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Erneuerbare-Energien-Gesetz

 

In Deutschland wurde die Einspeisevergütung zunächst durch das Anfang 1991 in Kraft getretene Stromeinspeisungsgesetz (StrEG) geregelt. Die Höhe der Vergütung betrug seinerzeit mindestens 90 Prozent des Durchschnittserlöses je Kilowattstunde aus der Stromabgabe von Elektrizitätsversorgungsunternehmen an alle Letztverbraucher. Im April 2000 wurde das StrEG durch das EEG abgelöst. Dieses wurde mittlerweile vielfach novelliert und im Jahr 2016 mehrfach geändert, zuletzt am 22. Dezember 2016. Die maßgeblichen Änderungen erfolgten in 2016 mit dem am 8. Juli 2016 durch den Bundestag beschlossenen »Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuer­baren Energien«, welches am 1. Januar 2017 in Kraft getreten ist und nun als EEG 2017 bezeichnet wird. [EEG 2017]

 

 

Ausschreibungsverfahren

 

Kern der nach langen Diskussionen verabschiedeten Änderung des EEG ist der Umstieg auf ein Ausschreibungsverfahren zur Festlegung der Vergütungssätze und Steuerung des Zubaus von Windenergieanlagen. Während bei Photovoltaikanlagen bereits in den Jahren 2015 und 2016 erste Erfahrungen mit dem Ausschreibungsverfahren gesammelt wurden, steht für die Onshore-Windenergie der erste Ausschreibungstermin am 1. Mai. 2017 mit einem Volumen von 800 MW noch bevor. Insgesamt sollen in den Jahren 2017–2019 jeweils 2800 MW Windleistung an Land und ab 2020 pro Jahr 2900 MW ausgeschrieben werden. Bis zu 5 Prozent der ausgeschriebenen Leistung kann unter bestimmten Bedingungen erstmals auch an Projekte im EU-Ausland vergeben werden. Nicht vergebenes Ausschreibungsvolumen wird in das folgende Jahr übertragen. Eine Berücksichtigung des Rückbaus erfolgt nicht, es handelt sich daher bei den genannten Zahlen um den Brutto-Zubau. [EEG 2017]; [BNetzA Ausschreibung]

 

In der Übergangszeit sind WEA, die vor dem 1. Januar 2017 eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) erhalten haben und vor dem 1. Januar 2019 in Betrieb genommen werden, vom Ausschreibungsverfahren ausgenommen und können weiterhin eine feste Vergütung erhalten. Dauerhaft ausgenommen sind außerdem WEA mit einer Leistung von maximal 750 kW sowie Prototypanlagen. [EEG 2017]

 

Mit dem Ziel, die Akteursvielfalt zu erhalten, werden Bürgerenergiegenossenschaften gegenüber anderen Teilnehmern beim Ausschreibungsverfahren bessergestellt. So besteht für Bürgerenergiegenossenschaften die Möglichkeit zur früheren Abgabe eines Gebotes, bei dem die Genehmigung nach BImSchG erst nach dem Zuschlag erbracht werden muss. Die Planungskosten und das damit einhergehende Verlustrisiko vor der Teilnahme am Ausschreibungsverfahren werden so reduziert. [EEG 2017]; [BMWi EEG 2017]

 

 

Geographische Steuerung des Ausbaus

 

Um trotz der Anwendung des Ausschreibungsmodells weniger windstarke Standorte (z. B. Binnenland) nicht auszuschließen und einen gleichmäßigen Ausbau der Windenergie in Deutschland zu erreichen, werden die Angebote der Ausschreibung für die spätere Vergütung abhängig von der Standortqualität mit einem Korrekturfaktor belegt. Hierzu wird das ebenfalls mit dem EEG 2017 überarbeitete Referenzertragsmodell angewandt. Der Referenzertrag ist die Strommenge, welche der jeweilige Anlagentyp einschließlich der jeweiligen Nabenhöhe an einem fiktiven Referenzstandort mit festgesetzten Bedingungen erzielt. Standorte mit einer geringen Güte erhalten das bis zu 1,29-Fache des Zuschlagswertes, Standorte mit sehr hoher Güte werden mit einem Korrekturfaktor von bis zu 0,79 belegt. [EEG 2017]

 

Zur Begrenzung des Ausbaus in Gebieten mit besonders über­lasteten Übertragungsnetzen (Netzausbaugebiete) ermöglicht das EEG 2017 erstmals eine Beschränkung der Zuschlagsleistung auf bis zu 58 Prozent der in den Jahren 2013–2015 durchschnittlich installierten Leistung. [EEG 2017]

 

 

Vergütung bei negativen Preisen

 

Eine Reduzierung der Marktprämie auf null in Zeiten negativer Preise wurde bereits im EEG 2014 für WEA mit einer Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2016 und einer Leistung von mindestens 3 MW eingeführt. Konkret handelt es sich um Zeiträume in denen die Day-Ahead-Preise von mindestens 6 aufeinanderfolgenden Stundenkontrakten negativ sind. Betrachtet wird hierbei die Preiszone für Deutschland an der EPEX SPOT in Paris. [EEG 2017]; [BMWi EEG 2017]

 

 


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