8. Fallstudie III: Das EEG 2017

Angelehnt an die Gesetzgebungsprozesse in der Europäischen Union sollte dabei ein Verfahren der aufeinander aufbauenden Veröffentlichung von „Grünbuch“ und „Weißbuch“ gewählt werden. Demnach sollte das Grünbuch auf Grundlage verschiedener Studien Handlungsoptionen benennen und deren Vor- und Nachteile zur Diskussion stellen. Eine darauffolgende öffentliche Konsultation sollte schließlich in einem „Weißbuch“ enden, in dem die Bundesregierung konkrete Maßnahmen vorzuschlagen gedachte. Die Umsetzung dieses Prozesses war für den Zeitraum 11/2014 bis 9/2015 vorgesehen, die eigentliche Novellierung des EnWG dann im Anschluss erfolgen (BMWi 2014 g, S. 6).

Der DIHK wies zugleich auf die Gefahr verfälschter Ergebnisse in den ersten Ausschreibungsrunden hin: „Auf dem PV-Freiflächenmarkt hat in den letzten Jahren ein Einbruch stattgefunden. Daher handelt es sich bei realisierten Projekten häufig um günstig erworbene vorentwickelte Projekte. Dieser Effekt wird sich im Rahmen der Ausschreibungen niederschlagen. Der DIHK unterstützt daher, dass in den ersten beiden Runden das Verfahren „Pay-as-Bid“ zum Einsatz kommen soll, um Mitnahmeeffekte zu minimieren. Es sollte zudem – sofern sich die Bundesregierung nicht dazu entschließt den Höchstpreis gegenüber dem Entwurf generell zu senken – zumindest für die ersten Runden über einen niedrigeren Höchstpreis nachgedacht werden. Im Zuge der Evaluation der Pilotausschreibungen sollte dem Fakt Rechnung getragen werden, dass die erste(n) Runde(n) voraussichtlich aus vorentwickelten Projekten bestritten wird/werden und daher möglicherweise anders zu bewerten sind“ (DIHK 2014a, S. 2–3).

„Ein Nachteil liegt darin, dass für Projektierer mit Ackerflächen ein doppeltes Risiko besteht. Selbst wenn ihre Anlage gemäß der Merit-Order aller teilnehmenden Anlagen einen Zuschlag bekommen würde, ist es möglich, dass sie aufgrund der Mengenbegrenzung auf Ackerflächen aussortiert wird. Dies macht die Teilnahme von Bürgerenergieanlagen im Ackerflächen-Segment faktisch unmöglich, da dieses Zusatzrisiko nur große Akteure mit umfassenden Portfolien tragen können, die das Risiko eines Scheiterns leichter über andere Geschäftsaktivitäten streuen können. Ein weiterer Nachteil ist darin zu sehen, dass die Mengenbegrenzung dazu führt, dass im Ausschreibungsmodus des Uniform-Pricing die günstigeren Ackerflächen keinen positiven Einfluss auf die Kosten haben können, da hier die teuerste Anlage den Preis setzt. Schließlich beinhaltet die Limitierung benachteiligter Standorte, das Risiko dass vorrangig im Vergleich deutlich höherwertigere landwirtschaftliche Flächen auf Verkehrsrandflächen genutzt werden“ (BEE 2015a, S. 4–5).

„Da der Wille der EU-Kommission von der Bundesregierung regelmäßig als wesentliche Ursache für die Einführung von Ausschreibungen angeführt wird, ist nicht erkenntlich, mit welcher Begründung die Umsetzung in Deutschland über die Forderungen der europäischen Leitlinien hinausgehen sollte“ (BEE 2015a, S. 7).

Die rechtliche Normierung benachteiligter Gebiete entstammt der Richtlinie 86/465/EWG.

So bezeichnete der VKU die Flächenverfügbarkeit als „zentralen Erfolgsfaktor für ein kosteneffizientes Ausschreibungsverfahren“ (VKU 28.01.2015). Hierzu erklärte Hans-Joachim Reck, Hauptgeschäftsführer des VKU: „Beschränkungen der Fläche führen zu einer Verknappung und damit zu steigenden Grundstückspreisen, die die Gesamtkosten der Stromproduktion in die Höhe treiben. Vor diesem Hintergrund spricht sich der VKU als Spitzenverband der kommunalen Wirtschaft für einen Wegfall der im derzeitigen Entwurf fortbestehenden Flächenbeschränkungen aus. Es sollte den Kommunen vor Ort obliegen, im Rahmen der Bauleitplanung die verschiedenen Belange angemessen in einen räumlichen Ausgleich zu bringen“ (ebd.).

„Durch die im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2010 eingeführte Flächenrestriktion wurde die Förderfähigkeit von Photovoltaik-Freiflächenanlagen auf Randstreifen von Autobahnen und Schienenbahnen beziehungsweise Konversionsflächen beschränkt. Der BDEW hatte sich mit dem Ziel der Wettbewerbsintensivierung und der Steigerung der Fördereffizienz für eine Aufhebung dieser Flächenrestriktionen ausgesprochen. Mit der jetzigen Verordnung erfolgt jedoch nur eine geringfügige Ausweitung der Flächen, die für die Auktion zur Verfügung stehen. Diese kommt zudem aus Sicht des BDEW im Jahr 2016 zu spät und ist auch inhaltlich nicht ausreichend, um nachhaltig die für eine erfolgreiche Auktion erforderliche Wettbewerbsintensität zu gewährleisten“ (BDEW 28.02.2015).

„Das zentrale Ausschreibungssystem ist dadurch charakterisiert, dass mehrere Akteure um eine vom Staat zentral bestimmte und vorentwickelte OWP-Fläche konkurrieren („Intra-Flächen-Wettbewerb“). Die Vorentwicklung für den OWP wird durch eine zentral koordinierende öffentliche Stelle (z. B. BSH) im Vorfeld zur eigentlichen Ausschreibung durchgeführt bzw. es werden Gutachten in Auftrag gegeben. Nach der Vorentwicklung, die einer erweiterten strategischen Umweltprüfung (SUPplus) entspricht, erfolgt die Ausschreibung des OWP, in deren Anschluss der Gewinner der Ausschreibung das Planfeststellungs- und Freigabeverfahren initiiert. Dieser Verfahrensschritt ist deutlich kürzer als im aktuellen Verfahren, da zahlreiche Untersuchungen bereits in der SUPplus durchgeführt werden. Die Entwicklung und Umsetzung des Netzanschlusses kann in diesem System mit dem OWP zeitlich synchronisiert werden. Das Vorhaben des Netzanschlusses wird wie bereits heute durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) getragen“ (Ecofys 2015, S. 8).

„Das Ausschreibungssystem O-NEP+ baut im Wesentlichen auf dem heutigen System auf. Mehrere privatwirtschaftlich bis zur Genehmigung vorentwickelte OWP-Flächen konkurrieren um einen Förderanspruch („Inter-Flächen-Wettbewerb“). Der Netzanschluss würde in diesem Modell nach den Kriterien und dem Zeitplan des O-NEP entwickelt und bildet die Voraussetzung für die Teilnahme an der Ausschreibung. An der Ausschreibung können alle Akteure mit einem genehmigten OWP-Projekt teilnehmen, welches in einem Gebiet mit ausreichender, bereits durch den ÜNB vergebener Netzanschlusskapazität liegt“ (ebd.)

Weiter heißt es: „Nach der Abschaffung der physischen Wälzung durch die Ausgleichsmechanismusverordnung 2009/10, nach der Einführung der optionalen Marktprämie durch das EEG 2012 und der verpflichtenden Direktvermarktung durch das EEG 2014, ist die Umstellung der Förderung auf Ausschreibungen der nächste und konsequente Schritt für mehr Marktnähe und Wettbewerb im EEG“ (BMWi 2015a, S. 1).

Wörtlich heißt es im Eckpunktpapier hierzu: „Erneuerbare-Energien-Anlagen in der Direktvermarktung sind gut in den Strommarkt integriert. Sie übernehmen bereits heute dieselbe Verantwortung bei der Vermarktung von Strom wie konventionelle Kraftwerke. Das EEG 2014 verpflichtet Neuanlagen zur Direktvermarktung ihres Stroms. Anders als unter der festen Einspeisevergütung haben Erzeuger von erneuerbarem Strom über die gleitende Marktprämie Anreize, auf die schwankenden Marktpreise zu reagieren. Außerdem müssen sie die Bilanzkreispflichten einhalten. Dies bedeutet unter anderem, dass die Vermarkter von Strom aus erneuerbaren Energien genauso wie die Vermarkter von Strom aus konventionellen Anlagen bei Abweichungen von der gemeldeten und verkauften Strommenge Ausgleichsenergie am Markt beschaffen müssen“ (BMWi 2015a, S. 5).

Zur besonderen Situation der Offshore-Windenergie in der deutschen Ostsee erklärte das Ministerium: „Einige Projektierer und Planer haben entweder bereits eine Genehmigung für einen Offshore-Windpark oder ihre Planung ist weit vorangeschritten. Sie erhalten im Rahmen einer gesonderten Ausschreibung die Chance auf einen Zuschlag, um ihre Anlagen zwischen 2021 und 2023 zu errichten. Die Projektierer und Planer treten in einem wettbewerblichen Verfahren gegeneinander an. Weitere Details zum Verfahren der Ausschreibung werden in den nächsten Monaten erarbeitet“ (BMWi 2015a, S. 15).

Hier argumentierte das BMWi, dass Eigenverbrauch den Wettbewerb im Rahmen einer Ausschreibung stark verzerren würde. Wörtlich erklärte das Ministerium: „Im Gegensatz zu Photovoltaik-Freiflächenanlagen spielt der Eigenverbrauch bei Photovoltaikanlagen auf Gebäuden eine große Rolle. Der finanzielle Vorteil aus dem Eigenverbrauch kann dazu führen, dass vorrangig Anlagen mit hohen Eigenverbrauchsanteilen und nicht die kosteneffizientesten Anlagen bezuschlagt werden. Bieter würden dann die finanziellen Vorteile aus dem Eigenverbrauch in ihr Gebot für die Vergütung des eingespeisten Stroms einkalkulieren. Aus diesem Grund wurde in der Freiflächenausschreibungsverordnung festgelegt, dass ein Förderanspruch nur dann besteht, wenn die produzierte Strommenge vollständig eingespeist und nicht (auch nicht teilweise) selbst verbraucht wird. Diese Regelung muss zur Herstellung gleicher Gebotsbedingungen deshalb auch auf die Ausschreibung für große Photovoltaikanlagen auf Gebäuden übertragen werden. Nur hierdurch können vergleichbare Gebote innerhalb der Ausschreibung in einem fairen Wettbewerb zueinander stehen“ (BMWi 2015a, S. 19–20).

„E.ON begrüßt den im Koalitionsvertrag eingeschlagenen Weg der Bundesregierung, die Erneuerbaren-Förderung in ein Ausschreibungssystem zu überführen sowie die angekündigte schrittweise europaweite Öffnung der Ausschreibungen“ (EON SE 2015, S. 3).

Auch dem BEE erschien „die Ausgangslage bei der Windenergie deutlich komplexer als bei den Photovoltaik-Freiflächenanlagen, zumal bei letzteren die Neuinstallationen in den letzten Jahren in Folge hoher Degressionssätze deutlich zurückgegangen waren. Bei der Windenergie hingegen gab es einen erfolgreichen Zubau, den es fortzusetzen gilt, damit die Klima- und Erneuerbaren-Energien-Ziele erreicht werden können“ (BEE 2015a, S. 4).

„Bei der Ausarbeitung der Handlungsempfehlungen hat sich der BDEW von den Zielen der Kosteneffizienz, der Mengensteuerung und der Akteursvielfalt leiten lassen. Insbesondere das Letztgenannte hat in den vergangenen Monaten intensive Diskussionen hervorgerufen. Auch innerhalb des Verbandes besteht hier eine große Meinungsvielfalt. Dabei eint die Mitglieder des BDEW die Ablehnung von wettbewerbsverzerrenden Ausnahmeregelungen“ (BDEW 2015, S. 5).

„NATURSTROM hält eine enge Anlehnung des Ausschreibungsdesigns an das bestehende EEG für unverzichtbar. Insofern ist die Wahl der gleitenden Marktprämie als Gegenstand der Ausschreibung folgerichtig. Eine Förderung von Kapazitäten oder eine Ausschreibung von ex-ante Fixprämien lehnen wir ab. Sie brächte in einen ohnehin verunsicherten Markt weitere Risiken für die Branche“ (Naturstrom AG 2015, S. 6).

„Der BWE unterstützt den Vorschlag, die im EEG 2014 definierte gleitende Marktprämie als Gegenstand zukünftiger Ausschreibungen festzulegen. […] Der BWE unterstützt den Vorschlag des BMWi, dass Teilnehmer an Ausschreibungen die Menge der zu installierenden Leistung (MW) benennen und für den Erhalt einer Förderberechtigung auf einen anzulegenden Wert im Sinne des bisherigen § 23 Abs. 1 Satz 2 EEG 2014 bieten“ (BWE 2015, S. 6).

„[D]ie Empfehlung der „Eckpunkte“, jedem bezuschlagten Projekt den jeweils gebotenen Preis zu zahlen („Pay as Bid“), hält Greenpeace Energy für sachgerecht.“ (Greenpeace Energy 2015, S. 6).

„Generell sollten für Ausschreibungen, aber auch für die europäische Öffnung möglichst einfache und transparente Verfahren vorgesehen werden. Dies gilt auch für das Zuschlagsverfahren, wofür generell der Markträumungspreis ausschlaggebend sein sollte. Neben Vorteilen für kleine Akteure, reduziert „uniform pricing“ erheblich den administrativen Aufwand für die Netzbetreiber. Schon heute sind von diesen fast 5.000 EEG-Vergütungskategorien zu verwalten, was insgesamt einen dreistelligen Millionenbetrag kostet. Würde – wie im Eckpunktepapier vorgeschlagen – das Gebotspreisverfahren angewendet, bekäme jede einzelne Anlage ihren individuellen Fördersatz, so dass der administrative Aufwand weiter massiv ansteigen würde. Des Weiteren sollten sich nach der Auktion alle Folgeregelungen (z. B. Realisierung, Pönalen, Prüfung der Förderberechtigung) möglichst eng an der bereits bestehenden Verordnung zu Ausschreibung von PV-Freiflächen orientieren“ (EON SE 2015, S. 4).

Eine Einschränkung machte EON für den Bereich der Wasserkraft. Dort solle die Übertragbarkeit aufgrund der Konzessionsstruktur auf Projekte desselben Bieters beschränkt sein.

„Eine Übertragbarkeit der Förderberechtigung von einem Projekt auf ein anderes Projekt ist für VDMA Power Systems, wie in den Eckpunkten und von den Beratern des BMWi vorgeschlagen, auszuschließen. Der Handel mit Projekten soll weiterhin jederzeit möglich sein“ (VDMA 2015, S. 6).

„Diskussionen gab es in der Vergangenheit zu der Frage, ob im Rahmen von Auktionen erteilte Zuschläge auf andere Projekte übertragen werden dürfen. Im Ergebnis ist der Verband nach intensiver Diskussion mehrheitlich zu der Überzeugung gelangt, dass im Segment der Windkraft die zu erwartenden negativen Effekte der Übertragbarkeit die positiven Effekte überwiegen. Daher lautet die Empfehlung, von einer Übertragbarkeit von Zuschlägen auf andere Projekte in diesem Segment abzusehen“ (BDEW 2015, S. 7).

Insbesondere befürwortete der BWE die BImSch-Genehmigung als materielle Teilnahmevoraussetzung. In der Einforderung eines Bid-Bonds in Höhe von 30 Euro pro kWp sah der Verband hingegen keinen Mehrwert, lehnte diesen aber auch nicht rigoros ab (BWE 2015, S. 5).

„Die BImSchG-Genehmigung ist wie in den Eckpunkten vorgeschlagen als materielle Präqualifikation für die Teilnahme an Ausschreibungen festzulegen. Der vorgeschlagene „Bid-Bond“ in Höhe von 30.000 Euro pro Megawatt, der bei Gebotsabgabe zusätzlich zur materiellen Präqualifikation (BImSchG-Genehmigung) vorzulegen ist, erscheint angemessen“ (VDMA 2015, S. 6).

„Um einem Ausbau der Windenergie auch in Zukunft in ganz Deutschland zu ermöglichen, muss ein Ausschreibungssystem aus Sicht von EnBW faire Bieterchancen für effiziente Bieter an bundesweit allen geeigneten Standorten sicherstellen. Hierbei muss berücksichtigt werden, dass Stromgestehungskosten an Windenergie-Standorten in erheblichem Umfang vom örtlichen Winddargebot abhängen; so quantifiziert das IE Leipzig beispielsweise Unterschiede von über 30 % zwischen einem Standort mit 70 % (typischer Binnenstandort) gegenüber einem Standort mit 130 % Winddargebot (typischer Küstenstandort) gegenüber dem Referenzertrag. Aufgrund des kompetitiven Ansatzes von Ausschreibungsmodellen entsteht hier ohne Gegenmaßnahmen ein erhebliches Ungleichgewicht. Die Maßnahmen im bisherigen System waren bisher ausreichend, den Zubau deutschlandweit zu ermöglichen. Schlechtere Standorte hatten zwar eine niedrigere Rentabilität, konnten jedoch im Vertrauen darauf entwickelt werden, dass eine Vergütung gesichert war. In einem Ausschreibungssystem hingegen werden deutschlandweit Standorte (Küstenstandorte, Binnenlandstandorte) und Akteure gegeneinander in den Wettbewerb treten. Ein Ausschreibungssystem, das diesem Umstand nicht oder nur unzureichend Rechnung trägt, führt zu Wettbewerbsbenachteiligungen und –verzerrungen und würde den deutschlandweiten Ausbau der Windenergie an Land auf einzelne Regionen fokussieren bzw. in anderen Regionen gefährden. In diesen Regionen könnte die Akzeptanz für Windenergie erheblich beeinträchtigt werden, während in anderen Regionen, in denen Zubau von Windenergie möglich und gewollt ist, ein faktischer Ausbaustopp stattfinden würde, da für diese Regionen keine Förderberechtigungen gewonnen werden können“ (ENBW AG 2015, S. 3).

„Die Definitionen der einzelnen Zubaubereiche ergeben sich aus den Zubauzahlen der vergangenen Jahre. Danach ist der Zubaubereich I mit insgesamt 2.893 zugebauten Windenergieanlagen zwischen 2012 und 2014 der mit Abstand größte Bereich. Im Zubaubereich II wurden im gleichen Zeitraum lediglich 633 Windenergieanlagen und im Zubaubereich III nur 140 Windenergieanlagen errichtet. Der Zubaubereich III wird nach Einschätzung des BWE ab dem Jahr 2020 durch dann notwendige Repoweringmaßnahmen wieder an Bedeutung gewinnen“ (BWE 2015, S. 26).

„Bisher wurden die Standorte für zu genehmigende Windparkcluster und einzelne Windparks vor allem durch Anträge der unterschiedlichen Vorhabenträger vorfestgelegt. In der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) sind die Instrumente der Raumordnung nicht im Sinne einer vorausschauenden Gesamtplanung angewendet worden. So hat die Festlegung besonderer Eignungsgebiete für Windkraftanlagen durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) anfänglich keine steuernde Wirkung entfaltet, da keine Ausschlusswirkung für andere Standorte erreicht wurde. Zahlreiche Genehmigungen für Offshore-Windparks wurden bereits erteilt, ohne dass diese Teil einer sinnvollen Systemlösung waren. Einzelne Projekte an naturschutzfachlich kritischen Standorten wurden genehmigt, ohne die Vorgaben der Fauna-Flora Habitat-Richtlinie und der EU- Vogelschutzrichtlinie hinreichend zu berücksichtigen“ (NABU 2015, S. 3).

Fast wortgleich äußerte sich der VKU: „Eine Übertragbarkeit würde es Bietern erlauben, Vergütungsrechte für andere Investoren, die nicht selbst an Ausschreibungen teilnehmen möchten, zu ersteigern. In den Diskussionsrunden, die das BMWi zum Thema Dach-PV durchgeführt hat, haben viele Teilnehmer die Einschätzung geäußert, dass sich mittelständische Unternehmen nicht am Ausschreibungsmodell beteiligen werden. Diesen Bedenken sollte dadurch Rechnung getragen werden, dass ein Erwerb von Vergütungsrechten über Intermediäre zugelassen wird. Hersteller oder Installateure von kleinen PV-Anlagen wären in der Lage, Kontingente an Förderberechtigungen zu ersteigern und ihren Kunden auf diesem Wege zur PV-Anlage die passende Vergütung anzubieten“ (VKU 2015a, S. 7).

„[D]em BSW-Solar [sind] die Effekte bewusst, die mit der Berücksichtigung der Option PV-Eigenverbrauch bei den anstehenden Auktionen verbunden wären. Die Anlagenbetreiber böten nicht auf Basis ihrer Vollkosten, da sie die finanziellen Vorteile des Eigenverbrauchs bei der Angebotserstellung einkalkulieren. Die erforderliche Vergütung für den eingespeisten Überschussstrom und damit das Gebot liegt damit niedriger als die spezifischen Vollkosten (BSW 2015, S. 5).

Hierzu führte der BSW wie folgt aus: „Eine belastbare Aussage darüber, ob die Ausschreibungen zum politisch gewünschten Photovoltaik-Zubau führen, ist zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht möglich. Die sehr niedrigen Gebote lassen zumindest ernsthafte Zweifel daran aufkommen, dass ein Großteil der bezuschlagten Projekte tatsächlich realisiert wird. Dem Vernehmen nach wurden von einigen Investoren während der Realisierungszeit Preisentwicklungen unterstellt, die u. U. im weiteren Marktverlauf kaum realisierbar sind und zum Beispiel ein Auslaufen der Mindestimportpreise voraussetzen, über das erst in einigen Monaten in Brüssel entschieden wird. Vor diesem Hintergrund ist es gegenwärtig eigentlich noch zu früh, über eine Fortsetzung des Ausschreibungsmodells für große ebenerdig errichtete Solarparks zu befinden. Um das hohe Risiko einer zu geringeren Realisierungsrate zu mindern, sollte für Solarparks in jedem Fall das Ausschreibungsvolumen deutlich erhöht werden“ (BSW 2015, S. 3).

„Wir sprechen uns dafür aus, die Vorschläge des Eckpunktepapiers zur Biomasse auf den Bereich Wasserkraft zu übertragen“ (ENBW AG 2015, S. 9).

„Zu hinterfragen ist die Entscheidung des BMWi, im Segment der Wasserkraftanlagen keine Auktionen durchzuführen. Die in den Eckpunkten vertretene Auffassung, dass hierfür nicht genügend Wettbewerb bestehe, ist für den BDEW nicht nachvollziehbar. Der Verband unterbreitet daher in seinen Handlungsempfehlungen auch Vorschläge zur konkreten Ausgestaltung von Auktionen für Wasserkraftanlagen“ (BDEW 2015, S. 6).

Eine gute Zusammenfassung der dahinter stehenden Problematik liefert das Fachmagazin Sonne, Wind & Wärme (Buddensiek 2015, S. 8): „Das Referenzertragsmodell ist die Basis für die Preisfindung, die über den Erfolg eines Bieters in der Auktion entscheidet. Es hat sicher aber herausgestellt, dass der Referenzstandort weder repräsentativ noch zeitgemäß ist, vor allen wenn man das Wachstum der Nabenhöhen betrachtet. Denn 5,5 m/s in 30 m Höhe bedeuten etwa 6,8 m/s in 120 m Höhe, und so gute Standorte sind relativ selten. Das hat aber bisher zur Folge, dass etliche Windparks in den Genuss der Anfangsvergütung über die volle Lebensdauer kommen. Deswegen will das BMWi nun die Laufzeit der Anfangsvergütung stärker absenken. Das würde vermutlich dazu führen, dass sehr gute Standorte nur noch zwei Jahre lang die Anfangsvergütung bekommen. Und unter dieser Voraussetzung wird kaum eine Bank bereit sei, ein solche Projekt zu finanzieren“.

In Ihrer Antwort auf eine kleine Anfrage verschiedener Bundestagsabgeordneter sowie der Fraktion von Bündnis 90/Die Grünen zum aktuellen Stand des Solarhandelsstreits zwischen China und der EU beschrieb die Bundesregierung lediglich die ihrerseits moderierende Haltung im Verfahren. Eine belastbare Positionierung in der Sache bezog sie hingegen nicht. Ebenso wenig signalisierte sie Interesse, im Sinne einer Stärkung des PV-Marktes Anpassungen am EEG vorzunehmen (BMWi 2015e).

Die Bundeskanzlerin hatte sich im Wortlaut wie folgt geäußert: „Es ist richtig, dass wir bei der Photovoltaik eine gewisse Atempause – so würde ich es einmal nennen – einlegen. Meine Damen und Herren, sie hatte eine so rasante Entwicklung, die von niemandem vorauszusehen war. Aber wir müssen ja auch in längeren Zeiträumen denken“ (Merkel 2015).

Am 15. Juli 2015 veröffentlichten 40 in der Solarindustrie engagierte Unternehmen und Verbände eine gemeinsame Erklärung, in der sie sich dafür aussprachen, die bestehenden Handelsbeschränkungen im Dezember 2015 auslaufen zu lassen. Zu den Unterzeichnern zählten neben der Wacker Chemie AG auch ENBW, MVV sowie verschiedene Größen aus der PV-Branche, so etwa BayWa Re und IBC Solar (Wacker Chemie AG et al. 2015).

Nach 37 Geboten (entsprechend 21,8 Prozent) in der ersten Runde konnten die Ausschlüsse aufgrund von Formfehlern in den folgenden Runden auf 15 Gebote entsprechend 11 Prozent (Runde 2) bzw. 13 Gebote entsprechend 10,2 Prozent (Runde 3) verringert werden. Zudem habe die Bundesnetzagentur im Zuge der Bekanntmachung der zweiten Ausschreibungsrunde Hinweise zu den in der ersten Ausschreibungsrunde noch gehäuft auftretenden Ausschlussgründen veröffentlicht, so dass in den Folgerunden keine signifikante Häufung einzelner Ausschlussgründe mehr zu erkennen gewesen sei (BNetzA 2016, S. 8).

Kritischer in der Bewertung der ersten Ausschreibungsrunden war der BEE. Dieser erklärte: „Die ersten Ergebnisse aus der Photovoltaik-Freiflächenausschreibung zeigen, dass die Risiken einen realen Hintergrund haben. So gab es bei der ersten PV-Ausschreibung eine Konzentration auf wenige Gewinner. Insgesamt lagen die Kosten oberhalb der EEG-Vergütung und dies obwohl eine hohe Nachfrage auf ein niedriges Mengenangebot stieß. Bürgerenergieanlagen kamen nicht zum Zug. Auch lassen sich noch keine Aussagen über den tatsächlichen Realisierungsgrad treffen. Grundsätzlich gibt es bei der Verordnung zur PV-Freiflächenausschreibung zu bemängeln, dass die Ausschreibungsmengen sehr niedrig sind, was mit dazu beiträgt, dass die Photovoltaik-Ausbauziele nicht erreicht werden. Dies sollte im Rahmen des bevorstehenden EEG-Gesetzgebungsverfahren noch korrigiert werden“ (BEE 2015b, S. 4).

Erwähnenswert ist in diesem Zusammenhang, dass die Frankfurter Allgemeine Zeitung über die windkraftkritischen Verlautbarungen aus dem Wirtschaftsflügel der CDU/CSU-Bundestagsfraktion zuverlässig, frühzeitig und stets prominent berichtete. Sowohl der allgemeine Tenor der diesbezüglichen Berichterstattung als auch die Positionierung des verantwortlichen Redakteurs Andreas Mihm in veröffentlichten Kommentaren zum Thema stützten zudem den inhaltlichen Kurs der Unionsfraktion. So lautete die Überschrift des Artikels über die Kritik der Union am Referenzertragsmodell vom 25. Januar 2016 „Windkraftförderung an windstillen Standorten“ FAZ 2016b. Zitiert wurden im Artikel Michael Fuchs und Ingbert Liebing. Unmittelbar neben dem Artikel war ein Kommentar von Andreas Mihm platziert. Unter der Überschrift „Alles super mit Gabriel“ schreibt Mihm darin: „Selbst wenn die superhohe Förderung von superschlechten Windstandorten eine supertolle politische Konzession an ein paar Südländer und Grüne wäre, so wäre sie nicht nur ordnungspolitisch, sondern auch taktisch verfehlt. Denn das Geben und Nehmen im Gesetzgebungsprozess hat ja noch gar nicht begonnen. Sind es doch nur rhetorische Leerformeln, wenn der Wirtschaftsminister von Markt und Wettbewerb redet? Der Verdacht scheint begründet“ Mihm 2016a.

Jenseits dieser Sonderregeln sah das BMWi kleine Akteure auch durch das einstufige Referenzertragsmodell gefördert, da dies die Finanzierungsbedingungen insbesondere für diese Akteure verbessere. Auch die Auszahlung der gleitenden Marktprämie, die hohe Marktintegration mit hoher Investitionssicherheit kombiniere, gewährleiste die für kleine Akteure notwendige hohe Investitions- und Finanzierungssicherheit (vgl. BMWi 2016d, S. 107).

Auch der NABU wies auf Inkonsistenzen zwischen dem Klimaabkommen und den EEG-Ausbauzielen hin: „Da die Klimaziele sektorübergreifend erreicht werden müssen, wird insbesondere der Stromsektor einen überproportionalen Beitrag zu leisten haben, da andere Sektoren Prozess- oder Verfahrensbedingt nicht emissionsfrei werden können (z. B. Landwirtschaft, Viehzucht, Stahl- oder Zementproduktion). In einer zur Klimapolitik kohärenten Energiepolitik muss der Anteil der erneuerbaren Energien von heute rund 33 % am Bruttostromverbrauch auf nahezu 100 % bis zum Jahr 2050 steigen – diese Zielmarke muss den Ausbau-Pfad bestimmen. Dazu bedarf es einem jährlichen Zuwachs des Anteils erneuerbarer Energien von rund 2 %. Die Begrenzung des Anteils erneuerbarer Energien auf 40–45 % bis 2025 entspricht lediglich einem jährlichen Zuwachs von rund 1,2 % und ist daher kontraproduktiv zum Erreichen der Klimaziele und kommt einem Ausbremsen des notwendigen Ausbaus gleich. Der NABU fordert daher die Deckelung des Ausbaus der erneuerbaren Energien aus der Gesetzesnovelle zu streichen“ (NABU 2016, S. 1–2).

Ähnlich äußerte sich der BSW: „Das EEG 2016 bietet die Chance und Herausforderung, Erneuerbare Energien zur tragenden Säule der Stromversorgung zu machen. Die Zielsetzung wird vom Pariser Klimavertrag vorgegeben. In der Konsequenz braucht es eine ambitionierte Energiepolitik mit einem stabilen und sicheren Rechtsrahmen für die Erneuerbaren Energien“ (BSW 2016, S. 2).

„Nach Paris, wo sich die internationale Staatengemeinschaft auf sehr ehrgeizige Klimaziele geeinigt hat, müssen mit der Reform des EEG 2016 verlässliche Rahmenbedingungen für einen stabilen und ausreichend dynamischen weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien geschaffen werden. Unter diesen Gesichtspunkten bewertet die IG Metall den vorliegenden Referentenentwurf in einigen Punkten kritisch. Die vorgeschlagene Ermittlung der Ausschreibungsmengen wird insbesondere bei Wind an Land zu einer massiven Begrenzung des weiteren Zubaus führen. Stattdessen muss die Reform des EEG dem Ziel gerecht werden, den erfolgreichen Weg des Ausbaus der erneuerbaren Energien weiterzugehen, dann kann eine konsistente und glaubwürdige deutsche Klimapolitik voran gebracht werden“ (IG Metall 2016, S. 1).

Hier müsse, so der WWF, insbesondere auch der in den nächsten Jahren zu erwartende Rückbau von älteren EEG-Anlagen berücksichtigt werden (WWF 2016, S. 5).

So auch der BWE: „Die internationalen Vereinbarungen erfordern nun eine Fortsetzung des konsequenten und ambitionierten Ausbaus der Erneuerbaren Energien in Deutschland und halten dazu an, bereits jetzt die Sektorenkopplung auf den Weg zu bringen, um die erheblichen CO₂-Minderungspotenziale durch die Bereiche von Mobilität und Wärme zu heben“ (BWE 2016, S. 1–2).

„Ein Fadenriss im Ausbau der erneuerbaren Energien hat nicht nur negative Auswirkungen auf den Klimaschutz in Deutschland. Es drohen ebenso sondern schwer absehbare Folgen für die nachgelagerten industriellen Wertschöpfungsketten insbesondere in der Windenergie-Branche. Dies könnte nachhaltige negative Auswirkungen für die Rolle Deutschlands als internationaler Technologieführer auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien haben“ (WWF 2016, S. 1).

„[D]ie Energiewende ist ein zentraler Beitrag Deutschlands zur Erreichung des in Paris vereinbarten Ziels, die globale Erwärmung auf deutlich unter 2, möglichst sogar auf 1,5 Grad zu begrenzen. Nach den derzeitigen Plänen droht die geplante EEG-Novelle zum ersten Sündenfall nach Paris zu werden. Auch aus ökonomischer Sicht ist eine schnellere Energiewende geboten. Die Erneuerbaren-Branche sorgt für mehr als 350.000 Jobs. Die Energiewende trägt zur regionalen Wertschöpfung bei und generiert Einnahmen für die Kommunalhaushalte“ (Greenpeace e. V. 2016b, S. 19).

Zugleich bekannte die Gewerkschaft dass sich mit dem Wechsel in ein Ausschreibungssystem prinzipiell auch Chancen verbänden. So könne etwa die Planbarkeit des Umbaus und damit auch der zugehörigen Netz- und Speicherinfrastruktur erhöht werden – allerdings nur, wenn verlässliche Ausschreibungsmengen und -kontingente vorgegeben würden. Auch seien die zugrundeliegenden Umwelt- und Klimaziele unter dieser Voraussetzung tendenziell zielgenauer zu erreichen (VERDI 2016, S. 1).

„Die Strompreise für deutsche Unternehmen und Haushalte sind im internationalen und europäischen Vergleich sehr hoch und in den vergangenen zehn Jahren deutlich gestiegen. Ein wesentlicher Treiber ist die Förderung erneuerbarer Energien über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Ein weiterer Anstieg des jährlichen Volumens der EEG-Umlage von derzeit rund 23 Mrd. auf deutlich über 25 Mrd. Euro ist bis Anfang der 2020er-Jahre absehbar. Neben den EEG-Differenzkosten belasten weitere staatlich induzierte Preisbestandteile in Höhe von 10 Mrd. Euro Unternehmen und private Haushalte. Es ist deshalb notwendig, mehr Wettbewerb in die Förderung erneuerbarer Energien einziehen zu lassen, vor allem auch um die Kosteneffizienz des weiteren Ausbaus zu erhöhen und die Kostenbelastung für die Stromkunden und damit den Anstieg der EEG-Umlage zu begrenzen. Andernfalls wird die Strompreisbelastung weiter an der Wettbewerbsfähigkeit vieler Unternehmen in Deutschland nagen“ (DIHK 2016, S. 2).

Der VIK sprach darüber hinaus dafür aus, auch indirekte, aus der Förderung erneuerbarer Energien resultierende Kosten gegenüber den Stromverbrauchern transparent zu machen: „EEG-Kosten sind keine im Wettbewerb entstandenen Kosten, sondern werden durch staatlichen Eingriff in den Markt generiert. Alle Stromverbraucher haben daher das Recht, über den vollen Umfang der so verursachten Kosten informiert zu werden. Deshalb müssen auch die EEG-induzierten indirekten Kosten erfasst und dem EEG transparent zugerechnet werden. Seit der Umstellung des EEG-Wälzungsmechanismus zum 01.01.2010 sind zumindest die sog. Windveredelungskosten, d. h. Kosten für den Ausgleich der Differenzen zwischen dem prognostizierten EEG-Stromaufkommen und den unstetigen Einspeisungen, der EEG-Umlage transparent zugeordnet. In einem nächsten Schritt muss eine entsprechende Transparenz auch über die im Netzbereich entstehenden Kosten geschaffen werden. Die EEG-induzierten Netzausbaukosten, insbesondere die Anschlusskosten für Offshore-Windparks, sind daher – ebenso wie die Kosten für das EEG-Einspeisemanagement – in geeigneter Weise und zeitnah im Rahmen der sonstigen Veröffentlichungen zum EEG durch die ÜNB transparent zu machen“ (VIK 2016, S. 7).

Die vollständige Argumentation des VZBV im Wortlaut: „Die entscheidende Stellschraube bei der Begrenzung der Ausbaukosten ist nicht die Frage, ob die Höhe der Förderung administrativ festgelegt oder wettbewerblich ermittelt wird, sondern die Ausgestaltung des Technologiemixes, d. h. der technologiespezifischen Zusammensetzung der neu hinzukommenden Stromerzeugung. Dieser Technologiemix ist implizit durch die im EEG definierten Ausbauziele und -pfade vorgegeben. So soll die installierte Leistung von solarer Strahlungsenergie um 2 500 Megawatt, die von Windenergie auf See um rund 800 Megawatt und die von Biomasse um 100 Megawatt pro Jahr steigen. Was darüber hinaus an installierter Leistung notwendig ist, um den oberen Rand des Zielkorridors zu erreichen, soll durch neue Windenergieanlagen an Land gedeckt werden. Bei dieser Technologie wird sich der Zubau voraussichtlich im Bereich von 2 500 Megawatt (brutto) pro Jahr bewegen. Übertragen auf die jährlich neu hinzukommende Stromerzeugung in Höhe von etwa 11 700 Gigawattstunden ergibt sich folgende Aufteilung: 48 Prozent Windenergie an Land, 29 Prozent Windenergie auf See, 20 Prozent solare Strahlungsenergie und 3 Prozent Biomasse. Auffällig ist dabei der hohe Anteil von Windenergie auf See. Auf die Windparks in Nord- und Ostsee entfällt fast ein Drittel der neu hinzukommenden Stromerzeugung. Dabei ist die „offshore“ erzeugte Kilowattstunde trotz der besseren Auslastung der Anlagen deutlich teurer als ihr Pendant an Land. Der hohe „Offshore“-Anteil überrascht insofern, als dass die Bundesregierung den Ausbau der erneuerbaren Energien mit der EEG-Novelle 2014 eigentlich auf die kostengünstigen Technologien konzentrieren wollte. Das sind Solar- und Windenergie an Land. Mit dem Festhalten an den hohen Ausbauzielen für Windenergie auf See wird dieses Ziel konterkartiert, was sich u. a. in der zum Jahreswechsel erneut gestiegenen EEG-Umlage äußert. Mit einem effizienteren Technologiemix könnte man die Ausbaukosten senken. Die im EEG definierten Ausbauziele sehen für Offshore-Windenergie implizit eine installierte Leistung von 11 000 Megawatt im Jahr 2025 vor. Davon wurden etwa 3 200 Megawatt bereits gebaut. Für weitere 4 500 Megawatt liegen Netzanschlusszusagen vor. Damit sind in Nord- und Ostsee insgesamt Anlagen im Umfang von 7 700 Megawatt errichtet oder konkret geplant. Würde man das Ausbauziel für das Jahr 2025 auf diesen Wert absenken, ginge der jährliche Offshore-Zubau auf 450 Megawatt zurück. Gleichzeitig stiege der Zubau von Windenergie an Land auf etwa 3 400 Megawatt (brutto) pro Jahr. Im Ergebnis ergäbe sich für das Jahr 2025 die gleiche Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wie unter den derzeit vorgesehenen Ausbaupfaden; allerdings zu deutlich geringeren Kosten. In den Jahren 2017 bis 2025 würden in diesem Szenario nach Berechnungen des vzbv Zahlungen an die Anlagenbetreiber in Höhe von 5,5 Milliarden Euro eingespart“ (VZBV 2016, S. 4–5).

Hierzu exemplarisch der BWE: „Waren die ersten Etappenziele bisher auch Mindestziele, so werden es im Referentenentwurf Maximalziele. Der Ausbaupfad wird damit zu einem starren Korridor, der um jeden Preis eingehalten werden soll. Dies wird begründet mit Planungssicherheit für die konventionellen Energieträger“ (BWE 2016, S. 2).

„Grundlage für die Berechnung bildet die EU-Richtlinie 2009/28/EG, welche die Abgrenzung und Berechnungsmethodik für die Erneuerbaren-Anteile auf EU-Ebene vorgibt. Um außerordentliche Witterungsbedingungen zu bereinigen, werden gemäß EU-RL die Stromerzeugung aus Wasserkraft und Windenergie „normalisiert“. Für die Wasserkraft bedeutet dies, dass die normalisierte Erzeugung im jeweiligen Jahr mit den durchschnittlichen Volllaststunden (oder Stromerzeugung pro MW) der letzten 15 Jahre berechnet wird. Damit werden Witterungseinflüsse langjährig gemittelt. Bei der Windenergie wird der Durchschnitt der letzten 5 Jahre herangezogen. Damit werden zwar unterschiedliche Witterungsbedingungen weniger geglättet bzw. normalisiert, dafür aber der technologischen Entwicklung (höhere Leistung je Anlage, Nabenhöhe, Rotordurchmesser etc.) besser Rechnung getragen. Zudem wird bei der zugrunde gelegten Leistung der Windenergie ein Jahresmittelwert herangezogen, um den unterjährigen Zubau entsprechend zu berücksichtigen. Die anderen Erneuerbaren Energieträger werden nicht normalisiert, da Biomasse geplant einsetzbar und Geothermie witterungsunabhängig ist. Bei der Photovoltaik sind witterungsbedingte Schwankungen weniger ausgeprägt, daher wird diese ebenfalls nicht normalisiert“ (BDEW 2016, S. 13).

„Deutlich kritisiert werden muss, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien künftig über den kostengünstigsten erneuerbaren Energieträger (Onshore-Wind) gesteuert wird. […] Die vorgeschlagene komplexe Formel widerspricht dem im EEG 2014 verankerten Mindestausbaupfad von 2.500 MW netto, wenn kein gleichlautendes Mindestausschreibungsvolumen verankert wird. Somit steht zu befürchten, dass nach Abzug von Repowering der Zubau von Windenergie an Land faktisch zum Erliegen kommt, was der wirtschaftlichen Entwicklung der Branche und den damit verbundenen Arbeitsplätzen erheblich schaden würde“ (DGB 2016, S. 3).

„Zu begrüßen ist, dass am Prinzip der technologiespezifischen Förderung festgehalten wird. Dadurch besteht die Möglichkeit, den zukünftigen Erzeugungsmix wesentlich zu bestimmen und im Hinblick auf den Umbau des Gesamtsystems zu optimieren, sowohl bezüglich der Kosten als auch der Versorgungssicherheit, das heißt der Bereitstellung einer jederzeit an den Bedarf anzupassenden ausreichenden Gesamtleistung. Voraussetzung ist allerdings, dass für die einzelnen Energieträger jeweils verlässliche Ausbaukorridore vorgegeben werden. Dies ist im Entwurf leider gerade für denjenigen Energieträger nicht gewährleistet, der sich als besonders kostengünstig herausgestellt hat und der deshalb in der mittel- und langfristigen Investitionsplanung zahlreicher Investoren, darunter auch Unternehmen der Energieversorgung, mittlerweile einen festen Platz eingenommen hat: die Windenergie onshore. Die vorgeschlagene komplexe Ausbauformel für den Gesamtausbau der erneuerbaren Energien erklärt gerade diese kostengünstigste Energieform gleichsam zur Restgröße. Insbesondere wenn in Zukunft zunehmend bestehende Anlagen ins Repowering gehen werden, bleibt für den Zubau der Onshore-Windenergie ein deutlich zu kleiner Spielraum, der zudem von den potenziellen Investoren kaum mehr einzuschätzen ist. Dies ist nicht akzeptabel“ (VERDI 2016, S. 2–3).

„Die im vorliegenden EEG-Referentenentwurf dargelegte „Windformel“ zur Bestimmung der jährlichen Ausbaumenge kritisiert der WWF als nicht zielführend. […] Damit wird für die kostengünstigste regenerative Erzeugungstechnologie, die gewissermaßen das Zugpferd der Energiewende darstellt, eine diskontinuierliche Entwicklung mit entsprechenden Unsicherheiten für Planer, Investoren und die nachgelagerten industriellen Wertschöpfungsketten leichtfertig in Kauf genommen“ (WWF 2016, S. 3).

„Die so genannte „Windformel“, d. h. die formelbasierte Ermittlung der Ausschreibungsmenge für die Windenergie an Land, wird von Greenpeace abgelehnt, da sie ausgerechnet die zentrale und kostengünstigste Technologie der Energiewende zu einer steuerbaren Restgröße macht und damit jegliche Investitionssicherheit aus dem Markt nimmt“ (Greenpeace e. V. 2016b, S. 5).

„Der DIHK lehnt die Formel zur Berechnung der Ausschreibungsmenge Wind an Land ab. Gepaart mit einer Mindest- und einer Höchstausschreibungsmenge besteht die Möglichkeit, dass der Korridor nach unten bzw. nach oben deutlich über- bzw. unterschritten wird. Der wichtigste Parameter der Formel ist der Stromverbrauch im Jahr 2025. Derzeit ist vollkommen unklar, wie er sich entwickeln wird. […] Die Anwendung der Formel hätte zudem erhebliche Auswirkungen auf die Windindustrie, da Wind an Land als Residualkategorie vorgesehen ist. Bei deutlich sinkendem Stromverbrauch, wie ihn auch das Energiekonzept 2010 der Bundesregierung als Ziel aufführt, wäre abgesehen von Repowering unter Umständen kein Zubau an Onshore-Windanlagen mehr nötig, um den Korridor von 40 bis 45 Prozent EE-Strom am Bruttostromverbrauch zu erreichen. Gleichzeitig würde ein starker Anstieg des Stromverbrauchs die Neuinstallation mehrerer Tausend MW jedes Jahr notwendig machen. Planungs- und Investitionssicherheit würden für die Branche erheblich beeinträchtigt. Der DIHK empfiehlt daher auf die Formel zumindest bis zum Jahr 2020 zu verzichten. Stattdessen sollten Mengen für die Ausschreibungen für Wind an Land festgelegt werden. Dies verschafft der Windindustrie auch eine bessere Planungssicherheit“ (DIHK 2016, S. 18–19).

Ähnlich auch der BWE: „Will die Bundesregierung die Vorgaben ihres geltenden Koalitionsvertrages erfüllen und beim weiteren Ausbau der Erneuerbaren Kosteneffizienz erreichen, so gelingt dies nur, wenn die kostengünstigste Erneuerbare Energie, die Windenergie an Land, keinem Risiko eines Zubaueinbruchs ausgesetzt wird“ (BWE 2016, S. 2).

Der BWE erklärte im Hinblick auf die industriepolitische Dimension der Windformel, nur die Einführung einer Mindestausschreibungsmenge könne verhindern, dass es in einem funktionierenden Markt zu massiven Verwerfungen über die gesamte Wertschöpfungskette bis tief in die Zuliefererindustrie hinein komme. Ein Wegbrechen des deutschen Heimatmarktes gefährde die hervorragende Position deutscher Hersteller im Weltmarkt (BWE 2016, S. 2).

Der VKU erklärte weiter, auch andere Akteure der Energiewirtschaft, insbesondere die Betreiber der Verteilnetze, hätten Investitionsentscheidungen getroffen und sich dabei auf den Ausbaukorridor verlassen: „Ihr Interesse am Bestand gesetzgeberischer Entscheidungen ist ebenso schutzwürdig wie das Vertrauen der Windbranche auf die Einhaltung des Wind-Ausbaupfads. Die Netzbetreiber müssen den zu erwartenden Zuwachs der Einspeisung aus Wind- und Solarenergie einkalkulieren können, um die richtigen Investitionsentscheidungen (Netzausbau, intelligente Netze) zum richtigen Zeitpunkt zu treffen. Für eine vorausschauende Netzplanung sind ein verlässlicher Ausbaupfad und ein gleichmäßiges Ausbautempo eine wichtige Grundlage. Daher darf der Ausbaukorridor des EEG 2014 nicht in Frage gestellt werden“ (VKU 2016, S. 8).

„[D]er VKU schlägt für Windenergie an Land eine jährliche Ausschreibungsmenge von 2.000 MW netto vor. Sollte der Gesetzgeber die vom Bundeswirtschaftsministerium vorgeschlagene Berechnungsmethode präferieren, fordert der VKU eine gesetzlich festgelegte Mindestausschreibungsmenge in Höhe von 2.000 MW netto“ (VKU 2016, S. 7).

„[A]uch im EEG 2016 [muss es] einen verlässlichen Ausbaukorridor für die Windenergie an Land geben, der eine Steigerung der installierten Leistung der Windenergie an Land um 2.500 MW pro Jahr netto umfasst“ (IG Metall 2016, S. 3).

„Die Gewerkschaft ver.di fordert deshalb, dass für Windenergie-Onshore wie bisher ein verlässlicher Ausbaukorridor festgelegt wird, der sich wie bisher bei einem Mindestausschreibungsvolumen von 2500 Megawatt netto jährlich bemisst. Nur so wird vermieden, dass gerade mittlere und kleinere Akteure, deren finanzieller Spielraum begrenzt ist, Investitionsvorhaben verlässlich in ihrer Jahresplanung vorsehen und die Erfolgsaussichten ausreichend abschätzen können. Gleichzeitig wird dadurch auch ein ansonsten drohender Strukturbruch in der wesentlich noch von deutschen Unternehmen geprägten Windindustrie vermieden“ (VERDI 2016, S. 2–3).

„Der DGB fordert […], dass ein Mindestausschreibungsvolumen von 2.500 MW netto gesetzlich verankert wird, um einen Strukturbruch in der Windindustrie zu vermeiden und einen kostengünstigen EE-Ausbau voranzutreiben“ (DGB 2016, S. 3).

„Anknüpfend an die im EEG 2014 verankerte Bund-Länder-Vereinbarung sollte auch weiterhin ein Zubau von jährlich mindestens 2.500 MW netto Wind an Land angestrebt werden. Nur so wird die junge und international führende deutsche Windindustrie auch künftig Arbeitsplätze und Wertschöpfung generieren können“ (BWE 2016, S. 2–3).

Der WWF forderte, es sei sicherzustellen, „dass der im EEG 2014 festgelegte jährliche Nettozubau von 2.500 MW wenigstens nicht unterschritten und ein kontinuierlicher Zubau gewährleistet ist. Aufgrund des Ersatzes von Anlagen zubaustarker Jahrgänge stellt der Wert von 2.500 MW netto pro Jahr das absolute Mindestmaß des notwendigen Zubaus dar. Das BMWi selbst bekräftigt in seiner „Marktanalyse Windenergie an Land“ vom März 2015, dass sich aus dem Ausbauziel von 2.500 MW Nettozubau pro Jahr für den Zeitraum 2016–2035 ein durchschnittlicher Neubaubedarf pro Jahr (brutto) von 4.400 MW, bzw. 4.100 MW (2016–2025) ergibt (WWF 2016, S. 3).

„In der Praxis werden Bürgerwindparks […] vielfach im Rahmen regionaler Kooperationen entwickelt. Es sind gerade diese Modelle, die einer großen Zahl von Bürgern eine Teilhabe ermöglichen. Der VKU kennt viele Beispiele für gelebte Kooperationen zwischen Stadtwerken und Bürgerenergiegenossenschaften, die durch eine breit gestreute, demokratische und langfristige Bürgerbeteiligung charakterisiert sind. Zum Teil zielen die Kooperationen darauf ab, dass sich die Bürger erst nach Errichtung des Windparks finanziell beteiligen. So wird das signifikante Entwicklungsrisiko (Planung, Bau und Errichtung) durch kommunale EVUs übernommen und den Bürgern eine faire und sichere Beteiligung an dem fertig entwickelten Projekt ermöglicht. […] Auch diese Modelle gilt es zu schützen, wenn eine dauerhafte und breite Teilhabe der Bürger an der Energiewende gewünscht ist“ (VKU 2016, S. 14–15).

„Die Bundesregierung will dem Anliegen nach einer breiten Akteursvielfalt, durch die Einführung von Sonderregelungen für Bürgerenergiegesellschaften bei der Abgabe von Geboten für Windenergieanlagen an Land, entgegen kommen. Die im § 36f vorgeschlagene Regelung weist jedoch nur eine sehr eng begrenzte Wirkung mit hohen bürokratischen Hürden auf. Die IG Metall schlägt stattdessen vor, eine vergleichbare Regelung wie für Photovoltaikanlagen einzuführen und dafür die sog. „De-minimis Regelung“ im Rahmen der EU-rechtlich zulässigen Höhe zu nutzen. Die EU-Leitlinie für Energie- und Umweltbeihilfen lässt es zu, dass Projekte mit bis zu sechs Windenergieanlagen mit je bis zu 3 MW Leistung nicht zwingend an Ausschreibungen teilnehmen müssen“ (IG Metall 2016, S. 4).

„Das Ziel, die breite Akteursvielfalt zu erhalten, sieht das Gesetz vor. Das ist zu begrüßen. ver.di bezweifelt jedoch, dass das hierfür vorgesehene Mittel, spezielle Ausschreibungsbedingungen für Bürgerenergiegesellschaften vorzusehen, hierzu ausreicht. Die in § 3 (15) gegebene Definition schließt weitere Akteure, die in gleicher Weise betroffen sind, aus, beispielsweise kleine und mittlere Stadtwerke und andere KMU. Diese sind in gleicher Weise wie Zusammenschlüsse zahlungskräftiger Bürger von Benachteiligungen gegenüber Großinvestoren betroffen, weil sie in der Regel nur eines oder wenige Projekte stemmen können und nicht zur Risikostreuung in der Lage sind. Die für diese Akteure im Entwurf vorgesehene Bagatellgrenze von einem Megawatt, die die Ausnahme aus den Ausschreibungen erlaubt, reicht allenfalls für PV-Anlagen aus, nicht aber für relevante Projekte im Windenergiebereich. Es besteht kein Grund, hier die von den EU-Beihilferichtlinien aus gutem Grund erlassenen Bagatellgrenzen eklatant zu unterschreiten. ver.di fordert, die Bagatellgrenze für Ausnahmen aus der Ausschreibungsverpflichtung konform mit den EU-Beihilferichtlinien zu gestalten und für alle Akteure auf Projekte mit bis zu sechs Windkraftanlagen je maximal drei Megawatt auszudehnen“ (VERDI 2016, S. 3–4).

„Die Legaldefinition in § 5 Nummer 14 EEG-RefE der Bürgerenergiegesellschaft bietet aus Sicht des BDEW Möglichkeiten der Umgehung, sodass bei näherer Betrachtung auch andere Akteure mittelbar die Ausnahmeregelung für privilegierte Bürgerenergiegesellschaften in Anspruch nehmen können. Konkret wäre die Umgehung möglich, wenn sich beliebige Unternehmen mindestens 6 (z. B. 5 mal 10 Prozent plus 1 Prozent) natürliche Personen suchen, die seit einem Jahr ihren Erstwohnsitz in dem Landkreis haben, in dem die WEA gebaut werden soll. Mit diesen müsste dann vertraglich vereinbart werden, dass sie als natürliche Personen (mglw. ausgestattet mit Geld des Unternehmens) in die „privilegierte Bürgerenergiegesellschaft“ eintreten. Missbrauchsanfällig ist auch, dass als Nachweis für die Erfüllung der Kriterien einer Bürgerenergiegesellschaft eine Eigenerklärung ausreichen soll. Es erscheint sinnvoll und zumutbar, dass beispielsweise die Meldebestätigungen der natürlichen Personen, die 51 Prozent der Stimmberechtigten ausmachen, für den entsprechenden Landkreis ebenso vorzulegen sind wie der Gesellschaftsvertrag selbst bzw. ein Nachweis der Vertretungsbefugnis für die Bürgerenergiegesellschaft (vgl. auch § 36f Absatz 3 Nummer 3 EEG-RefE). Die vorgesehene Möglichkeit der Bundesnetzagentur, entsprechende Nachweise zu verlangen, reicht hier nach Auffassung des BDEW nicht aus. Sofern die Voraussetzungen so bleiben, könnte dies insofern – wenn die eingeräumten Vorteile hinreichend attraktiv erscheinen – zu einer ausufernden Inanspruchnahme der Ausnahmeregelung zu Gunsten von Unternehmen führen, die ausgehend von Sinn und Zweck der Regelung nicht in den Anwendungsbereich fallen sollten“ (BDEW 2016, S. 39).

Der BDI erklärte, der gewählte Ansatz könne zu mehr chancenreichen Standorten und damit zu mehr Wettbewerb bei Ausschreibungen führen und zudem eine Verringerung des Netzausbaubedarfs zur Folge haben. Er stünde aber auch im Spannungsverhältnis zu dem Ziel der Ausschreibungen, den Ausbau auf die kostengünstigsten Standorte zu fokussieren (BDI 2016, S. 9).

„Ziel des VDMA bleibt die weitgehende Chancengleichheit unterschiedlicher Standortqualitäten bei der wettbewerblichen Preisfindung mit einem Anreiz zur Nutzung ertragreicherer Standorte. Um effiziente Windenergieanlagen auch an ertragsschwächeren verbrauchsnahen Standorte im Süden und Westen Deutschlands zu ermöglichen, sind die Korrekturfaktoren in Richtung des 60-Prozent-Standorts zu verlängern bis das Vergütungsniveau den Höchstpreis eines 70-Prozent-Standorts erreicht hat“ (VDMA 2016a, S. 9).

„Um Erzeugung, Verbrauch und Netzinfrastruktur gut aufeinander abstimmen zu können und die volkswirtschaftlichen Kosten möglichst gering zu halten, sollte der Ausbau der erneuerbaren Energien gleichmäßiger verteilt und eine einseitige regionale Konzentration vermieden werden. Dies ist zudem aus Akzeptanzgründen sinnvoll. Vor diesem Hintergrund sollte das Ausschreibungssystem ausreichend Anreize für den Zubau von Windenergie an Land im Süden und für Photovoltaik im Norden bieten. Für die Onshore-Windenergie sieht der Gesetzentwurf vor, das bestehende Referenzertragsmodell zu modifizieren, damit auch windschwächere Standorte die Chance auf einen Zuschlag erhalten. Nach Einschätzung des DGB ist die Modifizierung des Referenzertragsmodells nicht ausreichend, um eine stärker ausgeglichene regionale Verteilung zu erreichen. Bei der Photovoltaik sind bisher keine entsprechenden Regelungen zur Vergleichmäßigung vorgesehen. Vor diesem Hintergrund schlägt der DGB eine regionalisierte Ausschreibung von Kapazitäten vor. Um den bürokratischen Aufwand zu reduzieren, sollten deshalb mindestens zwei und maximal vier Teilräume festgelegt werden, auf die das auszuschreibende Volumen verteilt wird“ (DGB 2016, S. 4).

So erklärte zum Beispiel der WWF: „Der WWF unterstützt die Entwicklung der Offshore-Windenergie als wichtigen zukünftigen erneuerbaren Energieträger. Der hohe Standard bei Sicherheit und Naturschutz beim Ausbau der Offshore-Windenergie muss weiterhin in jedem Falle gewährleistet sein. Aus diesem aber auch aus Effizienzgesichtspunkten ist es zu begrüßen, dass die zu vergebenen Ausbauflächen für Offshore-Projekte ab 2025 vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrologie (BSH) unter Berücksichtigung einer strategischen Umweltprüfung zentral vorentwickelt werden („dänisches Modell“)“ (WWF 2016, S. 4).

„Nur mit einem angemessenen Volumen können ambitionierte Kostensenkungsziele erreicht werden. Die im Referentenentwurf des BMWi vorgesehenen Regelungen sind sowohl im Übergangsmodell als auch im zentralen Modell unzureichend“ (VDMA 2016a, S. 11).

Der VKU sprach sich für 800 MW durchschnittliche Ausschreibungsmenge aus. Aus Kostengründen habe in der Vergangenheit eine „Standardisierung“ der Konverterkapazitäten auf 900 MW stattgefunden. Ausschreibungen für Windparks deutlich unterhalb dieser Menge seien daher ineffizient. Deshalb sollte die Ausschreibungsmenge zumindest auf die durchschnittliche Größe zweier Offshore-Windparks, also 800 MW, angehoben werden, so der Verband (VKU 2016, S. 29).

„Die Umstellung auf Ausschreibungen soll vorrangig dem Zweck dienen, Kostensenkungspotenziale bei den unterschiedlichen Erzeugungsarten zu heben. Allerdings ist mit Windenergie auf See ausgerechnet die teuerste Technologie von dieser Umstellung ausgenommen – zumindest vorrübergehend. Ausschreibungen sollen in diesem Bereich erst ab dem Jahr 2021 stattfinden. Zwar ist diese Verzögerung wegen der langen Vorlaufzeiten für den Bau von Seewindanlagen und deren Netzanbindung nachvollziehbar. Allerdings muss für den Übergangszeitraum sichergestellt werden, dass überhöhte Zahlungen an die Anlagenbetreiber, die aus einer fehlerhaften administrativen Festlegung resultieren, vermieden werden und die Stromkunden nicht unnötig belastet werden“ (VZBV 2016, S. 7).

Noch zurückhaltender positionierte sich der BUND: „Die Nutzung der Offshore-Windkraft führt zu bisher unzureichend erforschten Beeinträchtigungen für den Arten- und Biotopschutz der Nord- und Ostsee. Dass der Staat nun bezüglich der Flächenentwicklung in Vorleistung geht und großzügige Übergangsregelungen schafft, spiegelt die schwierige und kostspielige Entwicklung der Offshore-Wind-Technologie. Daher ist der Bau neuer Windparks offshore maximal auf die bisher genehmigten Parks zu begrenzen und in Schutzgebieten und Potentialflächen für Schutzgebiete auszuschließen“ (BUND 2016, S. 8).

Die Veränderung der Zubaustruktur folgte dabei insbesondere aus den Forderungen des BDEW, die Freigrenze auf 30 kW abzusenken, eigenverbrauchsbasierte Projekte von den Ausschreibungen auszuschließen und den 52 GW-Deckel für PV-Dachanlagen zu erhalten.

„Im Gesetzentwurf wird von den Teilnehmern an Auktionen verlangt, dass diese den gesamten in der Anlage erzeugten Strom in ein Netz einspeisen. Die teilweise Eigenversorgung durch Erneuerbare-Energien wäre damit ausgeschlossen. Das ist nicht effizient. Es ist nicht verständlich, warum die auch volkswirtschaftlichen Effizienzvorteile der industriellen Eigenversorgung für die Energiewende an dieser Stelle ungenutzt bleiben sollen“ (BDI 2016, S. 9).

„Aus Sicht des BDEW ist die Freigrenze von 1 MW deutlich zu hoch angesetzt. Auf diese Weise wird der Zubau von PV-Dachanlagen nahezu vollständig der Mengensteuerung und Kosteneffizienzsteigerung durch die Ausschreibung entzogen. Der BDEW empfiehlt daher nachdrücklich, auf Freigrenzen für PV-Dachanlagen zu verzichten oder hilfsweise die Freigrenze drastisch abzusenken (30 kW). Dies würde nicht nur eine bessere Mengensteuerung für den Bereich der Photovoltaikanlagen ermöglichen, sondern auch den Weg für eine ausgewogene Weiterentwicklung der „Windenergieformel“ zu einer „Ausbauformel“ ebnen“ (BDEW 2016, S. 29).

„Der Referentenentwurf sieht vor, dass nur Großanlagen über 1 MW an Ausschreibungen teilnehmen müssen. Damit würden bei Photovoltaik nur 20 Prozent des jährlichen Zubaus von Ausschreibungen erfasst werden. Sollte die De-minimis-Schwelle, ab der PV-Aufdachanlagen an Ausschreibungen teilnehmen müssen, von 1 MW auf 30 kW gesenkt werden, könnte auch das Ausschreibungsvolumen von PV-Anlagen, wie die Ausschreibungen für Windenergie an Land, vom Überschreiten des Ausbaukorridors abhängig gemacht werden“ (BDI 2016, S. 7).

„Eine von Teilen der Regierungsfraktionen geforderte Herabsetzung der Bagatellgrenze auf 30 kW lehnt der DGB entschieden ab“ (DGB 2016, S. 4).

„Die Einführung von Bagatellgrenzen ist aus Sicht des DIHK notwendig. Kleine Anlagen könnten sich im Ausschreibungsregime sowohl gegen große Dachanlagen aber insbesondere auch gegen Freiflächenanlagen nur schwer durchsetzen und könnten die Auktionsergebnisse verteuern, wenn solche Anlagen preissetzend wären (bei Anwendung des Einheitspreisverfahrens). Zudem steigt der bürokratische Aufwand für Anlagenbetreiber mit sinkender Größe, so dass sich daraus eine faktische Zutrittshürde ergeben kann. Es ist zudem nicht zu erwarten, dass eigene Ausschreibungssegmente für Kleinanlagen gegenüber dem Status quo aus Einspeisevergütung und Marktprämie einen Kostenvorteil ergeben würden. Der atmende Deckel sorgt hier für eine ausreichende Degression der Vergütung. Der DIHK hält den Vorschlag in den Eckpunkten, eine Bagatellgrenze von 1 MW bei PVDachanlagen einzuführen, daher für sinnvoll. Allein der Aufwand, eine Ausschreibung mit mehreren zehntausend Bietern zu organisieren, rechtfertigt dies. Auch wird so der weitere PV-Zubau über die Eigenerzeugung sichergestellt. Nicht zuletzt kann sich die PV-Eigenversorgung so zu einem wichtigen Standbein entwickeln, die wachsenden energetischen Anforderungen an Gebäude nach der EnEV bzw. EEWärmeG erfüllen helfen und damit auch einen Beitrag zur Konvergenz von Strom- und Wärmemarkt leisten“ (DIHK 2016, S. 7–8).

Seine diesbezügliche Position erläuterte der BDEW wie folgt: „Die Gleichstellung des Selbstverbrauchs mit dem Strombezug aus dem Netz ist insbesondere im Hinblick auf Auktionen von zentraler Bedeutung. Auktionen in Verbindung mit dem Selbstverbrauchsprivileg würden zu Wettbewerbsverzerrungen führen und zwar zu Lasten solcher Akteure, deren Selbstverbrauchsanteil vergleichsweise gering ist. So ist beispielsweise davon auszugehen, dass Supermärkte und andere gewerbliche Betriebe einen größeren Anteil des von ihnen erzeugten Stroms selber verbrauchen können, als dies bei Privathaushalten möglich ist. Bei der Gebotsabgabe würde sich dies dann so äußern, dass diejenigen Akteure mit einem größeren Selbstverbrauch eine scheinbar reduzierte Förderung benötigten, da sie ja über das Selbstverbrauchsprivileg indirekt und zu Lasten der Allgemeinheit gefördert werden. Im Ergebnis käme es zu einer Verdrängung anderer Akteure und damit zu einer politisch nicht gewollten Reduzierung der Akteursvielfalt“ (BDEW 2016, S. 44).

Die diesen Forderungen zugrunde liegende positive Gesamtbewertung von Eigenverbrauch und Direktversorgung verdeutlicht in exemplarischer Weise die Stellungnahme des VZBV. Darin heißt es: „Haushalte und Unternehmen, die sich zum Beispiel mit einer Solaranlage selbst versorgen, vermeiden auf diese Weise zusätzliche Stromerzeugung im System. Eine Beteiligung an der EEG-Umlage ist daher nicht verursachungsgerecht. Zudem führt die Eigenversorgung gleich in zweierlei Hinsicht dazu, die Energiewende voranzutreiben. So befördert sie zum einen das im EEG verankerte Ziel, die umwelt- und klimafreundliche Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auszubauen. Zum anderen stellt sie durch die unmittelbare räumliche Nähe zwischen Erzeugung und Verbrauch das Idealbild einer dezentralen Energieversorgung dar. Das von manchen Kritikern hervorgebrachte Argument einer „Entsolidarisierung“ der Eigenversorger übersieht, dass der eigenverbrauchte Strom nicht nur die Finanzierungs-, sondern auch die Kostenbasis der EEG-Umlage verringert. Schließlich wird der direkt vor Ort verbrauchte Strom nicht mehr ins Netz eingespeist. Er muss daher auch nicht mehr über das EEG-System vergütet werden. Da dieser kostensenkende Effekt den Rückgang des umlagepflichtigen Letztverbrauchs überkompensiert, wird die EEG-Umlage insgesamt entlastet“ (VZBV 2016, S. 8).

Zurückhaltender positionierte sich der WWF: Es sei „richtig und zwingend notwendig, die Kosten der EEG-Umlage auf mehr Schultern zu verteilen und damit die Eigenstromerzeugung (insbesondere bei Solaranlagen) an der Grundfinanzierung des EEG zu beteiligen. Es ist jedoch ebenso wichtig, dass Eigenverbrauch bei Erneuerbare-Energien-Anlagen nicht gegenüber fossilem Kraftwerkseigenverbrauch benachteiligt werden darf“ (WWF 2016, S. 4).

Der deutsche PV-Markt belief sich in 2014 lediglich auf 1,9 GW, in 2015 gar nur auf 1,4 GW.

„Bei der Öffnung der Flächenkulisse für maximal zehn PV-Freiflächenanlagen auf Ackerflächen im benachteiligten Gebiet deutschlandweit besteht ein Konfliktpotential zwischen landwirtschaftlicher und energetischer Nutzung. Sie wird daher durch den DBV abgelehnt. Damit hochwertige Flächen vorrangig für die Nahrungsmittelproduktion genutzt werden, dürfen PV-Freiflächenanlagen ausschließlich auf Flächen mit Produktionsauflagen (Wasserschutzgebiete), Grenzertragsstandorten oder Ausgleichsflächen gefördert werden. Die Förderung von Flächen im Bereich der 110-Meter-Seitenrandstreifen entlang von Autobahnen und Schienenwegen ist aufgrund der Konkurrenzsituation auf minderwertige Böden zu begrenzen“ (DBV 2016, S. 1–2).

So der VDMA: „Fehlende Perspektiven für Bioenergie-Bestandsanlagen würden zu Rückbau führen. Der VDMA fordert daher schnelle Klarheit über Ausschreibungen auch für Bestandsanlagen“ (VDMA 2016a, S. 2).

„Obwohl Biomasse nur 8 Prozent Anteil an der installierten Leistung hat, macht Strom aus Biomasse bereits heute einen Anteil von über 30 Prozent an der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in Deutschland aus. Zudem ist die bei der Erzeugung von Biomassestrom erzeugte „erneuerbare Wärme“ zu berücksichtigen. Der Einsatz biogener Brennstoffe (wie Bio-Erdgas oder Altholz) in Kraft-Wärme-Kopplungs (KWK)-Anlagen leistet bei einem Anteil von 12,6 Prozent an der Strom- und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen einen überproportionalen Beitrag in Höhe von 40 Prozent an der gesamten Treibhausgasminderung, die durch KWK erbracht wird. Bio-Erdgas ist plan- und speicherbar – auch saisonal – und erlaubt somit eine flexible und bedarfsgerechte Stromerzeugung“ (BDEW 2016, S. 29).

„Der aus Biomasse erzeugte Strom wird weiterhin eine wichtige Rolle in der Gestaltung der Energiewende spielen. Allerdings darf der Substrateinsatz nicht weiter erhöht werden, sondern muss zunehmend aus Rest- und Abfallstoffen bestritten werden. Die Anlagen müssen zudem effizienter und flexibler werden, um die Fluktuation von Wind und Sonne auszugleichen und nicht im Grundlastbetrieb zu laufen“ (Greenpeace e. V. 2016b, S. 4–5).

„Altholz wurde 2012 aus der Biomasseverordnung (BiomasseV) gestrichen und ist seit dem in Neuanlagen nicht mehr vergütungsfähig. In § 39c Ref.-Entwurf EEG 2016 wird Bestandsanlagen, die in einen zweiten Vergütungszeitraum wechseln, ein neues Inbetriebnahmedatum zugewiesen. Damit würde für sie auch die aktuelle Biomasseverordnung gelten. Um Altholzanlagen weiterbetreiben zu können, ist in § 39a Abs. 2 Ref.-Entwurf EEG 2016 ein zwingender Verweis auf die jeweilige BiomasseV zum Zeitpunkt der erstmaligen Inbetriebnahme aufzunehmen. Ein solcher Verweis ist nicht neu und wurde bereits 2013 im Rahmen der „Zweiten Verordnung zur Änderung der Energiesteuer- und der Stromsteuer-Durchführungsverordnung“ vorgenommen. Dadurch wird den Altholzkraftwerken ermöglicht, auch bei einer sog. „Neuinbetriebnahme“ der Anlage diejenigen Stoffströme einzusetzen (und nur diese), für die sie letztendlich genehmigt worden sind. Eine neuerliche Novellierung der Biomasseverordnung kann so vermieden werden. Ferner ist Altholz aus § 28 Abs. 1 Ref.-Entwurf EEG 2016 (Anlage 2) und mithin aus der Windformel als stillzulegendes Stromerzeugungspotenzial aus Biomasseanlagen zu streichen“ (BEE 2016, S. 14–15).

„Zu überlegen ist sicherlich, wie mit dem Bestand umzugehen ist, der derzeit rund 30 Prozent des erneuerbaren Stroms erzeugt. Bioenergie stellt gesicherte Leistung zur Verfügung, die aufgrund des Ausstiegs aus der Kernenergie bis 2022 eine wichtige Rolle für die Versorgungssicherheit spielen kann. Unter den derzeitigen Rahmenbedingungen des EEG 2014 ist zu erwarten, dass die Mehrzahl der Anlagen nach dem Ende der Förderung abgeschaltet wird. Eine erneute Förderung bestehender Anlagen ist ordnungspolitisch bedenklich und sollte daher nur unter Einhaltung strenger Effizienzkriterien oder Flexibilitätsanforderungen möglich sein“ (DIHK 2016, S. 16).

„Artikel 7 des Gesetzentwurfs (Änderung der Biomasseverordnung) nimmt die industrielle Biomassenutzung im Zellstofferzeugungsprozess von der Förderung aus. Damit erhalten Bestandsanlagen und Neuanlagen, die Schwarzlauge einsetzen, auch keine Möglichkeit, an den Ausschreibungen teilzunehmen. Dadurch schließt der Gesetzgeber die effiziente und günstigste Form der Bioenergienutzung von der künftigen EEG-Förderung aus und nimmt für die Zukunft Marktverzerrungen im Biomassemarkt wieder in Kauf, da diese Anlagen dann mit geförderten EEG-Holzkraftwerken um den gleichen Rohstoff konkurrieren würden“ (BDI 2016, S. 9–10).

Auch der BDEW vertrat die Auffassung, aufgrund des niedrigen Börsenstrompreisniveaus könnten derzeit weder zusätzliche Potenziale erschlossen, noch vorhandene, bislang nicht geförderte Wasserkraftanlagen im Markt gehalten werden. Daher forderte der Verband Ausschreibungen für Neuanlagen sowie „existenzsichernde Maßnahmen für bestehende Wasserkraftanlagen“ (BDEW 2016, S. 10).

Zu Struktur und Zielen des Forums erklärt die IG BCE: „Dem Steuerungskreis gehören Vertreter großer energieerzeugender und energieintensiver Unternehmen an. Vorstandsvorsitzender des If.E ist Michael Vassiliadis. Gemeinsames Ziel aller Beteiligten ist es, mehr wirtschafts­ und industriepolitischen Sachverstand in die Energiewende einzubringen. Die Unternehmensvertreter und Betriebsräte verstehen sich als die eigentlichen Träger der Energiewende – und wollen mit eigenem Engagement dazu beitragen, dieses gewaltige Projekt so zu gestalten, dass Deutschland damit eine nachhaltig gute Entwicklung nimmt“ (IG BCE 20.04.2016).

„Vor dem Hintergrund, dass eine Reform des bestehenden EEG zwingend ist, da die geltende Förderung 2016 aufgrund europäischer Vorgaben ausläuft und ohne Neuregelung ein Kollaps für die Erneuerbaren gedroht hätte, habe ich das Ergebnis als unterste Grenze und Minimalkonsens zähneknirschend akzeptiert“, erklärte Baden-Württembergs Ministerpräsident Winfried-Kretschmann (Grüne) (EUWID 2016, 1,4).

Hiervon nicht erfasst waren die Energieträger, für die grundsätzlich auf eine Ausschreibungspflicht verzichtet wurde sowie die Biomasse, für die eine abweichende Regelung getroffen wurde.

Hierzu heißt es im Referentenentwurf auf Seite 2: „Für Solaranlagen wird die Anfang 2015 gestartete Pilot-Ausschreibung für Freiflächenanlagen fortentwickelt und auf weitere Flächen (z. B. Abfalldeponien) und auf große Dachanlagen erweitert. Daher wird das Ausschreibungsvolumen auf 600 MW pro Jahr erhöht“ (BMWi 2016c, S. 2).

Dies begründete sie wie folgt: „Bei der Definition der Bürgerenergiegesellschaften wurde darauf geachtet, dass die Definition die schutzbedürftigen Akteure erfasst, administrierbar bleibt und die Umgehungs- und Missbrauchsmöglichkeiten gering sind. Vor diesem Hintergrund sieht der Entwurf des EEG 2016 vor, dass kein Gesellschafter mehr als 10 Prozent der Stimmrechte an der Bürgerenergiegesellschaft halten darf. Diese Voraussetzung ist erforderlich, um die vielfältigen Umgehungsmöglichkeiten zu begrenzen. Zudem sollen nur Bürgerenergiegesellschaften privilegiert werden, die tatsächlich vor Ort breit in der Bevölkerung verankert sind. Der Gesetzentwurf der Bundesregierung sieht daher ferner vor, dass mindestens 51 Prozent der Stimmrechtsanteile von Bürgern aus dem Landkreis, in dem die Windenergieanlage errichtet werden soll, gehalten werden. Nach dem Vorschlag des Bundesrats sollen auch Bürger aus den benachbarten Landkreisen einbezogen werden können, um diese Quote zu erfüllen. Dies erweitert den Kreis um Bürger, die nicht mehr vor Ort verankert sind. Eine solche Ausweitung des Kreises lehnt die Bundesregierung ab. Unabhängig davon steht es Bürgern aus benachbarten Landkreisen frei, sich ebenfalls an einem Projekt zu beteiligen. Es muss lediglich gewährleistet sein, dass mindestens 51 Prozent der Stimmrechtsanteile von Bürgern aus dem Landkreis, in dem die Windenergieanlage errichtet werden soll, gehalten werden. Darüber hinaus soll durch die Beschränkung der Stimmrechte auf 10 Prozent pro Gesellschafter eine Dominanz von einzelnen Gesellschaftern in der Gesellschaft vermieden werden. Der Vorschlag des Bundesrats sieht zudem vor, dass kommunale Unternehmen sich an der Bürgerenergiegesellschaft mit bis zu 24,9 Prozent beteiligen dürfen. Zwar läge die vorgeschlagene Grenze von 24,9 Prozent für kommunale Unternehmen noch knapp unter einer Sperrminorität, aber durch die Erhöhung der Schwelle für die Stimmrechtsanteile würde sich die Möglichkeit eröffnen, dass wenige kommunale Unternehmen die Gesellschaft kontrollieren können. Zudem erhielten die kommunalen Unternehmen, die sich mit 24,9 Prozent an der Bürgerenergiegesellschaft beteiligen würden, eine dominierende Stellung, die dem Charakter einer reinen Bürgerenergiegesellschaft widersprechen würde. Auch könnte eine Privilegierung kommunaler Unternehmen unter wettbewerbs- und beihilfenrechtlichen Gesichtspunkten problematisch sein“ (Bundesregierung 2016, S. 3).

„Die Bundesnetzagentur hat den Anstieg der Abregelung bei den Erneuerbaren gemessen. Noch 2012 musste Strom aus erneuerbaren Energien im Umfang von 385 Gigawattstunden abgeregelt werden. Aber im letzten Jahr waren es bereits 4700 Gigawattstunden. Wie wir sehen, wird sich das Problem nicht von alleine lösen“ (Deutscher Bundestag 2016b, S. 30).

„Die Idee ist, insbesondere in den Netzausbauregionen zuzubauen, wo weniger abgeregelt werden muss. Das geht vom Grundsatz her natürlich in die richtige Richtung. Es ist allerdings so, dass der jetzige Vorschlag sicherlich weiterentwickelt werden könnte; er könnte differenzierter sein. Nicht nur in den Netzausbauregionen ist es derzeit so, dass abgeregelt werden muss, sondern es gibt auch an anderer Stelle Engpässe im Gesamtnetz. Deshalb ist die jetzige Regelung, die eine Obergrenze von 58 Prozent beim Zubau in diesen Regionen vorsieht, sicherlich noch reichlich undifferenziert. Trotzdem ist es richtig, am Anfang einen Schritt in diese Richtung zu gehen“ (Deutscher Bundestag 2016b, S. 5).

„Die Bürgerenergie könnte ein Stück weit freier agieren, wenn die De-minimis-Regel, wie sie die Wettbewerbskommissarin definiert hat, nämlich sechs Anlagen à 3 MW, realisiert würde. Ich nehme zur Kenntnis, dass das hier mehrheitlich nicht gewollt ist. Wir befürworten Verbesserungen innerhalb des Rahmens, der nun gesetzt ist, insbesondere die Möglichkeit, dass Bürgerenergieprojekte in Ausschreibungen einsteigen und den Preis zugeschlagen bekommen, der sich am oberen Ende der Ausschreibung gebildet hat. Der Market-Clearing-Preis wäre vernünftig und innerhalb des jetzigen Systems der Ausschreibungen möglich, aber unter der Voraussetzung, dass Bürgerenergieprojekte genauso wie alle anderen Bieter ohne Erstsicherheit mitbieten können und nur für die Zweitpönale hinterlegen müssen“ (Deutscher Bundestag 2016b, S. 30).

Zu den von BDI identifizierten drei zentralen Problemen führte Dr. Rolle wie folgt aus: „Das erste Problem ist, dass Unternehmen in Energieeffizienz investieren und dann knapp unter diese Grenze fallen könnten. Das wäre kontraproduktiv; das will man nicht. Man will ja einen Anreiz für Investitionen in die Energieeffizienz setzen. Das zweite Problem ist, dass man diese 17-Prozent-Schwelle durch Produktions- und Auslastungsschwankungen sowie andere Faktoren touchieren kann. Der Gesetzentwurf sorgt dafür, dass man hier „nicht rausfällt“ und die Entlastung nicht verliert. Das dritte Problem ist schließlich – dies ist aufgrund der Durchschnittskostenverordnung aus Brüssel eben auch neu -, dass eine andere Methodik der Stromkostenermittlung der Unternehmen dazu führen kann, dass man auf einmal die 17 Prozent-Schwelle touchiert und damit den Schutz verliert, ohne irgendetwas verändert zu haben“ (Deutscher Bundestag 2016b, S. 22–23).

Hierzu erklärte der befragte Experte SPD: „Da gab es für die SPD eigentlich keine Frage: Es war klar, wir wollen weiterhin das Referenzertragsmodell. Wir hätten uns da sicherlich auch noch irgendwie die eine oder andere Anpassung vorstellen können. Aber es war einfach mit der Gegenposition, man möchte gar kein Referenzertragsmodell, auf der Unionsseite nicht möglich, da irgendwie was zu machen“ (Schaube 12.10.2016a).

An die Grünen gerichtet führte Gabriel aus: „1 Milliarde Euro kostet uns das derzeit, sagen die Unternehmen. Nach ihren Angaben steigt die Summe auf 4 Milliarden Euro, wenn wir nichts ändern. Wenn Sie den Unternehmen nicht glauben, dann glauben Sie vielleicht dem Öko-Institut. Das sagt, dass die Kosten auf 2,7 Milliarden Euro steigen, wenn wir nichts machen. Das ist ein Institut, das Ihnen nähersteht“ (Deutscher Bundestag 2016e, S. 18228).

Zu den oft zitierten Zahlen bzgl. der Redispatch-Kosten äußerte sich im Rahmen der Aussprache auch Dr. Anton Hofreiter von den Grünen: „Dann sprechen Sie immer über Ihre Redispatchkosten von 1 Milliarde Euro. Wir haben nachgefragt, woher die kommen. Ja, woher kommen die? Die kommen ganz erheblich auch aus den fossilen Kraftwerken. Ja, dann ändern wir halt etwas bei den fossilen Kraftwerken. Dann zu den 4 Milliarden Euro zukünftige Redispatchkosten. Woher kommt denn die Zahl? Wir haben bei der BNetzA nachgefragt. Die BNetzA sagt: Diese Zahl haben wir uns ausgedacht“ (Deutscher Bundestag 2016e, S. 18233).

Josef Göppel (CSU) der in der Vergangenheit bei EEG-Novellen wiederholt abweichend von der Fraktionslinie abgestimmt hatte, stimmte der Novellierung diesmal zu. Unabhängig davon sah Göppel in seinem persönlichen Newsletter Anlass zu „grundsätzlicher Kritik am gebremsten Verlauf der Energiewende“ (Göppel 2016). So lägen die Mengenziele des EEG 2017 unter dem eigentlich notwendigen Ausbaupfad. Um im Jahr 2050 95 Prozent des Strombedarfs aus erneuerbaren Energien zu decken, wäre ein jährlicher Zuwachs an installierter Leistung um 1,8 Prozentpunkte erforderlich. Das neue EEG läge mit jährlich 1,2 Prozent um ein Drittel darunter. Auch hielt Göppel das Argument der verstopften Netze für „vorgeschoben“. Die Situation erkläre sich vielmehr dadurch, dass Lieferverträge für deutschen Kohlestrom ins Ausland erfüllt werden müssten. Schließlich bemängelte Göppel den Rückgang des Anteils von Bürgerenergieprojekten am EE-Ausbau. Dieser sei innerhalb der letzten drei Jahre von 47 Prozent auf 25 Prozent zurückgegangen. Energiekonzerne belegten jetzt 40 Prozent des Marktes, strategische Investoren 35 Prozent. Zwar freue sich Josef Göppel, dass die alten Energiekonzerne nun auf erneuerbare Energien einschwenkten, dabei dürften jedoch nicht die Bürgerprojekte aus dem Markt gedrückt werden (ebd.).

Die Details zu den verwendeten Primärquellen je Akteur und der für die Messung maßgeblichen Interpretation sind in den als Anhang 3 beigefügten Messungen für jeden der zwölf Akteure und für jede der drei Fallstudien dargestellt.

Für Details zur Methodik siehe Abschnitt 3.​2.​1.​4. Zum besseren Verständnis wurden die Messwerte hier noch einmal definiert.

Zur Koordination dieser Akteure erklärt der befragte Experte BMWi: „Der BDEW hat uns immer als Konstruktiver unterstützt, der VKU war auch immer konstruktiv“ (Schaube 08.11.2016).

Hinsichtlich der letztlich erfolgten Einführung der Sonderregelungen für Bürgerenergieprojekte erklärt der befragte Experte BMWi: „[A]lso wenn es nach diesem Hause gegangen wäre, […] hätte man da überhaupt nichts machen müssen. Es gibt ja am Ende einen Kompromiss, ob das was bringt, muss man sehen. […] Und wir hören im Moment auch durchaus, dass es bereits jetzt missbräuchliche Geschäftskonzepte gibt, um das zu umgehen. Und das waren eigentlich immer unsere großen Sorgen“ (Schaube 08.11.2016).

Beispielsweise argumentiert der Experte EVU Unternehmen Nr. 3: „Es gibt bestimmt eine Reihe positiver Aspekte der Akteursvielfalt. Schonräume, Sonderregelungen usw. hat [Name Unternehmen] aber immer abgelehnt. Das ist letztendlich auch eine Verzerrung des Wettbewerbs. Und ich denke, wenn man sich im Energiebereich engagiert, ist das kein „Pony-Hof“, sondern die Energiebranche ist hoch komplex. Energieversorgung ist hoch komplex. Und da muss man dann auch ein gewisses Know-How mitbringen oder aber sich die entsprechenden Partner suchen“ (Schaube 13.10.2016b).

„Es bestand damals immer so ein bisschen die Gefahr, dass man das Ausschreibungssystem aushöhlt durch zu viele Ausnahmeregelungen. Weil eben die unterschiedlichsten Akteure eben Ausnahmen verlangt haben. Zum Teil nicht ganz unberechtigt, weil es eben gerade bei den Vertretern der Bürgerenergie die Sorge gab, dass kleine Bürgerenergieprojekte möglicherweise es dann schwer haben werden in den Ausschreibungen. War auch für uns ein Thema, wir haben allerdings immer gesagt, also mit Ausnahmeregelungen sollten wir vorsichtig umgehen. Die sind auch immer anfällig für Missbrauch. Und wenn es zu viele Ausnahmen gibt, dann könnte das dazu führen, dass die Hälfte des Zubaus gar nicht am Ausschreibungs-Modell teilnimmt. Und dann verfehlt das ganze Modell eben auch seinen Zweck am Ende. Und insofern finden wir es ganz positiv, dass das BMWi und der Gesetzgeber auch da relativ strikt geblieben sind, in dieser Frage“ (Schaube 06.10.2016).

Kritisch zu den Netzausbaugebieten äußerte sich der interviewte Experte EVU Unternehmen Nr. 3, der zugleich erklärte: „[N]ach dem jetzt vorliegenden Entwurf ist Mecklenburg-Vorpommern komplett betroffen, Schleswig-Holstein ebenfalls und das nördliche Niedersachsen. Es ist das gesamte Versorgungsgebiet. Die Landkreise, die im [Name Unternehmen]- Verbund vertreten sind, sind nahezu alle betroffen“ (Schaube 13.10.2016b).

Für einen stärkeren Offshore-Zubau plädierte z. B. der VDMA: „[Bei] Offshore sind wir wirklich der Überzeugung, dass das Marktvolumen, das wir dann Anfang der 20er [Jahre] sehen werden einfach zu niedrig ist, um die Kostensenkungsziele zu erreichen […]“ (Schaube 07.11.2016).

Hierzu erklärt der befragte Experte VDMA: „Dass der BDI des erste Mal anerkannt hat, dass es hier auch um Planungssicherheit für Erneuerbaren-Industrie geht, nicht nur für alle anderen Beteiligten, das war ein sehr bemerkenswerter Schritt“ (Schaube 07.11.2016).

So befand beispielsweise der befragte Experte CDU/CSU Wirtschaft: „Es gibt da Erneuerbaren-Verbände, die teilweise bis zuletzt dann Stimmung gegen die Ausschreibungen gemacht haben. Obwohl das faktisch ja EU Beihilferecht war, also man hätte ja auch nichts mehr ändern können“ (Schaube 26.09.2016b).

Ebenfalls wandte sich eine Gruppe von 20 Koalitionsabgeordneten 2015 per Brief an die Kommission, um auf die Gefahren von Ausschreibungen für die breite Bürgerbeteiligung hinzuweisen. EU-Wettbewerbskommissarin Vestager antwortete daraufhin, dass „Ausschreibungen möglicherweise nicht das richtige Instrument für kleine Projektträger“ seien (Göppel 2016). Der CSU-Bundestagsabgeordnete Josef Göppel identifizierte dieses „klare Votum“ als entscheidendes Argument in den „zähen Verhandlungen mit dem Bundeswirtschaftsministerium und Teilen der Regierungsfraktionen“. Damit habe sich niemand mehr auf Brüssel als angeblichen Verhinderer der Sonderlösungen für Bürgerenergie berufen können (ebd.).

In der Tat stand auch die SPD-Bundestagsfraktion mehrheitlich hinter der schnellen Einführung von Ausschreibungen, wie die Ausführungen des Befragten Experten SPD zeigen: „Es gab auch hier große Diskussionen. Diskussionen mit Rückbezug auf den Koalitionsvertrag, der ja noch ein bisschen breiter formuliert hat, als es das EEG 2014 getan hat. Das EEG 2014 hat relativ klar gesagt, 2017 werden Ausschreibungen eingeführt und der Koalitionsvertrag hatte glaube ich 2013 noch gesagt, nur aufgrund vorheriger gesammelter Erfahrungen. Letztendlich hat man sich aufgrund des Diskussionsprozesses dann hinter Ausschreibungen gestellt. […] Also wurde das im Prinzip zwar kritisch gesehen und auch kritisch diskutiert, letztendlich aber eigentlich von einer Mehrheit der Bundestagsfraktion als richtiger Schritt angesehen“ (Schaube 12.10.2016a).

Der befragte Experte EVU Unternehmen Nr. 1 führte zu dieser Problematik aus: „Was wir kritisch sehen, […] das sind die im EEG § 1 weiter enthaltenen EE-Ziele für das Jahr 2025, für das Jahr 2035. Da steht 45 Prozent 2025, 55–60 Prozent 2035. Und das ist zu wenig. Und zwar zu wenig, weil wir einfach eine gewisse Dynamik bis Ende diesen Jahres [2016] sehen. Das heißt, der Aufsatzpunkt ist schon so hoch – wir landen jetzt vielleicht irgendwie bei 35/36 Prozent und bis 45 Prozent – da ist das nicht mehr viel. Und dem hat man aus unserer Sicht zu wenig Rechnung getragen und hätte dort auch mutig sein können um zu sagen, okay wir gehen auf – und das war auch unser Vorschlag – im Jahr 2025 auf 55 Prozent Erneuerbaren-Anteil. Und das passt dann auch zu den technologiespezifischen Mengen. Das heißt, hier sehen wir eine Inkonsistenz die wir jetzt auch nicht so laut nach außen tragen um jetzt auch nicht gleich schlafende Hunde zu wecken. Weil das kann natürlich auch dazu führen, je nach dem welches Ziel führend ist, entweder das Punktziel oder das Mengenziel, das man an der einen oder an der anderen Stelle die Axt ansetzt. Sprich unsere Bewertung ist: Wenn die Mengen so ausgeschrieben werden, werden wir deutlich höhere EE-Quoten sehen, wir werden eher bei 50 Prozent landen. Mit dem aktuellen Mengengerüst“ (Schaube 22.11.2016b).

Die Grundlage bilden hier die gemessenen Werte von VKU, BDEW und VDMA (ökologisch-marktwirtschaftliche Koalition) sowie DBV, VZBV, Verdi, NABU, BWE und BEE (ökologisch-dezentrale Koalition).

Die Grundlage bilden hier die gemessenen Werte von VIK, DIHK und BDI (ökonomische Koalition).