Winden.: Netzint., Ausschr., Due Dilig., Offsh. Flashcards
Rechtsrahmen unter dem EEG 2023
Netzanschluss, Netzausbau und Einspeisemanagement
-> siehe slide 6!!
…
1) Welche Verpflichtung ergibt sich für den Netzbetreiber aus §8 Abs. 1 Satz 1 EEG?
3) Was sind die Voraussetzungen für den Netzanschlussanspruch? (4)
1) Pflicht zum Netzanschluss
-> “Netzbetreiber müssen Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas UNVERZÜGLICH VORRANGIG (…) an ihr Netz anschließen (…).”
2) Voraussetzungen:
Anlage dient Erzeugung von Strom aus EE oder Grubengas
Anlage ist noch nicht an ein Netz der allg. Versorgung angeschlossen
Netzanschlussbegehren des Anlagenbetreibers
(Überlegungen zum) Netzverknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 bis 3
Pflicht zum Netzanschluss
“Netzbetreiber müssen Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas UNVERZÜGLICH VORRANGIG (…) an ihr Netz anschließen (…).” (§8 Abs. 1 Satz 1 EEG)
Rechtsfolgen daraus für Netzbetreiber? (2)
“Unverzüglicher” Anschluss geschuldet
“Vorrangiger” Anschluss geschuldet
Pflicht zum Netzanschluss
“Netzbetreiber müssen Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas UNVERZÜGLICH VORRANGIG (…) an ihr Netz anschließen (…).” (§8 Abs. 1 Satz 1 EEG)
Rechtsfolgen (für Netzbetreiber):
1) “Unverzüglicher” Anschluss geschuldet
-> Was bedeutet “Unverzüglich” konkret?
-> Was wäre z.B. schuldhaft und was nicht schuldhaft? (Fazit?)
2) “Vorrangiger” Anschluss geschuldet
-> Was bedeutet Vorrangig?
1) “Unverzüglicher” Anschluss geschuldet:
- “Unverzüglich” bedeutet “ohne schuldhaftes Zögern” (vgl. § 121 Abs. 1 BGB)
- Schuldhaft, z.B.:
dauerhafter Personalmangel, nachlässige Bearbeitung - Nicht schuldhaft, z.B.:
Verzögerung wegen vorrangiger Bearbeitung übergeordneter Aufgaben (Stichwort Versorgungssicherheit) - Fazit: NB muss nicht “alles stehen und liegen lassen”, aber dennoch Netzanschluss so schnell wie möglich herbeiführen
2) “Vorrangiger” Anschluss geschuldet:
- “Vorrangig” bedeutet “vor anderen Erzeugungsanlagen”
-> Im Zweifel setzt sich eine EE-Anlage beim Netzanschluss also ggü. einer konventionellen Anlage durch
Netzverknüpfungspunkt (Wo ist die Anlage anzuschließen?) - ÜBERBLICK
1) Wie bestimmt sich der gesetzliche Netzverknüpfungspunkt (NVP)?
2) Kann der Anlagenbetreiber einen anderen NVP im gleichen oder in einem anderen Netz als der gesetzliche Netzverknüpfungspunkt wählen?
3) Wann kann der Netzbetreiber jedoch (also trotz vorangegangener Regelung) sein “Letztentscheidungsrecht” nach § 8 Abs. 3 EEG 2023 geltend machen und AB einen NVP zuweisen?
4) Was muss der NB allerdings nach Gebrauch des “Letztentscheidungsrechts” leisten?
1) §8 Abs. 1 Satz 1 EEG 2023:
-> gesetzlicher NVP ist der NVP, der in der geeigneten Spannungsebene die kürzeste Entfernung (Luftlinie) zum Standort der Anlage aufweist, wenn kein anderer NVP technisch und wirtschaftlich günstigster ist.
2) § 8 Abs. 2 EEG 2023:
Ja der AB hat ein Wahlrecht
-> dieses ist jedoch ausgeschlossen, wenn die daraus resultierenden Mehrkosten für den Netzbetreiber nicht unerheblich sind
3) Wenn die Abnahme des Stroms an diesem zugewiesenen NVP sichergestellt ist
4) Er muss die dadurch verursachen Mehrkosten tragen (§ 16 Abs. 2 EEG 2023)
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG (Detail)
Prüfprogramm für den gesetzlichen Netzverknüpfungspunkt?
Zunächst: Welches Netz ist von der Spannungsebene her geeignet?
Dann: Welcher Netzverknüpfungspunkt in diesem Netz weist die in der LUFTLINIE kürzeste Entfernung zum Anlagenstandort auf?
Schließlich: Gibt es einen NVP, der in diesem oder einem anderen Netz technisch und wirtschaftlich günstiger ist?
-> hierfür ist ein sog. Variantenvergleich erforderlich
-> Netzbetreiber, dessen Netz die kürzeste Luftlinien-Entfernung zur Anlage aufweist, ist in der Darlegungs- und Beweislast, wenn er der Ansicht ist, ein anderer NVP sei technisch und wirtschaftlich günstiger(!)
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG (Detail)
Spannungsebene: Erwartete Einspeisemenge und Spannungsebene müssen “zusammenpassen”.
Passen 3 MW Windenergieanlage und Niederspannung grundsätzlich zusammen?
NEIN
-> 800kW Solaranlage z.B. auch nicht
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG (Detail)
Spannungsebene: Erwartete Einspeisemenge und Spannungsebene müssen “zusammenpassen”.
Abstrakte Abgrenzung zur Geeignetheit der Spannungsebene aber nur schwerlich möglich
Praktisch dürfte das Kriterium der geeigneten Spannungsebene kaum eine Rolle spielen, warum?
Weil Anschluss an ungeeignete Spannungsebene i.d.R. erheblichen Netzausbau erfordert und Anschlussvariante damit entfällt, weil volkswirtschaftlich teurer
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG (Detail)
Variantenvergleich, wenn mehrere Anschlussvarianten infrage kommen. Was wird verglichen und wie wird der gesetzliche NVP bestimmt?
Vergleich der GESAMTKOSTEN für die vers. Anschlussvarianten
Die günstigste Variante ist der gesetzliche VKP.
-> Leitgedanke: geringe volkswirtschaftliche Gesamtkosten
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG
Wie sind die Gesamtkosten einer jeden Anschlussvariante zu bestimmen?
Es sind für jede Anschlussvariante die “unimittelbar durch den Netzanschluss entstehenden Kosten” zu ermitteln
(-> gesamte unmittelbare Aufwand (in €), der nach Material, Personal usw. anfällt, um die Anlage “ans Netz zu bringen”)
(-> Unerheblich ist, wer die einzelnen Kostenpositionen letztlich zu tragen hat (AB oder NB als Netzanschluss- oder als Netzausbaukosten))
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG (Detail)
Kostenpositionen nach dem EEG 2017 - § 8 Abs. 1 Satz 1 letzter Halbs. EEG 2023
Bei der Ermittlung der Gesamtkosten einer jeden Anschlussvariante sind die “unimittelbar durch den Netzanschluss entstehenden Kosten” zu beachten.
1) Unmittelbare Kosten sind bspw.?
2) Mittelbare Kosten (Unbeachtlich) sind bspw.?
1)
Kabelkosten, Tiefbauarbeiten für Leitungen, ….
2) Trafoverluste, Leitungsverluste
(siehe Details slide14)
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG (Detail)
–> Welches Problem gibt es bezüglich der Bestimmung der Gesamtkosten einer Anschlussvariante in einem anderen Netz?
Problem: das EEG enthält keine:
-> ausdrückliche Kooperationspflicht der Netzbetreiber untereinander -> keine Informationspflicht des Netzbetreibers gegen einen anderen Netzbetreiber
(Im Zweifel liegen vom anderen Netz aber keine Daten vor, die als Grundlage für eine Netzverträglichkeitsprüfung und eine ggf. anschließende Kostenbetrachtung für einen erforderlichen Netzausbau genutzt werden könnten.)
Gesetzlicher Verknüpfungspunkt nach §8 Abs. 1 Satz 1 EEG (Detail)
Im Zweifel liegen vom anderen Netz aber keine Daten vor, die als Grundlage für eine Netzverträglichkeitsprüfung und eine ggf. anschließende Kostenbetrachtung für einen erforderlichen Netzausbau genutzt werden könnten.
Problem: das EEG enthält keine:
-> ausdrückliche Kooperationspflicht der Netzbetreiber untereinander -> keine Informationspflicht des Netzbetreibers gegen einen anderen Netzbetreiber
Unter Umständen lassen sich ?? herleiten
allg. Auskunftsansprüche gegen einen anderen NB herleiten
Netzanschluss: Beispiel für §8 Abs. 1 Satz 1 EEG
-> siehe slide 16!
…
Netzanschluss: Weitere Regelungen
1) Netzanschlussleitungen über Gemeindeland
-> Hat man hier einen Anspruch über Grundstück Leitungen zu legen?
2) Auch bei privaten Grundstücken erzwingbar?
1) Ja gegen Entschädigung!
2) Nein! (Achtung bei normalen Netzen anders!)
Netzanschluss: Weitere Regelungen
1) Welche Sonderregelung gibt es für Anlagen bis 30kW auf einem Grundstück mit bestehendem Hausanschluss hinsichtlich des gesetzlichen NVP (§8 Abs. 1 Satz 2 EEG)?
2) Geltung der Regelung auch, wenn dadurch ausgelöster Netzausbau für Netzbetreiber unzumutbar gem. § 12 Abs. 3 EEG ist?
1) Bestehender Netzanschluss gilt als gesetzlicher NVP (-> kein Variantenvergleich!)
2) Frage durch Rechtsprechung und durch Gesetz nicht abschließend geklärt
Netzanschluss: Weitere Regelungen
Wahlrecht des Anlagenbetreibers (§ 8 Abs. 2 EEG)
Anlagenbetreiber kann NVP wählen
1) Was ist jedoch die Grenze?
2) Welche Frage bleibt offen?
1) Grenze: Mehrkosten sind nicht unerheblich (Umsetzung der Rechtsprechung des BGH in Gesetzeswortlaut)
Es sind nur die Mehrkosten des Netzbetreibers maßgeblich (Instanzgerichte teils anderer Auffassung)
2) Offene Frage: Was bedeutet “nicht unerheblich”?
(-> Aktuell: OLG Celle, Urt. v. 23.02.2017, Az.: 13 U 44/15: Nicht mehr als 10%)
Netzanschluss: Weitere Regelungen
Wahlrecht des Netzbetreibers (§ 8 Abs. 3 EEG):
Wer muss dann Mehrkosten tragen?
Netzbetreiber selbst
Wahlrecht des Anlagenbetreibers nach § 8 Abs. 2 EEG
AB darf grundsätzlich abweichend vom gesetzlichen NVP ggü. dem NB einen anderen Verknüpfungspunkt wählen, der im selben oder in einem anderen Netz liegt.
“anderer Verknüpfungspunkt”: gesetzlicher Verknüpfungspunkt kann nicht gewählt werden, weil er kein “anderer” ist
Wahlrecht insbesondere relevant, wenn?
NVP weit vom Anlagenstandort entfernt liegt, was regelmäßig mit hohen Netzanschlusskosten für AB verbunden ist
-> dann Wahl eines NVP “vor Ort” durch den AB, um die vom AB zu tragenden Kosten zu reduzieren
Wahlrecht des Anlagenbetreibers nach § 8 Abs. 2 EEG
Kann Anlagenbetreiber die Kostenlast durch seine Wahlrechtsausübung zu seinem Gunsten verschieben?
§8 Abs. 2 EEG enthält keine Aussage zu Folgen für die Kostenverteilung
aber Grenze: Die durch die Wahlrechtsausübung resultierenden Mehrkosten des Netzbetreibers sind nicht nur unerheblich
(Anders bei §8 Abs. 3 EEG: Netzbetreiber hat die entstehenden Mehrkosten des AB zu tragen, wenn er einen NVP zuweist -> also der Netzbetreiber von seinem Wahlrecht gebrauch macht)
Wahlrecht des Anlagenbetreibers nach § 8 Abs. 2 EEG
Wann sind Mehrkosten des Netzbetreibers nicht nur unerheblich?
jedenfalls nicht mehr als 10% (rechtskräftig) (Berufungsinstanz OLG Celle, Urt. v. 23.02.2017 - 13 U 44/15)
-> Einzelheiten slide 20
Bis zum EEG 2017 waren vertragliche Vereinbarungen, die zu Lasten des Anlagenbetreibers ODER des Netzbetreibers vom EEG abwichen, grundsätzlich unzulässig.
Wahr/Falsch?
Wahr
-> Abweichungsverbot
Bis zum EEG 2017 waren vertragliche Vereinbarungen, die zu Lasten des Anlagenbetreibers ODER des Netzbetreibers vom EEG abwichen, grundsätzlich unzulässig.
Seit dem EEG 2017 (aktuell §7 Abs. 2 EEG 2023) sind Bestimmungen des EEG grundsätzlich abdingbar, wenn die abweichenden Regelungen folgendes erfüllen: ?? (4)
Klar und verständlich
Keinen Vertragspartner unangemessen benachteiligen
Nicht zu höheren als im Teil 3 vorgesehenen Zahlungen führen
Mit dem wesentlichen Grundgedanken der gesetzlichen Regelung, von der abgewichen wird, vereinbar sind.
(Durch AGB-Regelungen beeinflusst)
Zuweisungsrecht des Netzbetreibers nach § 8 Abs. 3 EEG
Netzbetreiber darf grds. abweichend vom gesetzlichen NVP oder vom gewählten NVP des Anlagenbetreibers ggü. dem Anlagenbetreiber einen anderen Verknüpfungspunkt zuweisen
Was ist die Voraussetzung dafür?
Abnahme des Stroms ist an diesem Verknüpfungspunkt sichergestellt
(Wohl “Letztentscheidungsrecht” des NB dann)
Netzanschluss: Kostentragung
Wer trägt die Gesamtkosten zur Herstellung des Netzanschlusses?
Netzanschlusskosten trägt i.d.R. (!) der Anlagenbetreiber (§ 16 EEG)
Netzausbaukosten trägt der Netzbetreiber (§ 17 EEG)
Netzausbaukosten trägt der Netzbetreiber (§ 17 EEG)
Als Einrichtungen für den Netzausbau gelten: ?? (3)
im Eigentum des NB stehende Einrichtungen
in sein Eigentum übergehende Einrichtungen
für den Netzbetrieb notw. technische Einrichtungen
Was gehört zum Netz?
Formaler Aspekt: Eigentum
-> Im Eigentum des NB stehende Anschlussanlagen –> in das Eigentum des NB übergehende Anschlussanlagen
Betriebstechnischer/funktionaler Aspekt: Sämtliche für den Betrieb des Netzes notw. technische Einrichtungen
Auch unabhängig vom Eigentum an bestimmten Betriebsmitteln kann Netzzugehörigkeit bejaht werden, wenn bei funktionaler Betrachtungsweise dem Netz zuzuordnen.
Wahr/Falsch
Wahr
Was gehört zum Netz?
Ansätze für die Bestimmung der Betriebsnotwendigkeit:
U.a. BGH und Clearingstelle EEG: für die Zuordnung eines Betriebsmittels zum Netz oder zur Anschlussinfrastruktur ist entscheiden, ob?
der NB oder der AB die (tatsächliche) Verantwortung für die technischen Anlagen und Einrichtungen trägt
Was gehört zum Netz?
Praxisrelevante Grenzfälle:
Veränderungen an einem Leitungsmasten: Netzausbau
Einschleifen: Netzausbau auch dann, wenn AB davon profitiert (vgl. LG Mainz, Urt. v. 13.11.2006, Az. 4 O 286/05)
…
Was gehört zum Netz?
Praxisrelevante Grenzfälle:
Umspannstationen:
1) Ein Neubau gehört nicht zum Netz, warum?
2) Wie sieht es beim Ausbau aus?
1) Weil Neubau regelmäßig nur dem Anlagenbetreiber dient
2) Ausbau dient auch anderen Netznutzern
-> entsprechend liegt ein Netzausbau vor, wenn die bestehenden Umspannstation im Eigentum des NB steht
(womöglich ist Neubau aber gesamtwirts. günstiger)
Netzausbaupflicht
1) Allgemein besteht Netzausbaupflicht des Netzbetreibers, wenn?
2) Netzausbaupflicht besteht auf Verlangen des?
1) Andernfalls Abnahme, Übertragung und Verteilung des eingespeisten Strom nicht bzw. nicht vollständig sichergestellt werden kann. (z.B. Kapazitätsengpass)
2) AB (vgl. § 12 Abs. 1 EEG)
Netzausbaupflicht
Anspruch auf Netzausbau besteht auch ggü. NB von vorgelagerten Netzen mit einer Spannung bis 110 kV, wenn dies für Ableitung des Stroms erforderlich ist.
…
In welchem Ausmaß ist der Netzausbaupflicht nachzukommen?
Das Netz ist entsprechend dem “Stand der Technik” zu optimieren, zu verstärken und auszubauen
Wann entfällt die Netzausbaupflicht für den NB?
Bei wirtschaftlicher Unzumutbarkeit der Kostenlast, die der NB zu tragen hat
Netzausbaupflicht entfällt bei wirtschaftlicher Unzumutbarkeit der Kostenlast, die der NB zu tragen hat.
Wann ist die Grenze der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit erreicht?
Keine gesetzliche Regelung dazu.
Gesetzesbegründung zum EEG 2004: Kosten des Ausbaus überschreiten 25% der Kosten der Errichtung der Stromerzeugungsanlage
Bei Biomasse anderer Maßstab:
-> Clearingstelle EEG: Ausbau ist unzumutbar, wenn seine Kosten 12,5 % der erwartbaren kumulierten EEG-Förderung (20 Jahre) übersteigen (Votum 2008/14 vom 19.09.2008)
Technische Vorgaben nach § 10 Abs. 2 EEG
Was muss technischen Vorgaben genügen? (2)
Ausführung des Anschlusses
übrige für die Sicherheit des Netzes notw. Einrichtungen
Technische Vorgaben nach § 10 Abs. 2 EEG
Welche technischen Vorgaben sind zu beachten?
Die im Einzelfall notw. technischen Anforderungen des NB
§ 49 Abs. 1 Satz 1 EnWG: allg. anerkannte Regeln der Technik
-> Einhaltung wird vermutet, wenn VDE-Vorgaben beachtet werden
Technische Vorgaben nach § 9, § 100 Abs. 3a EEG 2023 (Abgrenzung: § 10b EEG 2023)
-> siehe slide 31!
…
Technische Vorgaben nach §9, §100 Abs. 3a EEG 2023 (Abgrenzung: § 10b EEG 2023)
1) Was gilt grds. bei EEG-/KWKG-Anlagen > 25kW?
2) Was gilt grds. bei EEG-/KWKG-Anlagen zwischen 7 und 25 kW?
1) Einrichtungen erforderlich, damit Fernsteuerbarkeit + Abrufung der Ist-Einspeisung über Smart-Meter-GW möglich sind
2) Einrichtungen erforderlich, damit Abrufung Ist-Einspeisung über Smart-Meter-GW möglich ist
(Nachrüstpflicht)
Redispatch 2.0
Vorgaben zu Einspeisemanagement und Redispatch 2.0 wurden bereits im Frühjahr 2019 neu gefasst, gültig seit ?(1)?
Umfassende Regelungn zu Einspeisemanagement (EEG- und KWK-Anlagen) und Redispatch (konventionelle Anlagen) jetzt in ?(2)?
Vorschriften im EEG zum Einspeisemanagement in den §§ 13, 14 EEG 2021 sind entfallen.
Einspeisevorgang für ?(3)? gilt grundsätzlich weiter, kann aber in Einzelfällen ?(4)? werden.
?(5)? für EE- und KWK-Anlagen bleibt im Wesentlichen bestehen
Stärkerer ?(6)? zwischen Netzbetreibern zur Planung der Prozesse vorgesehen
(1) 01.10.2021
(2) §§ 13 ff. EnWG
(3) EE/KWK
(4) moderat eingeschränkt
(5) Entschädigungsregelung
(6) Informationsaustausch
Nenne die Kernaspekte des Redispatch 2.0
Engpassmanagement erfolgt auf Basis von Plandaten, nicht auf Basis von Ist-Daten (beim Einspeiseman. -> Ist-Daten)
Welche Redispatch-Maßnahme umgesetzt wird, hängt von den damit verbundenen Kosten ab
(-> d.h. moderate Relativierung des Einspeisevorgangs für EE-/KWK-Anlagen)
NB müssen finanziellen Ausgleich an AB leisten sowie bilanziellen Ausgleich ggü. Bilanzkreisverantwortlichen (z.B. Direktvermarkter)
Unterscheidung:
-> Aufforderungsfall (Abregelung durch AB selbst)
-> Duldungsfall (Abregelung durch NB -> sofern Anlagen fernsteuerbar)
Was versteht man unter Redispatch?
Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen.
Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen.
Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt
(BNetzA)
Das Redispatch 2.0
-> siehe slide 34 (“in Reinform”) +35!
…
Redispatch 2.0 - Die Übergangslösung
Statt bilanziellem Ausgleich gibt es?
“finanzielle Kompensation”
(-> eig. befristet bis 31.05.2022, läuft aber bis heute weiter)
Abregelungsreihenfolge, die bis 28.07.2022 galt.
Neu seit 29.07.2022 (Neuregelung EU-rechtlich problematisch)
-> slide 36+37!
…
Redispatch 2.0
1) Regelungen werden maßgeblich konkretisiert durch?
2) Unverbindliche Ergänzungen der Regelungen durch?
1) Festlegungen der BNetzA (Festlegung zum: Mindestfaktor; bilanziellen Ausgleich; Netzbetreiberkoordinierung; Informationsbereitstellung)
2) BDEW-Vorschläge
Windenergie-an-Land-Strategie des BMWK: Grundlagen
-> slide 42
…
Ausbauziele Windenergie an Land
2030: ??
2035: ??
2030: 115 GW
ab 2035: bei 160 GW pro Jahr stabilisieren
Zubau auch bei Windenergie auf See -> Weiterer Ausbau auf?
70 GW
Förderung von Windenergieanlagen
Nenne einige wichtige Handlungsfelder
Beschleunigung & Vereinfachung des Genehmigungsverfahrens
Bestandsanlagen & Repowering
Flächensicherung erleichtern
Rahmen für PPAs verbessern
(…) -> slide 43
Geschäftsmodelle außerhalb der EEG flankieren
Ziel?
Geeignete Rahmenbedingungen für förderfreien Ausbau
Prüfung, wie Finanzierungsbed. für PPA über BMWK-Instrumente verbessert werden können
Prüfung der Rahmenbed. für ein ergänzendes Nebeneinander von geförderten und nicht geförderten Ausbaus
-> angestrebt: Im Kern marktgetriebener Ausbau
Prüfung einer EU-weiten Standardisierung einzelner PPA-Abschnitte
Bestandsanlagen erhalten und Repowering beschleunigen
Ziel?
Verstärktes Repowering von Altanlagen, dafür das Verfahren im Vergleich zum Verfahren bei Neuanlagen vereinfachen
Bestandsanlagen erhalten und Repowering beschleunigen
Ziel: Verstärktes Repowering von Altanlagen, dafür das Verfahren im Vergleich zum Verfahren bei Neuanlagen vereinfachen
Einführung einer ?(1)? bei den übrigen öffentlichen Belangen in § 16b BImSchG neben Arten- und Lärmschutz
?(2)? zu §45c BNatSchG, §16b BImSchG und zu Repowering in der EU-Notfall-VO
(1) Deltaprüfung
(2) Vollzugsleitfäden
Genehmigungsverfahren vereinfachen und beschleunigen
Ziel?
Reduzierung der Genehmigungsdauer um mind. 50%
Genehmigungsverfahren vereinfachen und beschleunigen
Ziel: Reduzierung der Genehmigungsdauer um mind. 50%
Reduzierung durch u.a. welche Maßnahmen? (4)
Prüfung der Wirksamkeit des neuen § 2 EEG 2023 (“Die Errichtung und der Betrieb von Anlagen (…) liegen im ÜBERRAGENDEN öffentlichen Interesse”)
Änderungen am BImSchG, u.a. Genehmigungsfristen einführen mitsamt Rechtsfolgen bei Überschreitung
Einführung von Zustimmungsfristen für Behörden
Im Natur- und Artenschutz u.a. Standardisierungen (z.B. der Erfassungsmethoden von Arten durch VO zum BNatSchG)
Flächensicherung erleichtern
Ziel?
Unkomplizierte und schnelle Sicherung von Grundstücken für WEA
Flächensicherung erleichtern mit dem Ziel einer unkomplizierten und schnellen Sicherung von Grundstücken für WEA
Welche Maßnahmen hierfür? (3)
Verbesserung Einsichtsrecht ins Grundbuch für Projektierer
Prüfung Duldungspflicht für Grundstückseigentümer (gegen Entschädigung)
Weitere Ansätze, die geprüft werden:
- Flurbereinigungsverfahren
- Pflicht öffentlicher Stellen, ungenutzte Flächen zur Verfügung zu stellen
Stromnetzausbau und Windenergieausbau besser aufeinander ausrichten mit welchem Ziel?
Ziel: Auch bei starkem Ausbau zügigen Netzanschluss von WEA ermöglichen
Stromnetzausbau und Windenergieausbau besser aufeinander ausrichten mit dem Ziel auch bei starkem Ausbau zügigen Netzanschluss von WEA zu ermöglichen.
Welche Maßnahmen vorgesehen? (3)
Maßgeblich: Neuen Rechtsrahmen (§ 14d EnWG) umsetzen
Ende 2024: Begleitendes Gutachten zum Branchendialog “Verteilernetze der Zukunft”
Weiterentwicklung und Realisierung neuer Ansätze zur Abstimmung WEA- und Stromnetzausbau
EEG-Vergütung für Wind an Land
Keine leistungsabhängige Vergütung, sondern?
gleicher Vergütungssatz für jede kWh
(Denn nicht so eine starke Kostendegression wie bei PV-Anlagen)
Transporte von Windenergieanlagenteilen und anderen großen und schweren Gütern erleichtern mit dem Ziel der? (2)
Verlagerung des Hauptverlaufs auf Wasserstraßen (GST nicht genehmigungspflichtig)
Vereinfachung und Beschleunigung des Genehmigungsprozesses für GST insgesamt
(Details siehe slide 49)
EEG-Vergütung für Wind an Land
Bis zum EEG 2014 gesetzlich festgelegte Vergütung:
Zunächst ?(1)? und später ?(2)?
Dauer der Anfangsvergütung abhängig von ?(3)?:
-> An windschwächeren Standorten ?(4)? Dauer der Anfangsvergütung als an windstarken Standorten
-> Vielzahl der Anlagen enthält aber Anfangsvergütung über gesamten Vergütungszeitraum von 20 Jahren
Bis zum EEG 2012 Bonus für ?(5)? und ?(6)?
(1) hohe Anfangsvergütung
(2) geringere Grundvergütung
(3) Referenzertrag
(4) längere
(5) Repowering
(6) Systemdienstleistungen (SDL-Bonus)
Windenergie an Land nach EEG 2014
Wie sieht Vergütung grob aus?
Anfangswert für mind. 5 Jahre: 8,9 ct/kWh
Grundwert (Höhe bei Inkrafttreten des EEG 2014): 4,95 ct/kWh
keine Boni
(Anfangswert und Grundwert jeweils mit vierteljährlichem Degressionsfaktor von 0,4% ab 01.01.2016)
Windenergie an Land - Ermittlung der Höhe der Marktprämie über Ausschreibungen
–> Über Ausschreibungen wird was ermittelt?
Der anzulegende Wert (siehe slide 54)
Grundlegende Funktionsweise von Ausschreibungen
BNetzA schreib aus (Windenergie 4 x jährlich)
Anlagenbetreiber bietet Gebotsmenge (kW) und Gebotswert (ct/kWh)
Anlagenbetreiber erhält Zuschlag und nach Inbetriebnahme der Anlage Förderung entsprechend der “gleitenden” Marktprämie durch Netzbetreiber
…
Ausschreibungen für Wind an Land
Anforderungen an die Gebote? (2)
BImSchG-Genehmigung muss vorliegen
Gebotshöchstwert darf nicht überschritte werden
-> Dieser Höchstwert bezieht sich auf den Referenzstandort nach Nummer 4 zur Anlage 2 zum EEG 2023 (“100%-Standort”)
Ausschreibungen für Wind an Land
Die tatsächliche Förderung ergibt sich durch den anzulegenden Wert, welcher wie berechnet wird?
anzulegender Wert
Zuschlagswert (bezogen auf den Referenzstandort; mit dem Ausschreibung gewonnen quasi)
x
Korrekturfaktor (abh. vom Gütefaktor)
-> Gütefaktor = Standortertrag/Referenzertrag (in %)
-> Korrekturfaktor liegt also bei schlechteren Standorten darüber und bei besseren darunter
(Bsp. slide 57)
Ausschreibungen für Wind an Land (EEG 2021)
-> Gütefaktor siehe slide 57
…
Finanzielle Förderung Windenergie an Land (§36h EEG 2023)
Ausschreibungen Windenergie an Land
Neuer Gütefaktor im EEG 2023 wird aufgenommen.
Gütefaktor von weniger als 60% gilt allerdings nur für welche WEA?
WEA in der Südregion
(siehe slide 58)
Ausschreibungen für Wind an Land
Betreiber hat Gütefaktor vorher nachzuweisen (auf Basis von Windgutachten).
Nach den ersten 5 Jahren wird geprüft, welcher Gütefaktor tatsächlich vorlag.
Was passiert, wenn tatsächlicher Gütefaktor/Standortertrag nicht mit vorab durch Windgutachten angegebenem Gütefaktor übereinstimmt?
Falls tatsächlicher Gütefaktor höher: rückwirkend zu viel erhaltene Vergütung zurückzuzahlen mit 4% Zins/Jahr
Falls tatsächlicher Gütefaktor niedriger:
Erhalt einer Rück- bzw. Auszahlung, aber unverzinst (!)
Ausschreibungen Wind (an Land)
Ausschreibungsvolumen, Gebotsvolumen, Anzahl Gebote, Zuschlagswert, Gebotswert etc.
slide 59
…
Technische Vorgaben nach § 9 VIII EEG 2023
Bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung -> slide 60
…
Finanzielle Beteiligung von Kommunen an EE-Anlagen
1) Hintergrund/Notwendigkeit?
2) Umsetzung in?
3) Wesentliche Inhalte? (2)
4) Regelung gilt nur für?
1) Sinkende Akzeptanz von WEA, aber auch großen PV-Anlagen
2) § 6 EEG 2021/2023
3)
Freiwillige Zahlung der AB an “betroffene” Gemeinden i.H.v. 0,2 ct/kWh (fiktiv) eingespeisten Stroms (geringere Zuwendungen möglich)
Geltung für geförderte WEA ab 750 kW und für Solar-Freiflächenanlagen
4) Neuanlagen
-> bei Anlagen in Ausschreibung mit Zuschlag ab dem 01.01.2021
-> bei Anlagen außerhalb der AUsschreibung (“PPA-Anlagen) mit Inbetriebnahme ab 01.01.2021
Finanzielle Beteiligung von Kommunen an EE-Anlagen
Welche Gemeinden sind “betroffen” bei:
1) WEA?
2) bei Solaranlagen?
1) Gemeinden mit Gemeindegebiet, das sich zumindest teilweise innerhalb eines um die Anlage gelegenen Umkreises von 2.500 Metern befindet
2) Gemeinden, auf deren Gebiet sich die Freiflächenanlage befindet
Finanzielle Beteiligung von Kommunen an EE-Anlagen
Was passiert, wenn bei WEA mehrere Gemeinden “betroffen” sind (also mehrere Gemeinden sich zumindest teilweise in einem um die Anlage gelegenen Umkreis von 2500m befinden)?
die Höhe der angebotenen Zahlung wird pro Gemeinde anhand des Anteils ihres jeweiligen Gemeindegebiets an der Fläche des Umkreises aufgeteilt
Finanzielle Beteiligung von Kommunen an EE-Anlagen
Ausschluss der Strafbarkeit nach §§ 331 ff. StGB, wenn Zahlung ohne Gegenleistung erfolgt
…
Finanzielle Beteiligung von Kommunen an EE-Anlagen
1) Wie erfolgt die Abwicklung zwischen AB und Kommune?
2) Kann die Gemeinde über den Betrag frei verfügen?
1) Abwicklung über schriftlichen (Schenkungs-) Vertrag
2) Ja -> keine Zweckbindung!
Finanzielle Beteiligung von Kommunen an EE-Anlagen
Bedeutung für Netzbetreiber:
1) Anlagenbetreiber hat gegen Netzbetreiber Anspruch auf?
2) Anspruch kann Anlagenbetreiber mit was geltend machen?
1) Erstattung des an die Gemeinde geleisteten Betrags
–> WENN Anlage einen Anspruch auf Förderung nach dem EEG hat
2) Jahresendabrechnung zum 28.02. für die im Vorjahr geleisteten Beträge
Finanzielle Beteiligung von Kommunen an EE-Anlagen
Änderungen mit Sommernovelle (§ 6 EEG 2023):
Windenergie, wenn Leistung über ?(1)?
Windenergie auch bei ?(2)?
-> Zuwendungen damit auch bei ?(3)? möglich
Allen Gemeinden ?(4)? eine Zuwendung angeboten werden
Bei Freiflächenanlagen dürfen Kommunen Vertragsabschluss davon abhängig machen, dass Betreiber Konzept vorlegt, das ?(5)? entspricht
Ausdrückliche Erweiterung auf ?(6)?
(1) 1 MW
(2) PPA-Anlagen
(3) sonstiger Direktvermarktung
(4) muss
(5) fachlichen Kriterien für die naturschutzverträgliche Gestaltung von FFA
(6) Bestandsanlagen
Einzelheiten zur Bürgerenergie (§ 3 Nr. 15, § 22b EEG 2023)
Definition einer Bürgerenergiegesellschaft (§ 3 Nr. 15 EEG 2023)?
Genossenschaft oder Gesellschaft mit einer Mindestbeteiligung von 50 natürlichen Personen.
-> 75% der Stimmanteile müssen ortsansässig sein*
-> übrige Stimmanteile liegen bei Kleinstunternehmen, KMU oder Gebietskörperschaften sowie deren rechtsfähigen Zusammenschlüssen
(*d.h. gemeldeter Wohnsitz in PLZ-Gebiet, das sich zumindest teilweise im Umkreis von 50km zur Anlage befindet (analog Regionalnachweis))
(bei EEG 2021 nur 10 natürliche Personen und nur Gesellschaft nicht Genossenschaft)
Einzelheiten zur Bürgerenergie (§ 3 Nr. 15, § 22b EEG 2023)
Ausnahme von der Ausschreibungspflicht, wenn:
Mitteilung an ?(1)? darüber erfolgte, dass Anlage durch BEG betrieben werden soll
Die BEG, die stimmenberechtigten Mitglieder sowie die mit der BEG und den stimmberechtigten Mitgliedern verbundenen Unternehmen in den ?(2)? vor und nach Mitteilung an die BNetzA (darüber dass Anlagen von BEG betrieben werden) keine WEA bzw. Solaranlage desselben Segments in Betrieb genommen haben.
(1) BNetzA
(2) 3 Jahren
Due Diligence von Windprojekten
?(1)? Analyse des ?(2)? eines Projekts, z.B. Windpark mit x WEA oder Anteile an einer Windpark-Gesellschaft (Projektgesellschaft/SPV) im Auftrag des Käufers oder (seltener) des Verkäufers
Dabei ?(3)?, ?(4)? und ?(5)? Untersuchung: Ist der Kaufgegenstand seinen Preis wert? Was muss nachgebessert werden? Sollte man vom Kauf absehen? Soll man den Preis mindern oder Garantien verlangen?
Häufig ?(6)? für Prüfergebnisse:
-> grün: Regelung o.k.
-> gelb: Achtung, könnte sich schlecht entwickeln
-> rot: Klärungsbedarf einer Frage gegeben, ggf. Abstand nehmen vom Geschäft
(1) Transaktionsbegleitende
(2) status quo
(3) technische
(4) wirtschaftliche
(5) rechtliche
(6) Ampelsystem
Typische Vertragsstrukturen eines WEA-Projekts
-> siehe slide 69!
…
Due Diligence
Nenne typische Probleme!
Datenräume für Due Diligence sind regelmäßig unvollständig und werden erst auf Anforderung des Käufers nach und nach mit dem notwendigen Inhalt befüllt
-> Folge: lange Due Diligence Prozesse und umfangreiche Fragenkataloge der Käufer
Häufig können Erkenntnisse aus Due Diligence nicht durch Garantien abgedeckt werden, sondern erfordern die Anpassung bestehender Verträge
(Gefahren hinsichtlich Bewertung der) Wirtschaftlichkeit von Windprojekten:
Verwirrung durch die berücksichtigten Überschreitungswahrscheinlichkeiten P50/P75; Windgutachten nur Anhaltswerte ohne Berücksichtigung aller Risiken (Vergangenheitsorientiert, technische Anlagenverfügbarkeit, Vereisung, Einspeiseverluste, Abschaltung, Abschattung durch noch nicht konkretisierte WEA sowie Unsicherheiten bei Ableitung Windgeschwindigkeit und Leistungskennlinien)
Verschleierung wahrer Renditekennzahlen durch Ausweisung von Zwischenergebnissen (Gewerbesteuer zwar berücksichtigt, aber nicht die auf Ebene des Gesellschafters anfallende Körperschaftssteuer / Einkommensteuer je nach Investor)
Fehlende Berücksichtigung weiterer steuerlicher Gesichtspunkte
Fehlende Berücksichtigung bzw. nicht realitätsnahe modelltechnische Abbildung
-> von zusätzlichem Kapitalbedarf, bspw. für Rückbau, Working Capital sowie der konkreten Zahlungszeitpunkte
Berechnungszeitraum 20 oder 25 Jahre
…
Neue Gewichtung der Offshore-Windenergie seit 2021
Wie im EEG wird auch im WindSeeG explizit ein starkes Gewicht festgeschrieben:
“Die Errichtung von Windenergieanlagen auf See und Offshore-Anbindungsleitungen liegt im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit.”
Verankerung als “Leitbild” in §1 WindSeeG sowie an vers. Stellen als Abwägungsmaxime bei konkreten Vorgängen des Planungs- und Zulassungsprozesses
Erhöht was?
Die Durchsetzungskraft ggü. anderen Belangen und Nutzungen ganz erheblich!
-> Dies dürfte den Ausbau in der vorgesehenen Größenordnung überhaupt erst ermöglichen
Das Herzstück: Einführung eines zusätzlichen Ausschreibungsdesigns
“Das CfD-Modell”
-> Ausschreibung zentral voruntersuchter Flächen
“Das PPA-Modell”
-> Ausschreibung nicht zentral voruntersuchter-Flächen
Ab 2027 ?(1)? Aufteilung, d.h. bis dahin ist deutlich mehr in der ?(2)?-Säule zu erwarten
Losgröße grundsätzlich ?(3)?
(1) hälftige
(2) PPA
(3) 1 bis 2 GW
Ausschreibungsdesign
Beschreibe “Das CfD-Modell”! (5)
Ausschreibung zentral (durch Bundesbehörde) voruntersuchter Flächen
Auswahl anhand eines Gebotswerts, der als CfD ausgestaltet ist (also Markprämie bei Strompreis unter Gebotswert, Zahlung bei Strompreis über Gebotspreis)
Nur Direktvermarktung zulässig (20 Jahre)
Netzanbindung wird wie bisher gestellt
Wegen der erfolgten Voruntersuchung “soll” ein Plangenehmigungsverfahren durchgeführt werden
Ausschreibungsdesign
Beschreibe “Das PPA-Modell”! (5)
Ausschreibung nicht zentral voruntersuchter Flächen
(bei CfD-Modell dagegen zentral voruntersucht)
Auswahl anhand eines unspezifischen Gebots (Geld) und 4 qualitativen Kriterien (Projektbeschreibung)
Nur sonstige Direktvermarktung, also keine Marktprämie
Netzanbindung wird wie bisher gestellt
Da die Fläche vom Bezuschlagten in Gänze zu untersuchen ist (“wie früher”) wird am Planfeststellungsverfahren festgehalten
