Ü20-Anlagen nicht einfach weiterlaufen lassen

Zum Jahreswechsel werden die ersten Photovoltaikanlagen das Ende ihrer Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) erreichen. Die ausgeförderten PV-Anlagen dürfen jedoch nicht einfach weiterlaufen. Denn auch für diese Anlagen gelten weiterhin energierechtliche Pflichten, die beachtet werden müssen. Andernfalls drohen empfindliche Sanktionen.

Ende der Förderung – aber kein Ende der Pflichten

Zentraler Baustein des EEG, das am 01.04.2000 in Kraft getreten ist, ist der gesetzliche Anspruch des Anlagenbetreibers auf eine bestimmte Vergütung des von ihm erzeugten Stroms. Dieser Vergütungsanspruch gilt grundsätzlich für 20 Jahre zuzüglich des Jahres der Inbetriebnahme. PV-Anlagen, die in 2000 in Betrieb genommen wurden, erhalten die gesetzliche Förderung also noch bis Ende des Jahres.

Anfang 2000 gab es in Deutschland allerdings bereits ein paar Tausend PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt ca. 70 MWp. Diese frühen PV-Anlagen – das EEG spricht von „Altanlagen“ – blieben bei der neuen Förderung durch das EEG nicht außen vor. Vielmehr wurden diese Anlagen gewissermaßen unter die Förderung gezogen, indem das EEG für alle Altanlagen eine Inbetriebnahme zum 01.01.2000 fingiert. Auch deren gesetzliche Förderung endet somit Ende des Jahres.

Insgesamt fallen rund 18.400 PV-Anlagen – respektive für rund 114 MWp installierte PV-Leistung – zum Jahreswechsel aus der gesetzlichen Förderung. Die betroffenen Anlagen erhalten derzeit noch einen Fördersatz von rund 50 Cent je Kilowattstunde (Ct/kWh). Daher sind die meisten der betroffenen Anlagen derzeit noch sogenannte Volleinspeiser: Der gesamte PV-Strom wird in das Netz eingespeist und vom zuständigen Netzbetreiber nach Maßgabe des EEG vergütet.

In den vergangenen Monaten wurde viel darüber diskutiert, was mit diesen „Post-EEG-Anlagen“ geschehen soll. Der Begriff der „Post-EEG-Anlage“ ist allerdings mit Vorsicht zu verwenden. Denn mit dem Ende der gesetzlichen Förderung endet zwar der Anspruch auf gesetzliche Förderung. Die ausgeförderte PV-Anlagen bleiben jedoch immer noch „Anlagen“ im Sinne des EEG (vgl. § 3 Nr. 1 EEG). Daher gelten auch die Pflichten der Anlagenbetreiber grundsätzlich fort. Vor diesem Hintergrund ist der Begriff der „Ü20-Anlagen“, der zunehmend für diese Anlagen verwendet wird, tatsächlich angebrachter.

Handlungspflicht der betroffenen Anlagenbetreiber

Mit dem Ende der Förderung verliert der Anlagenbetreiber zum einen seinen Anspruch auf die gesetzliche Einspeisevergütung. Zum anderen ist der Netzbetreiber nicht länger verpflichtet, den PV-Strom kaufmännisch abzunehmen. Im Übrigen aber gelten die Regeln des EEG auch für diese Anlagen fort. 

Das bedeutet allerdings nicht, dass sich für die Anlagenbetreiber – abgesehen vom Wegfall der Vergütung – nach dem Ende der Förderung nichts ändern würde. Im Gegenteil: Die gesetzlichen Pflichten zwingen alle Betreiber, frühzeitig vor dem Auslaufen der Förderung aktiv zu werden.

Das EEG enthält nämlich eine abschließende Aufzählung der sogenannten Veräußerungsformen. Alle Anlagenbetreiber sind verpflichtet, ihre Anlage eine der im Gesetz genannten Veräußerungsformen zuzuordnen. Derzeit sind die geförderten PV-Anlagen noch der Veräußerungsform der „Einspeisevergütung“ (§ 21b Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG) zugeordnet. Das geht nach dem Ende der Förderung nicht mehr. Diese Anlagen müssen dann für einen Weiterbetrieb der sogenannten „sonstigen Direktvermarktung“ (§ 21b Abs. 1 Satz 1 Nr. 4 EEG) zugeordnet werden.

Das klingt leichter als es ist. Denn zum einen muss der Wechsel der Veräußerungsform zwingend form- und fristgerecht gemeldet werden (was viele betroffene Anlagenbetreiber wahrscheinlich schlicht nicht wissen). Zum anderen setzt der Wechsel in die „sonstige Direktvermarktung“ voraus, dass der Anlagenbetreiber einen Direktvermarkter benennen kann, der ihm den ins Netz eingespeiste Strom abnimmt.

Damit nicht genug: Die „sonstige Direktvermarktung“ ist nur zulässig, wenn der Strom im Viertelstundentakt gemessen wird (vgl. § 21b Abs. 3 EEG). Das geht mit den meisten Zählern der Altanlagen jedoch nicht. Die Altanlagen benötigen daher einen neuen Zähler, der in der Regel deutlich teurer ist als der alte.

Bei kleineren Anlagen lohnt der Weiterbetrieb in der „sonstigen Direktvermarktung“ daher möglicherweise kaum noch. Denn die Kosten der Messung und die übrigen Kosten des Betriebs können höher ausfallen als die Erlöse, die bei einer nicht geförderten Direktvermarktung mit dem PV-Strom noch erzielt werden können.

Darüber hinaus stellt sich ein praktisches Problem: Für die Direktvermarkter, die den Strom theoretisch abnehmen und weitervermarkten könnten, sind die vielen kleinen Strommengen aus den Ü20-Anlagen nicht sonderlich lukrativ. Daher gibt es bislang nur sehr wenige Direktvermarkter, die angekündigt haben, auch diese Kleinststrommengen abnehmen zu wollen. Ob und wie ein Wechsel der Ü20-Anlagen in die „sonstige Direktvermarktung“ tatsächlich funktioniert, wird sich in der Praxis erst noch zeigen müssen. Eine entscheidende Frage wird dabei sein, wie die Netzbetreiber mit dem Thema umgehen werden.

Abwarten und versuchen, das Problem „auszusitzen“, ist für die Betreiber einer Ü20-Anlage trotz allem keine gute Lösung. Denn dies würde dazu führen, dass der Strom aus den Anlagen „wild“ ins Netz eingespeist wird. Solche „wilden Netzeinspeisungen“ müssen Netzbetreiber nicht hinnehmen. Sie dürften dann notfalls den gesamten Anschluss, über den die wilde Einspeisung erfolgt, stilllegen. Bei kleineren Anlagen, die über den Hausanschluss einspeisen, wäre also das Haus vollständig vom Netz – und somit auch der Strombezug aus dem Netz unterbrochen. Darüber hinaus drohen bei „wilder Einspeisung“ Ordnungsgelder durch die Bundesnetzagentur, weil damit zwangsläufig auch Meldepflichtverletzungen einhergehen.

Handlungsoptionen der Anlagenbetreiber

Was können und müssen Anlagenbetreiber nun also machen, um nicht zu „wilden Einspeisern“ zu werden? Lohnt sich der Weiterbetrieb einer Ü20-Anlage überhaupt noch oder sollten die Anlagen besser stillgelegt und abgebaut werden?

Tatsächlich gibt es Stimmen, die dafür plädieren, ausgeförderte Anlagen abzubauen und durch neue Anlagen zu ersetzen, für die dann erneut die gesetzliche Förderung in Anspruch genommen werden kann (Repowering). Welcher Weg der Sinnvollste ist, lässt sich indes nicht allgemein sagen und sollte im Einzelfall sorgfältig geprüft und abgewogen werden.

Juristisch betrachtet sind bei der Bewertung der verschiedenen Handlungsoptionen insbesondere folgende Aspekte zu berücksichtigen:

• Repowering: Das EEG betrachtet grundsätzlich jedes einzelne PV-Modul als eine „Anlage“. Nur hieran knüpft der Förderanspruch an. Daher könnte es für ein Repowering grundsätzlich ausreichen, nur die alten PV-Module durch neue zu ersetzen und die übrigen Komponenten soweit wie möglich weiter zu nutzen. Allerdings verliert die Anlage hierbei möglicherweise ihren Bestandsschutz im Sinne der technischen Mindestanforderungen (VDE-AR-N 4105:2018). Das kann dann auch den Austausch der Wechselrichter erforderlich machen.
• Eigenverbrauch mit Überschusseinspeisung: Da der Netzbetreiber – wie gesagt – nicht verpflichtet ist, den Strom abzunehmen, muss der Anlagenbetreiber sich selbst auf die Suche nach einem Abnehmer machen. Mit nennenswerten Erlösen dürfte hierbei wohl nicht zu rechnen sein. Dem gegenüber stehen die Kosten des neuen Zählers und möglicherweise der weiteren Fernsteuereinrichtungen. Darüber hinaus unterliegt der eigenverbrauchte Strom der reduzierten EEG-Umlage (40 % der regulären EEG-Umlage, § 61b EEG). Auf die Privilegierungen der Kleinstanlagen bis 10 kWp können sich die Betreiber ausgeförderter PV-Anlagen nicht berufen, da diese Regelung nur für die ersten 20 Betriebsjahre gilt (vgl. § 61a EEG). Nur, wer seine PV-Anlage schon vor dem 01.08.2014 zur Eigenversorgung genutzt hat, kann in Bezug auf die EEG-Umlage noch Bestandsschutz geltend machen (vgl. § 61e EEG). 
• Eigenverbrauch mit Nulleinspeisung: Möglicherweise lässt sich das Problem der erforderlichen Viertelstundenmessung dadurch umgehen, dass der PV-Strom – beispielsweise durch Zubau eines Speichers – zu 100 Prozent selbst verbraucht und eine Netzeinspeisung technisch verhindert wird. Die Rechtslage ist insoweit allerdings nicht ganz eindeutig. Fraglich ist daher, ob die Netzbetreiber dies so einfach anerkennen. Im Übrigen ist auch in diesem Modell regelmäßig mit der reduzierten EEG-Umlage für den eigenverbrauchten Strom zu rechnen.
• Sonstige Direktvermarktung: Soweit der Anlagenbetreiber seinen Strom nicht selbst verbraucht, kommt grundsätzlich auch eine Stromlieferung innerhalb der „Kundenanlage“ – also außerhalb des öffentlichen Netzes – in Betracht. Das setzt freilich voraus, dass es innerhalb der Kundenanlage potentielle Abnehmer des Stroms gibt, beispielsweise Mieter. Zudem fällt bei Stromlieferungen an Dritte immer die volle EEG-Umlage an. Und auch für dieses Modell wird in der Regel ein neuer bzw. ein weiterer Zähler erforderlich sein.

Bei allem sollten zum einen die steuerlichen Auswirkungen geprüft werden. Zum anderen darf nicht vergessen werden, dass alle Änderungen der im Marktstammdatenregister erfassten bzw. zu erfassenden Daten auch dort binnen eines Monats nachzuzeichnen sind (vgl. § 7 Abs. 1 Marktstammdatenregisterverordnung). Das gilt auch für die Stilllegung einer PV-Anlage. Anlagenbetreiber, die ihre Anlage noch nicht im Marktstammdatenregister registriert haben, sollten dies spätestens zum Jahreswechsel erledigen, um Unklarheiten zu vermeiden.

Letzte Hoffnung: der Gesetzgeber

Der derzeitige Rechtsrahmen ist für ausgeförderte PV-Anlagen also denkbar unbefriedigend. Das haben auch die Branchen- und Umweltverbände erkannt und den Gesetzgeber zu gesetzlichen Erleichterungen aufgefordert. In der Tat könnte die neue europäische EE-Richtlinie, die bis Mitte 2021 in nationales Recht umzusetzen ist, auch als Blaupause für Lösung der Ü20-Anlagen-Problematik dienen. Denn demnach soll die dezentrale Nutzung von PV-Anlagen bis 30 kWp grundsätzlich ohne finanzielle Belastung und hemmender Bürokratie möglich sein.

Die Antwort, die das Bundeswirtschaftsministerium auf eine gemeinsame Petition der Verbände und von 120.000 Unterzeichnern gegeben hat, ist allerdings ernüchternd. Denn sie lässt nicht erkennen, dass das Bundeswirtschaftsministerium eine möglichst einfache Lösung anstrebt. Es bleibt daher zu hoffen, dass der Anstoß für eine wirkliche gesetzliche Erleichterung von anderer Seite kommt. Andernfalls droht nicht nur der Rückbau vieler Anlagen, sondern auch eine Vielzahl von Rechtsstreitigkeiten um wilde Einspeisungen und Verletzung von Anlagenbetreiberpflichten.