des Bundesrates
Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes
(Strommarktgesetz)

Der Bundesrat hat in seiner 940. Sitzung am 18. Dezember 2015 beschlossen, zu dem Gesetzentwurf gemäß Artikel 76 Absatz 2 des Grundgesetzes wie folgt Stellung zu nehmen:

1. Zum Gesetzentwurf allgemein

• a) Der Bundesrat begrüßt, dass das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie nach Abschluss der Konsultationsprozesse zu Grün- und Weißbuch zeitnah den Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) vorgelegt hat. Mit dem neuen Strommarktgesetz muss ein robuster Rahmen geschaffen werden, der zeitnah Planungs- und Investitionssicherheit für die (Energie-)Wirtschaft herstellt.
• b) Der Bundesrat bekräftigt, dass die internationale Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandortes Deutschland mit seiner hohen Innovationskraft auch zukünftig erhalten bleiben muss. Neben dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien sind besonders der Fortbestand und Ausbau der umweltfreundlichen Kraft-Wärme-Kopplung sowie der Erhalt der Versorgungssicherheit und Versorgungsqualität auf dem heutigen hohen Niveau für Deutschland Standortvorteile, die bei der Weiterentwicklung des Strommarktes von besonderer Bedeutung sind. Insgesamt setzt sich der Bundesrat für ein neues Strommarktdesign ein, das zukünftig eine sichere, bezahlbare und umweltfreundliche Stromversorgung gewährleistet.
• c) Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren dafür Sorge zu tragen, dass das Strommarktgesetz mit den europarechtlichen Vorgaben im Einklang steht. Dazu sind neben den Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien insbesondere die Mitteilungen im Rahmen des Sommerpaketes zur Umgestaltung des Energiemarktes und zur Anpassung des rechtlichen Rahmens für das Europäische Emissionshandelssystem zu prüfen. Der Bundesrat fordert die Bundesregierung auf, sich für die Interessen Deutschlands auf europäischer Ebene einzusetzen.
• d) Auch der Bundesrat ist der Auffassung, dass Versorgungssicherheit in einem zusammenwachsenden europäischen Binnenmarkt nur grenzüberschreitend zu betrachten ist. Daher begrüßt er ausdrücklich die von der Bundesregierung initiierten Gespräche mit den angrenzenden Nachbarländern sowie Norwegen und Schweden, um Kapazitäten aus dem europäischen Verbund für Deutschland einzuplanen. Gleichwohl ist der Bundesrat der Auffassung, dass das bestehende hohe Niveau der Versorgungssicherheit und -qualität auch innerhalb Deutschlands erhalten werden muss, damit Strom weiterhin jederzeit sicher verfügbar bleibt.
• e) Der Bundesrat begrüßt die mit dem Strommarktgesetz vorgesehene Absicherung des Strommarkts 2.0.

  Er hält es für unerlässlich, Netz- und Kapazitätsreserve sowie Sicherheitsbereitschaft aufeinander abzustimmen und rechtssicher auszugestalten. Der Bundesrat fordert die Bundesregierung auf, die Länder zeitnah über die Ergebnisse der im Strommarktgesetz vorgesehenen Maßnahmen zum Monitoring und zur Evaluierung der Reserven und der Leistungsbereitschaft zu informieren.

  Dies gilt insbesondere für die unmittelbar betroffenen Länder, wenn die Bundesregierung beabsichtigt, gemäß Artikel 1 § 13g Absatz 8 Gebrauch von der Ermächtigung zum Erlass einer Rechtsverordnung zu machen, mit der weitere Maßnahmen zur Kohlendioxideinsparung in der Braunkohlewirtschaft erlassen werden sollen.

• f) Der Bundesrat sieht mit Sorge, dass sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für den Betrieb von Energiespeichern und hier insbesondere Pumpspeicherkraftwerken kontinuierlich verschlechtert haben. Aus wirtschaftlichen Gründen werden de facto heute keine neuen Pumpspeicherkraftwerke mehr realisiert. Fortgeschrittene Projektierungen wurden in den letzten Monaten eingestellt, und bei bestehenden Anlagen ist die Wirtschaftlichkeit des Betriebes ernsthaft gefährdet. Im Hinblick auf die wachsende Bedeutung flexibler Strombereitstellungskapazitäten und Stromabnahmekapazitäten bei zunehmendem Anteil von volatiler Einspeisung von Strom im Zuge des Ausbaus der Erneuerbaren Energien erwartet er daher von der Bundesregierung, die geltenden Regelungen für die Errichtung und den Betrieb von Energiespeichern zu überprüfen und mögliche Hemmnisse für Errichtung und Betrieb zu beseitigen.
• g) Aus Sicht des Bundesrates hat es sich bewährt, die Länder frühzeitig und aktiv an den Überlegungen der Bundesregierung zur Weiterentwicklung des Strommarktes zu beteiligen. Er bittet gerade vor dem Hintergrund einer Vielzahl vorgesehener Verordnungsermächtigungen die Bundesregierung, dies auch künftig umfassend sicherzustellen. Weiterhin bittet er um eine deutliche Reduzierung der Verordnungsermächtigungen und weitgehende Integration der entsprechenden Regelungsinhalte in das Strommarktgesetz.

2. Zum Gesetzentwurf allgemein

• a) Angesichts sich verschlechternder wirtschaftlicher Rahmenbedingungen für den Betrieb von Energiespeichern bittet der Bundesrat die Bundesregierung, mit Nachdruck neben der Überprüfung der geltenden Regelungen für die Errichtung und den Betrieb von Energiespeichern und der Beseitigung möglicher Hemmnisse für Errichtung und Betrieb einen Rahmen zu schaffen, der die Flexibilisierung der Strombereitstellung und -nachfrage fördert.
• b) Der Bundesrat ist der Auffassung, dass im Zuge der Überprüfung des geltenden regulatorischen Rahmens für Energiespeicher diese künftig in dem Maße, in dem sie zum Zwecke der Zwischenspeicherung Strom dem öffentlichen Netz entnehmen und wieder in das Netz zurückspeisen, nicht mehr wie Letztverbraucher behandelt werden sollten. Die Bundesregierung wird gebeten, im Rahmen des im Weißbuch Strommarkt vorgesehenen Zielmodells für staatlich veranlasste Preisbestandteile und Netzentgelte, auch angemessene Lösungen für Energiespeicher zu entwickeln, gemeinsam mit den Ländern zu erörtern und in die Umsetzung zu bringen. Dazu gehören insbesondere die Befreiung von Netzentgelten und anderen Umlagen, die Berücksichtigung der Speicher bei der Neugestaltung von Redispatcheinsätzen und die Schaffung von Präferenzregeln beim Einsatz als Regelenergie.
• c) Der Bundesrat fordert die Bundesregierung auf, dafür Sorge zu tragen, dass insbesondere Pumpspeicherkraftwerke im Falle einer beantragten Stilllegung regelmäßig als systemrelevant eingestuft und in die Netzreserve überführt werden.

3. Zum Gesetzentwurf allgemein

Der Bundesrat stellt fest, dass die bestehenden Stromnetze bereits heute zeitweise so ausgelastet sind, dass es zu Netzengpässen kommt und dass Erneuerbare-Energien-Anlagen abgeschaltet werden, obwohl sie ohne zusätzliche Kosten Strom produzieren könnten. Ziel muss es sein, diesen CO₂-freien Strom, soweit wirtschaftlich und netztechnisch möglich, sinnvoll zu nutzen anstatt durch Zwangsabregelung auf ihn verzichten zu müssen. Das reduziert die Kosten der Engpassbewirtschaftung, entlastet die Umwelt und trägt zur Energiewende auch in den Sektoren Wärme, Verkehr und Industrie bei.

Die Bundesregierung wird gebeten, gemeinsam mit den relevanten Akteuren kurzfristig Handlungsoptionen für die Nutzung zuschaltbarer Lasten zur Engpassbewirtschaftung zu prüfen und noch in dieser Legislaturperiode konkrete Umsetzungsvorschläge vorzulegen. Voraussetzung ist, dass die volkswirtschaftlichen Kosten gesenkt und die Stromverbraucher entlastet werden.

4. Zum Gesetzentwurf allgemein:

• a) Der Bundesrat betont die hohe Bedeutung einer sicheren und bezahlbaren Energieversorgung für den Wirtschafts- und Hochtechnologiestandort Deutschland.

  Der Bundesrat begrüßt insoweit das vorgesehene Monitoring der Versorgungssicherheit.

  Der Bundesrat fordert die Bundesregierung auf, die Länder bei dem Monitoringprozess frühzeitig zu beteiligen.

• b) Der Bundesrat begrüßt zudem die Zielsetzung, die Transparenz des Strommarktes zu erhöhen und betont, dass dies auch vollumfänglich für die Kosten der vorgesehenen Maßnahmen gelten muss. Der Bundesrat begreift Kostentransparenz als eine wesentliche Voraussetzung für die Akzeptanz und damit das Gelingen der Strommarktreform.

  Deshalb sollten die Kosten für die geplanten Reserven und die Sicherheitsbereitschaft separat und damit transparent ausgewiesen werden.

• c) Die Bereitstellung von Flexibilität in Form von Regelenergie darf nicht durch gegenläufige Anreize aus der Netzentgeltsystematik verhindert werden. Eine Netznutzung, die auf der Basis von systemdienlichem und durch den Netzbetreiber erbetenem Verhalten basiert, sollte sich bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht negativ auswirken.
• d) Der Bundesrat stellt fest, dass die Weiterentwicklung des Strommarktes alle beteiligten Akteure vor große Herausforderungen stellt - dies gilt für die Erzeugungs- ebenso wie für die Verbrauchsseite. Insbesondere im Zuge der wachsenden Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage werden die Komplexität des Stromversorgungssystems insgesamt und damit die Anforderungen an das Stromeinkaufsmanagement Einzelner weiter zunehmen. Der Bundesrat bittet die Bundesregierung vor diesem Hintergrund, im Rahmen des Monitorings auch die Auswirkungen der Reform auf kleine und mittlere Unternehmen in den Blick zu nehmen.
• e) Der Bundesrat stellt fest, dass sich die Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten als Instrument der Netzbetreiber für Redispatch grundsätzlich bewährt hat. Die Kosteneffizienz dieses Instruments ist allerdings bei Weitem nicht ausreichend. Der Bundesrat fordert die Bundesregierung daher auf, die Verordnung zu abschaltbaren Lasten nur bei zugleich wettbewerblicher Weiterentwicklung zu verlängern. Eine wettbewerbliche Weiterentwicklung wäre die Öffnung für weitere industrielle Lasten, beispielsweise durch Verbesserung der Pooling-Möglichkeiten oder die Verringerung der Mindestabschaltleistung von derzeit 50 Megawatt.

5. Zu Artikel 1 Nummer 4 Buchstabe 0a - neu - (§ 3 Nummer 9 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 4 ist vor Buchstabe a folgender Buchstabe 0a einzufügen:

• '0a) In Nummer 9 wird das Wort "Erdgas" durch die Wörter "Energie, insbesondere Erdgas, elektrische Energie oder Wasserstoff" ersetzt.'

Begründung:

Durch die Änderung erfolgt eine Klarstellung, dass es nicht nur um die Speicherung von Erdgas geht, sondern um eine Speicherung von Energie. Die Wortwahl ist technologieoffen und offen für zukünftige Entwicklungen.

6. Zu Artikel 1 Nummer 4 Buchstabe b (§ 3 Nummer 25 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 4 Buchstabe b sind nach den Wörtern 'durch die Wörter "kaufen' die Wörter ", also diese Energie nicht nach erfolgter Zwischenspeicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Speicher wieder ausspeisen" einzufügen.

Begründung:

Mit der Formulierung "kaufen, also diese Energie nicht nach erfolgter Zwischenspeicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Speicher wieder ausspeisen; ...." soll klargestellt werden, dass die Zwischenspeicherung keinen Letztverbrauch darstellt. Es sollen die Doppelbelastungen für die bloße Zwischenspeicherung von Energie vermieden werden.

7. Zu Artikel 1 Nummer 4 Buchstabe b und Nummer 12 Buchstabe a (§ 3 Nummer 25 und § 17 Absatz 1 EnWG)

Der Bundesrat begrüßt die Absicht der Bundesregierung, die bestehenden Rechtsunsicherheiten im Bereich der Ladeinfrastruktur für Elektromobile zu beseitigen und damit einen weiteren Schritt in Richtung auf das Ziel der Bundesregierung zu gehen, den Marktanteil von Elektrofahrzeugen auf eine Million bis 2020 und 6 Millionen Fahrzeuge bis 2030 zu erhöhen.

8. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13c Absatz 1 Satz 3 und Satz 3a - neu - EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 ist § 13c Absatz 1 wie folgt zu ändern:

• a) In Satz 3 sind nach den Wörtern "die Bestimmung des" die Wörter "durch die Einspeisung nach § 13a Absatz 1 verursachten" einzufügen.
• b) Nach Satz 3 ist folgender Satz einzufügen:

  "Auf Nachweis durch den Betreiber ist der zusätzliche, durch die bloße Betriebsbereitschaft entstehende Werteverbrauch der Anlage zu erstatten."

Begründung:

Die im Gesetzentwurf vorgesehene Berechnungsmethode zur Vergütung des anteiligen Werteverbrauchs lässt außer Acht, dass ein Werteverbrauch an der Anlage nicht nur durch ihren tatsächlichen Einsatz, sondern bereits durch ihre Betriebsbereitschaft entsteht. So müssen bei dem Betrieb einer Anlage in Betriebsbereitschaft wie durch § 13b Absatz 4 EnWG gefordert nahezu dieselben Hilfsaggregate (unter anderem Kühlwasserpumpen, hydraulisches System, Hilfsöl- und Vakuumpumpen, Sperrdampfsystem der Dampfturbine etc.) betrieben werden wie bei einem regulären Betrieb (das heißt wie wenn die Anlage nicht stillgelegt worden wäre). Indem die Anlage in Betriebsbereitschaft gehalten werden muss, unterliegen die Aggregate der Anlage entsprechend den Betriebsstunden in Betriebsbereitschaft einem vergleichbaren Verschleiß und somit auch Werteverbrauch wie bei einem regulären Betrieb der Anlage. Bei einer Konservierung der Anlage werden die Hilfsaggregate der Anlage hingegen nicht betrieben und können beispielsweise vor Korrosionen effektiv geschützt werden. Ein Werteverbrauch wird somit durch die Konservierung minimiert, während die effektive, unkonservierte Betriebsbereitschaft auch ohne Einspeisung bereits ein erhöhtes technisches Risiko für die Aggregate darstellt. Der Umstand, dass die Anlage durch die Verpflichtung zur Betriebsbereitschaft nach § 13b Absatz 4 EnWG einem höheren Werteverbrauch unterliegt als bei einer Konservierung der Anlage, muss im Rahmen der Vergütung des Werteverbrauchs entsprechend berücksichtigt werden. Der anteilige Werteverbrauch ist daher einsatzabhängig und einsatzunabhängig zu vergüten. Betreiber von stillgelegten Anlagen in der Netzreserve dürfen nicht schlechter gestellt werden, als wenn sie ihre Anlage tatsächlich hätten stilllegen können.

9. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13c Absatz 1 EnWG)

• a) Der Bundesrat unterstützt die Bemühungen der Bundesregierung, im Gesetzentwurf eine angemessene Vergütung für Einspeisungen gemäß § 13a Absatz 1 EnWG zu verankern.
• b) Der Bundesrat ist der Auffassung, dass der anteilige Werteverbrauch gemäß § 13c Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 EnWG sowohl durch die Einspeisung nach § 13a Absatz 1 EnWG als auch durch die bloße Betriebsbereitschaft der Anlage anfällt und entsprechend zu vergüten ist. Er stellt fest, dass die Berechnung des anteiligen, einsatzabhängigen Werteverbrauchs gemäß § 13c Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 EnWG zu möglicherweise nicht sachgerechten Ergebnissen führt. Die Formel legt nahe, dass bei gleicher Anzahl anrechenbarer Betriebsstunden die Vergütung des Werteverzehrs für eine Anlage mit weniger geplanten Betriebsstunden im Zeitpunkt der Investitionsentscheidung höher ist als bei einer Anlage mit einer größeren Anzahl geplanter Betriebsstunden. Eine Anlage verliert aber nicht schneller an Wert, weil der Investor von einem selteneren Einsatz ausging. Ein Bezug zum tatsächlichen Werteverzehr der Anlage, wie eigentlich mit der Berechnungsmethode beabsichtigt, fehlt somit. Der Bundesrat empfiehlt daher eine Überprüfung der vorgeschlagenen Berechnungsmethode für den einsatzabhängigen Werteverbrauch sowie die zusätzliche Berücksichtigung eines einsatzunabhängigen Werteverbrauchs.
• c) Der Bundesrat ist der Auffassung, dass die Vergütungskomponenten "Erzeugungsauslagen" und "anteiliger Werteverzehr" als Bezugsgrößen nicht nur die tatsächliche Einspeisung berücksichtigen müssen, sondern beispielsweise auch An- und Abfahrzeiten und das Halten der Anlage im Betriebszustand zwischen zwei Anforderungsblöcken. Bereits das Anfahren (möglicherweise ohne eine spätere Einspeisung) und auch das Abfahren verursachen zusätzliche variable Kosten und Fixkosten. Diesem Umstand ist sowohl bei der Ermittlung der zu erstattenden Erzeugungsauslagen als auch bei der Auslegung anrechenbarer Betriebsstunden für die Ermittlung des anteiligen Werteverzehrs Rechnung zu tragen. Nur so kann sichergestellt werden, dass die durch den Redispatch-Einsatz zusätzlich entstehenden Kosten auch tatsächlich erstattet und Anlagenbetreiber nicht schlechter gestellt werden.

10. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13d Absatz 2 Satz 3 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 ist § 13d Absatz 2 Satz 3 wie folgt zu fassen:

"Die Betreiber der Übertragungsnetze ermitteln unverzüglich nach Bestätigung des Bedarfs durch die Bundesnetzagentur konkrete Anforderungen an die Standorte und binden die erforderlichen Anlagen an geeigneten Standorten in den Ländern Bayern, Baden-Württemberg und Hessen für die Leistungserbringung ab dem Winterhalbjahr 2021/2022 für einen Zeitraum von 15 Jahren."

Begründung:

Mit dem bereits bestehenden Modell einer Netzreserve steht den systemverantwortlichen Übertragungsnetzbetreibern nicht nur ein bewährtes, sondern auch ein effektives und effizientes Instrument zur Gewährleistung und Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit sowie zur Bewältigung lokaler Netzengpässe zur Verfügung. Ursächlich für den Erfolg der Netzreserve ist insbesondere die zentrale Rolle der Übertragungsnetzbetreiber. Diese ermitteln bislang in jährlichen Systemanalysen ausschließlich anhand objektiver Kriterien den konkreten Bedarf an zusätzlicher, gesicherter Erzeugungskapazität, und vor allem auch konkrete Anforderungen an deren Standorte innerhalb des Übertragungsnetzes. Die Weiterentwicklung dieses Instruments ist für die süddeutschen Länder, die künftig in erheblichem Maße auf Stromimporte angewiesen sein werden, von zentraler Bedeutung.

Nach § 3 Absatz 2 Satz 3 der NetzResV-E werden die Übertragungsnetzbetreiber beauftragt, für das Winterhalbjahr 2021/2022 ebenfalls eine auf fachlichen Kriterien beruhende Systemanalyse durchzuführen. Die Regelung des § 13d Absatz 2 Satz 3 des EnWG trifft jedoch eine Vorfestlegung auf Standorte für Kraftwerksneubauten ab dem Winterhalbjahr 2021/2022 ausschließlich in den Ländern Bayern und Baden-Württemberg. Die Objektivität und Ergebnisoffenheit der in der Netzreserveverordnung geregelten Systemanalyse würde durch eine regionale Vorfestlegung auf einen begrenzten Teil des süddeutschen Raumes durch den Bundesgesetzgeber in erheblichem Maße entwertet.

Nur durch eine sorgfältige, ausschließlich auf fachlichen Kriterien beruhende Ermittlung der erforderlichen Einspeisepunkte kann sichergestellt werden, dass die Netzreserve auch weiterhin ein wirksames und kosteneffizientes Instrument zur Bewältigung lokaler Netzengpässe sein wird. Objektive und belastbare Anhaltspunkte, dass ausschließlich Einspeisepunkte in den Ländern Bayern und Baden-Württemberg zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und zur Bewältigung künftiger Netzengpasssituationen im gesamten süddeutschen Raum geeignet sind, liegen nicht vor. Auch das große Volumen der Redispatch-Maßnahmen von Bestandskraftwerken in diesen beiden Ländern lässt nicht ohne weiteres den Rückschluss zu, dass ausschließlich dort Kraftwerksneubauten energiewirtschaftlich und netztechnisch sinnvoll sind. Der Bundesgesetzgeber sollte daher die Ergebnisse der bereits bis zum 30. November 2016 vorzunehmenden Systemanalyse der Übertragungsnetzbetreiber für das Winterhalbjahr 2021/2022 nicht vorwegnehmen.

11. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13g Absatz 5 Satz 3 Nummer 1, 2 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 sind in § 13g Absatz 5 Satz 3 die Nummern 1 und 2 durch die Wörter "auf null" zu ersetzen.

Begründung:

Mit dem Änderungsvorschlag werden die Anreize für die Betreiber der Kraftwerke innerhalb der Sicherheitsbereitschaft gestärkt, die zugesagte Leistung im Bedarfsfall auch tatsächlich zu erbringen. Dies ist von wesentlicher Bedeutung, weil die Stabilität des Stromversorgungssystems im Falle eines tatsächlichen Bedarfs zum Einsatz Sicherheitsbereitschaft akut gefährdet ist und die Übertragungsnetzbetreiber auf einen planbaren und störungsfreien Betrieb der Sicherheitsbereitschaft angewiesen sind.

12. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13g Absatz 7 Satz 1 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 sind in § 13g Absatz 7 Satz 1 vor dem Punkt am Satzende die Wörter "und beginnend zum 30. Juni 2018 jährlich in Form eines Berichts transparent veröffentlicht" einzufügen.

Begründung:

Die Sicherheitsbereitschaft führt zu Mehrbelastungen der Netzverbraucher. Die entstehenden Kosten sind daher transparent zu veröffentlichen, wobei den allgemeinen Regeln bzgl. der Schutzwürdigkeit von Daten Rechnung zu tragen ist. Von daher ist die Berichtspflicht auch erst ab einem Zeitpunkt vorgesehen, in dem schon mehrere Kraftwerke verschiedener Betreiber in der Sicherheitsbereitschaft sind, so dass eine entsprechende Aggregation der Daten erfolgen kann.

13. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13g Absatz 8 Satz 1 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 sind in § 13g Absatz 8 Satz 1 vor dem Punkt am Satzende die Wörter ", und setzt den Deutschen Bundestag und den Bundesrat unverzüglich über die Ergebnisse der Überprüfung in Kenntnis" einzufügen.

Begründung:

Mit der Einführung eines regulären Prozesses zur unverzüglichen Informationsübermittlung wird zur transparenten Ausgestaltung des Prozesses zur Stilllegung der Braunkohlekraftwerke beigetragen.

14. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13g Absatz 8 Satz 1 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 sind in § 13g Absatz 8 Satz 1 vor dem Punkt am Satzende die Wörter "; als zusätzliche Einsparung ist hier der Wert anzusehen, um den die Gesamtemissionen der inländischen Braunkohlekraftwerke im Jahr 2020 159 Millionen Tonnen Kohlendioxid unterschreiten" einzufügen.

Begründung:

Um zu gewährleisten, dass die klimapolitische Zielsetzung der Stilllegung der Braunkohlekraftwerke effektiv erreicht wird, ist eine möglichst exakte Definition des Begriffs "zusätzliche Einsparung" erforderlich. Mit dem skizzierten Änderungsvorschlag erfolgt daher eine gesetzliche Klarstellung des bislang nur allgemein in der Gesetzesbegründung erwähnten Bezugspunkts zur Bewertung der Zusätzlichkeit der Kohlendioxid-Einsparungen durch die Stilllegung der Braunkohlekraftwerke. Basiswert zur Berechnung der zusätzlichen Emissionen ist dementsprechend die im Mit-Maßnahmen-Szenario des Projektionsberichts 2015 der Bundesregierung projizierte Entwicklung der Emissionen von Braunkohlekraftwerken. Nach dem Projektionsbericht ergibt sich für das Jahr 2020 eine Gesamtemission der Braunkohlekraftwerke in Höhe von 159 Millionen Tonnen Kohlendioxid. Als zusätzliche Einsparungen durch die Stilllegung der Braunkohlekraftwerke ist folglich der Wert heranzuziehen werden, um den die tatsächlichen Gesamtemissionen bzw. die Projektion der tatsächlichen Gesamtemissionen im Evaluationsbericht den Basiswert von 159 Millionen Tonnen Kohlendioxid unterschreitet.

15. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13g Absatz 8 Satz 3 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 sind in § 13g Absatz 8 Satz 3 die Wörter ", wobei die Betreiber gemeinsam zusätzlich zu den Einsparungen durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen nicht mehr als insgesamt 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid einsparen müssen" zu streichen.

Folgeänderungen:

In Artikel 1 Nummer 9 ist § 13i Absatz 5 wie folgt zu ändern:

• a) In Satz 1 sind die Wörter "von bis zu 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid zusätzlich im Jahr 2020 in der Braunkohlewirtschaft" zu streichen.
• b) In Satz 2 sind die Wörter ", die Betreiber gemeinsam aber insgesamt nicht mehr als 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid zusätzlich im Jahr 2020 einsparen müssen" zu streichen.

Begründung:

Im Aktionsprogramm Klimaschutz hat die Bundesregierung dargelegt, dass ein erheblicher zusätzlicher Minderungsbedarf besteht, damit das nationale Klimaschutzziel 2020 erreicht werden kann. Im Bereich Braunkohlewirtschaft sollen deshalb zusätzliche 12,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid eingespart werden. Der zu streichende Halbsatz könnte allerdings im Extremfall dazu führen, dass die tatsächliche zusätzliche Einsparung nur 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid betragen kann. Eine so geringe zusätzliche Mindesteinsparung ist vor dem Hintergrund der Kosten der Sicherheitsbereitschaft nicht zu rechtfertigen. Mit der vorgeschlagenen Änderung wird erreicht, dass stets der Zielwert einer zusätzlichen Einsparung von 12,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid maßgeblich ist.

16. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13h Absatz 1 Satz 1 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 sind in § 13h Absatz 1 Satz 1 die Wörter "Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf" durch die Wörter "Rechtsverordnung, die der Zustimmung des Bundesrates bedarf" zu ersetzen.

Begründung:

§ 13h EnWG enthält eine Ermächtigung zum Erlass einer Verordnung zur Kapazitätsreserve, mit der eine Vielzahl an Regelungen getroffen werden soll, die die Länderinteressen unmittelbar berühren. So soll die Verordnung die Ausschreibungsmodalitäten für Kraftwerke sowohl in der Kapazitäts- als auch in der Netzreserve regeln, die für die tatsächliche Realisierung eines Kraftwerks von grundsätzlicher Bedeutung sind. Dabei ist sicherzustellen, dass ein ausreichender, nicht diskriminierender Wettbewerb zwischen Bestands- und Neuanlagen besteht und eine Akteursvielfalt gewahrt wird.

Die Kapazitätsreserve soll ein zentraler Baustein des künftigen Strommarktdesigns und damit auch des künftigen Stromversorgungssystems werden. Auf Grund der zentralen Bedeutung der Kapazitätsreserve, die auch die räumliche Verteilung der Kraftwerke innerhalb Deutschlands beeinflussen soll, sowie der zahlreichen Berührungspunkte mit den direkten Zuständigkeiten der Länder, da z.B. Anlagen betroffen sind, deren Genehmigung in die Zuständigkeit der Länder fällt, ist zur Berücksichtigung der Belange der Länder eine Zustimmung des Bundesrates für Rechtsverordnungen nach § 13h Absatz 1 erforderlich.

Schließlich ist eine Einbeziehung der Länder notwendig, da diese im späteren Verfahren beispielsweise durch mögliche Klageverfahren betroffen sein können.

17. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13i Absatz 1 Satz 1, Absatz 2 Satz 1 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 ist § 13i wie folgt zu ändern:

• a) In Absatz 1 Satz 1 ist das Wort "ohne" durch das Wort "mit" zu ersetzen.
• b) In Absatz 2 Satz 1 ist das Wort "nicht" zu streichen.

Begründung:

Zuschaltbaren und abschaltbaren Lasten kommt in einem auf Erneuerbare Energien ausgerichteten Stromversorgungssystem eine wachsende Bedeutung zu. Diesbezügliche Rechtsverordnungen, die u.a. die räumliche Verteilung des Stromverbrauchs beeinflussen können, haben zahlreiche Berührungspunkte mit den direkten Zuständigkeiten der Länder, da z.B. Anlagen betroffen sind, deren Genehmigung in die Zuständigkeit der Länder fällt. Zur Berücksichtigung der Belange der Länder ist daher eine Zustimmung des Bundesrates für Rechtsverordnungen nach § 13i Absatz 1 und 2 erforderlich.

18. Zu Artikel 1 Nummer 9 (§ 13i Absatz 5 Satz 1 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 9 ist in § 13i Absatz 5 Satz 1 das Wort "nicht" zu streichen.

Begründung:

Die Rechtsverordnung zur aus klimapolitischer Sicht zwingend erforderlichen Gewährleistung der zusätzlichen Einsparungen in der Braunkohlewirtschaft kann zahlreiche Berührungspunkte mit den direkten Zuständigkeiten der Länder haben, da z.B. Anlagen betroffen sind, deren Genehmigung in die Zuständigkeit der Länder fällt, und sich Rückkopplungen mit den Klimabilanzen der Länder ergeben. Zur Berücksichtigung der Belange der Länder ist daher eine Zustimmung des Bundesrates für Rechtsverordnungen nach § 13i Absatz 5 erforderlich.

19. Zu Artikel 1 Nummer 12a - neu - (§ 22 Absatz 2 Satz 4a - neu - EnWG)

In Artikel 1 ist nach Nummer 12 folgende Nummer 12a einzufügen:

• '12a. In § 22 Absatz 2 wird nach Satz 4 folgender Satz eingefügt:

  "Sie sorgen für eine diskriminierungsfreie, transparente, technologieneutrale Behandlung aller Anbieter von Regelenergie." '

Begründung:

Durch die Ergänzung soll betont werden, dass alle Anbieter von Regelenergie von den Übertragungsnetzbetreibern diskriminierungsfrei, transparent und technologieneutral behandelt werden müssen. Damit soll eine Gleichbehandlung zwischen allen Flexibilitätsoptionen im Markt für Regelenergie erreicht werden. Damit einher geht auch, die Anforderungen an die Präqualifikation für alle Anbieter von Regelenergie diskriminierungsfrei weiterzuentwickeln.

20. Zu Artikel 1 Nummer 16 (§ 51 Absatz 4 Satz 3a - neu - EnWG)

In Artikel 1 Nummer 16 ist in § 51 Absatz 4 nach Satz 3 folgender Satz einzufügen:

"Bis zum Jahr 2022 wird parallel zur Messung der Versorgungssicherheit nach Satz 1 ein Bericht der Betreiber von Übertragungsnetzen erstellt, der die Leistungsbilanz für ihren Verantwortungsbereich als Prognose und Statistik enthält."

Begründung:

Der in Artikel 1 Nummer 16, § 51 Absätze 3 und 4 EnWG konkretisierte neue wahrscheinlichkeitsbasierte Ansatz zur Berechnung der Versorgungssicherheit birgt die Gefahr, dass Versorgungssicherheit nicht in dem Maß gewährleistet wird, wie sie bisher als zentraler deutscher Standortvorteil gegeben ist. Versorgungssicherheit ist in § 12 Absatz 3 EnWG so definiert, dass "die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen ist". Daher sollte die gerade erst eingeführte Leistungsbilanz befristet bis zum Kernenergieausstieg in 2022 parallel zum neuen wahrscheinlichkeitsbasierten Ansatz fortgeführt und in ein europäisches Instrument überführt werden, welches das bisherige hohe Niveau der Versorgungssicherheit und -qualität in Deutschland auch zukünftig gewährleistet.

21. Zu Artikel 1 Nummer 22 Buchstabe b (§ 63 Absatz 2a Satz 2 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 22 Buchstabe b ist in § 63 Absatz 2a Satz 2 wie folgt zu fassen:

"Ab dem Jahr 2018 wird der Bericht bis zum 31. Dezember und dann mindestens alle zwei Jahre veröffentlicht und umfasst auch eine Darstellung der Kosten der Maßnahmen nach § 13g sowie auf Grundlage der Überprüfungen nach § 13e Absatz 5 die Wirksamkeit und Notwendigkeit von Maßnahmen nach § 13e oder der Rechtsverordnung nach § 13h einschließlich der für diese Maßnahmen entstehenden Kosten."

Begründung:

Wie für die Netzreserve und die Kapazitätsreserve besteht auch bezüglich der sogenannten Sicherheitsbereitschaft ein Bedürfnis nach einer transparenten Darstellung der entstehenden Kosten.

22. Zu Artikel 1 Nummer 28 (§ 111f Satzteil vor Nummer 1 EnWG)

In Artikel 1 Nummer 28 ist in § 111f im Satzteil vor Nummer 1 das Wort "ohne" durch das Wort "mit" zu ersetzen.

Begründung:

Rechtsverordnungen nach § 111f können künftig auch die Registrierung von Behörden, die energiewirtschaftliche Daten zur Erfüllung ihrer jeweiligen Aufgaben benötigen, und damit grundsätzlich auch Behörden im Zuständigkeitsbereich der Länder regeln. Zur Wahrung der Belange der Länder ist daher eine Zustimmung des Bundesrates für Rechtsverordnungen nach § 111f erforderlich.

23. Zu Artikel 1 Nummer 30 (§ 46 Absatz 3 Satz 5 EnWG)

In Artikel 1 sind in Nummer 30 nach den Wörtern ' "des Zwecks des § 1" ' die Wörter 'und in § 46 Absatz 3 Satz 5 die Wörter "den Zielen des § 1" durch die Wörter "dem Zweck des § 1" ' einzufügen.

Begründung:

Es handelt sich um redaktionelle Folgeänderungen, bedingt durch die Änderungen in § 1 EnWG.

In § 1 EnWG wird künftig in der Überschrift ausdrücklich zwischen den Zwecken und den Zielen des EnWG differenziert und in Absatz 4 eine neue Zielbestimmung aufgenommen, die dazu dient, die Zwecke des § 1 Absatz 1 EnWG zu erreichen. In den §§ 20 Absatz 2 Satz 1, 27 Satz 2 und 5 und 28 Absatz 2 Satz 1 EnWG wird bislang auf die "Ziele" des § 1 EnWG Bezug genommen. Aus Klarstellungsgründen wird in diesen Regelungen künftig auf die "Zwecke" des § 1 EnWG verwiesen.

Auch § 46 Absatz 3 Satz 5 bedarf - wie auch die separat geänderten §§ 37 Absatz 3 Satz 2 und 17 Absatz 2 Satz 1 - entsprechender redaktioneller Änderung.

Zwar ist geplant, im Rahmen der bevorstehenden Novelle zum Rechtsrahmen der Konzessionsvergabe für Strom- und Gasnetze, den § 46 Absatz 3 Satz 5 EnWG ebenfalls entsprechend anzupassen. Derzeit ist jedoch nicht absehbar, ob eine Änderung des § 46 EnWG in einem separaten Verfahren derart zeitnah erfolgt, dass diese redaktionelle Änderung entbehrlich ist.

24. Zu Artikel 3 (§ 18 Absatz 1 Satz 1 und § 19 Absatz 2 Satz 4a - neu - StromNEV) Artikel 9 Nummer 9 (§ 57 Absatz 3 Satz 1 EEG 2014)

Der Gesetzentwurf ist wie folgt zu ändern:

• a) Artikel 3 ist wie folgt zu fassen:

  'Artikel 3
  Änderung der Stromnetzentgeltverordnung

  Die Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225), die zuletzt durch Artikel 312 der Verordnung vom 31. August 2015 (BGBl. I. S. 1474) geändert worden ist, wird wie folgt geändert:

  • 1. § 18 Absatz 1 Satz 1 wird wie folgt gefasst:

    "Betreiber von dezentralen Erzeugungsanlagen erhalten vom Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, in dessen Netz sie einspeisen, ein Entgelt soweit die dezentrale Stromerzeugung nicht aus Windenergie oder solarer Strahlungsenergie erfolgt."

  • 2. In § 19 Absatz 2 wird nach Satz 4 folgender Satz eingefügt:

    "Veränderungen des Verbrauchs in Folge von Maßnahmen gemäß § 13 Absatz 1 oder § 14 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes oder durch sonstige Eingriffe des Netzbetreibers sind für die Zwecke der Sätze 1 bis 4 nicht zu berücksichtigen." '

• b) In Artikel 9 Nummer 9 ist § 57 Absatz 3 wie folgt zu fassen:

  (3) Netzbetreiber müssen vermiedene Netzentgelte für Strom im Sinne der §§ 40 bis 48 nach § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, die nach § 18 Absatz 1 Satz 3 Nummer 1 der Stromnetzentgeltverordnung nicht an Anlagenbetreiber gewährt werden und nach § 18 Absatz 2 und 3 der Stromnetzentgeltverordnung ermittelt worden sind, an die vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber auszahlen. § 11 Absatz 5 Nummer 2 ist entsprechend anzuwenden."

Begründung:

Zu Buchstabe a Nummer 1 und Buchstabe b insgesamt:

§ 18 Absatz 1 Satz 1 StromNEV und § 57 Absatz 3 Satz 1 EEG 2014 behandeln die vermiedenen Netzentgelte. Vermiedene Netzentgelte werden an Betreiber dezentraler Stromerzeugungsanlagen gezahlt. Bei Anlagen, die nach dem EEG gefördert werden, ist das vermiedene Netzentgelt Bestandteil der Förderung. Der Übertragungsnetzbetreiber erstattet dem Verteilernetzbetreiber die Vergütung nach dem EEG abzüglich der vermiedenen Netzentgelte. Hintergrund für die Zahlung von vermiedenen Netzentgelten war die Annahme, dass durch den Ausbau von dezentralen Stromerzeugungsanlagen auf vorgelagerten Netzebenen der Netzausbau und damit Infrastrukturkosten vermieden werden. Volatil und dargebotsabhängig einspeisende Anlagen - wie Photovoltaik und Wind - erfüllen diese Annahme heute nicht mehr. Vielmehr ist wegen der nicht im Voraus planbaren Einspeisung durch diese Anlagen sogar häufig ein gegenteiliger Effekt zu verzeichnen. Es kommt zu Rückspeisungen des zu viel eingespeisten Stroms in die vorgelagerte Netz- oder Umspannebene. Das Netz muss mittelfristig sogar ausgebaut werden. Die Kostenersparnis bei den vorgelagerten Netzkosten tritt bei volatilen Wind- und PV-Einspeisungen nicht ein. Die vorgeschlagenen Regelungen würden dazu beitragen, die regional unterschiedlichen Netzentgelte zu verringern und eine fairere Lastenverteilung bewirken.

Zu Buchstabe a Nummer 1:

Mit der Einfügung der Wörter "soweit die dezentrale Stromerzeugung nicht aus Windenergie oder solarer Strahlungsenergie erfolgt" in § 18 Absatz 1 Satz 1 StromNEV wird die Zahlungspflicht von vermiedenen Netzentgelten der Verteilnetzbetreiber an die vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber für volatile und angebotsabhängig nach dem EEG geförderte Anlagen sofort und ohne Bestandsschutz gestrichen. Einer angemessenen Übergangsfrist bedarf es nicht, denn die nach dem EEG geförderten Anlagen sind wirtschaftlich nicht betroffen.

Zu Buchstabe a Nummer 2:

Das heutige System der Netzentgelte gibt Anreize, die insbesondere der Öffnung von Flexibilitätsoptionen von industriellen Verbrauchern entgegenstehen. Denn jeder Verbraucher läuft bei einer Lasterhöhung Gefahr, dass das negative Auswirkungen auf seine Netzentgelte hat, weil die Lastspitze (also der maximale gleichzeitige Verbrauch) für die Berechnung sowohl der regulären als auch der individuellen Netzentgelte gemäß § 19 StromNEV eine zentrale Rolle spielt. Vor allem bei den individuellen Netzentgelten verhindert dies entsprechende Potentiale, da ein Verlust der individuellen Netzentgelte für viele Unternehmen nur schwer zu verkraften wäre.

Daher ist der konfligierende Anreiz dadurch aufzuheben, dass eine Netznutzung, die auf der Basis von systemdienlichem und durch den Netzbetreiber erbetenem Verhalten basiert, nicht bei der Ermittlung der Netzentgelte zu berücksichtigen ist.

Zu Buchstabe b:

Die vorgeschlagene Änderung in § 57 Absatz 3 EEG 2014 steht im Zusammenhang mit der Streichung der vermiedenen Netzentgelte für volatile Wind- und PV-Einspeisungen in § 18 StromNEV. Durch die Einfügung der Wörter "für Strom im Sinne der §§ 40 bis 48" wird geregelt, dass nur noch die Einnahmen aus vermiedenen Netzentgelten für Einspeisungen aus nicht volatilen Wind- und PV-Einspeisungen in das EEG-Konto fließen.

25. Zu Artikel 4 Nummer 2 (§ 26 Absatz 3 Satz 3 und 4 - neu - StromNZV)

In Artikel 4 Nummer 2 sind dem § 26 Absatz 3 folgende Sätze anzufügen:

"Wenn die Bereitstellung von Regelenergie im Sinne von Satz 1 durch das zweckorientierte Verändern des Verbrauchs elektrischer Energie gegenüber einem ansonsten zu erwartenden Verbrauchsverhalten (Lastmanagement) erfolgt, beinhaltet das angemessene Entgelt auch eine Kompensation des vom Lastmanagement betroffenen Bilanzkreisverantwortlichen. Das Nähere regelt die Regulierungsbehörde."

Begründung:

§ 26 Absatz 3 sieht auch heute bereits vor, dass ein Bilanzkreisverantwortlicher ein angemessenes Entgelt für die Öffnung seines Bilanzkreises für Regelenergie erhält. Derzeit gibt es Unsicherheit, was als angemessen bei der Öffnung für Lastmanagement (welches eine Legaldefinition auf Basis der Definition der Begründung des Gesetzentwurfs erhält) gilt. Durch die Aufnahme einer Klarstellung wird deutlich, dass darunter auch Kompensationszahlungen für den Bilanzkreisverantwortlichen bzw. den Lieferanten fallen können, die sich aus Lastmanagementmaßnahmen ergeben. Die aktuelle Regelung verhindert einen fairen Wettbewerb um Lastmanagement-Lösungen zwischen Bilanzkreisverantwortlichen und Lieferanten auf der einen, und unabhängigen Dienstleistern (Aggregatoren) auf der anderen Seite. Dies stellt eine unangemessene Hürde für unabhängige Dritte dar, Verbrauchern ihre Dienstleistung anzubieten, und reduziert damit die Angebotsvielfalt für Verbraucher. Um fairen Wettbewerb zu ermöglichen und Streit zwischen etablierten und neuen Marktakteuren zu vermeiden, wird die Bundesnetzagentur damit betraut, Regeln für die Angemessenheit zu entwickeln und verbindlich zu machen.

26. Zu Artikel 9 Nummer 5 (§ 19 Absatz 1a EEG)

Artikel 9 Nummer 5 ist zu streichen.

Begründung:

Mit der vorgeschlagenen Streichung von Artikel 9 Nummer 5 soll die bisherige Regelung im EEG 2014 beibehalten werden, mit der in bestimmten Fällen eine Kombination von EEG-Vergütung und Stromsteuerbefreiung möglich ist.

Vor einer Neuregelung sollten die praktizierten bzw. zukünftig möglichen Fallkonstellationen mit EEG-Förderung und Stromsteuerbefreiung evaluiert werden und die Abschaffung der Kumulation auf tatsächlich feststellbare Überförderungen und Mitnahmeeffekte konzentriert werden. Mit der im Gesetzentwurf vorgesehenen pauschalen Abschaffung der Kombinationsmöglichkeit von EEG-Vergütung und Stromsteuerbefreiung besteht demgegenüber die Gefahr, dass auch sinnvolle und gerechtfertigte Kombinationen von EEG-Vergütung und Stromsteuerbefreiung abgeschafft werden.

Bislang ermöglicht die Regelung nach § 9 Absatz 1 Nummer 1 StromStG, dass Strom aus erneuerbaren Energieträgern von der Stromsteuer befreit ist, wenn dieser aus einem ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Energieträgern gespeisten Netz oder einer entsprechenden Leitung entnommen wird.

§ 9 Absatz 1 Nummer 3 Buchstabe b StromStG ermöglicht die Befreiung von Strom, der aus Anlagen bis zwei Megawatt vom Erzeuger im räumlichen Zusammenhang direkt an Letztverbraucher geliefert wird.

Schon heute gibt es dezentrale Konzepte zur regionalen Vermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien, die im Vertrauen auf die Vergütung bzw. Förderung nach dem EEG und der Stromsteuerbefreiung aus § 9 Absatz 1 Nummer 1 und Nummer 3 StromStG geplant und realisiert werden. Durch eine Änderung der bisherigen Gesetzeslage kann eine Vielzahl von bestehenden und zukünftigen Investitionsentscheidungen betroffen sein. Regionale Vermarktungskonzepte haben spezifische Investitions- und Transaktionskosten und sind nicht nur im Sinne der Integration der Erneuerbaren Energien in den Strommarkt sinnvoll, sondern steigern auch die Akzeptanz der Energiewende im ländlichen Raum. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass die Stromsteuerbefreiung nur für Vermarktungskonzepte im räumlichen Zusammenhang gilt und somit relevante Steuermindereinnahmen nicht zu erwarten sind.

Im Sinne der Integration der Erneuerbaren Energien und der Akzeptanz der Energiewende im Stromsektor sollte ein europarechtskonformes Modell zur direkten Vermarktung von regional erzeugtem Ökostrom entwickelt und umgesetzt werden, das auch EEG-geförderten Strom einschließen kann.

Ob ein solches Modell mit einer Stromsteuerprivilegierung kombiniert werden sollte, ist noch zu prüfen. Es wäre daher kontraproduktiv, schon heute eine Festlegung zu treffen, die eine Kombination von EEG-Förderung und Förderung der Vermarktung von EE-Strom an Endkunden über die Stromsteuer ausnahmslos ausschließt.

Mit der EEG-Vergütung wird die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien gefördert, mit einer Stromsteuerprivilegierung können hingegen bestimmte energiewendedienliche Verwendungen (z.B. Flexibilitäten) bzw. Vermarktungsmodelle gefördert werden. In diesen Fällen handelt es sich bei einer Stromsteuerbefreiung ökonomisch nicht um eine zusätzliche Förderung für den EEG-Anlagenbetreiber. Schon aus diesem Grund liegt bei entsprechender Ausgestaltung bzw. Konzentration der Stromsteuerprivilegierung ökonomisch keine zusätzliche Förderung von EEG-Strom vor.

Im Gesetzentwurf wird zur Begründung ausgeführt, dass eine Überförderung nach den Vorgaben der Europäischen Kommission aus der beihilferechtlichen Genehmigung zum EEG 2014 unzulässig ist. Dagegen stehen die folgenden Argumente:

• - Nach Auffassung der Bundesregierung stellt das EEG keine Beihilfe dar.
• - Zudem sind die Steuerbefreiungen aus § 9 Absatz 1 StromStG nicht beihilfenrechtlich relevant, da sie als Bestandteil des in der Europäischen Gemeinschaft harmonisierten Verbrauchssteuersystems auf den Vorgaben der Richtlinie 2003/96/EG (Energiesteuerrichtlinie), insbesondere Erwägungsgrund 25, Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe b und Artikel 21 Absatz 5 Energiesteuerrichtlinie beruhen.
• - Mit Schreiben der Europäischen Kommission vom 9. März 2000 (Staatliche Beihilfe Nr. N575_A/99) wurde festgestellt, dass die Steuerbefreiung für Anlagen bis zwei Megawatt keine Beihilfe darstellt.

27. Zu Artikel 9 Nummer 7 (§ 24 Absatz 1 Satz 2 EEG)

In Artikel 9 Nummer 7 ist § 24 Absatz 1 Satz 2 wie folgt zu fassen:

"Die Werte der Stundenkontrakte nach Satz 1 sind negativ, wenn für die betreffenden Stunden jeweils der Wert in der vortägigen Auktion am Spotmarkt und der volumengewichtete Durchschnitt der Preise aller Transaktionen im kontinuierlich untertägigen Handel am Spotmarkt an einem Kalendertag negativ sind."

Begründung:

§ 24 EEG ist für Händler/ Direktvermarkter in dieser Form nicht abbildbar, denn es müsste über mehrere Tage hinweg vorhergesagt werden, ob ein 6-Stunden-Block mit negativen Strompreisen auftritt: Die Day-AheadAuktionen finden für solch einen Block an zwei Tagen statt. Es besteht die Schwierigkeit, in der Day-Ahead-Auktion eines Tages (Tag 1) zu antizipieren, ob die späten Stunden des nächsten Tages (Tag 2) einen negativen 6-StundenBlock mit den frühen Stunden des übernächsten Tages (Tag 3) bilden werden.

Praxisnah und einfach umzusetzen wäre es, die Vorschrift auf sechs Stunden, die an demselben Kalendertag auftreten, zu beschränken. Dies wäre eine einfach in das EEG zu integrierende Verbesserung und würde die Anzahl der betroffenen Stunden verringern.