Online-Forum für Betriebswirtschaft, Wirtschaftsrecht und Steuerrecht der Versorgungs- und kommunalen Unternehmen
Titel: Heft05
Artikeltyp:

Rechtliche Rahmenbedingungen für die Direktvermarktung von »Grünstrom« nach dem EEG 2012

- von Dr. Daniel Breuer, Köln1 -

Zum 1. Januar 2012 ist das novellierte EEG in Kraft getreten. Die nunmehr umgesetzten Änderungen waren Gegenstand des Gesetzes zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien vom 28. Juli 2011 (EE-ÄnderungsG2, BGBl I S. 1634), mit dem das Energiepaket vom 6. Juni 2011 und damit letztlich die sog. Energiewende beschlossen wurde. Neben der erneuten Änderung des EEG ragen als weitere Eckpfeiler das bereits am 5. August 2011 in Kraft getretene novellierte EnWG3, das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) sowie die mit der 13. Atomgesetznovelle erfolgte Rückkehr zum rot-grünen Atomausstieg von 2002 heraus.4 Die Halbwertszeit dieser umfassenden Änderungen scheint zumindest mit Blick auf das EEG gering: am 29. März 2012 soll der Bundestag nach nur drei Monaten über eine erneute Änderung des EEG beschließen, mit erheblichen Auswirkungen vor allem für die deutsche Solarbranche. Da unmittelbare Auswirkungen auf das zum 1. Januar 2012 neu eingeführte Direktvermarktungsregime zum Zeitpunkt des Redaktionsschlusses nicht ersichtlich sind, gelten die nachfolgenden Ausführungen losgelöst von den Inhalten des Gesetzes zu den Änderungen im Recht der erneuerbaren Energien (EEG-ÄnderungsG, BT-Drucks. 17/8877). Übergeordnetes Ziel der Energiewende ist die Erreichung eines fuel switch, d.h. eines Wechsels der Energieträger bei der Stromerzeugung. Dem wurde auch im neuen EEG Rechnung getragen, einerseits in den Zweckerwägungen5 in § 1 Abs. 16 sowie bezüglich der Umsetzung in § 1 Abs. 2 durch eine verstärkte Marktintegration erneuerbarer Energien in das Elektrizitätsversorgungssystem. Andererseits auch durch die verbindliche Vorgabe der (nunmehr angepassten) Ausbauziele, nämlich 35% bis 2020, 50% bis 2030, 65% bis 2040 und 80% bis 2050, was den Vorgaben des Energiekonzepts der Bundesregierung vom 28. September 20107 entspricht.

1. Marktintegration erneuerbarer Energien im EEG 2012

Im Fokus der aktuellen Debatte um die Umsetzung der Energiewende stehen - losgelöst von dem eingangs erwähnten EEG-ÄnderungsG - vor allem die Herausforderungen bei der Integration einer zunehmend dezentralen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in die Stromnetze (Netzintegration) sowie in die Markt- und Vermarktungsmechanismen auf den Strommärkten (Marktintegration). Da ein Großteil des erforderlichen Ausbauvolumens auf die fluktuierenden, d.h. nicht steuerbaren bzw. dargebotsabhängigen, Energieträger Wind (On-/Offshore) und Photovoltaik entfallen wird und Speichermöglichkeiten zumindest in relevantem Umfang nicht verfügbar sind (Nichtspeicherbarkeit), sehen sich die Marktbeteiligten erheblichen Integrationsherausforderungen ausgesetzt.

Einerseits in physischer Hinsicht bei der Übertragung und Verteilung über die Netzinfrastruktur, vor allem von den Erzeugungsregionen im Norden (durch die Netzanbindung etwa der Offshore-Windparks) in die industriellen Nachfrageregionen im Westen und vor allem Süden der Bundesrepublik.8 Zugleich auch im Hinblick auf die (wirtschaftliche) Integration in die Vermarktungsmechanismen der Strommärkte.

Denn Folge der Nichtspeicherbarkeit und des Vorrangprinzips bei der Einspeisung erneuerbarer Energien (§§ 8 Abs. 1 EEG, 4 Abs. 1 KWKG) sowie der Dargebotsabhängigkeit der Erzeugung durch Wind- und Photovoltaik-Anlagen sind volatile Angebotskurven, Verfügbarkeitsprognoserisiken zu Lasten der Anlagenbetreiber oder (Direkt-)Vermarkter sowie verschärfte Anforderungen an die Gewährleistung eines frequenzstabilen Netzbetriebs9, was unmittelbare Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit in Deutschland hat. Netz- und Marktintegration der erneuerbaren Energien stehen folglich in einem unmittelbaren Zusammenhang.

2. Direktvermarktung (§§ 33a - i EEG 2012)

Das Ineinandergreifen von netz- und marktbezogenen Mechanismen spiegelt sich auch in dem novellierten Direktvermarktungsregime wider. Im Rahmen des EEG 2009 spielte die Direktvermarktung der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten, die in § 17 eher rudimentär ausgestaltet war, eine nur untergeordnete Rolle. Weit über wiegend erfolgte eine Einspeisung zur Inanspruchnahme der in § 16 EEG gesetzlich garantierten, sog. festen Einspeisevergütung mit anschließender Vermarktung der Strommengen durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sowie Umlage der Differenz zwischen geleisteter EEG-Vergütung und dem an der Strombörse erzielten Marktpreis auf die Endverbraucher (Ausgleichsmechanismus).10 Zur Erreichung der Ziele »Marktintegration« und »Ausbau des Anteils Erneuerbarer« wurde die Direktvermarktung im EEG 2012 grundlegend ergänzt. Der Direktvermarktung ist nunmehr ein eigener »Teil 3 a« gewidmet, bestehend aus »Abschnitt 1 - Allgemeine Vorschriften« (§§ 33 a - f) sowie »Abschnitt 2 - Prämien für die Direktvermarktung« (§§ 33 g - i). Die Einführung des Marktprämienmodells nach § 33 g gilt als Herzstück des neuen Direktvermarktungsregimes, für den Bereich der Biogaserzeugung flankiert durch eine zusätzliche Flexibilitätsprämie (PFlex), § 33 i.

Im Gegensatz zur Inanspruchnahme der festen Einspeisevergütung handelt es sich bei der Direktvermarktung zwingend um ein Drei-Personen-Verhältnis bestehend aus Anlagenbetreiber, Netzbetreiber und Drittem. Rein physisch ergibt sich keine Abweichung: Der Anlagenbetreiber speist auch weiterhin den von ihm erzeugten Strom in das Netz des Anschlussnetzbetreibers ein, von dem er zudem die gesetzlich verankerten Vergütungsbestandteile erhält (dazu Abschnitt 2.2).

Allerdings erfolgt nunmehr zwingend zugleich eine Veräußerung an einen Dritten, der wiederum Händler (Direktvermarkter) oder auch Letztverbraucher sein kann und der zur Abnahme der veräußerten Strommenge und zur Zahlung der vereinbarten Vergütung verpflichtet ist, mit Ausnahme der Prämienbestandteile gemäß § 33 g - i (i.V.m. Anlage 4), die weiterhin der Netzbetreiber schuldet.11 Dritter ist nach rein formaler Betrachtung jeder andere Rechtsträger und damit jede andere natürliche oder juristische Person. Eine wertende Einschränkung, wie Salje12 diese aus dem BGB (Anfechtungsrecht des arglistig Getäuschten) herleitet, erscheint weder angemessen noch beabsichtigt, da Sinn und Zweck der Direktvermarktung nicht die Vermeidung von Mitnahmeeffekten ist, sondern lediglich die Integration der erzeugten Strommengen der EE-Anlage in die Marktmechanismen.

2.1 Formen der Direktvermarktung

Die Direktvermarktung ist künftig in drei Formen möglich:

  • zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie nach §33g (Marktprämienmodell)
  • zur Verringerung der EEG-Umlage nach § 39 (Grünstromprivileg) oder
  • als sonstige Direktvermarktung gemäß § 33 b.

2.1.1 Marktprämienmodell (§ 33 b Nr. 1)

Zunächst regelt § 33 b Nr. 1 das Marktprämienmodell13, d.h. die Direktvermarktung zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie nach § 33 g, die erstmals Einzug in das EEG erhalten hat. In Form der Marktprämie erhalten die Anlagenbetreiber einen (finanziellen) Anreiz, von der bislang üblichen Praxis der Inanspruchnahme der festen Einspeisevergütung abzuweichen und sich einer schrittweisen Integration in die Strommärkte zu öffnen.14 Flankiert wird das neue Marktprämienmodell für den Bereich der Biogaserzeugung durch die Flexibilitätsprämie.15 Mit dieser sollen die Betreiber steuerbarer, d.h. dargebotsunabhängiger, Biogasanlagen zusätzliche Anreize erhalten, in die Fähigkeit ihrer Anlagen zu einer markt- und nachfrageorientierten Stromerzeugung zu investieren, wie etwa durch größere Gasspeicher oder leistungsstärkere Generatoren, um durch eine flexible Versschiebung der Einspeisung um bis zu zwölf Stunden einen Beitrag zur Netzentlastung zu leisten.16 Die Investitionen können im Einzelfall zwar beträchtlich sein. Ein weiterer Synergieeffekt kann sich bei steuerbaren Biogasanlagen (und nicht nur bei diesen) aus einer parallelen Bereitstellung von Regelleistung ergeben, die zu einer schnelleren Amortisation der Investitionen führen kann.17

2.1.2 Grünstromprivileg (§ 33 b Nr. 2)

Als weitere Vermarktungsform benennt § 33 b Nr. 2 das Grünstromprivileg, nunmehr als Direktvermarktung zum Zweck der Verringerung der EEG-Umlage durch ein EVU gemäß § 39. Das Grünstromprivileg war bereits in § 37 Abs. 1 S. 2 EEG 2009 enthalten, allerdings im Rahmen des bundesweiten Ausgleichsmechanismus und damit losgelöst von der Direktvermarktung nach § 17 EEG 2009. Mit der Umschichtung in die Direktvermarktung verringert sich jedoch der finanzielle Anreiz erheblich. Denn künftig wird die EEG-Umlagebefreiung auf max. 2 ct/kWh begrenzt und kommt dem Anlagenbetreiber nur dann zugute, wenn der an Letztverbraucher gelieferte Strom mit einem Anteil von min. 50% aus Energieträgern i.S.v. §§ 23 - 33 und davon mindestens 20% aus den fluktuierenden Energieträgern Wind und Sonne (§§ 29 - 33) besteht. Relevanter Betrachtungszeitraum ist nach § 39 Abs. 1 Nr. 1 das Kalenderjahr, wobei die Voraussetzungen an jeweils acht Monaten einzuhalten sind.18 Dadurch wird zwar die vom Gesetzgeber verfolgte Verringerung der hohen Erträge durch die Vermarktung sog. Windbänder voraussichtlich erreicht, die Norm jedoch derart beschnitten, dass die praktische Relevanz des neuen § 39 und damit einhergehend die Aufrechterhaltung der Bezeichnung »Grünstromprivileg« zumindest fragwürdig ist. Zu beachten ist jedoch die - etwas komplexe - Übergangsbestimmung in § 66 Abs. 16, wonach sich die EEG-Umlage für Stromlieferungen an Endverbraucher bis zum 31. Dezember 2013 auch weiterhin auf Null verringert, wenn das Grünstromprivileg bereits vor dem 1. September 2011 genutzt wurde und die weiteren Voraussetzungen der Übergangsbestimmung eingehalten werden.19

2.1.3 Sonstige Direktvermarktung (§ 33 b Nr. 3)

Als »Auffangtatbestand«20 gegenüber der Marktprämie und des Grünstromprivilegs regelt § 33 b in Nr. 3 die »sonstige Direktvermarktung«. Dass dieser Regelung ein erheblicher Anwendungsbereich zukommen wird, ist unwahrscheinlich; spezifische Vorgaben und Regelungen für die sonstige Direktvermarktung sucht man vergeblich. Insbesondere fehlt eine Vergütungsregel und damit ein wirtschaftlicher Anreiz, so dass § 33 b Nr. 3 auch als »nicht-geförderte Direktvermarktung«21 bezeichnet wird. Laut Gesetzesbegründung soll jede sonstige Vermarktungsform umfasst sein, die nicht unter § 33 b Nr. 1 und 2 fällt oder nach § 33 a Abs. 2 ausgenommen ist. Dies gilt auch für Grünstrom ohne weitere Inanspruchnahme einer festen Einspeisevergütung sowie ausdrücklich auch für Strom, der nicht nach dem EEG vergütungsfähig ist.22 Eine Optierung für die sonstige Direktvermarktung nach § 33 b Nr. 3 ist etwa dann denkbar, wenn der Anwendungsbereich der Direktvermarktung nach § 33 a zwar eröffnet ist, eine Vermarktung im Marktprämienmodell aber dennoch ausscheidet.

Dies wäre etwa dann der Fall, wenn eine Direktveräußerung und -lieferung zwar nicht über ein Netz der allgemeinen Versorgung (§ 3 Nr. 7) erfolgt, aber dennoch nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe zu der Erzeugungsanlage, da an den Begriff der Unmittelbarkeit recht strenge Anforderungen gestellt werden. Diese soll bereits dann fehlen, wenn eine Distanz von 500 m überschritten wird, sei es zur Frage der Anlageneigenschaft eines sog. Satelliten-BHKW23 im Sinne des EEG oder zur Direktverbrauchsregelung für PV-Anlagen24 nach § 33 Abs. 2.

Im Übrigen ergeben sich finanzielle Anreize in der sonstigen Direktvermarktung bei einer Geltendmachung vermiedener Netzentgelte nach § 18 StromNEV, die lediglich für die anderen Formen der Direktvermarktung ausgeschlossen ist (§ 33 c Abs. 2 Nr. 1 b) sowie durch eine Vermarktung von Herkunftsnachweisen25 i.S.v. § 55 Abs. 1 S. 1, deren konkrete Anforderungen in der am 9. Dezember 2011 in Kraft getretenen Herkunftsnachweisverordnung (HkNV)26 geregelt sind. Auch eine Inanspruchnahme einer Stromsteuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG ist zu erwägen, soweit der Anlagenbetreiber im Einzelfall als steuerpflichtiger Versorger anzusehen ist. Da bei der sonstigen Direktvermarktung keine Fördermechanismen in Anspruch genommen werden, die die EEG-Umlage erhöhen, liegt insoweit kein Verstoß gegen das Doppelvermarktungsverbot nach § 56 vor.27

2.2 Allgemeine Vorschriften für die Direktvermarktung (Abschnitt 1, §§ 33 a - f)

Die Direktvermarktung von Strom ist auch weiterhin nur aus Anlagen zulässig, die ausschließlich erneuerbare Energien und Grubengas (Grünstrom) einsetzen (§ 33 a Abs. 1). Davon ausgenommen sind Direktverkäufe an Dritte, die den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen und auch nur dann, wenn der Strom nicht durch ein Netz für die allgemeine Versorgung (§ 3 Nr. 7) geleitet wird (§ 33 a Abs. 2). Wird Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur erzeugenden Anlage aus einem Netz entnommen, durch das ausschließlich Grünstrom geleitet wird, bleibt zwar eine Inanspruchnahme der EEG-Vergütungsregelungen aus; damit korreliert jedoch eine Nichtanwendung des strengen Pflichtenkatalogs in den §§ 33 a ff., so dass im Vergleich etwa mit der sonstigen Direktvermarktung eine Privilegierung eintritt. Die Befreiung von der Andienungspflicht des Anlagenbetreibers ergibt sich sodann aus der Ausschlussregelung in § 16 Abs. 3 Nr. 2.

2.2.1 Pflichten bei der Direktvermarktung (§ 33 c)

§ 33 c regelt die zentralen Pflichten des Anlagenbetreibers im Rahmen der Direktvermarktung. Werden Erzeugungsanlagen von einem oder verschiedenen Anlagenbetreiber(n) über eine gemeinsame Messeinrichtung abgerechnet, ist der gesamte über die Messeinrichtung abgerechnete Strom stets einheitlich zu vermarkten (Abs. 1). Dies kann in Anbetracht der Standort- und Anteilsverhältnisse vor allem größerer Wind- aber auch Solarparks hinderlich werden. Eine in der Literatur bislang kaum erörterte »Lösung« bahnt sich jedoch durch die Einrichtung virtueller Messstellen bzw. virtueller Zählpunkte an, die eine eigenständige Vermarktung einzelner Anlagen eines Parks ermöglicht.

Zudem dürfen Anlagenbetreiber gemäß Abs. 2 nur solchen Strom im Rahmen des Marktprämienmodells oder Grünstromprivilegs vermarkten

  • für den dem Grunde nach ein unverminderter Anspruch auf die feste Einspeisevergütung nach § 16 Abs. 1 besteht und für den keine vermiedenen Netzentgelte (§ 18 Abs. 1 S. 1 StromNEV) in Anspruch genommen werden (Nr. 1);28
  • der in regelfähigen Anlagen i.S.v. § 6 Abs. 1 und 2 erzeugt wird (Nr. 2), was aufgrund der Übergangsbestimmung (Inbetriebnahme vor 1.1.2012) in § 66 Abs. 1 Nr. 10 künftig auch Bestandsanlagen zu beachten haben;29
  • der in viertelstündiger Auflösung gemessen und bilanziert wird (Nr. 3); und
  • der beim Anschlussnetzbetreiber in einem vermarktungsformspezifischen Bilanzkreis (§ 3 Nr. 10 a EnWG) oder Unterbilanzkreis (§ 2 Nr. 11 StromNZV) bilanziert wird (Nr. 4), der entweder dem Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter zugeordnet sein kann (Erzeugerbilanzkreis).30

2.2.2 Wechsel zwischen verschiedenen Formen der Direktvermarktung (§ 33 d)

In § 33d wurden die Wechsel- und Datenübermittlungsvorgaben gemäß § 17 EEG 2009 fortgeführt und erweitert. Nunmehr kommt ein Wechsel von einer Vermarktung im Marktprämienmodell zur festen Einspeisevergütung (und umgekehrt, sowie zwischen verschiedenen Formen der Direktvermarktung) nur für die Dauer von mindestens einem Monat und nur zum ersten Tag eines Monats in Betracht. Der Wechsel erfolgt durch Mitteilung an den Anschlussnetzbetreiber unter Einhaltung einer Frist von einem Monat und unter Nennung der jeweiligen Form und der Bilanzkreiszuordnung.

Zwar verpflichtet das Gesetz den Anlagenbetreiber. Um in der Praxis die wirtschaftlichste Vermarktungsform effizient (und risikobeschränkt) auszuwählen wird diese Pflicht üblicherweise von dem - ordentlich i.S.v. § 167 BGB zu bevollmächtigenden - Direktvermarkter wahrgenommen. Dazu hat der Anlagenbetreiber sämtliche relevanten Daten dem Netzbetreiber (oder Direktvermarkter) zur Verfügung zu stellen, um die Einhaltung der in §§ 47 Abs. 1 Nr. 1, 52 geregelten Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber zu ermöglichen. Dies umfasst künftig auch die Daten nach Maßgabe von § 33 d Abs. 3 und 4, sobald die Netzbetreiber bundesweit einheitliche Standardverfahren und -formate zur elektronischen Datenübermittlung eingerichtet haben.

2.2.3 Anteilige Direktvermarktung; Verhältnis zur Einspeisevergütung (§§ 33 e, f)

Ein Wechsel in die Direktvermarktung bewirkt zunächst, dass für die Dauer der Inanspruchnahme der Direktvermarktung nach §§ 33 a ff. der Anspruch auf die feste Einspeisevergütung nach § 16 Abs. 1 entfällt (§ 33 e S. 1). Zudem wird der Zeitraum, in dem der Anlagenbetreiber seine Anlagen direkt vermarktet, gemäß § 33 e S. 2 auf die Vergütungsdauer nach § 21 Abs. 2 angerechnet, so dass der Gesamtzeitraum von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Zeitraums des ersten Kalenderjahres ab Inbetriebnahme durch eine Direktvermarktung nicht verlängert wird.31

Missverständlich ist die Neuregelung in § 33 e zum Verhältnis zwischen Direktvermarktung und der Inanspruchnahme der festen Einspeisevergütung. Denn solange Anlagenbetreiber Strom aus ihrer Anlage direkt vermarkten, entfallen der Vergütungsanspruch nach § 16 Abs. 1 und 2 sowie die Pflicht nach § 16 Abs. 3 für den gesamten in der Anlage erzeugten Strom. Dabei handelt es sich jedoch nur um den Grundsatz, für den es zutreffender Weise heißen müsste: »… solange und soweit …«. Denn § 33 f sieht die Möglichkeit vor, den in der EE-Anlage erzeugten Strom anteilig auf die feste Einspeisevergütung nach § 16 und die Direktvermarktung nach § 33 a sowie nunmehr auch auf verschiedene Formen der Direktvermarktung und damit auch auf verschiedene Direktvermarktungspartner aufzuteilen; § 17 Abs. 2 EEG 2009 wurde insoweit erweitert. Dies setzt lediglich voraus, dass eine prozentuale Aufteilung dem Netzbetreiber vorab mitgeteilt und für die Dauer der Direktvermarktung jederzeit nachweislich eingehalten wird. Eine entsprechende Klarstellung, dass sich die Andienungspflicht lediglich auf den nach § 16 vergüteten Strom einer Anlage bezieht, findet sich jedoch in § 33 f; lediglich in diesem Kontext ist das Regelungsverhältnis stringent. Die gemäß § 33 f Abs. 1 Nr. 2 jederzeit einzuhaltenden Prozentsätze beziehen sich laut Gesetzesbegründung32 auf die messtechnisch erfassten viertelstündlichen Einspeisewerte. Eine anteilige Direktvermarktung ist somit nur bei registrierender Leistungsmessung (RLM) realisierbar.

Von Bedeutung ist die anteilige Direktvermarktung auch vor dem Hintergrund der Neuregelung in § 16 Abs. 3 a.E., wonach nunmehr eine (parallele) Vermarktung von Regelenergie im Rahmen der festen Einspeisevergütung - zumindest auf den ersten Blick - ausdrücklich ausgeschlossen ist.33

Denn unter Berücksichtigung von § 33e greift die Ergänzung des § 16 Abs. 3 nur für denjenigen Anteil des in der EE-Anlage erzeugten Stroms, für den die feste Einspeisevergütung tatsächlich beansprucht wird. In Anbetracht des Regel-Ausnahme- Verhältnisses von §§ 33 e und f ist die vom Netzbetreiber zu zahlende Marktprämie zudem nicht als »feste Einspeisevergütung« einzuordnen. Dies stünde im Widerspruch zu § 16 Abs. 3 a.E., da sodann auch im Marktprämienmodell eine zusätzliche Vermarktung auf den Regelenergiemärkten untersagt wäre.

2.2.4 Pönalen bei Nichteinhaltung der allgemeinen Vorschriften

Ebenfalls neu eingeführt wurde ein Sanktionssystem (Pönale) bei Nichteinhaltung der Voraussetzungen für eine gesetzmäßige Direktvermarktung: §§ 33 c Abs. 4, 33 d Abs. 5 S. 1 sowie § 33 f Abs. 3 S. 3 verweisen auf die Rechtsfolgen gemäß §§ 33 g Abs. 3, 39 Abs. 2. Danach entfällt der Anspruch auf die Marktprämie nicht nur für den Monat, in dem sich der Verstoß erstmalig auswirkt, sondern bis zum Ablauf des dritten Kalendermonats, der auf die Beendigung des jeweiligen Verstoßes folgt, d.h. für mindestens drei volle Kalendermonate. Entsprechend regelt § 17 Abs. 3 bei einem fehlerhaften Wechsel zurück in die feste Einspeisevergütung bzw. § 33 f Abs. 3 S. 1, 2 für die anteilige Inanspruchnahme der festen Einspeisevergütung den Verlust des Anspruchs nach § 16 Abs. 1. An dessen Stelle tritt jedoch der (jeweils rückwirkend zu berechnende) tatsächliche Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktwerts (MW) nach Nr. 1.1 Anlage 4 und zwar letztlich als Ersatz für die Nichterzielung von Vermarktungserlösen (ohne Marktprämie), die der Anlagenbetreiber im Falle einer sanktionierten Direktvermarktung auch weiterhin erwirtschaftet.34 Demgegenüber regelt § 39 Abs. 2 bei Verstößen im Rahmen des Grünstromprivilegs, dass Strommengen lediglich für den gesamten Kalendermonat unberücksichtigt bleiben, in dem sich der Verstoß ereignet hat; nicht jedoch auch für drei Folgemonate.

Zu beachten ist, dass ein Verstoß gegen die Formwechselvorschriften nicht automatisch beide Sanktionsmechanismen (nach § 17 Abs. 3 und §§ 33 g Abs. 3, 39 Abs. 2) auslöst.35 Diese stehen in einem Alternativverhältnis und greifen jeweils nur im Falle eines fehlerhaften Wechsels in die feste Einspeisevergütung (§ 17 Abs. 3) oder in die Direktvermarktung (§§ 33 g Abs. 3, 39 Abs. 2) bzw. bei einem Wechsel zwischen verschiedenen Formen der Direktvermarktung (§§ 33 g Abs. 3, 39 Abs. 2).

Verstößt ein Anlagenbetreiber etwa gegen die Vorgaben für einen Wechsel aus dem Grünstromprivileg in die Marktprämie, verliert er zwar die Marktprämie für den laufenden Monat sowie die drei Folgemonate (§ 33 g Abs. 3). Er hat jedoch die Möglichkeit, fristgerecht zum übernächsten Monat zurück in die feste Einspeisevergütung nach § 16 Abs. 1 zu wechseln, so dass er nur für diesen Zeitraum auf die Erzielung der Vermarktungserlöse (ohne Marktprämie) beschränkt ist. Lediglich dann, wenn auch dieser Wechsel fehlerhaft erfolgt, greift zugleich die Pönale des § 17 Abs. 3 (Erzielung nur des energieträgerspezifischen Durchschnittsmarktwerts).

2.3 Prämien in der Direktvermarktung (Abschnitt 2, §§ 33 g - i, Anlage 4)

Da für die Dauer der Direktvermarktung der Anspruch auf die feste Einspeisevergütung entfällt (§ 33 e S. 1), sieht das Gesetz nunmehr im 2. Abschnitt eigene Vergütungsregelungen vor, die über das Niveau der Vermarktungserlöse nach dem EEG 2009 deutlich hinausgehen.

2.3.1 Marktprämie (§ 33 g i.V.m. Anlage 4)

Um EE-Anlagen aus der festen Einspeisevergütung in die Märkte zu integrieren, bedarf es aus Sicht der Anlagenbetreiber vor allem wirtschaftlicher Anreize, die am Niveau der garantierten festen Einspeisevergütung zu bemessen sind. Demgegenüber ist ein neues Vergütungsregime aus Sicht der Netzbetreiber primär an dessen (administrativer und rechtssicherer) Umsetzbarkeit zu bewerten. Schließlich sind zum Schutz der Letztverbraucher auch die Auswirkungen auf die EEG-Umlage zu berücksichtigen.

Die primär von Fraunhofer ISI36 entwickelte Marktprämie orientiert sich nicht an den vom Anlagenbetreiber oder dessen Direktvermarkter tatsächlich erzielten Veräußerungserlösen. Maßstab ist vielmehr nach § 33 g Abs. 2 S. 2 der durchschnittliche Marktpreis, der für den jeweiligen Kalendermonat rückwirkend nach Maßgabe des anzulegenden Werts nach § 33 h i.V.m. Anlage 4 zu bestimmen ist. Auf diese Weise werden die Differenzverluste zwischen der festen Einspeisevergütung und den erzielbaren Vermarktungserlösen ausgeglichen. Der Netzbetreiber ist nach § 33 g Abs. 2 S. 3 verpflichtet, angemessene monatliche Abschläge zu leisten, soweit der Anlagenbetreiber die monatlich direkt vermarktete Menge dem Netzbetreiber jeweils bis spätestens zum zehnten Werktag des Folgemonats übermittelt (§ 33 g Abs. 1 S. 2, 2. HS), was in Anbetracht des Umstands, dass die Netzbetreiber in der Praxis meist über eben jene Leistungsdaten verfügen, einen für alle Beteiligten unangemessenen Aufwand begründet. Zudem ist der Netzbetreiber künftig noch stärker verpflichtet, die ordnungsgemäße Abrechnung durch den Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter nachzuhalten, was den Personal- und vor allem IT-Systemdienstleistungsbedarf erheblich ansteigen lässt, zumal auch die Kontrollbefugnisse der Bundesnetzagentur stetig zunehmen (§ 61 Abs. 1 Nr. 2), wie etwa die Einführung der sog. Verdachtskontrollen in § 61 Abs. 1 a auch zu Lasten der Anlagenbetreiber.

Die Berechnung der Marktprämie erfolgt somit nach folgenden Kennzahlen:

  • Marktprämie: Die vom Netzbetreiber zu zahlende Marktprämie (»MP«) ergibt sich aus der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert (»EV«) und dem energieträgerspezifischen Referenzmarktwert (»RW«); folglich anhand der Formel »MP = EV - RW«.
  • Anzulegender Wert: Der anzulegende Wert gemäß § 33 h S. 1 entspricht der festen Einspeisevergütung nach § 16 Abs. 1, auf die der Anlagenbetreiber im Falle der Direktvermarktung verzichtet, d.h. unter Berücksichtigung der energieträgerspezifischen Vergütungsregeln in §§ 23 bis 33 sowie der allgemeinen Vorschriften in §§ 17 bis 21. Nicht anzuwenden sind lediglich die besonderen Vorschriften für Biogas in § 27 Abs. 3 und 4, § 27 a Abs. 2 sowie § 27 c Abs. 3 (§ 33 h S. 2).
  • Energieträgerspezifischer Referenzmarktwert: Die Höhe des RW ergibt sich gemäß Anlage 4 (Nr. 2) aus der Differenz des rückwirkend anhand des Börsenpreises an der EPEX berechneten tatsächlichen Monatsmittelwerts des energieträgerspezifischen Marktwerts (MW) und der energieträgerspezifischen Managementprämie (»PM«); folglich anhand der Formel
    »RW(Energieträger) = MW(Energieträger EPEX) - PM (Energieträger)«.

Aus der Anknüpfung an den durchschnittlichen Marktpreis (statt den tatsächlichen Vermarktungserlösen) folgt zumindest bei erfolgreicher Vermarktung ein Anreiz, die Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energien an die Märkte zu bringen. Gelingt es, den Strom in Hochpreiszeiten (über dem Niveau des MW) zu veräußern und die Erzeugung entsprechend zu steuern, können Zusatzgewinne erwirtschaftet werden. In dieser Ausnutzung des »price spreads« besteht die »zentrale Lenkungsfunktion«37 der Marktprämie. Lässt sich im Einzelfall eine Veräußerung in Niedrigpreiszeiten (unter dem Niveau des energieträgerspezifischen Durchschnittsmarktwerts) nicht verhindern, fällt die Marktprämie gleichwohl nur dann unter das Niveau der festen Einspeisevergütung, wenn durch die Veräußerung zugleich die Managementprämie aufgezehrt wird bzw. der Teil der Managementprämie, der die tatsächlichen Zusatzkosten durch die Abwicklung der Direktvermarktung übersteigt. Das Vermarktungsrisiko der Anlagenbetreiber ist in der Praxis jedoch gering: Denn in aller Regel übernimmt der Direktvermarkter das Risiko einer unwirtschaftlichen Veräußerung und sichert dem Anlagenbetreiber einen Betrag in Höhe der festen Einspeisevergütung zuzüglich eines fixen Aufschlags (von meist mehreren Euro/MWh) vertraglich zu, der je nach Ausgestaltung des Vertrages sogar dann geleistet wird, wenn der Direktvermarkter die Anlagen für eine gewisse Dauer zurück in die feste Einspeisevergütung überführt.

2.3.2 Managementprämie (§ 33 g i.V.m. Anlage 4)

Die Managementprämie ist somit wesentlicher Bestandteil des Vergütungsregimes im Marktprämienmodell. Gemäß Nr. 1.1 der Anlage 4 wird die Managementprämie für die notwendigen Kosten der Börsenzulassung, der Handelsanbindung, der Übermittlung der Erfassung der Ist-Werte und deren Abrechnung, der IT-Infrastruktur, sowie für Personal und Dienstleistungen, Prognosenerstellungen und die Kosten einer etwaigen Abweichung von diesen geleistet. Die Managementprämie erhält der Anlagenbetreiber ebenfalls unmittelbar vom Netzbetreiber (§ 33 g). Und zwar unabhängig davon, ob der Direktvermarkter mit der tatsächlichen Durchführung der Direktvermarktung beauftragt ist, weshalb die Managementprämie in den Direktvermarktungsverträgen teilweise - neben den über das Niveau der festen Einspeisevergütung hinausgehenden Vermarktungserlösen - Gegenstand der Vergütungsvereinbarung zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter ist.

Die Höhe der Managementprämie ist gemäß Anlage 4 energieträgerspezifisch ausgestaltet und ergibt sich für steuerbare Energieträger38 aus Nr. 2.1.2 (PSteuerbare) und für fluktuierende Energieträger39 aus Nr. 2.2.3 (PWind Onshore), Nr. 2.3.4 (PWind Offshore) sowie Nr. 2.4.3 (PSolar).

2.3.3 Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen (§ 33 i i.V.m. Anlage 5)

Ebenfalls neu eingeführt wurde die optionale Flexibilitätsprämie (»FP« oder »PFlex«) für Biogasanlagen, § 33 i i.V.m. Anlage 5. Mit der Flexibilitätsprämie wird eine verstärkt marktorientierte Erzeugung steuerbarer Biogasanlagen bezweckt, und damit ein Beitrag zur Netzstabilität und Lastspitzenglättung, die mitunter in der gesteigerten Einspeisung fluktuierender Anlagen (Wind/PV) ihre Ursache haben.40 Um die gewünschte Flexibilität zu erreichen, können erhebliche Zusatzinvestitionen in Gas- und ggf. auch Wärmespeicher erforderlich werden, so dass die Flexibilitätsprämie zwar Investitionsanreize setzt, jedoch zugleich in Form der Laufzeiten- und Unterbrechungsregelung das erforderliche Vertrauen in den Investitionsbestand aufheben kann.41 Flexibilität bedeutet dabei, dass die Biogasanlage technisch in die Lage versetzt wird, durch zusätzliche installierte Leistungskapazität (»PZusatz«) die Erzeugung bedarfsorientiert bis zu 12 Stunden verschieben zu können, was durch Beibringung einer Umweltgutachterbescheinigung zu belegen ist (§ 33 i Abs. 1 Nr. 4). Mit der technischen Umrüstung einher geht zudem die flexible Ausnutzung der Opportunitäten steuerbarer Energieträger, sowohl im Marktprämienmodell (§ 33 b Abs. 1 Nr. 1) bzw. in der - wirtschaftlich derzeit unbedeutenden - sonstigen Direktvermarktung (§ 33 b Abs. 1 Nr. 3) als auch auf den Regelenergiemärkten.42 Zudem schreibt § 33i Abs. 1 Nr. 2 vor, dass die Jahresdurchschnittsleistung der Anlage mindestens 20% der installierten Leistung betragen muss, um reine Mitnahmeeffekte durch eine Förderung nicht genutzter Kapazitäten auszuschließen.43

Die Höhe der Flexibilitätsprämie ist gemäß § 33 i Abs. 2 kalenderjährlich nach Maßgabe von Anlage 5 zu berechnen und beträgt 130 Euro/kW Zusatzleistung p.a., wobei der Netzbetreiber auch hier monatliche Abschläge in angemessenem Umfang zu leisten hat. Die Dauer der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie ist auf insgesamt zehn Jahre begrenzt (§ 33 i Abs. 4). Zwar suggeriert die kalenderjährliche Berechnungsmethodik eine Anspruchsbegründung lediglich für volle Kalenderjahre. Dies trifft gemäß Anlage 5 zwar grundsätzlich zu, jedoch nicht bzw. nicht zwingend für das erste und letzte Jahr des Beanspruchungszeitraums, in denen eine anteilige Berechnung der Bemessungsleistung (»PBem«) nach vollen Monaten möglich ist. Die Flexibilitätsprämie kann somit erstmalig in irgendeinem Kalendermonat in Anspruch genommen werden und zwar mittels Benachrichtigung des Netzbetreibers mit einer Vorlaufzeit von mindestens einem Monat (§ 33 i Abs. 3, 4 S. 2), wobei der Anspruch unabhängig von der Netzbetreibermitteilung erst dann entsteht, wenn die in § 33 i genannten Voraussetzungen vollständig erfüllt sind.44

Nach erstmaliger Inanspruchnahme ist jedoch zwingend zu berücksichtigen, dass eine Unterbrechung der Anspruchsvoraussetzungen, insbesondere ein Rückfall in die feste Einspeisevergütung oder eine Unterbrechung der Direktvermarktung nach § 33 d Abs. 1 Nr. 1 oder 3, zu einem vollständigen Entfallen des Anspruchs auf die Flexibilitätsprämie für den verbleibenden Beanspruchungszeitraum führen kann.45 Dies gilt auch bei einer anteiligen Direktvermarktung nach § 33 f, wie sich unmittelbar aus § 33 i Abs. 1 Nr. 1 ergibt, der insoweit lex specialis ist.46 Allerdings begründet die Norm insbesondere keine Akzessorietät zur Marktprämie, weshalb eine Pönale nach § 33 g Abs. 3 nicht zu einem Entfallen dieses Anspruchs führt, da die Anlage weiterhin direkt vermarktet wird.47

3. Fazit

Das neue Direktvermarktungsregime des EEG 2012 begründet verschiedene Anreize zugunsten der Anlagenbetreiber, ihre EE-Anlagen aus der festen Einspeisevergütung in die Märkte zu integrieren, gerade auch im Zusammenspiel mit der Vermarktung von Regelleistung.48 Ob das Marktprämienmodell jedoch geeignet ist, die EEG-Umlagekosten sowie die Kosten der Regelenergiebereitstellung - zumindest im Vergleich mit dem Vermarktungsregime des EEG 2009 - zu verringern oder zumindest aufrecht zu erhalten, bleibt abzuwarten. In Anbetracht der neuen Pflichten- und Sanktionsregeln sind die Anlagenbetreiber in jedem Fall gut beraten, bei der Auswahl der Direktvermarkter und sonstigen Partner und Berater sorgfältig vorzugehen, um mit überschaubarem Zusatzaufwand möglichst risikobefreit nach Maßgabe der Direktvermarktungsregeln des EEG 2012 Zusatzgewinne zu erwirtschaften. Insbesondere für steuerbare, auf den Minutenreservemärkten ggf. auch für fluktuierende Erneuerbare ist eine gleichzeitige Bereitstellung von Regelleistung attraktiv. Dies stellt keinen Verstoß gegen das Vorrangprinzip oder das Doppelvermarktungsverbot des EEG dar, was nunmehr in § 8 Abs. 3 a klargestellt wird.49

 

1 Der Autor ist ehemaliger wissenschaftlicher Mitarbeiter am Institut für Energierecht an der Universität zu Köln und derzeit Rechtsreferendar am Landgericht Köln sowie wissenschaftlicher Mitarbeiter bei Osborne Clarke im Bereich Energierecht ( daniel.breuer(at)osborneclarke.de ). Zudem ist der Autor Gründungsherausgeber der Kölner Schrift zum Wirtschaftsrecht (KSzW). Der Beitrag gibt ausschließlich die persönliche Auffassung des Autors wieder. Der Autor dankt Herrn Rechtanwalt Marcus Fickers, LL.M. für die wertvollen Anmerkungen.

2 Durch das EE-ÄnderungsG wurden zudem auch das KWKG, die StromNEV und die StromNZV geändert; dazu auch Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380 ff. sowie Kronawitter, Versorgwirtschaft 2011, 225 ff, vw-online.eu, DokNr. 11001182.

3 Die umfassende Novellierung des EnWG erfolgte mit dem Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl I S. 1554), das vor allem die Umsetzung der Vorgaben des sog. dritten Binnenmarktpakets der EU aus dem Jahr 2009 beinhaltet, dazu Theobald/Gey-Kern, EuZW 2011, 896 ff. sowie Scholtka/Helmes, NJW 2011, 3185, 3185.

4 Zur Atomgesetznovelle aus verfassungsrechtlicher Sicht Däuper/Michaels/ Voß, ZNER 2011, 375 ff.

5 »insbesondere im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu fördern«.

6 Sämtliche Paragraphen-Zitierungen ohne Gesetzesbezeichnung sind solche des EEG 2012 in der Fassung vom 1.1.2012.

7 Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung vom 28.9.2010, herausgegeben durch das BMWi und BMU, online abrufbar etwa unter www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/energiekonzept_bundesregierung.pdf (Stand: 6.12.2011); allerdings war als Voraussetzung für deren Erreichen damals noch der gezielte Einsatz der deutschen AKW zur Erzeugung emissionsarmer Grundlast als - aus wirtschaftlicher Sicht - für zwingend erforderlich erachtet worden.

8 Dem ist der Gesetzgeber zwar mit dem NABEG (Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz vom 28. Juli 2011, BGBl I S. 1690) in einem ersten Schritt begegnet. Dessen Umsetzungseffektivität bleibt gleichwohl abzuwarten, dazu aus der Literatur Altrock/Herrmann, ZNER 2010, 350 ff.

9 S. dazu bereits Ehricke/Breuer, RdE 2010, 309, 309.

10 Die EEG-Umlage erfolgt seit dem 1.1.2010 nach Maßgabe der Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus vom 17. Juli 2009 (BGBl I S. 2101), Ausgleichsmechanismusverordnung - Ausgl MechV. Dazu Kronawitter, Versorgwirtschaft 2011, 225 ff, vw-online.eu, DokNr. 11001182.

11 Zu den Prämien im Einzelnen unter Abschnitt 2.3.

12 Salje, EEG, 6. Auflage 2012, § 33a Rn. 2 ff.

13 Dazu im Einzelnen unter Abschnitt 2.2.1.

14 Vgl. die Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 91.

15 Dazu im Einzelnen unter Abschnitt 2.2.3.

16 Vgl. die Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 91, 159 f.

17 S. zur Bereitstellung von Regelleistung im Rahmen der Direktvermarktung nach dem EEG 2012 Breuer, REE 2012, 17 ff.

18 Vgl. dazu auch Theobald/Gey-Kern, EuZW 2011, 896, 900.

19 Dies sind insbesondere ein Anteil von mindestens 50% »Grünstrom« im jeweiligen Kalendermonat, wobei nicht sämtliche Kapazitäten berücksichtigungsfähig sind, eine Meldefrist gegenüber dem Regelzonen-ÜNB von mindestens einem Monat sowie die Einhaltung der Vorgaben in § 39 Abs. 1 Nr. 4.

20 BR-Drucks. 341/11, S. 153; dazu auch Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 382, 393 f.

21 Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 382.

22 Vgl. BR-Drucks. 341/11, S. 153.

23 Als Satelliten-BHKW werden solche BHKW bezeichnet, die von der Biogasanlage räumlich abgesetzt und über eine längere Gasleitung mit dem Fermenter verbunden sind; vgl. Hinsch, Erneuerbare Energien 10/2009, 90 f. mit Verweis auf die Empfehlung 2008/49 der EEG-Clearingstelle, online abrufbar unter www.clearingstelle-eeg.de/EmpfV/2008/49 (Stand: 7.12.2011); vgl. ebenso Wedemeyer, NuR 2009, 24 ff.

24 Vgl. Hahn/Naumann, NJW 2012, 818, 818; zur gleichlautenden Vorschrift im EEG 2009 Wellershoff/Obst, et 2010 (Heft 12), 52 ff.

25 Die durch das Umweltbundesamt ausgestellten Erzeugernachweise dienen als elektronische Dokumente nach § 3 Nr. 4c als Nachweis im Rahmen der Stromkennzeichnung nach § 42 Abs. 1 Nr. 1 EnWG, vgl. Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 386; ebenso Klemm, REE 2011, 61, 62.

26 Verordnung über Herkunftsnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien vom 28.11.2011 (Herkunftsnachweisverordnung - HkNV), BGBl I S. 2447.

27 S. Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 382 f.; für konkrete Vorgaben für die Ausstellung, Inhaltsbezeichnung, Registrierung und Übertragung s. Herkunftsnachweisverordnung (HkNV), BGBl I S. 2447.

28 Ausnahmen bzgl. der grundsätzlichen Vergütungsfähigkeit regelt Abs. 3 für Biogasanlagen im Rahmen von § 27 Abs. 3 und 4, § 27 a Abs. 2 oder § 27 c Abs. 3, wonach Anlagen mit einer Leistung > 750 kW ab 2014 zwingend direkt vermarkten müssen. Dies gilt bereits ab 2012 dann, wenn ein Nachweis eines kalenderjährlichen Mindestanteils an KWK oder Gülleeinsatz (> 60 %) misslingt; vgl. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 139 f. sowie Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 386.

29 Vgl. Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 383, 385 f.

30 Vgl. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 155.

31 So bereits § 17 Abs. 1 S. 3 EEG 2009; ebenso Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 385.

32 BR-Drucks. 341/11, S. 157.

33 S. dazu Breuer, REE 2012, 17 ff.

34 S. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 156, 158.

35 So liest sich zumindest die Darstellung von Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 384, wonach bei einem fehlerhaften Wechsel in die Marktprämie die Inanspruchnahme sowohl der Marktprämie als auch der festen Einspeisevergütung erst nach Ablauf der drei Folgemonate möglich sein soll.

36 S. dazu die Nachweise von Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 388 in Fn. 77.

37 So Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 388.

38 Für »Steuerbare«, d.h. Strom aus Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse und Geothermie (§§ 23 - 28) beträgt die Managementprämie im Jahr 2012 0,30 ct/kWh, im Jahr 2013 0,275 ct/kWh, im Jahr 2014 0,25 ct/kWh sowie ab dem Jahr 2015 0,225 ct/kWh.

39 Für »Fluktuierende«, d.h. Strom aus Wind Onshore, Wind Offshore und Solar (§§ 29 - 33) im Jahr 2012 1,20 ct/kWh, im Jahr 2013 1,00 ct/kWh, im Jahr 2014 0,85 ct/kWh sowie ab dem Jahr 2015 0,70 ct/kWh.

40 Vgl. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 159 f.

41 Vgl. auch Wustlich/Müller, ZNER 2011, 380, 394 f.

42 Zum Aspekt der Regelenergievermarktung Breuer, REE 2012, 17 ff.

43 Vgl. BT-Drucks. 17/6071, S. 81; vgl. auch Valentin, REE 2012, 11, 14.

44 S. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 160.

45 S. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 159, die missverständlich nur auf die Marktprämie nach § 33 d Abs. 1 Nr. 1 abstellt: »Ein zwischenzeitlicher Ausstieg aus der Marktprämie nach § 33 d Absatz 1 führt zu einem Entfallen des Anspruchs für die gesamte Zukunft«.

46 S. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 159.

47 S. Gesetzesbegründung, BR-Drucks. 341/11, S. 159, wonach »die Rechtsfolge des § 33g Absatz 3 bereits ausreichenden Sanktionscharakter hat«.

48 Zur Vermarktung von Regelleistung im Rahmen der Direktvermarktung s. Breuer, REE 2012, 17 ff.

49 Zur Vorgängerregelung ausführlich Ehricke/Breuer, RdE 2010, 309 ff.

 

 

Autoren:

Fachartikel:

Erweiterte Suche