellungen muss unbedingt auch berücksichtigt wer-
den, was eine Regelung auf 15 Minuten-Basis für die technische Handhabung der physikalischen
Prozesse bedeutet. Ein An- und Abfahren von EE-Anlagen erscheint in einem solchem Rahmen
derzeit nicht darstellbar. Die Auswirkungen dieser Prozesse auf die Stromproduktion sollte unbe-
dingt bei der Änderung des § 51 berücksichtigt werden und macht eine Umstellung zum Jahr
2021 unwahrscheinlich.

Auch in Bezug auf den Marktrahmen ist die Regelung, so wie sie bisher vorgeschlagen wird, nicht
handhabbar. Die Spotmarktauktion für Stundenprodukte findet in einer vortätigen Auktion von
Stundenkontrakten statt. Über die grenzüberschreitende Kopplung der Orderbücher aller Strom-
börsen in der vortägigen Auktion von Stromkontrakten für die Preiszone für Deutschland wird die
maximale Liquidität gebündelt. Der sich in dieser Auktion ergebene Spotmarktpreis stellt die bes-
te Referenz dar. Denn es gibt keinen minütlichen Stromspotmarkt. Ebenso ist der Bezug auf Vier-
telstundenprodukte nicht sachgerecht, weil die Viertelstundenauktion weit weniger liquide ist, als
die Stundenauktion. Ebenso erfolgt das EEG-Abrechnungssystem auf Stundenbasis (der Stun-
denspotpreis ist der Referenzpreis bei der EEG-Vergütung); demnach würde eine zusätzliche
Komplexität eingeführt werden, die keinen wirklichen Mehrwert liefert.
Vor diesem Hintergrund müsste es eine Anpassung an die neu eingeführte Definition für Sport-
markt entsprechend §3, Nr. 42a geben. Absatz §51 (1) sollte somit wie folgt angepasst werden:
„Wenn der Spotmarktpreis entsprechend §3, Nr. 42a in einer Stunde negativ ist, verringert sich
der anzulegende Wert für diese Stunde auf null.“ Dies würde auch dem Vorgehen in anderen

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