Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor

Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor ... Vertrieb: Bundesanzeiger Verlag GmbH, Postfach 10 05 34, 50445 Köln Telefon (02 21) 97 66 83 40, Fax (02 21) 97 66 83 44, www.bundesanzeiger-verlag.de ISSN 0720-2946 Bundesrat Drucksache 470/1/26 14.09.26 E m p f e h l u n g e n der Ausschüsse Wi - AV - Fz - U - Wo zu Punkt ... der 1068. Sitzung des Bundesrates am 25. September 2026 Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor A Der federführende Wirtschaftsausschuss (Wi), der Ausschuss für Agrarpolitik und Verbraucherschutz (AV), der Ausschuss für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit (U) und der Ausschuss für Städtebau, Wohnungswesen und Raumordnung (Wo) empfehlen dem Bundesrat, zu dem Gesetzentwurf gemäß Artikel 76 Absatz 2 des Grundgesetzes wie folgt Stellung zu nehmen: 1. Zu Artikel 1 allgemein (Verfahrenskritik, vorläufige Zurückstellung komplexer Aspekte)* a) Der Bundesrat betont, dass das Gelingen der Transformation des deutschen Energiesystems Bedingung ist für den langfristigen Erfolg des Wirtschaftsstandorts Deutschland. Die energiepolitischen Weichen, die heute gestellt werden, werden die nächste Phase der Transformation auf Jahre prägen. Daher ist eine praxistaugliche und durchdachte Ausgestaltung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes unbedingt notwendig. * bei Annahme gilt die nachfolgende salvatorische Klausel als mitbeschlossen Wi ... b) Der Bundesrat bemängelt, dass die Auswirkungen zentraler Inhalte des Gesetzesentwurfs nicht seriös bewertet werden können. Der notwendige umfängliche Beteiligungsprozess hat nicht stattgefunden. Länder und Verbände wurden mit kurzer Frist und ohne die Veröffentlichung von Datengrundlagen oder Folgenabschätzungen beteiligt. Die im Rahmen der Beteiligung geäußerten Bedenken wurden im nun vorgelegten Entwurf nicht berücksichtigt. Aus Sicht des Bundesrates ist dieses Vorgehen der Bundesregierung bei der Tragweite und Komplexität des Gesetzesvorhabens fahrlässig und der Bedeutung des Entwurfs nicht angemessen. c) Der Bundesrat fordert daher, komplexe Aspekte, die nicht europarechtlich notwendig oder zeitkritisch wie die Sonderausschreibungen für die Windenergie an Land sind, im aktuellen Verfahren zurückzustellen. Sie sollten erst nach der Veröffentlichung einer umfänglichen Folgenabschätzung und nach einer angemessenen Beteilung aller relevanter Stakeholder umgesetzt werden. Das gilt insbesondere für Anpassungen bei der Vergütung kleiner PV-Anlagen und deren Auswirkungen u. a. auf kleine und mittlere Unternehmen und Mieterstrommodelle, bei Obergrenzen für Pachtzahlungen oder bei Regelungen zur Stärkung von Power Purchase Agreements und Direktbelieferung d) Zudem fordert der Bundesrat die Bundesregierung auf, die Transformation des Energiesystem ganzheitlich zu betrachten und zukunftsgewandt voranzutreiben. Derzeit werden an verschiedenen Stellen wegweisende energiepolitische Rahmenbedingungen gesetzt. Die einzelnen Initiativen haben zwar große Wechselwirkungen, eine strategische Ausrichtung und Steuerung fehlt jedoch. Dies gilt insbesondere für die Wechselwirkungen von Netzpaket, EEG-Novelle und dem AgNes-Prozess der Bundesnetzagentur. Begründung: Eine abschließende Bewertung der im Gesetzesentwurf enthaltenen Regelungen ist vielfach nicht möglich. Datengrundlagen oder Folgenabschätzungen wurden nicht veröffentlicht. Zudem wurde Unternehmen, Verbänden und Ländern nicht ausreichend Zeit und Raum geboten, die vorgesehenen Regelungen auf ihre Wechselwirkungen und Praxistauglichkeit zu überprüfen. Gleichwohl ist eine EEG-Novelle zeitnah nötig, um das EEG durch die Einführung zweiseitiger Differenzverträge europarechtskonform weiterzuentwickeln und Sonderausschreibungen für die Windenergie an Land einzuführen. Einzelne ... Anpassungen, deren Folgen von hier aus nicht bewertet werden können und die europarechtlich nicht nötig und nicht zeitkritisch sind, sollten im Rahmen eines strukturierten und fundierten Beteiligungsprozesses, anknüpfend etwa an die Plattform Klimaneutrales Stromsystem, entwickelt und mit ausreichend Vorlauf und erst bei gegebener Klarheit gesetzlich umgesetzt werden. Unbeschadet seiner Stellungnahme in Ziffer 1 nimmt der Bundesrat zu dem Gesetzentwurf im Übrigen wie folgt Stellung:* 2. Zu Artikel 1 Nummer 4 Buchstabe c1 ‒ neu ‒ (§ 3 Nummer 16 EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 4 Buchstabe c ist der folgende Buchstabe c1 einzufügen: ‚c1) In Nummer 16 wird die Angabe „es sei denn, der Strom wird in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht und nicht durch ein Netz durchgeleitet“ durch die Angabe „es sei denn, der Strom wird über eine Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an einen oder mehrere Letztverbraucher geliefert“ ersetzt.‘ Begründung: Die physikalische Direktbelieferung ist eines der wirksamsten Instrumente für eine wettbewerbsfähige, nachhaltige Industrieversorgung. Entsprechend ist im Koalitionsvertrag der die Bundesregierung tragenden Parteien vereinbart, die Möglichkeit der physikalischen Direktversorgung der Industrie räumlich auszuweiten (Verantwortung für Deutschland. Koalitionsvertag zwischen CDU, CSU und SPD, 2025, Z. 997). Das derzeitige Erfordernis der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ als Abgrenzungskriterium zum Vorliegen einer Direktvermarktung nach § 3 Nummer 16 schränkt jedoch den Einsatz von Direktleitungen erheblich ein. In der Praxis werden dadurch viele Projekte erschwert oder sogar verhindert, obwohl sie wirtschaftlich und auch netztechnisch sinnvoll wären. Für die Industrie, die angesichts des anhaltenden Kostendrucks auf wettbewerbsfähige und zugleich klimafreundliche Energie angewiesen ist, stellt ein solches Versorgungsmodell einen wesentlichen Bestandteil einer zukunftsfähigen Energieversorgung dar. Zudem entlastet Strom, der über Direktleitungen bezogen wird, die Netze und senkt die Redispatch-Kosten. * gilt bei Annahme von Ziffer 1 als mitbeschlossen Wi U ... Vor diesem Hintergrund kann das Abgrenzungskriterium eines engen räumlichen Bezugs nicht Teil der Definition von Direktvermarktung sein. 3. Zu Artikel 1 Nummer 2 Buchstabe z Doppelbuchstabe ee (Inhaltsübersicht zu Anlage 4 EEG 2027), Nummer 4 Buchstabe f, h (§ 3 Nummer 31a, 38a EEG 2027), Nummer 48 Buchstabe a (§ 36h Absatz 1 bis 1b EEG 2027), Nummer 124 (Anlagen 4, 5 EEG 2027) Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) In Nummer 2 Buchstabe z Doppelbuchstabe ee ist die Angabe „Küstenregion, Region Mitte-Nord,“ zu streichen b) Nummer 4 ist wie folgt zu ändern: aa) Buchstabe f ist zu streichen. bb) Buchstabe h ist zu streichen. c) Nummer 48 Buchstabe a ist durch den folgenden Buchstaben a zu ersetzen: ‚a) Absatz 1 wird durch den folgenden Absatz 1 ersetzt: „(1) Der Netzbetreiber berechnet den anzulegenden Wert aufgrund des Zuschlagswerts für den Referenzstandort nach Anlage 2 Nummer 4 für Strom aus Windenergieanlagen an Land mit dem Korrekturfaktor des Gütefaktors, der nach Anlage 2 Nummer 2 und 7 ermittelt worden ist. Es sind folgende Stützwerte anzuwenden, wobei ein Gütefaktor von weniger als 60 Prozent nur für Windenergieanlagen in der Südregion anzuwenden ist: Gütefaktor 50 Prozent Prozent Prozent Prozent Prozent Prozent Prozent Prozent Prozent Prozent Prozent Korrekturfaktor 1,8 1,54 1,29 1,16 1,07 1 0,94 0,89 0,85 0,81 0,79 Für die Ermittlung der Korrekturfaktoren zwischen den jeweils benachbarten Stützwerten findet eine lineare Interpolation statt. Der Korrekturfaktor beträgt Wi U (bei Annahme entfällt Ziffer 54) ... 1. oberhalb des Gütefaktors von 150 Prozent 0,79, 2. für Anlagen in der Südregion unterhalb des Gütefaktors von 50 Prozent 1,8 und 3. für sonstige Anlagen unterhalb des Gütefaktors von 60 Prozent 1,54. Gütefaktor ist das Verhältnis des Standortertrags einer Anlage nach Anlage 2 Nummer 7 zum Referenzertrag nach Anlage 2 Nummer 2 in Prozent. Bei der Bestimmung des Gütefaktors innerhalb eines Windparks bleiben ab 1. Januar 2029 parkinterne Abschattungseffekte unberücksichtigt. Nummer 7.1 Buchstabe a der Anlage 2 findet insoweit keine Anwendung.“ ‘ d) Nummer 124 ist durch die folgende Nummer 124 zu ersetzen: „124. Anlage 5 wird zu Anlage 4.“ Begründung: Um die Ausbauziele der Erneuerbare Energien und die Ziele zu Klimaneutralität erreichen zu können, ist ein bundesweiter Zubau von Windenergieanlagen dringend von Nöten. Um die Zuschlagswahrscheinlichkeit in der Südregion gezielt zu erhöhen, sind die Korrekturfaktoren bei einem Gütefaktor von 50 Prozent sowie 60 Prozent auf 1,8 und 1,54 zu erhöhen. Diese deutlich stärkere Kompensation der Mindererträge über das Referenzertragsmodell korreliert mit der wissenschaftlichen Untersuchung Deutsche Windguard zur Kostensituation der Windenergie an Land (Stand: 2. Dezember 2025), denn ohne die Erhöhung der Gütefaktoren würden die deutlich erhöhten mittleren Stromgestehungskosten der Standortgüten von 50 Prozent bzw. 60 Prozent bei der weit überwiegenden Anzahl der Projekte nicht gedeckt werden. Ohne die Schaffung einer wirtschaftlichen Perspektive für diese Standorte wird dort kein Ausbau der Windenergie stattfinden. Die Schaffung von zwei weitere Windregionen und die damit einhergehende Ausdifferenzierung des Referenzertragsmodells auf die Ebene der Landkreise ist zu bürokratisch, fehleranfällig, in der Sache nicht zweckdienlich und rechtliche fragwürdig. Insofern sollte an dem beihilferechtlich genehmigten System des bisherigen Referenzertragsmodells festgehalten werden, auch um die beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission nicht noch weiter hinauszuzögern. Der aktuell im Referenzertragsmodell angelegte volkswirtschaftliche Fehlanreiz, parkinterne Verschattungseffekte über das Referenzertragsmodell zu kompensieren, ist nicht nur auf die Küstenstandorte bzw. einzelne Kreise der ... Länder Brandenburg, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Sachsen-Anhalt zu begrenzen, sondern als allgemeines Prinzip in das Referenzertragsmodell zu integrieren. Dadurch wird an allen Standorten sichergestellt, dass die vom Betreiber durch das Windparklayout selbst verursachten Mindereinnahmen nicht im Rahmen des Referenzertragsmodells kompensiert werden können. Diese Regelung wird dazu beitragen, dass bundesweit Windenergieanlagen wieder mit etwas größeren Abständen zueinander geplant und dadurch im Ergebnis verlustärmer und somit kosteneffizienter betrieben werden. Zudem wird diese Regelung auch einen positiven Effekt auf den Netzausbau haben, denn durch die größeren Anlagenabstände wird der Netzausbaubedarf in der Höhe reduziert. 4. Zu Artikel 1 Nummer 5 Buchstabe a Doppelbuchstabe cc (§ 4 Satz 1 Nummer 4 EEG 2027) In Artikel 1 Nummer 5 Buchstabe a Doppelbuchstabe cc § 4 Satz 1 Nummer 4 ist die Angabe „9,5“ durch die Angabe „19,3“ zu ersetzen. Begründung Die im Gesetzentwurf vorgesehene Anhebung des Ausbaupfades für Biomasseanlagen von derzeit 8 400 MW installierte Leistung auf 9 500 Megawatt (9,5 Gigawatt) in den Jahren 2030 und 2035 sieht zunächst positiv aus. 9 500 MW installierte Leistung wurden bereits im Jahr 2024 erreicht und würden damit erhalten bleiben. Anders als bei Windkraft- und Solaranlagen wurde die Förderung für Biogasanlagen mit dem „Biomassepaket“ im Jahr 2025 jedoch auf eine Reduzierung der Vollaststunden pro Jahr um zwei Drittel umgestellt, damit Biogasanlagen nur noch dann Strom einspeisen, wenn die Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen nicht ausreicht. Das „Halten“ der installierten Leistung würde nach Datenerhebungen des Bundes und Annahmen der Netzentwicklungsplanung insgesamt zu einer Reduzierung der erzeugten Strommenge aus Biomasseanlagen um 35 Prozent bis 2035 führen. Im Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD wird von einer konsequenten Hebung des Flexibilitätspotenzials der Biomasse gesprochen. Um die Klimaschutzziele zu erreichen und Wertschöpfung im ländlichen Raum zu erhalten, sollte dies bei „Halten“ der erzeugten Strommenge aus Biomasseanagen – ohne eine Erhöhung des Biomasseeinsatzes – erfolgen. Dafür ist ein Zielwert von 19,3 Gigawatt installierte Leistung für 2035 erforderlich. AV U ... 5. Zu Artikel 1 Nummer 5 Buchstabe b (§ 4 Satz 2 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 5 Buchstabe b § 4 Satz 2 ist zu streichen. Begründung: Solaranlagen des ersten Segments (i. F. PV-Freiflächenanlagen) im Sinne des EEG 2023 mögen zwar kostengünstiger sein als Solaranlagen des zweiten Segments (Photovoltaikanlagen auf, an oder in einer baulichen Anlage – PV- Aufdachanlagen), jedoch werden die ambitionierten Ziele des Ausbaus der Solarenergienutzung des § 4 Nummer 3 EEG 2023 (installierte PV-Leistung von 215 Gigawatt im Jahr 2030 und 400 Gigawatt im Jahr 2040) mit einem primären Fokus auf die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen bei einer aktuellen Bruttoleistung von aktuell etwas über 128 Gigawatt (Stand: Ende August 2026) wahrscheinlich nicht erreicht werden, sofern der Ausbau nicht in gleichem Maße fortgesetzt wird. Um auch den PV-Aufdachausbau weiterhin anzureizen und die Ausbauziele im Solarsegment insgesamt zu erreichen, ist an der gesetzgeberischen Zielsetzung einer mindestens hälftigen Aufteilung zwischen PV-Aufdachanlagen und PV- Freiflächenanlagen (als sogenannte Soll-Vorschrift) festzuhalten. Da die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen mit verschiedenen Nutzungen (z. B. Landwirtschaft, Wohnungsbau, Industrie- und Gewerbe, Straßen- und Netzausbauvorhaben, Freiflächen für Umwelt- und Naturschutz) in Konkurrenz steht, ist die Beibehaltung des PV-Aufdach-Freiflächen-Verhältnisses auch deshalb geboten, um den aktuell bestehenden, hohen Druck auf die noch verfügbaren Freiflächen etwas abzumildern. Im Übrigen trägt das gesetzgeberische (Mindest-)Zielbild eines hälftigen PV- Ausbaus auch dazu bei, das Ziel der Deutschen Nachhaltigkeitsstrategie, den Zuwachs an Siedlungs- und Verkehrsflächen bis 2030 auf unter 30 Hektar pro Tag zu reduzieren, einzuhalten. Darüber hinaus ist es für den Natur- und Artenschutz förderlich, wenn PV- Anlagen verstärkt auf bereits versiegelte Flächen gelenkt werden (z. B. Gebäude, bauliche Anlagen, Konversionsflächen). Auch ist es für die Akzeptanz der Energiewende in der Bevölkerung insgesamt förderlich, wenn in einem mindestens gleichen Verhältnis bereits versiegelte Flächen für den PV-Ausbau in Anspruch genommen werden und ein weitergehender Flächenverbrauch möglichst vermieden wird. Wi U ... 6. Zu Artikel 1 Nummer 6 (§ 4a EEG 2027) Artikel 1 Nummer 6 ist zu streichen. Begründung: Durch die Streichung des Strommengenpfades würde die Bewertung einer ausreichenden Ausbaugeschwindigkeit künftig durch den Abgleich Stromerzeugung mit tatsächlichem und prognostiziertem Bruttostromverbrauch erfolgen. Es ist dadurch zu befürchten, dass dies zu einer Senkung des Ambitionsniveaus führen kann, wenn die Bundesregierung künftig von einem niedrigeren Strombedarf als bisher erwartet ausgehen würde. 7. Zu Artikel 1 Nummer 2 Buchstabe a (Inhaltsübersicht zu § 4a EEG 2027), Nummer 6 (§ 4a EGG 2027), Nummer 7 Buchstabe d (§ 5 Absatz 5 Satz 4 EGG 2027), Nummer 110 Buchstabe a0 – neu – (§ 88c Einleitungsteil EGG 2027), Nummer 118 (§ 98 Absatz 5 EEG 2027)* Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) Nummer 2 Buchstabe a ist zu streichen. b) Nummer 6 ist durch die folgende Nummer 6 zu ersetzen: ‚6. § 4a wird durch den folgenden § 4a ersetzt: „§ 4a Strommengenpfad Um überprüfen zu können, ob die erneuerbaren Energien in der für die Erreichung des Ziels nach § 1 Absatz 2 erforderlichen Geschwindigkeit ausgebaut werden, werden folgende Zwischenziele als Richtwerte für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien festgelegt: 1. 344 Terawattstunden im Jahr 2026, 2. 398 Terawattstunden im Jahr 2027, * Hilfsempfehlung im Wi zu Ziffer 6 Wi (bei Annahme entfällt Ziffer 7) Wi U (entfällt bei Annahme von Ziffer 6) ... 3. 452 Terawattstunden im Jahr 2028, 4. 506 Terawattstunden im Jahr 2029, 5. 560 Terawattstunden im Jahr 2030, 6. 591 Terawattstunden im Jahr 2031, 7. 632 Terawattstunden im Jahr 2032 und 8. 655 Terawattstunden im Jahr 2033.“ ‘ c) Nummer 7 Buchstabe d § 5 Absatz 5 Satz 4 ist durch den folgenden Satz zu ersetzen: „Die in Absatz 2 genannten Anlagen und der in ihnen erzeugte Strom sowie die in Absatz 1 genannten Anlagen und der in ihnen erzeugte Strom, soweit für diese in Absatz 1 genannten Anlagen Zahlungen nach dem Fördersystem eines anderen Staates geleistet werden und eine völkerrechtliche Vereinbarung eine Anrechnung auf die Ziele dieses Staates regelt, werden weder auf den Ausbaupfad nach § 4 noch auf den Strommengenpfad nach § 4a angerechnet.“ d) Vor Nummer 110 Buchstabe a ist der folgende Buchstabe a0 einzufügen: ‚a0) Die Angabe „ohne“ wird durch die Angabe „mit“ ersetzt.‘ e) Nummer 118 § 98 Absatz 5 ist durch den folgenden Absatz 5 zu ersetzen: „(5) Die Bundesregierung berichtet jedes Jahr spätestens bis zum 31. Dezember, ob die erneuerbaren Energien in der für die Erreichung des Ziels nach § 1 Absatz 2 erforderlichen Geschwindigkeit ausgebaut werden. Zu diesem Zweck betrachtet sie, ob in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr der Richtwert für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nach § 4a erreicht worden ist, und bewertet die Ausbaugeschwindigkeit insbesondere unter Berücksichtigung 1. der tatsächlichen Wetterbedingungen in dem vorangegangenen Kalenderjahr, 2. der bisherigen Entwicklung der installierten Leistung von Anlagen, 3. des Berichts des Kooperationsausschusses nach Absatz 2 und 4. von Prognosen für den weiteren Ausbau. ... Wenn die Bundesregierung feststellt, dass die erneuerbaren Energien nicht in der für die Erreichung des Ziels nach § 1 Absatz 2 erforderlichen Geschwindigkeit ausgebaut werden, stellt sie in dem Bericht die Gründe dar, unterteilt in energie-, planungs-, genehmigungs- und natur- und artenschutzrechtliche sowie sonstige Gründe, und legt erforderliche Handlungsempfehlungen vor. Die Bundesregierung geht in dem Bericht ferner auf die tatsächliche und die erwartete Entwicklung des Bruttostromverbrauchs ein. Wenn aufgrund von Prognosen, die nach dem Stand von Wissenschaft und Technik erstellt worden sein müssen, eine deutliche Änderung des erwarteten Bruttostromverbrauchs bis zum Jahr 2030 zu erwarten ist, enthält der Bericht auch erforderliche Handlungsempfehlungen für eine Anpassung des Ausbaupfads nach § 4, des Strommengenpfads nach § 4a und der Ausschreibungsvolumen nach den §§ 28 bis 28d. Die Bundesregierung leitet den Bericht den Regierungschefinnen und Regierungschefs der Länder und dem Deutschen Bundestag zu und legt, soweit erforderlich, unverzüglich den Entwurf für eine Rechtsverordnung nach § 88c vor.“ Begründung: Zu Buchstabe b: Um die Energiewirtschaft zu dekarbonisieren, die Klimaziele einzuhalten, die Versorgungssicherheit weiterhin zu gewährleisten sowie die Unabhängigkeit Deutschlands von teuren fossilen Energieträgern zu stärken, ist der Fokus des Ausbaus der erneuerbaren Energien nicht ausschließlich auf die installierte Erzeugungsleistung, sondern auch auf die von diesen Anlagen erzeugte Strommenge zu richten. Mit dem Erhalt des Strommengenpfades wird einerseits sichergestellt, dass die Zielvorstellung des Gesetzgebers zu den Stromerzeugungs- sowie - verbrauchsmengen transparent gemacht und aufeinander abgestimmt werden. Andererseits wird erst durch den Strommengenpfad bzw. dessen Monitoring die Möglichkeit zur Nachsteuerungen eröffnet, um den Ausbau der Erneuerbaren wieder auf den Zielpfad zurückzuführen. So ist es bei einer Unterschreitung des Strommengenpfades (gemäß § 28 Absatz 3a Buchstabe b EEG) nach aktuellem Recht vorgesehen, dass die Bundesnetzagentur das Ausschreibungsvolumen erhöhen kann, um den EE-Ausbau wieder auf den Zielpfad hinzuführen. Insofern dient der Strommengenpfad als ein Parameter zur Feinjustierung der Energiewende und ist demnach beizubehalten. ... Der im Vergleich zur aktuellen Rechtslage (leicht) reduzierte Stromerzeugungspfad wird hergeleitet aus dem gesetzlichen Ziel des § 1 Absatz 2 EEG, wonach der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch 80 Prozent im Jahr 2030 betragen soll, sowie aus einem wissenschaftlich fundierten Bruttostromverbrauch von 700 Terawattstunden im Jahr 2030. Die EE-Stromerzeugungsjahreswerte bis zum Zwischenziel im Jahr 2030 wurden ausgehend von der EE-Stromerzeugung zum Jahresende 2025 interpoliert. Die Prognose zum Bruttostromverbrauch von 700 Terawattstunden für 2023 wurde einerseits auf das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie in Auftrag gegebenen Gutachten: „Energiewende. Effizient. Machen – Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode“ sowie andererseits auf die Ergebnisse der jüngst von den Ländern Niedersachsen und Schleswig-Holstein in Auftrag gegebenen „Studie zur Ausgestaltung des zukünftigen Förderrahmens für Erneuerbare Energien“ gestützt. Die beiden o. g. Gutachten betrachten jeweils Szenarien von 2030 bis 2045. Das enervis-Gutachten zeigt eine Bandbreite für das Zwischenziel 2030 von 594 bis 687 Terawattstunden und für das Zieljahr 2045 von 775 bis 1 200 Terawattstunden auf. Das BET-Gutachten legt in einem die Energiewende ambitioniert vorantreibenden, normativen Szenario eine Bandbreite zwischen 530 und 910 Terawattstunden des Bruttostromverbrauchs im Jahr 2030 dar. Im (wenig ambitionierten) explorativen Szenario wird von den Gutachtern hingegen ein Bruttostromverbrauch zwischen 580 und 700 Terawattstunden prognostiziert. Da beide Gutachten bezüglich der Entwicklung des Bruttostromverbrauchs in der gleichen Größenordnung liegen, wurden für die obigen Zielwerte als Ausgangsbasis 700 Terawattstunden für 2030 und 1 100 Terawattstunden für 2045 zugrunde gelegt. Die dargestellten Werte für die Jahre 2031 bis 2033 wurden daraus durch lineare Interpolation ermittelt, wobei für den Stromanteil aus Erneuerbaren Energien ein Anstieg ausgehend von 80 Prozent in 2030 auf 100 Prozent in 2045 berücksichtigt wurde. Um einer zukünftigen Deindustrialisierung Deutschlands vorzubeugen und die installierte Leistung an erneuerbaren Energien nicht zu entwerten, ist es sachgerecht, als Zwischenziel für das Jahr 2030 eine Bruttostromverbrauch im oberen Bereich des Korridors vom explorativen Szenarios anzunehmen. Zu Buchstabe c: Es handelt sich um eine redaktionelle Folgeänderung. Zu Buchstabe d: Durch die Ermächtigung in § 88c EEG zum Erlass von Rechtsverordnungen kann die Bundesregierung sehr flexibel auf eine Änderung des erwarteten Bruttostromverbrauchs bzw. Zubaus an erneuerbaren Energien reagieren und zeitnah mittels einer Regierungsverordnung den Stromerzeugungspfad in § 4a EEG anpassen. Da eine Anpassung des Strommengenpfads unmittelbare Folge- ... wirkungen auf die Landesziele zum Ausbau der erneuerbaren Energien und auf die landespolitischen Maßnahmen zur Umsetzung der Energiewende hat, ist der Stromerzeugungspfad auf untergesetzlicher Ebene nur mit Zustimmung des Bundesrates zu ändern oder fortzuschreiben. Zu Buchstabe e: Durch die Änderung des § 98 EEG wird sichergestellt, dass die Entwicklung des Strommengenpfaden im Monitoringbericht des Bundes – wir bisher – hinreichend Berücksichtigung findet. 8. Zu Artikel 1 Nummer 7 Buchstabe d (§ 5 Absatz 5 Satz 5 EEG 2027) a) Der Bundesrat begrüßt die Möglichkeit der grenzüberschreitenden Nutzung der Offshore-Windenergie. Die mit der Novelle vorgenommen regulatorischen Änderungen sind notwendig, um eine Förderung und einen Anschluss über grenzüberschreitende Leitungen zu ermöglichen. b) Der Bundesrat bittet aber, zu prüfen, wie sichergestellt werden kann, dass über hybride Interkonnektoren angeschlossene Offshore-Windparks nur anteilig in dem Umfang, wie die Leitung auch zur Einspeisung in das deutsche Stromnetz zur Verfügung steht, auf das Ausbauziel nach § 1 Absatz 2 angerechnet werden können, um eine Anrechnung konventionellen internationalen Stromhandels auf die Ausbauziele zu vermeiden. Begründung: Zu Buchstabe a: Durch die Einführung eines zusätzlichen § 5 Absatz 5 Satz 5 EEG 2027 wird erreicht, dass grenzüberscheitende Offshore-Kooperationen über die in § 5 Absatz 5 Satz 1 EEG 2027 vorgesehenen Anrechnungen hinaus auch auf das Ausbauziel des § 1 Absatz 2 WindSeeG, welches gemäß § 4 Nummer 2 EEG 2027 den Ausbaupfad für Wind auf See regelt, sowie die Ausschreibungsvolumina des § 2a Absatz 1 WindSeeG angerechnet werden können. Die Möglichkeit, grenzüberschreitende Projekte auf das Ausbauziel anzurechnen, ist im Hinblick auf die Erreichung des Ausbauziels von 70 Gigawatt bis 2045 sinnvoll. Auch können so höhere Volllaststunden erzielt werden, da die Anlagen untereinander weniger verschattet werden. Projekte, wie etwa der TYSDAN Hybrid Interkonnektor, sind bereits in Planung und benötigen einen verlässlichen, transparenten Umsetzungsrahmen. Wi ... Zu Buchstabe b: Bei der Anrechnung sollen sich die Ausbauvolumina mit Blick auf die zu installierende Leistung nach Bezuschlagung der Windenergieanlage auf See aus einem Kooperationsprojekt um den Umfang des installierten Leistungsanteils verringern. Diese werden auf die Gesamtziele des Offshore-Ausbaus angerechnet. Bei dem Anschluss grenzüberschreitender Projekte gilt es aber, die Besonderheiten der Projekte in den Blick zu nehmen. So werden hybride Offshore- Systeme als grenzüberschreitende Elektrizitätsverbindungsleitung sowohl an das Stromversorgungsnetz in Deutschland als auch an das Stromversorgungsnetz mindestens eines weiteren Staates angeschlossen (§ 3 Nummer 59 EnWG). In diesen Fällen ist dafür Sorge zu tragen, dass eine Anrechnung auch nur insoweit erfolgen kann, wie die Leistung auch tatsächlich in Deutschland zur Verfügung steht. Dies ist auch in der Novelle des Windenergie-auf-See- Gesetzes sicherzustellen. 9. Zu Artikel 1 Nummer 8 Buchstabe a, c (§ 6 Absatz 2 Satz 1, Absatz 5 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 8 § 6 ist wie folgt zu ändern: a) Buchstabe a Absatz 2 Satz 1 ist durch den folgenden Satz zu ersetzen: „Bei Windenergieanlagen an Land dürfen den betroffenen Gemeinden Beträge von insgesamt 0,3 Cent pro Kilowattstunde für die tatsächlich eingespeiste Strommenge und für die fiktive Strommenge nach Nummer 7.2 der Anlage 2 angeboten werden, wenn die Anlage eine installierte Leistung von mehr als 1 000 Kilowatt hat.“ b) Buchstabe c Absatz 5 ist durch den folgenden Absatz 5 zu ersetzen: „(5) Für die tatsächlich eingespeiste Strommenge und für die fiktive Strommenge nach Nummer 7.2 der Anlage 2, für die Betreiber von Windenergieanlagen an Land oder Freiflächenanlagen eine finanzielle Förderung nach diesem Gesetz oder einer auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Rechtsverordnung in Anspruch genommen haben und für die sie Zahlungen nach diesem Paragrafen an die Gemeinden oder Landkreise geleistet haben, können sie die Erstattung dieses im Vorjahr an die Gemeinden oder Landkreise geleisteten Betrages im Rahmen der Endabrechnung vom Netzbetreiber verlangen.“ Wi U ... Begründung: Zu Buchstabe a: Die Anhebung der kommunalen Beteiligung auf 0,3 Cent pro Kilowattstunde stärkt die finanzielle Beteiligung der Kommunen am Standort der Windkraftanlagen und ist ein wichtiges Instrument, um die Akzeptanz des Ausbaus der Erneuerbaren Energie vor Ort zu steigern und die ambitionierten Ausbauziele zu erreichen. Vor diesem Hintergrund ist es sinnvoll, die kommunale Beteiligung auf 0,3 Cent pro Kilowattstunde anzuheben. Die im Gesetzentwurf vorgesehene Streichung der fiktiven Strommenge als Bemessungsgrundlage der finanziellen Beteiligung der betroffenen Gemeinden nach § 6 EEG ist hingegen nicht zielführend. Die Berücksichtigung der fiktiven Strommenge ermöglicht den betroffenen Gemeinden eine planbare Einnahmequelle für Aufgaben der Daseinsvorsorge, kommunale Infrastruktur und weitere Maßnahmen. Mit dem Gesetzentwurf ist beabsichtigt, die kommunale Beteiligung ausschließlich an die eingespeiste Strommenge für Windenergieanlagen an Land zu knüpfen. Dies führt einerseits zu Einnahmeausfällen bei den Kommunen, wenn Windenergieanlagen aufgrund von netzbedingten Abregelungen keinen Strom einspeisen können, obwohl die Kommunen im Regelfall keinen Einfluss auf die Netzplanung sowie die Netzausbaumaßnahmen ausüben können und somit die Anordnung von Redispatch-Maßnahmen nicht unmittelbar zu vertreten haben. Zudem wird durch die Nichtberücksichtigung der fiktiven Strommenge die Finanzplanung der Kommunen signifikant eingeschränkt, da von den Kommunen nur schwer prognostiziert werden kann, wie sich die Abregelungen zukünftig entwickeln werden. Diese haushalterische Unsicherheit könnte dazu führen, dass die Kommunen die durch die kommunale Beteiligung generierten Haushaltsmittel nicht für langfristigen Mittelbindungen – z. B. für eine Erhöhung des kommunalen Personals zur Verbesserung der Betreuungssituation in Schulen oder Kitas bzw. zur Absicherung langfristiger Kredite zur Finanzierung der kommunalen Infrastruktur – einsetzen werden, was nicht im Sinne der Norm liegen dürfte. Die Berücksichtigung der fiktiven Strommenge ist auch deshalb geboten, da die durch die kommunale Beteiligung nach § 6 EEG auszugleichende Belastung der Gemeindemitglieder nicht maßgeblich von der durch die Anlagen eingespeisten Strommenge abhängig ist, sondern vielmehr durch die Anzahl, Höhe und Siedlungsnähe der Windenergieanlagen geprägt wird. Zu Buchstabe b: Der Umstand, dass das aktuell bewährte Beteiligungssystem von den Kommunen und den Anlagenbetreibern gut angenommen wird, liegt auch an der vollständigen Erstattungsfähigkeit der an die Kommune zu zahlenden Beträge an den Netzbetreiber. Da aktuell ein hoher Kostendruck bei den Betreibern herrscht, ist zu erwarten, dass die Betreiber nur Beträge unterhalb 0,2 Cent pro Kilowattstunde zustimmen werden, um bei den EEG-Ausschreibungen noch konkurrenzfähig zu sein. Um das akzeptanzsteigernde Potenzial der Erhöhung ... der kommunalen Abgabe vollständig zu heben, sind die an die Kommunen zu zahlenden Beträge in Höhe von 0,3 Cent pro Kilowattstunde vollständig über den Netzbetreibern zu erstatten. 10. Zu Artikel 1 Nummer 10a – neu – (§ 8a Absatz 1a – neu –, 3 EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 10 ist die folgende Nummer 10a einzufügen: ‚10a. § 8a wird wie folgt geändert: a) Nach Absatz 1 wird der folgende Absatz 1a eingefügt: „(1a) Kann der Netzbetreiber den Netzanschluss nach § 8 Absatz 1 wegen unzureichender Netzkapazität nicht oder nicht in der beantragten Leistungshöhe anbieten, ist er verpflichtet, dem Anschlussbegehrenden unverzüglich ein Angebot zum Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach Absatz 1 zu unterbreiten. Die Verpflichtung nach Satz 1 besteht nicht, soweit der Netzbetreiber nachvollziehbar darlegt, dass eine flexible Netzanschlussvereinbarung zur Einspeisung auf reduziertem Leistungsniveau aus betriebsbedingten, wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter Berücksichtigung des Zwecks dieses Gesetzes nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Die Ablehnung ist dem Anschlussbegehrenden unverzüglich in Textform zu begründen; die Begründung muss die maßgeblichen Gründe sowie die zur Herstellung der hierfür erforderlichen Anschluss- bzw. Einspeisekapazität notwendigen Maßnahmen und die damit verbundenen Kosten enthalten.“ b) Absatz 3 wird gestrichen.‘ Begründung: Durch eine Ergänzung des § 8a EEG, der bislang als bloße Kann-Bestimmung ausgestaltet ist, wird das Instrument der flexiblen Netzanschlussvereinbarung als zentrales Instrument zur beschleunigten Integration von Erneuerbare- Energien-Anlagen (EE-Anlagen) in die Stromnetze gestärkt. In vielen Regionen scheitern Netzanschlüsse derzeit daran, dass die beantragte Einspeiseleis- Wi (bei Annahme entfällt Ziffer 11) ... tung kurzfristig nicht vollständig bereitgestellt werden kann. Durch die Verpflichtung des Netzbetreibers, in solchen Fällen unverzüglich eine flexible Netzanschlussvereinbarung anzubieten, können vorhandene Netzkapazitäten effizienter genutzt und EE-Anlagen schneller ans Netz gebracht werden. Die Regelung schafft einen angemessenen Ausgleich zwischen den Interessen der Anschlussbegehrenden und den berechtigten Anforderungen eines sicheren Netzbetriebs. Mit der Formulierung „unter Berücksichtigung des Zwecks dieses Gesetzes“ im Absatz 1a Satz 2 wird klargestellt, dass die Unmöglichkeit oder Unzumutbarkeit nicht nur aus Sicht des Netzbetreibers zu bewerten ist, sondern auch im Lichte der Zielsetzung des EEG. Maßgeblich ist insbesondere, dass das EEG den Ausbau erneuerbarer Energien und deren möglichst effiziente Integration in das Stromsystem fördern soll. Damit soll vermieden werden, dass betriebliche, technische oder wirtschaftliche Gründe isoliert betrachtet werden (z. B. pauschaler Verweis auf zusätzlichen Prüf-, Abstimmungs- oder Verwaltungsaufwand oder interne Standardprozesse). Sie sind vielmehr gegen das gesetzliche Interesse an einer besseren Nutzung vorhandener Netzkapazitäten und einer beschleunigten Netzanbindung erneuerbarer Anlagen abzuwägen. Zudem können durch Absatz 1a Satz 2 auch Netzverstärkungen, Anpassungen am Netzanschlusspunkt, Schutztechnik, Mess-, Steuer- und Regelungstechnik oder sonstige Ertüchtigungsmaßnahmen erfasst sein. Zugleich sollen die hierfür voraussichtlich entstehenden Kosten nachvollziehbar dargestellt werden, damit der Anschlussbegehrende die Ablehnung prüfen und mögliche Alternativen bewerten kann. Die Ergänzung, dass die Ablehnung unverzüglich in Textform zu erfolgen hat, ist an § 17 Absatz 2 Satz 2 Energiewirtschaftsgesetz angelehnt und soll Verzögerungen durch den Netzbetreiber verhindern. Durch die Neuregelung wird Absatz 3 entbehrlich und ist daher zu streichen. 11. Zu Artikel 1 Nummer 10a - neu - (§ 8a Absatz 3, 4 – neu – bis 6 – neu – EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 10 ist die folgende Nummer 10a einzufügen: ‚10a. § 8a wird wie folgt geändert: a) Absatz 3 wird durch den folgenden Absatz 3 ersetzt: „(3) Liegt der technisch und wirtschaftlich günstigste sowie im Hinblick auf die Spannungsebene geeignete Netzverknüpfungspunkt nach § 8 Absatz 1 Satz 1 zweite Alternative nicht an der AV (entfällt bei Annahme von Ziffer 10) ... Stelle mit der kürzesten Luftlinienentfernung zum Standort der Anlage nach § 8 Absatz 1 Satz 1 erste Alternative, ist der Netzbetreiber verpflichtet, die Möglichkeit des Abschlusses einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung für diesen Netzverknüpfungspunkt zu prüfen. Der Netzbetreiber hat dem Anlagenbetreiber das Ergebnis dieser Prüfung gemeinsam mit dem Ergebnis der Netzverträglichkeitsprüfung mitzuteilen und ihm bei positivem Prüfergebnis den Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung anzubieten.“ b) Nach Absatz 3 werden die folgenden Absätze 4 bis 6 eingefügt: „(4) Der Anschlussbegehrende hat, soweit dies technisch möglich ist, Anspruch auf die Anwendung einer volldynamischen Regelung. Zu diesem Zweck hat der Anschlussnetzbetreiber ein geeignetes Kriterium festzulegen, anhand dessen die Belastung des Stromsystems am Netzverknüpfungspunkt ermittelt und mittels fernübertragenen Signals an den Anlagenbetreiber übermittelt wird. Stehen der Anwendung einer volldynamischen Regelung technische Restriktionen entgegen, ist der Netzbetreiber verpflichtet, alternativ zeitliche Einschränkungen in Form kalendermonatlich festzulegender Hüllkurven vorzusehen, durch die die Einspeisung in Zeitfenstern mit einer Gesamtdauer von höchstens 2 000 Stunden je Kalenderjahr ausgeschlossen wird. (5) Die Regelungen der Absätze 3 und 4 lassen Entschädigungsansprüche des Anlagenbetreibers aufgrund angeordneter Redispatch-Maßnahmen nach den §§ 13 und 14 EnWG unberührt, sofern die Einspeisung nicht im Rahmen einer Wirkleistungsanpassung nach § 8a EEG erfolgt. Unberührt bleibt zudem die grundsätzliche Verpflichtung des Netzbetreibers zum bedarfsgerechten Netzausbau. (6) Bei mehreren Anträgen auf Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung im Rahmen eines Leistungszubaus haben Leistungserweiterungen, die sich auf einen bereits bestehenden Netzverknüpfungspunkt auswirken, Vorrang vor Anschlussbegehren, für die ein neuer Netzverknüpfungspunkt zu erschließen wäre. ... Darüber hinaus hat der Netzbetreiber Anschlussbegehren steuerbarer erneuerbarer Erzeugungsanlagen im Anschlussprozess gegenüber Anschlussbegehren von Speichersystemen vorrangig zu behandeln.“ ‘ Begründung: Die Einführung einer Pflicht zum Angebot flexibler Netzanschlussvereinbarungen ist notwendig, um die bestehenden Möglichkeiten flexibler Netzanschlussvereinbarungen konsequent auszuschöpfen und eine effizientere Auslastung bestehender Betriebsmittel zu ermöglichen. Dies kann durch die Änderung des § 8a EEG erreicht werden, indem der Netzbetreiber verpflichtet wird, die Möglichkeit des Abschlusses einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung zu prüfen und dem Anlagenbetreiber das Ergebnis dieser Prüfung mitzuteilen. 12. Zu Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe b (§ 9 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 Buchstabe a EEG 2027) In Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe b § 9 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 Buchstabe a ist nach der Angabe „jederzeit“ die Angabe „die Ist-Einspeisung abrufen und“ einzufügen. Begründung: § 9 Absatz 2 EEG-E regelt insbesondere, über welche technische Ausrüstung neue Anlagen bis zum Smart-Meter-Rollout verfügen müssen. Bei größeren Anlagen ab 25 Kilowatt sollte aus Sicht des Bundesrates keine veraltete unidirektionale Funkrundsteuertechnik mehr verbaut werden. Die zu verbauenden technischen Einrichtungen sollten gewährleisten, dass die Netzbetreiber Signaleingang und -umsetzung kontrollieren können. Dies bietet einen erheblichen Mehrwert für die Netzbetreiber bei der Aufrechterhaltung eines sicheren Netzbetriebs. Das Ziel der Verbauung von Fernwirktechnik wird dadurch erreicht, dass die Voraussetzungen an die technischen Einrichtungen in § 9 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 an Nummer 1 angeglichen werden. Generell sollten aus Sicht des Bundesrates – wann immer möglich und insbesondere bei größeren Anlagen – unmittelbar Smart Meter verbaut werden. Auf die in § 9 Absatz 2 EEG-E vorgesehenen Zwischenlösungen sollte möglichst verzichtet werden. Wi ... 13. Zu Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe c (§ 9 Absatz 2b EEG 2027) Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe c ist zu streichen. 14. [Begründung:* § 9 Absatz 2b EEG-E 2027 sieht für Photovoltaik-Aufdachanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt eine dauerhafte Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung von 50 Prozent der installierten Leistung vor. Diese Regelung geht über das für die Netzintegration erforderliche Maß hinaus und ist daher entbehrlich. Die bestehenden Regelungen des § 9 Absatz 2 Nummer 2b und 3 EEG sehen bereits eine sachgerechte Begrenzung bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems vor und stellen die Steuerbarkeit der Anlage im Engpassfall sicher. Um den Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch bis 2030 auf 80 Prozent zu erhöhen (§ 1 Absatz 2 EEG), bedarf es eines weiteren konsequenten Ausbaus der erneuerbaren Energien. Photovoltaik- Aufdachanlagen tragen mit rund 65 Prozent der installierten Photovoltaik-Leistung im Bundesgebiet maßgeblich dazu bei, dieses ambitionierte Ziel zu erreichen. Durch Photovoltaik-Aufdachanlagen wird privates Kapital mobilisiert und eine direkte Teilhabe der Bürgerinnen und Bürger an der Energiewende ermöglicht. Das stärkt die Sichtbarkeit und Akzeptanz insgesamt.] 15. {Begründung:* Nach § 9 Absatz 2b EEG-E 2027 soll eine generelle Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung von kleinen Anlagen auf 50 Prozent eingeführt werden. Die Energiewende sollte unter Berücksichtigung eines möglichst sparsamen Umgangs mit Flächenressourcen umgesetzt werden. Daher kommt der Nutzung bereits versiegelter Flächen, insbesondere von Dach- und Fassadenflächen, eine besondere Bedeutung zu. Photovoltaikanlagen auf Gebäuden genießen eine hohe gesellschaftliche Akzeptanz und tragen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bei, ohne zusätzliche Flächen in Anspruch zu nehmen. Die vorgesehenen Regelungen betreffen insbesondere Photovoltaikanlagen bis 100 kW. Es besteht die Gefahr, dass zusätzliche Anforderungen, etwa an die Steuerbarkeit und die Begrenzung von Einspeisespitzen, bei gleichzeitig reduzierten Förderbedingungen den Ausbau in diesem Segment spürbar erschweren und damit die Erreichung der Ausbauziele im Solarsektor beeinträchtigen.} * setzt Annahme von Ziffer 13 voraus Wi U (bei Annahme entfällt Ziffer 16) [Wi] (bei Annahme entfällt Ziffer 15) {U} (entfällt bei Annahme von Ziffer 14) ... 16. Zu Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe c (§ 9 Absatz 2b Satz 1 EEG)* In Artikel 1 Nummer 12 Buchstabe c § 9 Absatz 2b Satz 1 ist die Angabe „dauerhaft und unabhängig vom Einbau eines intelligentem Messsystems und der Veräußerungsform“ durch die Angabe „soweit und solange diese zur Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs erforderlich ist“ zu ersetzen. Begründung: Nach der nunmehr vorgesehenen Regelung werden Solaranlagen des zweiten Segments mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt erfasst. Gegenüber dem geltenden Recht werden die Anforderungen an die Wirkleistungseinspeisung für den erfassten Anlagenkreis auf eine Begrenzung von dauerhaft 50 Prozent deutlich verschärft und gelten unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und unabhängig von der Vermarktungsform. Die Verschärfung der Wirkleistungseinspeisung begrenzt somit kontraindiziert einen potenziellen wirtschaftlichen Erlös entgegen der in § 19 Absatz 1 Nummer 2 EEG-E perspektivisch vorgesehenen Etablierung von Marktmechanismen, so z. B. Direktvermarktungsverpflichtungen, zum wirtschaftlichen Betrieb von Solaranlagen bis 100 Kilowatt-Peak-Nennleistung. Somit betrifft die Regelung einen erheblichen Teil der Dach-PV-Anlagen. Für Stadtstaaten ist dies von besonderer Relevanz, da der PV-Ausbau aufgrund der begrenzten Flächenverfügbarkeit in besonderem Maße auf die umfassende Nutzung von Dach- und Gebäudeflächen über eine strikte Eigenbedarfsoptimierung hinaus angewiesen ist. Die pauschale und dauerhafte Begrenzung kann insbesondere bei Dach-PV- Anlagen zu wirtschaftlichen Einbußen führen und die Nutzung vorhandener Dachflächen hemmen. Eine pauschale Begrenzung unabhängig von den konkreten Netzverhältnissen erscheint nicht erforderlich, soweit ein sicherer und zuverlässiger Netzbetrieb auch ohne eine entsprechende dauerhafte Begrenzung gewährleistet werden kann. Die Regelung birgt insoweit das Risiko, die Ausbaudynamik im urbanen Raum zu reduzieren. 17. Zu Artikel 1 Nummer 17 Buchstabe a (§ 19 Absatz 1 Nummer 2 EEG) Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren § 19 Absatz 1 Nummer 2 EEG-E sowie die hiermit im Zusammenhang stehenden Regelungen * Hilfsempfehlung zu Ziffer 13 U (entfällt bei Annahme von Ziffer 13) U ... dahingehend zu ändern, dass für Strom aus kleineren Solaranlagen der Anspruch auf Zahlung einer Einspeisevergütung nicht lediglich übergangsweise, sondern dauerhaft erhalten bleibt. Begründung: Der Gesetzentwurf sieht vor, die bisherige Einspeisevergütung für Neuanlagen abzuschaffen und durch die Netzbetreiberabnahme zu ersetzen. Für bestimmte Neuanlagen ist im Rahmen der Netzbetreiberabnahme eine befristete Übergangszahlung vorgesehen. Diese Übergangszahlung ist bei der Bewertung des mit der Ablösung der bisherigen Einspeisevergütung verbundenen Systemwechsels zu berücksichtigen, vermag die Bedenken gegen die Verhältnismäßigkeit der vorgesehenen Neuregelung jedoch nicht vollständig auszuräumen. Nach Ablauf der Übergangszeitraums sind insbesondere Betreiberinnen kleinerer Anlagen den mit der Direktvermarktung verbundenen zusätzlichen technischen, administrativen und wirtschaftlichen Anforderungen ausgesetzt. Es ist daher zweifelhaft, ob diese Übergangsregelung ausreicht, um die zu erwartenden Belastungen abzufedern. Insbesondere ist fraglich, ob diese mit dem Systemwechsel verbundenen Belastungen für dieses Anlagensegment hinreichend berücksichtigt worden sind. Für Stadtstaaten ist dies von besonderer Bedeutung, da der weitere PV-Ausbau aufgrund der begrenzten Flächenverfügbarkeit wesentlich auf Dach- und Gebäudeflächen angewiesen ist. Die Verschlechterung der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für kleinere Dach-PV kann die Ausbaudynamik sowie die Umsetzung der landesrechtlichen Verpflichtungen erheblich erschweren. Vor diesem Hintergrund sollte für kleinere Anlagen auch über den Zeitraum der Übergangszahlung hinaus eine gesetzlich abgesicherte Vergütungsoption erhalten bleiben. 18. Zu Artikel 1 Nummer 17 Buchstabe a (§ 19 Absatz 1 Nummer 2 Buchstabe a1 – neu – EEG 2027), Nummer 19 Buchstabe b (§ 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1a – neu – EEG 2027), Nummer 29 (§ 25 Absatz 1 Satz 1 EEG 2027) Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) Nach Nummer 17 Buchstabe a § 19 Absatz 1 Nummer 2 Buchstabe a ist der folgende Buchstabe a1 einzufügen: „a1) Marktwertdurchleitung nach § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 oder“ Wi ... b) Nach Nummer 19 Buchstabe b § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 ist die folgende Nummer 1a einzufügen: „1a. Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 7 Kilowatt, oder“ c) In Nummer 29 § 25 Absatz 1 Satz 1 ist nach der Angabe „Refinanzierungsbeiträge,“ die Angabe „Marktwertdurchleitungen,“ einzufügen. Begründung: Die Pflicht zur Direktvermarktung sollte nur für Anlagen ab einer installierten Leistung von 7 Kilowatt eingeführt werden, um den aktuellen Zeitplan für den Smart Meter Rollout nicht zu gefährden. Unterhalb dieser Schwelle sollte weiterhin eine am Marktwert orientierte unbürokratische Möglichkeit der vergüteten Netzbetreiberabnahme für 20 Jahre bestehen (Marktwertdurchleitung), da die Kosten für Direktvermarktung und Einbau von intelligenten Messsystemen hier unverhältnismäßig sind. 19. Zu Artikel 1 Nummer 18 (§ 20 Absatz 1 Satz 1 EEG 2027) In Artikel 1 Nummer 18 § 20 Absatz 1 Satz 1 ist die Angabe „25 Kilowatt“ durch die Angabe „7 Kilowatt“ zu ersetzen. 20. Zu Artikel 1 Nummer 18 (§ 20 Absatz 1 Satz 1 EEG) Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren § 20 Absatz 1 Satz 1 EEG-E dahingehend zu ändern, dass der Anspruch auf Zahlung der Marktprämie nach § 19 Absatz 1 Nummer 1 EEG-E auch für PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW besteht. Begründung: Da für kleine PV-Dachanlagen die Einspeisevergütung nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 EEG-2023 der Regelfall ist, tritt die Direktvermarktung für solche Anlagen bislang regelmäßig hinter die geltende Einspeisevergütung zurück. Wi U ... Der Gesetzentwurf sieht nunmehr einerseits die schrittweise Ablösung der bisherigen Einspeisevergütung und andererseits eine Begrenzung des Anspruchs auf die Marktprämie auf Anlagen mit einer installierten Leistung ab 25 Kilowatt vor. Das Zusammenwirken dieser Regelungen verschlechtert die Förderbedingungen für kleinere Solaranlagen. Die vorgesehene Übergangszahlung ändert jedoch nichts daran, dass Solaranlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 Kilowatt nach Auslaufen der Übergangszahlung weder auf die bisherige Einspeisevergütung noch auf die Marktprämie zurückgreifen können, was insbesondere für urbane Räume, die durch Dach-PV und begrenzte Flächenverfügbarkeit geprägt sind, problematisch erscheint. Der Zugang zur Marktprämie sollte daher auch für Solaranlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 Kilowatt eröffnet werden. 21. Zu Artikel 1 Nummer 19 Buchstabe b (§ 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 19 § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 ist durch die folgende Nummer 1 zu ersetzen: „1. Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 50 Kilowatt, die vor dem 1. Januar 2031 in Betrieb genommen worden sind,“ Begründung: Als Kompensation für den Wegfall der festen Einspeisevergütung sieht der Gesetzentwurf für Anlagen bis 50 Kilowatt eine nach Anlagenklassen gestufte begrenzte Übergangszahlung vor. Diese Übergangslösung ist zeitlich unzureichend. Für den Übergang hin zu einer standardisierten Direktvermarktung benötigt der Markt mehr Zeit, konkret bis mindestens zum Ablauf des Jahres 2030. Die Pflicht zur Direktvermarktung sollte daher für alle Anlagenklassen erst für das Jahr eingeführt werden, in dem frühestens damit zu rechnen ist, dass die technischen und marktlichen Voraussetzungen vorliegen. Dazu zählen u. a. der ausreichende Roll-out von Smart Metern, die Verfügbarkeit von Direktvermarktern für kleine Mengen sowie massentaugliche Prozesse auf Verteilnetzebene und eine reibungslose digitale Marktkommunikation. Wi ... 22. Zu Artikel 1 Nummer 19 Buchstabe b (§ 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 Buchstabe a EEG 2027)* In Artikel 1 Nummer 19 Buchstabe b § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 Buchstabe a ist die Angabe „50 Kilowatt“ durch die Angabe „100 Kilowatt“ zu ersetzen. Begründung: Für Anlagen unter 100 Kilowatt führt die Direktvermarktung derzeit noch zu überproportionalem Aufwand und zusätzlichen Kosten. Auch für Anlagen größer als 50 Kilowatt und kleiner als 100 Kilowatt braucht es daher einen Übergang von der bisher möglichen Einspeisevergütung zur Direktvermarktung, der an die Schaffung der technischen und marktlichen Voraussetzungen geknüpft wird. Die befristete Übergangszahlung stellt dabei eine Anpassung der Vergütung an das Marktniveau dar, was den staatlichen Förderaufwand reduziert, ohne die Anlagenbetreiber über Gebühr zu belasten. 23. Zu Artikel 1 Nummer 19 Buchstabe b (§ 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 EEG) Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 EEG-E dahingehend zu ändern, dass für Strom aus kleineren Solaranlagen auch nach Ablauf der in § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 Buchstaben a bis c EEG-E vorgesehenen Übergangszeiträume ein gesetzlicher Zahlungsanspruch im Rahmen der Netzbetreiberabnahme besteht. Begründung: § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 EEG-E sieht einen nach dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme und der installierten Leistung gestaffelten Zahlungsanspruch im Rahmen der Netzbetreiberabnahme vor. Danach besteht der Zahlungsanspruch für Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 50 Kilowatt bei einer Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2028, für Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 Kilowatt bei Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2029 und für Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 7 Kilowatt bei einer Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2031. * bei Übernahme in den Gesetzesbeschluss mit Ziffer 21 redaktionell zusammenzuführen Wi U ... Die gegenüber dem vorherigen Entwurfsstand vorgesehene Verlängerung des Übergangszeitraums für Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 7 Kilowatt trägt den besonderen Belangen kleiner Anlagen stärker Rechnung. An der grundsätzlichen, nach Inbetriebnahmezeitpunkt und Anlagengröße gestaffelten Begrenzung des Zahlungsanspruchs wird jedoch festgehalten. Die Übergangsregelung gewährleistet damit keine langfristige Vergütungsoption. Vielmehr wird der Kreis der Neuanlagen, für die ein Zahlungsanspruch besteht, schrittweise reduziert. Die schrittweise Abschaffung der Förderung betrifft gerade die Anlagengrößen, die den urbanen PV-Ausbau maßgeblich tragen. Der (schrittweise) Wegfall einer garantierten gesetzlichen Vergütung verschlechtert die Finanzierungssicherheit und erschwert zudem die Umsetzung landesrechtlicher Verpflichtungen zum PV-Ausbau. Zugleich stellt die vorgesehene Netzbetreiberabnahme nach § 21 Absatz 1 i. V. m § 19 Absatz 1 Nummer 2 EEG-E insbesondere für Betreiberinnen und Betreiber kleiner und mittlerer PV-Anlagen keinen gleichwertigen Ersatz für den bisherigen Vergütungsanspruch dar. 24. Zu Artikel 1 Nummer 19 Buchstabe c (§ 21 Absatz 2 Nummer 1 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 19 Buchstabe c ist durch den folgenden Buchstaben c zu ersetzen: ‚c) Absatz 2 wird wie folgt geändert: aa) In der Angabe vor Nummer 1 wird < … weiter wie Vorlage … >. bb) Nummer 1 wird durch die folgende Nummer 1 ersetzt: „1. müssen dem Netzbetreiber den gesamten in dieser Anlage erzeugten Strom zur Verfügung stellen, der durch ein Netz durchgeleitet wird, und“ ‘ Begründung: Im Koalitionsvertrag der die Bundesregierung tragenden Parteien ist vereinbart, die Möglichkeit der physikalischen Direktversorgung der Industrie räumlich auszuweiten (Verantwortung für Deutschland. Koalitionsvertag zwischen CDU, CSU und SPD, 2025, Z. 997). Der vorliegende Gesetzentwurf enthält bisher keine Regelung, um dieses Ziel umzusetzen. Wi U ... Insbesondere für Industrie- und Gewerbegebiete ist die direkte Lieferung von erneuerbarem Strom jedoch ein wesentlicher Faktor, um von den niedrigen Kosten für die Erzeugung erneuerbarer Energien zu profitieren, die Stromkosten zu senken und die Dekarbonisierung der Wirtschaft zu fördern. Das nach geltender Rechtslage bestehende Erfordernis der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ ist dafür nicht das geeignete Abgrenzungskriterium. Mangels gesetzlicher Klarstellung kommt es für diese qualifizierte Nähebeziehung nach wie vor auf die Umstände des Einzelfalls an. Das birgt große Unsicherheiten, denn regelmäßig ist es nicht möglich, Windenergieanlagen sowie größere Freiflächenphotovoltaikanlagen unmittelbar neben industriellen Verbrauchern zu errichten. Häufig liegen sie einige Kilometer entfernt, weil etwa die Flächenverfügbarkeit oder das Genehmigungsrecht dies erfordern. Auch in diesen Fällen wäre eine Direktbelieferung zwischen Erzeugungsanlage und Industriebzw. Gewerbebetrieb die richtige Lösung. Bleibt aber die Direktbelieferung an einen unbestimmten und engen räumlichen Bezug gebunden, werden genau die Projekte erschwert, die erneuerbaren Strom direkt zu Industrie und Gewerbe bringen könnten. Vor diesem Hintergrund kann für die Möglichkeit der physikalischen Direktversorgung nicht die räumliche Nähe entscheidend sein. Vielmehr muss es darauf ankommen, dass der Strom ohne Nutzung des öffentlichen Netzes über eine Direktleitung an den Letztverbraucher geliefert wird. 25. Zu Artikel 1 Nummer 20 Buchstabe d (§ 21b Absatz 4 Nummer 2 Buchstaben a bis c EEG) Artikel 1 Nummer 20 Buchstabe d ist durch den folgenden Buchstaben d zu ersetzen: ‚d) In Absatz 4 Nummer 2 werden die Buchstaben a bis c durch die folgenden Buchstaben a und b ersetzt: „a) der Strom über eine Direktleitung und b) ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an den Dritten geliefert wird.“ ‘ Begründung: Ziel der Novellierung des EEG ist, die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit, Klimaschutz und soziale Ausgewogenheit zusammenzubringen. Bei der dynamischen Transformation müssen Kosteneffizienz, Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit in Einklang gebracht werden. Es soll einen klaren Fokus auf mehr Markt, Innovation, Ganzheitlichkeit und Systemorientierung geben. Wi ... Die marktlichen Potenziale bleiben aber in Teilen ungenutzt, wenn die für die Industrie wichtige Direktbelieferung von industrie- und Gewerbekunden über Direktleitung weiterhin von dem Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ abhängig gemacht wird. Entscheidend ist, dass nicht das Netz der öffentlichen Versorgung, sondern eine Direktleitung genutzt wird. Die Gefahr, dass das Instrument zu weit ausgedehnt wird, besteht hingegen nicht, da alleine die Kosten für die Direktleitung die Möglichkeit der Direktbelieferung begrenzen. Der Bundesrat bittet darüber hinaus, zu prüfen, ob weitere Änderungen zur erleichterten Nutzung der marktlichen Potenziale über Direktbelieferungen der Industrie- und Gewerbekunden nötig sind. 26. Zu Artikel 1 Nummer 21 Buchstabe a (§ 21c Absatz 1 Satz 2 EEG2027) In Artikel 1 Nummer 21 Buchstabe a § 21c Absatz 1 Satz 2 ist nach der Angabe „in der Variante“ die Angabe „der befristeten Übergangszahlung bis zu deren Gültigkeitsablauf und danach“ einzufügen. 27. Zu Artikel 1 Nummer 22 (§ 21d Absatz 1 Satz 1 EEG 2027) In Artikel 1 Nummer 22 § 21d Absatz 1 Satz 1 ist die Angabe „100 Kilowatt“ durch die Angabe „200 Kilowatt“ zu ersetzen. Begründung: Der Gesetzentwurf sieht vor, dass der Abschöpfungsmechanismus, also die Erhebung des Refinanzierungsbeitrags, bereits für Anlagen mit einer installierten Leistung von 100 Kilowatt greift. EU-rechtlich vorgeschrieben ist die Erhebung des Refinanzierungsbeitrags jedoch erst ab einer installierten Leistung von 200 Kilowatt. Diese Vorgabe sollte nicht überschritten werden. So würden zusätzliche Hürden für kleinere Anlagen vermieden und deutlich weniger Anlagen erfasst, wobei der dadurch verlorengehende Abschöpfungsbetrag gemessen an der Kostenersparnis gering wäre. Wi Wi ... 28. Zu Artikel 1 Nummer 22 (§ 21e EEG 2027) a) Der Bundesrat begrüßt die Einführung zweiseitiger Differenzverträge („Contracts for Difference“) sowie die weiterhin bestehende Möglichkeit zum Wechsel in sonstige nicht-geförderte Veräußerungsform wie etwa Power-Purchase Agreements („PPA“). b) Der Bundesrat stellt fest, dass eine entsprechende Mitteilung zum Verzicht auf die Förderung durch eine Marktprämie jedoch nur noch einmalig bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme der Anlage erfolgen kann. Einerseits ist eine gewisse Festlegung notwendig, da sonst Zeiträume mit erwartbaren Refinanzierungsbeiträgen durch den Wechsel der Veräußerungsform umgangen werden könnten. Andererseits führt dies zu einer Reduktion der Anreize für nicht-geförderte Vermarktungsformen wie PPA. c) Der Bundesrat bittet daher, zu prüfen, inwieweit eine größere Flexibilität für Anlagenbetreiber hinsichtlich des Wechsels in Veräußerungsform wie PPA erhalten bleiben kann. Begründung: Durch die Einführung zweiseitiger Differenzverträge („Contracts for Difference“) wird für geförderte Anlagen künftig auch ein Refinanzierungsbeitrag notwendig. Gleichzeitig bleibt der Wechsel in eine nicht-geförderte Vermarktungsform wie etwa Power-Purchase Agreements („PPA“) möglich. Die gemäß § 21c gegebene Möglichkeit zum Wechsel zwischen den Veräußerungsformen bleibt grundsätzlich erhalten, allerdings wird die bisherige monatliche Flexibilität nicht mehr gegeben sein. Mit Umstellung der Förderung wird ein Wechsel in eine Veräußerungsform wie PPA künftig nur noch einmalig in den ersten zehn Jahren ab Inbetriebnahme möglich sein. Diese Einschränkung ist dadurch bedingt, dass Zeiträume mit erwartbaren Refinanzierungsbeiträgen sonst durch den Wechsel der Veräußerungsform umgangen werden könnten. Jedoch geht dies zu Lasten der Flexibilität für Anlagenbetreiber und reduziert somit auch Anreize zur Nutzung förderfreier Veräußerungsformen wie PPA, obwohl eine Stärkung marktlicher Instrumente außerhalb der EEG-Förderung anvisiert wird. Daher wird eine Prüfung erbeten, inwiefern eine gewisse Flexibilität beim Wechsel zwischen den Veräußerungsformen weiter aufrechterhalten bleiben kann, um weiterhin Anreize für nicht-geförderte Veräußerungsformen zu stärken. Wi ... 29. Zu Artikel 1 Nummer 24 Buchstabe d - neu - (§ 22 Absatz 4 Satz 2 EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 24 Buchstabe c ist der folgende Buchstabe d einzufügen: ‚d) Absatz 4 Satz 2 wird durch den folgenden Satz ersetzt: „Von diesem Erfordernis sind Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 400 Kilowatt ausgenommen, es sei denn, es handelt sich um bestehende Biomasseanlagen nach § 39g.“ ‘ Begründung: Güllekleinanlagen leisten neben ihrem Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung einen wichtigen Beitrag zum landwirtschaftlichen Klimaschutz, indem sie die Methanemissionen aus der Wirtschaftsdüngerlagerung unterbinden. Durch die Verwertung von Reststoffen sind sie zudem ein Element der Kreislaufwirtschaft und beanspruchen keine zusätzliche Anbaufläche. Das EEG würdigt diese Vorteile durch spezielle Vergütungsregelungen: Anlagen, in denen überwiegend Gülle vergoren wird, mit einer installierten Leistung bis einschließlich 150 Kilowatt – sogenannte Güllekleinanlagen – sind im geltenden EEG von der Teilnahme an Ausschreibungen ausgenommen und erhalten eine gesetzlich festgelegte Vergütung. Allerdings ist bisher die maximal installierte Leistung von Güllekleinanlagen in derselben Höhe wie die Höchstbemessungsleistung festgelegt. Dadurch besteht für diese Anlagen bisher keine Möglichkeit, durch Überbauung eine flexible Fahrweise zu erreichen. Dies beeinträchtigt sowohl den Weiterbetrieb von Bestandsanlagen nach Ende des ersten Vergütungszeitraums als auch den Zubau neuer Güllekleinanlagen. Damit Güllekleinanlagen auch in Zukunft systemdienlich und wirtschaftlich betrieben werden können, ist es erforderlich, auch diesem Anlagensegment die Möglichkeit zur Flexibilisierung einzuräumen. Der vorliegende Vorschlag schafft deshalb die rechtliche Grundlage für die Flexibilisierung von Güllekleinanlagen: – In § 22 wird die Obergrenze für die Befreiung von der Teilnahme an Ausschreibungen von 150 Kilowatt installierte Leistung auf 400 Kilowatt angehoben. – Im Gegenzug wird die Obergrenze für den Zahlungsanspruch nach § 44 Absatz 2 in Verbindung mit § 19 Absatz 1 auf eine installierte Leistung von höchstens 400 Kilowatt, statt bisher 150 Kilowatt, angehoben. – Die Bemessungsleistung nach § 44 Absatz 1 bleibt unverändert bei 150 Kilowatt (Höchstbemessungsleistung), somit wird die maximal geförderte Strommenge pro Biogasanlage nicht ausgeweitet. AV ... Zur konsistenten Umsetzung dieser Flexibilisierung sind Folgeänderungen in § 30 (Mindestmenge für Gebote), § 42 (Vergütung von Strom aus Biomasse) und § 88b (Verordnungsermächtigung zur Anschlussförderung von Güllekleinanlagen) erforderlich. 30. Zu Artikel 1 Nummer 28 Buchstabe b Doppelbuchstabe aa (§ 24 Absatz 1 Satz 1, 1a – neu – EEG 2027) Artikel 1 Nummer 28 Buchstabe b Doppelbuchstabe aa ist durch den folgenden Doppelbuchstaben aa zu ersetzen: ‚aa) Satz 1 wird durch die folgenden Sätze ersetzt: „Mehrere Anlagen < … weiter wie Regierungsvorlage … >. Satz 1 gilt nicht für Solaranlagen des ersten Segments, die auf Flächen errichtet werden, auf denen nach einem bergrechtlich zugelassenen Vorhaben Bodenschätze im Tagebau gewonnen wurden.“ ‘ Begründung: Die Nutzung ehemaliger Tagebauflächen für erneuerbare Energien ist ein zentraler Baustein für den Strukturwandel und die Transformation ehemaliger Braunkohlereviere. Solche Flächen ermöglichen zugleich einen großflächigen PV-Ausbau, ohne zusätzliche landwirtschaftliche oder naturschutzfachlich sensible Flächen in Anspruch nehmen zu müssen. Ehemalige Tagebauflächen umfassen häufig sehr große, zusammenhängende Areale. Bei der Entwicklung ehemaliger Tagebauflächen handelt es sich daher regelmäßig um eine stufenweise Erschließung einer großen Fläche. Unterschiedliche Betreiber, Grundstücke, Projektgesellschaften und Bauabschnitte sind bei solchen Flächen strukturell naheliegend. Werden auf ehemaligen Tagebauflächen nacheinander mehrere PV-Projekte errichtet, kann die räumliche Nähe ohne die Ergänzung des vorgeschlagenen Satzes 1a dazu führen, dass wirtschaftlich und rechtlich eigenständige Projekte zusammengerechnet und förderrechtlich relevante Leistungsschwellen überschritten werden. Das kann die Errichtung weiterer Anlagen auf derselben Fläche erheblich und unnötig erschweren. Die ergänzte Ausnahme von der Anlagenzusammenfassung würde es ermöglichen, solche Flächen weiterhin modular und in mehreren Projektabschnitten zu entwickeln, ohne dass die Inbetriebnahme eines weiteren Projekts durch bereits bestehende PV-Anlagen auf demselben Areal förderrechtlich nachteilig Wi ... wirkt. Vor diesem Hintergrund soll die Ergänzung von Satz 1a ermöglichen, dass PV-Anlagen auf ehemaligen Tagebauflächen weiterhin von einer Anlagenzusammenfassung ausgenommen werden. 31. Zu Artikel 1 Nummer 29 (§ 25 Absatz 2 EEG) Artikel 1 Nummer 29 § 25 Absatz 2 ist durch den folgenden Absatz 2 zu ersetzen: „(2) Befristete Übergangszahlungen nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 Buchstabe a in Verbindung mit § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 sind so lange zu leisten, bis die Bundesnetzagentur positiv feststellt, dass eine wirtschaftliche und verlässliche Direktvermarktung von Kleinanlagen massengeschäftstauglich und digitalisiert möglich ist.“ Begründung: Die Abschaffung der Einspeisevergütung für kleine Photovoltaik-Dachanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 Kilowatt und die geplante Überführung solcher Anlagen in die verpflichtende Direktvermarktung setzt voraus, dass die dafür notwendigen Marktprozesse tatsächlich massengeschäftstauglich funktionieren. Davon ist das System derzeit noch weit entfernt. Smart-Meter-Infrastruktur, Marktkommunikation, Datenbereitstellung, Wechselprozesse und standardisierte Abrechnungswege sind noch nicht so zuverlässig, digitalisiert und kosteneffizient etabliert, dass Anlagen unter 25 Kilowatt- Peak wirtschaftlich und ohne unverhältnismäßige administrative Belastung direkt vermarktet werden können. Für Betreiber kleiner Anlagen entstehen dadurch zusätzliche Kosten, Komplexität und Erlösrisiken, die in keinem angemessenen Verhältnis zu den vermarkteten Strommengen stehen. Die vorgesehene Übergangsregelung sollte deshalb nicht automatisch nach 36 Monaten enden. Vielmehr sollte die Regelungslogik umgekehrt werden: Die Übergangsregelung sollte grundsätzlich so lange gelten, bis die Bundesnetzagentur auf Grundlage transparenter, vorab definierter Kriterien positiv feststellt, dass eine wirtschaftliche und verlässliche Direktvermarktung von Kleinanlagen massengeschäftstauglich möglich ist. Hierzu gehört die Einführung eines vereinfachten Direktvermarktungsmodells für kleine Anlagen unter 25 Kilowatt mit standardisierten Verträgen, einheitlichen Prozessen und einfachen Abrechnungsmechanismen. Um die Anforderungen der Direktvermarktung zu erfüllen, benötigen die Anlagen außerdem ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) und eine Steuerungseinrichtung für den Netzbetreiber. Aller- Wi ... dings wird der flächendeckende Rollout von beidem noch einige Jahre in Anspruch nehmen. Dach-Solaranlagen bleiben eine tragende Säule des Erneuerbaren-Ausbaus. Sie erschließen bereits versiegelte Flächen, stärken die verbrauchsnahe Stromerzeugung und ermöglichen es privaten Haushalten, kleinen Gewerbebetrieben, Kommunen und lokalen Projektträgern, selbst in erneuerbare Energien zu investieren und an ihrer Wertschöpfung teilzuhaben. Damit leistet das Aufdachsegment einen wichtigen Beitrag zu Akteursvielfalt, regionaler Wertschöpfung, Akzeptanz und gesellschaftlicher Verankerung der Energiewende. Im Jahr 2025 entfiel knapp die Hälfte der zugebauten Leistung im Solarbereich auf Gebäudesolaranlagen. Von dieser Dynamik haben insbesondere auch das regionale Handwerk und KMU profitiert. Eine forcierte Marktintegration kleiner Anlagen darf nicht zum Fadenriss beim bürgergetragenen Dachsegment und zum Markteinbruch im Solarhandwerk führen. 32. Zu Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a (§ 28 Absatz 2, 3, 3a – neu – EEG 2027)* Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a § 28 Absatz 2 und 3 ist durch die folgenden Absätze 2, 3 und 3a zu ersetzen: „(2) Das Ausschreibungsvolumen beträgt 1. im Jahr 2027 20 000 Megawatt zu installierende Leistung, 2. im Jahr 2028 15 000 Megawatt zu installierende Leistung, 3. im Jahr 2029 12 000 Megawatt zu installierende Leistung, 4. in den Jahren 2030 bis 2032 jeweils 10 000 Megawatt zu installierende Leistung. Das Ausschreibungsvolumen wird jeweils gleichmäßig auf die Gebotstermine eines Kalenderjahres verteilt. * bei Annahme von Ziffer 6 ist in dem vorgeschlagenen neuen § 3a Nummer 1 und 2 jeweils der Buchstabe b zu streichen U (bei Annahme entfallen Ziffern 33, 34, 37) ... (3) Das Ausschreibungsvolumen 1. erhöht sich ab dem Jahr 2028 um die Summe der Mengen, für die in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr bei den Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land nach diesem Gesetz keine Zuschläge erteilt wurden, und 2. verringert sich jeweils a) ab dem Jahr 2028 um die Summe der installierten Leistung der Windenergieanlagen an Land, die bei einer Ausschreibung eines anderen Mitgliedstaates der Europäischen Union in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr im Bundesgebiet bezuschlagt worden sind, sofern eine Anrechnung nach § 5 Absatz 5 völkerrechtlich vereinbart ist, b) ab dem Jahr 2028 um die Summe der installierten Leistung der Windenergieanlagen an Land, für deren Strom kein anzulegender Wert oder der anzulegende Wert nicht durch Ausschreibungen bestimmt worden ist und die in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr an das Register als in Betrieb genommen gemeldet worden sind, und c) um die Summe der Gebotsmengen, die in Resilienzausschreibungen für Windenergieanlagen an Land nach § 39n in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr bezuschlagt worden sind. (3a) Die Bundesnetzagentur kann das Ausschreibungsvolumen unbeschadet des Absatzes 3 1. um bis zu 30 Prozent erhöhen, wenn in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr a) der Ausbaupfad für die installierte Leistung von Solaranlagen nach § 4 Satz 1 Nummer 3 unterschritten worden ist, b) der Strommengenpfad nach § 4a unterschritten worden ist oder c) der Bruttostromverbrauch im Bundesgebiet schneller gestiegen ist, als er bei der Berechnung des Ziels nach § 1 Absatz 2 zugrunde gelegt worden ist, ... 2. um bis zu 30 Prozent verringern, wenn in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr a) der Ausbaupfad für die installierte Leistung von Solaranlagen nach § 4 Satz 1 Nummer 3 überschritten worden ist, b) der Strommengenpfad nach § 4a überschritten worden ist oder c) der Bruttostromverbrauch im Bundesgebiet langsamer gestiegen ist, als er bei der Berechnung des Ziels nach § 1 Absatz 2 zugrunde gelegt worden ist.“ Begründung: Zu § 28 Absatz 2: Es wird grundsätzlich begrüßt, dass im Gesetzentwurf eine Erhöhung der Ausschreibungsvolumina Wind an Land vorgesehen ist. Gleichwohl ist diese Erhöhung – vor dem Hintergrund des weiteren Hochlaufs der bereits genehmigten und in den nächsten Jahren zu genehmigenden onshore Windenergieleistung und dem daraus resultierenden überhitzten Wettbewerb um die EEG- Zuschläge – bei Weitem nicht ausreichend. Derzeit sind im Bereich der Windenergie an Land 70 Gigawatt am Netz. Um das 2030er-EEG-Ausbauziel von 115 Gigawatt zu erreichen, wird ein Netto- Zuwachs von rund 45 Gigawatt benötigt. Allerdings sind heute bereits rund 12 Gigawatt Bestandsanlagenleistung ohne EEG-Förderung am Netz. Diese könnten allein schon aus Altersgründen bis zum Jahr 2030 stillgelegt werden. Daher ist bis zum Jahr 2030 ein Brutto-Zubau in einer Größenordnung von 55 Gigawatt bis 60 Gigawatt erforderlich, damit das 2030er Ziel sicher erreicht werden kann. Insofern sind die vom Klimaschutzprogramm geforderten zusätzlichen Ausschreibungsmengen zwingend auf das Jahr 2027 und 2028 in Höhe von jeweils 6 Gigawatt paritätisch aufzuteilen. Doch auch diese Erhöhung des jährlichen Ausschreibungsvolumens reicht nicht aus, um das ambitionierte EEG- Ausbauziel von einer installierten Windleistung von 115 Gigawatt im Jahr 2030 bzw. von 157 Gigawatt im Jahr 2035 zu erreichen. Insofern sind die Ausschreibungsvolumina des § 28 Absatz 2 EEG-E 2027 in dem vorgeschlagenem Maß zu erhöhen. Durch diese Ausschreibungsmengen bleibt ein hinreichender Wettbewerb um die EEG-Zuschläge gleichwohl gewahrt, denn durch die aktuell anlaufenden Beschleunigungsmaßnahmen auf Genehmigungsebene sind die EEG- Ausschreibungen aktuell massiv überzeichnet und es ist kein Ende der Genehmigungswelle in Sicht. ... Nach einer Auswertung der Fachagentur Wind und Solar aus Juli 2026 waren Mitte des Jahres 19,4 Gigawatt Windenergieleistung immissionsschutzrechtlich genehmigt, aber (noch) ohne Zuschlag. Das bedeutet, dass abzüglich des im August und November 2026 noch zu auktionierenden Ausschreibungsvolumens von 5 Gigawatt rund 14,2 Gigawatt der bereits genehmigten Windenergieleistung in diesem Jahr gar keine Chance auf einen Zuschlag haben. Es ist außerdem davon auszugehen, dass in diesem Jahr mindestens das Volumen wie 2025 (21 Gigawatt) wahrscheinlich genehmigt werden wird. Im ersten Halbjahr 2026 wurden bereits 9,1 Gigawatt behördlich bewilligt, das sind 14 Prozent mehr als im letztjährigen ersten Halbjahr. Daher kann bis Jahresende noch mit mindestens 11 Gigawatt an weiterer genehmigter Leistung gerechnet werden. Zusammen mit den aktuellen 10 Gigawatt, die in diesem Jahr ohne Zuschlag bleiben werden, ist folglich Anfang 2027 mit einem Volumen von wenigstens 25 Gigawatt zu rechnen, das im kommenden Jahr in den Ausschreibungen miteinander konkurrieren wird. Die Abschmelzung der Ausschreibungsvolumina in den Folgejahre soll gewährleisten, dass der Überhang an Genehmigungen stetig abgebaut wird, dabei dennoch der Wettbewerb um die Ausschreibungen erhalten bleibt und der kontinuierliche Ausbau der Windenergie bis auf 115 Gigawatt im Jahr 2030 gewährleistet wird. Zu § 28 Absatz 3: Da aktuell ungewiss ist, wie die neuartigen Resilienzausschreibungen von der Branche angenommen werden, sollte das Ausschreibungsvolumen Wind an Land nicht von den ausgeschriebenen, sondern von den bezugschlagten Mengen abhängig gemacht werden. Insofern wird mit der Regelung sichergestellt, dass die nicht bezuschlagten Ausschreibungsvolumina der Resilienzausschreibungen den Wettbewerb bei den Ausschreibungen Wind an Land nach § 28 EEG nicht noch weiter verschärfen. Zu § 28 Absatz 3a: Um zu gewährleisten, dass der in § 4 EEG dargestellte Ausbaupfad eingehalten wird, sollte die Bundesnetzagentur weiterhin die Möglichkeit haben, das Ausschreibungsvolumen um 30 Prozent zu erhöhen oder zu verringern. Diese Regelung schafft die nötige Flexibilität, um einen planmäßigen (mit dem Bruttostromverbrauch abgestimmten) EE-Hochlauf zu gewährleisten. ... 33. Zu Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a (§ 28 Absatz 2 EEG 2027)* Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a § 28 Absatz 2 ist durch den folgenden Absatz 2 zu ersetzen: „(2) Das Ausschreibungsvolumen beträgt in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 15 000 Megawatt zu installierende Leistung. Die Ausschreibungsvolumina nach Satz 1 werden jeweils gleichmäßig auf die Gebotstermine eines Kalenderjahres verteilt.“ Begründung: Wind an Land ist eine der günstigsten Stromerzeugungstechnologien. Der Nachfrage der Industrie nach einer kostengünstigen, verbrauchsnahen und regional ausgewogenen erneuerbaren Stromerzeugung muss daher mit einem konsequenten Ausbau von Windkraftanlagen an Land begegnet werden. Dies kann nur durch dauerhaft hohe Ausschreibungsvolumina sichergestellt werden, um die Vielzahl bereits genehmigter bzw. weit fortgeschrittener Projekte in die Umsetzung zu bringen und für anhaltende Investitionssicherheit zu sorgen. Zusätzlich sind dauerhaft hohe Ausschreibungsvolumina zur Erreichung der Klimaschutzziele notwendig. Der Gesetzentwurf sieht demgegenüber bislang nur eine temporäre Erhöhung der Ausschreibungsvolumina vor. In den Jahren 2027 und 2028 sollen jeweils 15 000 Megawatt, im Jahr 2029 12 000 Megawatt und in den Jahren 2030 bis 2032 jeweils wieder 10 000 Megawatt ausgeschrieben werden. Die zusätzlichen Ausschreibungsmengen in Höhe von insgesamt 12 000 Megawatt konzentrieren sich damit nur auf die Jahre 2027 bis 2029; ab 2030 ist keine Verstetigung auf erhöhtem Niveau vorgesehen. Dies wird der aktuellen Genehmigungs- und Ausschreibungsdynamik nicht hinreichend gerecht. So zeigen Auswertungen, dass im ersten Halbjahr 2026 nur rund 9,1 Gigawatt neue Windenergieleistung genehmigt wurden. Bereits im Jahr 2025 lag das Genehmigungsvolumen bei rund 21 Gigawatt. Zudem waren die im ersten Halbjahr 2026 auktionierten Ausschreibungsmengen der Bundesnetzagentur um eine EEG-Förderung mit jeweils ca. 4 000 Megawatt deutlich überzeichnet. Bleibt das Genehmigungsgeschehen infolge der Flächenbereitstellung durch das Windenergieflächenbedarfsgesetz auf hohem Niveau, reichen die im Gesetzentwurf vorgesehenen Ausschreibungsvolumina voraussichtlich nicht aus, um den entstehenden Genehmigungs- und Realisierungsstau nachhaltig abzubauen. * Hilfsempfehlung im U zu Ziffer 32 Wi U (entfällt bei Annahme von Ziffer 32) (bei Annahme entfällt Ziffer 34) ... Die Verstetigung des Ausschreibungsvolumens auf 15 000 Megawatt jährlich bis 2032 schafft verlässlichere Realisierungsperspektiven für genehmigte und weit fortgeschrittene Projekte. Sie stärkt Planungs- und Investitionssicherheit und unterstützt die Erreichung der Ausbau- und Klimaziele. Zugleich trägt ein kontinuierlich hohes Ausschreibungsvolumen dazu bei, den Ausbau der Windenergie an Land als zentralen Beitrag zu Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und industrieller Transformation zu sichern. 34. Zu Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a (§ 28 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 EEG 2027)* In Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a § 28 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 ist die Angabe „15 000“ durch die Angabe „26 000“ zu ersetzen. Begründung: Zur Realisierung des im Erneuerbare-Energien-Gesetz festgelegten leistungsbezogenen Ausbaupfads für Windenergieanlagen an Land bedarf es einer zügigen Realisierung bereits genehmigter Windenergieprojekte. Die zeitnahe Erteilung des Zuschlags bei Ausschreibungen der Bundesnetzagentur spielt hier eine entscheidende Rolle. Aktuell ist zu beobachten, dass die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur im Bereich Windenergieanlagen an Land stark überzeichnet sind. Der erfreuliche Trend bei den Genehmigungszahlen hält weiter an. In den ersten sechs Monaten 2026 wurden bundesweit mehr als 9 150 Megawatt an Windenergieleistung neu genehmigt, so viel wie noch nie in einem ersten Halbjahr. Damit die bis Ende 2026 zu erwartenden genehmigten Windenergieprojekte zeitnah realisiert werden können, sollten die für 2027 vorgesehenen Ausschreibungsmengen für Windenergie an Land entsprechend erhöht werden. * Hilfsempfehlung zu Ziffer 32, 33 U (entfällt bei Annahme von Ziffer 32, 33) ... 35. Zu Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a, Nummer 32 Buchstabe b (§ 28 Absatz 3, § 28a Absatz 3 EEG 2027) Der Bundesrat fordert, dass das Ausschreibungsvolumen der Resilienzausschreibungen nach § 28e als zusätzliches Ausschreibungsvolumen gestaltet werden soll und nicht auf das reguläre Ausschreibungsvolumen nach § 28 Absatz 3 und § 28a Absatz 3 angerechnet wird. Begründung: Aktuell ist zu beobachten, dass die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur im Bereich Wind-an-Land und Solaranlagen des ersten Segments (Solarfreifläche) stark überzeichnet sind. Auch wenn das Ausschreibungsvolumen nach § 28 EEG-E 2027 für die Windenergie im Rahmen des Klimaschutzprogramms 2026 um 12 Gigawatt erhöht wurde, reicht dies nicht aus, damit die genehmigte Windenergieleistung im Rahmen der Ausschreibung ausreichend Zuschläge erhält. Um einen zusätzlichen Ausbauimpuls zu generieren und gleichzeitig strategische Produktionskapazitäten in Europa zu gewährleisten, bietet sich die Resilienzausschreibung als zusätzlicher Ausbauimpuls an. 36. Zu Artikel 1 Nummer 31, 32 (§ 28 Absatz 3, § 28a Absatz 3 EEG 2027) Der Bundesrat bittet, das Ausschreibungsvolumen der Resilienzausschreibungen nach § 28e EEG-E 2027 als zusätzliches Ausschreibungsvolumen auszugestalten und nicht auf das reguläre Ausschreibungsvolumen nach § 28 Absatz 3 und § 28a Absatz 3 EEG-E 2027 anzurechnen. Begründung: Aktuell ist zu beobachten, dass die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur im Bereich Wind-an-Land und Solaranlagen des ersten Segments (Solarfreifläche) stark überzeichnet sind. Auch wenn das Ausschreibungsvolumen nach § 28 EEG-E 2027 für die Windenergie im Rahmen des Klimaschutzprogramms 2026 um 12 Gigawatt erhöht wurde, reicht dies nicht aus, damit die genehmigte Windenergieleistung im Rahmen der Ausschreibung ausreichend Zuschläge erhält. Um einen zusätzlichen Ausbauimpuls zu generieren und gleichzeitig strategische Produktionskapazitäten in Europa zu gewährleisten, bietet sich die Resilienzausschreibung als zusätzlicher Ausbauimpuls an. Wi (bei Annahme entfällt Ziffer 36) U (entfällt bei Annahme von Ziffer 35) ... 37. Zu Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a (§ 28 Absatz 3a – neu – EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe a § 28 Absatz 3 ist der folgende Absatz 3a einzufügen: „(3a) Die Bundesnetzagentur kann das Ausschreibungsvolumen unbeschadet 1. um bis zu 30 Prozent erhöhen, wenn in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr a) der Ausbaupfad für die installierte Leistung von Solaranlagen nach § 4 Satz 1 Nummer 3 unterschritten worden ist, b) der Bruttostromverbrauch im Bundesgebiet schneller gestiegen ist, als er bei der Berechnung des Ziels nach § 1 Absatz 2 zugrunde gelegt worden ist, 2. um bis zu 30 Prozent verringern, wenn in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr a) der Ausbaupfad für die installierte Leistung von Solaranlagen nach § 4 Satz 1 Nummer 3 überschritten worden ist, b) der Bruttostromverbrauch im Bundesgebiet langsamer gestiegen ist, als er bei der Berechnung des Ziels nach § 1 Absatz 2 zugrunde gelegt worden ist.“ Begründung: Der Bundesnetzagentur weiterhin die Möglichkeit zu eröffnen, die Ausschreibungsmengen um bis zu 30 Prozent erhöhen zu können, sollte bestehen bleiben. Sie ermöglicht eine flexible und nachvollziehbare Nachsteuerung bei Abweichungen vom vorgesehenen Strommengenpfad, ohne dass hierfür ein langwieriges Gesetzgebungsverfahren erforderlich ist. Angesichts der dynamischen Entwicklungen bei Stromverbrauch, Ausbaugeschwindigkeit und Systemintegration ist diese Flexibilität ein wichtiges Instrument, um die EEG-Ziele und insbesondere das Ziel von 80 Prozent erneuerbarem Strom bis 2030 abzusichern. Wi (entfällt bei Annahme von Ziffer 32) ... 38. Zu Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe c – neu – (§ 28 Absatz 7 – neu – EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 31 Buchstabe b ist der folgende Buchstabe c einzufügen: ‚c) Nach Absatz 6 wird der folgende Absatz 7 eingefügt: „(7) Abweichend von Absatz 1 findet im Jahr 2027 zusätzlich eine Ausschreibung zum Gebotstermin am 1. April statt (Windsonderausschreibung). Das Ausschreibungsvolumen der Windsonderausschreibung beträgt 5 000 Megawatt. Dieses Ausschreibungsvolumen ist bei der Verteilung des Ausschreibungsvolumens im Jahr 2027 nach Absatz 2 Satz 1 auf die Ausschreibungen des Jahres 2027 nach Absatz 2 Satz 2 nicht zu berücksichtigen. Die sonstigen Ausschreibungsbedingungen entsprechen denen der anderen Gebotstermine.“ ‘ Begründung: Der zwischenzeitlich entstandene erhebliche Realisierungsstau in ganz Deutschland kann durch die im Klimaschutzprogramm 2026 beschlossenen zusätzlichen 12 000 Megawatt nicht ausreichend berücksichtigt werden. Eine zusätzliche Windsonderausschreibung in Höhe von 5 000 Megawatt für das Jahr 2027 bleibt notwendig, um kurzfristig auf die außergewöhnliche Marktsituation mit einer hohen Zahl genehmigter, aber nicht realisierter Projekte zu reagieren. Der bundesweite Ausschreibungsstau beträgt rund 18,7 Gigawatt. Das im Entwurf zum EEG 2027 vorgesehene erhöhte Ausschreibungsvolumen von 15 Gigawatt in den Jahren 2027 und 2028 sowie 12 Gigawatt im Jahr 2029 steht genehmigten und weit fortgeschrittenen Projekten jedoch nur eingeschränkt zur Verfügung. Denn für die Jahre 2027 bis 2029 sind insgesamt 10,5 Gigawatt für Resilienzausschreibungen Windenergie an Land vorgesehen. Diese werden mit den Ausschreibungsvolumina verrechnet und ihre Kriterien werden erst durch Rechtsverordnung nach § 88d EEG-E 2027 festgelegt. Bereits genehmigte Projekte können die zusätzlichen Anforderungen aus Resilienzausschreibungen voraussichtlich nicht kurzfristig oder nur mit erheblichem Anpassungsaufwand erfüllen. Um den bestehenden Rückstau genehmigter Vorhaben wirksam abzubauen, muss daher ein zusätzliches, allgemein zugängliches Ausschreibungsvolumen in Höhe von 5 000 Megawatt bereitgestellt werden. Das Volumen soll zusätzlich zu den regulären Ausschreibungen nach § 28 Absatz 2 EEG2027-E bereitgestellt und nicht auf das Ausschreibungsvolumen des Jahres 2027 angerechnet werden. Die Sonderausschreibung schafft die Voraussetzung dafür, genehmigte und weit fortgeschrittene Vorhaben zügig in die Umsetzung zu bringen. Wi U ... 39. Zu Artikel 1 Nummer 33 Buchstabe b (§ 28b Absatz 2 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 33 Buchstabe b ist durch den folgenden Buchstaben b zu ersetzen: ‚b) Die Absätze 3 bis 5 werden durch die folgenden Absätze 3 bis 5 ersetzt: „(3) Das Ausschreibungsvolumen verringert sich < … weiter wie Vorlage … >.“ ‘ Begründung: Der Gesetzentwurf sieht eine Verringerung des Ausschreibungsvolumens für Solaranlagen des zweiten Segments (PV-Dachanlagen) von bisher 2 300 Megawatt auf 1 500 Megawatt vor. Begründet wird dies mit Kostendämpfungserwägungen und einer gezielten Verschiebung des Ausbaus von PV-Anlagen ins erste Segment (PV-Freiflächenanlagen). Eine ausschließlich auf die Kosten fokussierte Betrachtung lässt jedoch die folgenden wesentlichen Erwägungen außer Acht: Zum einen würde ein verstärkter Ausbau von PV-Anlagen im ersten Segment schon heute bestehende Flächenkonkurrenzen verschärfen, was erhebliche negative Auswirkungen auf die Akzeptanz der Energiewende haben kann. Zum anderen hätte die geplante Gesetzesänderung negative Auswirkungen auf die in urbanen Zentren notwendige und gewünschte Dachflächenvollbelegung, die zum Erreichen der Klimaziele in den Städten von entscheidender Bedeutung ist. 40. Zu Artikel 1 Nummer 32, 33 (§§ 28a, 28b EEG 2027) a) Der Bundesrat lehnt die deutliche Verschiebung der Ausschreibungsvolumina zulasten des zweiten Segments und zugunsten des ersten Segments ab. b) Vor diesem Hintergrund fordert er, das jährliche Ausschreibungsvolumen für Solaranlagen des zweiten Segments auf 2 300 Megawatt jährlich zu erhöhen (§ 28b Absatz 2 EEG-E 2027) sowie in der Folge das Ausschreibungsvolumen des ersten Segments (§ 28a EEG-E 2027) unter Berücksichtigung des erwartbaren Mehrbedarfes an Strom nur geringfügig anzupassen. Wi (bei Annahme entfällt Ziffer 41) U (bei Annahme entfällt Ziffer 41) ... c) Darüber hinaus fordert der Bundesrat, den Gesetzentwurf dergestalt anzupassen, dass die nicht bezuschlagten Ausschreibungsvolumina von Solaranlagen des zweiten Segmentes nicht automatisch zu einer Erhöhung der Ausschreibungsvolumina von Solaranlagen im ersten Segment führen, wie es die Logik des Gesetzentwurfs in den §§ 28a und 28b EEG-E 2027 vorsieht. Begründung: Der Ausbau der Solarenergienutzung auf bereits versiegelte Flächen ist aus mehreren Gründen elementar für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien. Hierzu gehören Akzeptanz in der Bevölkerung, die niederschwellige Beteiligung von Bürgerinnen und Bürgern sowie von Unternehmen an der Energiewende. Auch die Installation von Anlagen des zweiten Segments in der Nähe von urbanen Verbrauchsschwerpunkten ist für die Energiewende von relevanter Bedeutung, da Energieangebot und -nachfrage zusammenkommen. Die Errichtung von Solar-Freiflächenanlagen konkurriert mit verschiedenen, gesellschaftlich wichtigen Nutzungen (z. B. Landwirtschaft, Wohnungsbau, Industrie- und Gewerbe, Straßen- und Stromnetzausbauvorhaben, Freiflächen für Umwelt- und Naturschutz). Schon aus § 1a Absatz 2 BauGB ergibt sich ein sparsamer und schonender Umgang mit der Fläche. Weiterhin ist in der Nachhaltigkeitsstrategie konkretisiert, dass der tägliche Anstieg der Siedlungs- und Verkehrsfläche bis 2030 auf unter 30 Hektar pro Tag reduziert werden soll. Daher ist es insgesamt geboten, den entsprechenden Druck auf die Freifläche abzumildern, indem ein entsprechendes Ausschreibungsvolumen für Solaranlagen des zweiten Segments erhalten bleibt. 41. Zu Artikel 1 Nummer 33 Buchstabe b (§ 28b Absatz 2 Satz 1, Absatz 3 EEG 2027)* Artikel 1 Nummer 33 Buchstabe b § 28b ist wie folgt zu ändern: a) In Absatz 2 Satz 1 ist die Angabe „1 500“ durch die Angabe „2 300“ zu ersetzen. b) Absatz 3 ist zu streichen. * Hilfsempfehlung zu Ziffer 40 U (entfällt bei Annahme von Ziffer 39, 40) ... Begründung: Nach § 28b Absatz 2 EEG-E 2027 soll das Ausschreibungsvolumen für das Segment der Dach-PV-Anlagen gesenkt werden. Der Gesetzentwurf sieht vor, das Ausschreibungsvolumen für Solaranlagen des zweiten Segments (PV- Dachanlagen) von bislang 2 300 MW auf 1 500 MW pro Jahr zu reduzieren. Gleichzeitig sollen künftig auch außerhalb der EEG-Förderung errichtete PV- Dachanlagen ab 750 Kilowatt auf das Ausschreibungsvolumen angerechnet werden. Dies wird mit dem Ziel der Kostendämpfung sowie einer stärkeren Verlagerung des Ausbaus auf Freiflächenanlagen begründet. Ein verstärkter Ausbau von Freiflächenanlagen kann bestehende Flächenkonflikte mit Landwirtschaft und Naturschutz verschärfen und die Akzeptanz der Energiewende beeinträchtigen. Zudem besteht die Gefahr, dass die Nutzung der erheblichen Potenziale auf Dachflächen geschwächt wird, obwohl deren konsequente Erschließung insbesondere in Städten und Gemeinden einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der Klima- und Ausbauziele leistet und größte Akzeptanz genießt. 42. Zu Artikel 1 Nummer 34 Buchstabe b (§ 28c Absatz 2 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 34 Buchstabe b ist durch den folgenden Buchstaben b zu ersetzen: ,b) Absatz 2 wird durch den folgenden Absatz 2 ersetzt: „(2) Das Ausschreibungsvolumen beträgt in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 2 500 Megawatt zu installierende Leistung.“ ‘ 43. [Begründung:* Das gestaffelte, absinkende Ausschreibungsvolumen für Biomasse von 1 000 Megawatt in den Jahren 2027 und 2028 bis hin zu 500 Megawatt in den Jahren 2031 und 2032 ist für die geforderte Überbauung zu gering. Es sind 2 500 Megawatt Ausschreibungsvolumen jährlich notwendig, um insbesondere die Anlagen aus den ausbaustarken Inbetriebnahme-Jahren 2007 bis 2009 mit der erhöhten Überbauung zu erhalten. Die Forderung für Kleinanlagen mit zunächst zweifacher und dann dreifacher Überbauung und für größere Anlagen mit zunächst dreifacher und dann vierfacher Überbauung benötigt eine Erhöhung der installierten Leistung auf 2 500 Megawatt im Vergleich zu der installierten Leistung der Anlagen, die aus der Vergütung fallen, um die gleiche * setzt Annahme von Ziffer 42 voraus Wi AV U [Wi AV] (bei Annahme entfällt Ziffer 44) ... erneuerbare Strommenge zu erzeugen. Das höhere Ausschreibungsvolumen verhindert, dass sich die durch die gestiegenen Anforderungen an die Flexibilität der Anlagen bedarfsgerecht erzeugte Strommenge verringert und wirtschaftliche Anlagen stillgelegt werden müssen.] 44. {Begründung:* Im Gesetzentwurf sind folgende Ausschreibungsmengen für Biomasse vorgesehen: - in den Jahren 2027 und 2028 jeweils 1 000 Megawatt, - in den Jahren 2029 und 2030 jeweils 750 Megawatt und - in den Jahren 2031 und 2032 jeweils 500 Megawatt zu installierende Leistung. Nach dem Evaluationsbericht Stromerzeugung aus Biomasse (Fraunhofer IEE et al, 2024) endet die 20jährige erste Förderperiode von Biomasseanlagen wie folgt (Die Tabelle zeigt den Auslauf der Biomasseanlagen unter Berücksichtigung eines Endes der EEG-Förderung bezogen auf die installierte elektrische Anlagenleistung in MW summiert für 3 Zeiträume): Um die gegenwärtigen Stromerzeugungsmengen aus Biomasse zu erhalten, sind wesentlich größere Ausschreibungsmengen erforderlich. Allein die aktuellen Flexibilisierungsanforderungen von Biogasanlagen erfordern – ohne Erhöhung des benötigten Biomasseeinsatzes – eine dreifach höhere Menge an installierter Leistung als die arbeitsrelevante Leistung (Bemessungsleistung).} * setzt Annahme von Ziffer 42 voraus {U} (entfällt bei Annahme von Ziffer 43) ... 45. Zu Artikel 1 Nummer 36 (§ 28e EEG 2027) Artikel 1 Nummer 36 ist zu streichen. Begründung: Der Gesetzentwurf sieht eine ersatzlose Streichung der Ausschreibung für innovative Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung (§ 28f EEG 2023) und der Ausschreibungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem Wasserstoff (§ 28g EEG 2023) vor. Eine Begründung, warum diese Ausschreibungen nicht umgesetzt werden sollen, fehlt. Die Förderung von Erzeugung und Speicherung von grünem Wasserstoff in Deutschland ist ein wichtiger Hebel, um den Wasserstoffhochlauf zu stärken. Mit der Herstellung von grünem Wasserstoff in Deutschland können bestehende erneuerbare Energien-Potenziale genutzt, eine saisonale Energiespeicherung aus EE umgesetzt sowie die Resilienz des deutschen Energiesystems, durch eine Verringerung von Importabhängigkeiten, gestärkt werden. Die bestehenden Unklarheiten bei der Wasserstoff-Regulatorik und Positionierung der Bundesregierung zur Rolle von Wasserstoff führen zu Investitionsunsicherheiten sowohl auf Angebots- als auch auf Nachfrageseite. Die Umsetzung der bisher vorgesehenen Förderung des EEG nach §§ 28f und g würde dazu beitragen die Angebotsseite zu stärken, notwendige Infrastruktur auszubauen und damit auch den Preis für grünen Wasserstoff zu senken. Eine Streichung der Förderung wird daher abgelehnt. 46. Zu Artikel 1 Nummer 36 (§ 28e Absatz 2 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 36 § 28e Absatz 2 ist durch den folgenden Absatz 2 zu ersetzen: „(2) Das Ausschreibungsvolumen für die Resilienzausschreibungen nach § 39n beträgt, soweit eine Rechtsverordnung aufgrund des § 88d nichts anderes bestimmt, 1. in den Jahren 2027 bis 2029 jeweils 4 500 Megawatt zu installierende Leistung, die sich wie folgt verteilen: a) für Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land 3 500 Megawatt und Wi (bei Annahme entfällt Ziffer 46) U (entfällt bei Annahme von Ziffer 45) ... b) für Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments 1 000 Megawatt, 2. in den Jahren 2030 bis 2032 jeweils 7 500 Megawatt zu installierende Leistung, die sich wie folgt verteilen: a) für Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land 5 000 Megawatt und b) für Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments 2 500 Megawatt.“ Begründung: Die europäischen Hersteller von Windenergie- und Solaranlagen stehen aufgrund stark subventionierter Importe unter hohem Wettbewerbsdruck. Für eine effektive Stärkung resilienter europäischer und deutscher Wertschöpfungsketten bei der Herstellung von Erneuerbarer-Energie-Technologien sollte eine Erhöhung des Ausschreibungsvolumens sowohl für Wind als auch für Photovoltaik ab 2030 erfolgen. Im Bereich Windenergie liegen die derzeitigen europäischen Produktionskapazitäten deutlich über den Mindestvorgaben des EU Net Zero Industry Acts, so dass die höheren Ausschreibungsvolumina unproblematisch erreicht werden können und gleichzeitig die Planungssicherheit für die heimischen Unternehmen gestärkt wird. Im Bereich Photovoltaik existieren in Europa noch immer Produktionskapazitäten im zwei- bis dreistelligen Gigawattbereich (PV-Wechselrichter bei ca. 100 Gigawatt, Module/Zellen bei ca. 15 Gigawatt). Zur Absicherung dieser verbliebenen Produktionskapazitäten sollte eine Anhebung des Ausschreibungsvolumens bei Solaranlagen auf ein Gigawatt für den Zeitraum 2027 bis 2029 erfolgen. Darüber hinaus stehen für zahlreiche Produktionsstandorte (mindestens weitere 20 Gigawatt bei Zellen/Modulen) derzeit die finalen Investitionsentscheidungen bevor, so dass bei ausreichender regulatorischer Anreizsetzung ab 2030 zusätzliche Kapazitäten zur Verfügung stehen könnten. Die Stärkung der heimischen Hersteller ist notwendig, um die Resilienz und Unabhängigkeit der europäischen und deutschen Energiewende auf lange Sicht abzusichern. ... 47. Zu Artikel 1 Nummer 37 Buchstabe b Doppelbuchstabe bb – neu – (§ 30 Absatz 2 Nummer 3 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 37 Buchstabe b ist durch den folgenden Buchstaben b zu ersetzen: ‚b) Absatz 2 Nummer 3 wird wie folgt geändert: aa) Die Angabe „und Biomethananlagen nach < … weiter wie Vorlage … >“ bb) Die Angabe „150 Kilowatt“ wird durch die Angabe „400 Kilowatt“ ersetzt.‘ Begründung: Güllekleinanlagen leisten neben ihrem Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung einen wichtigen Beitrag zum landwirtschaftlichen Klimaschutz, indem sie die Methanemissionen aus der Wirtschaftsdüngerlagerung unterbinden. Durch die Verwertung von Reststoffen sind sie zudem ein Element der Kreislaufwirtschaft und beanspruchen keine zusätzliche Anbaufläche. Das EEG würdigt diese Vorteile durch spezielle Vergütungsregelungen: Anlagen, in denen überwiegend Gülle vergoren wird, mit einer installierten Leistung bis einschließlich 150 Kilowatt – sogenannte Güllekleinanlagen – sind im geltenden EEG von der Teilnahme an Ausschreibungen ausgenommen und erhalten eine gesetzlich festgelegte Vergütung. Allerdings ist bisher die maximal installierte Leistung von Güllekleinanlagen in derselben Höhe wie die Höchstbemessungsleistung festgelegt. Dadurch besteht für diese Anlagen bisher keine Möglichkeit, durch Überbauung eine flexible Fahrweise zu erreichen. Dies beeinträchtigt sowohl den Weiterbetrieb von Bestandsanlagen nach Ende des ersten Vergütungszeitraums als auch den Zubau neuer Güllekleinanlagen. Damit Güllekleinanlagen auch in Zukunft systemdienlich und wirtschaftlich betrieben werden können, ist es erforderlich, auch diesem Anlagensegment die Möglichkeit zur Flexibilisierung einzuräumen. Der vorliegende Vorschlag schafft deshalb die rechtliche Grundlage für die Flexibilisierung von Güllekleinanlagen: – In § 22 wird die Obergrenze für die Befreiung von der Teilnahme an Ausschreibungen von 150 Kilowatt installierte Leistung auf 400 Kilowatt angehoben. – Im Gegenzug wird die Obergrenze für den Zahlungsanspruch nach § 44 Absatz 2 in Verbindung mit § 19 Absatz 1 auf eine installierte Leistung von höchstens 400 Kilowatt, statt bisher 150 Kilowatt, angehoben. AV ... – Die Bemessungsleistung nach § 44 Absatz 1 bleibt unverändert bei 150 Kilowatt (Höchstbemessungsleistung), somit wird die maximal geförderte Strommenge pro Biogasanlage nicht ausgeweitet. Zur konsistenten Umsetzung dieser Flexibilisierung sind Folgeänderungen in § 30 (Mindestmenge für Gebote), § 42 (Vergütung von Strom aus Biomasse) und § 88b (Verordnungsermächtigung zur Anschlussförderung von Güllekleinanlagen) erforderlich. 48. Zu Artikel 1 Nummer 42 Buchstabe b (§ 36 Absatz 3 Nummer 3 EEG 2027), Nummer 45 (§ 36d EEG 2027), Nummer 88 (§ 53a EEG 2027) Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) Nummer 42 Buchstabe b § 36 Absatz 3 Nummer 3 ist zu streichen. b) Nummer 45 ist zu streichen. c) Nummer 88 § 53a ist zu streichen. Folgeänderungen: Artikel 1 Nummer 2 ist wie folgt zu ändern: a) Buchstabe k ist zu streichen. b) In Buchstabe w ist die Angabe zu § 53a zu streichen. Begründung: Die Begrenzung der Nutzungsentgelte für Windenergieanlagen wird abgelehnt. Die Deckelung der Pachtpreise greift unverhältnismäßig in das Eigentumsrecht und die Vertragsfreiheit der Flächeneigentümer ein, ohne dass ein belastbarer Nachweis für eine Senkung der EEG-Förderkosten oder eine Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien erbracht wird. Darüber hinaus wird der Eingriff in den Markt ohne klare Hinweise auf ein Marktversagen kritisiert. Die aktuellen Entwicklungen zeigen bereits deutliche Anpassungen der Pachtpreise. Zudem ist anzumerken, dass der Entwurf (ähnlich wie bereits § 11a EEG) keinerlei Abgrenzung zwischen verschiedenen Flächenarten vorsieht. Ein einheitliches Entgelt für Waldflächen und beispielsweise landwirtschaftliche Freiflächen ist nicht tragbar. Eine pauschale Begrenzung wird den unterschied- AV (bei Annahme entfallen Ziffern 49, 50, 51) ... lichen Standort-, Eigentums- und Vertragsverhältnissen nicht gerecht. Nutzungsentgelte berücksichtigen neben der Flächenbindung auch betriebliche Einschränkungen, Risiken und entgangene Nutzungsoptionen. Im Wald kommen unter anderem Wiederbewaldungs- und Ausgleichspflichten hinzu. Die Einführung des § 36d und der damit einhergehenden Folgeänderungen im EEG 2027 und EnFG schafft einen zusätzlichen bürokratischen Aufwand. Um den Ausbau der Windkraft weiterhin voran zu bringen, ist nicht nur seitens der Bevölkerung, sondern auch der Flächeneigentümer eine hohe Akzeptanz der Projekte von Bedeutung. Durch die Einführung des § 36d wird diese gefährdet. Es ist zu befürchten, dass die Bereitschaft der Verpachtung von Flächen sinkt und der zügige Ausbau ausgebremst wird. Es ist außerdem zu befürchten, dass die Regelung sich einseitig zu Lasten der forstwirtschaftlichen, landwirtschaftlichen und kommunalen Flächeneigentümer auswirkt, Projektierer und Energieunternehmen jedoch begünstigt, da die vermeintlich eingesparten Mittel sich nicht 1 : 1 in sinkenden Zuschlagwerten widerspiegeln werden. Darüber hinaus ist davon auszugehen, dass sich eine Pachtdeckel negativ auf das Repowering von Altanlagen auswirken wird. Flächeneigentümer werden die bestehenden Pachtverträge mit höheren Erlösen bis zum Ende der vertraglich bestehen-den EEG-Vergütung ausschöpfen. Dies hätte zur Folge, dass ältere Anlagen nicht durch leistungsstärkere Anlagen ersetzt werden und somit die vorhandenen Leistungspotenziale nicht gehoben werden. Des Weiteren würde durch die geplante Regelung das bestehende Problem des Nord-Süd-Gefälles beim Windkraftausbau nicht verbessert werden. § 36d EEG 2027 und auch § 53a EEG 2027 einschließlich der Folgeänderung in Artikel 1 Nummer 42 Buchstabe b sowie der anknüpfenden Regelungen in Artikel 6 zur Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes sollten daher gestrichen werden. ... 49. Zu Artikel 1 Nummer 45, 88 (§ 36d, § 53a EEG 2027) Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) Nummer 45 ist zu streichen. b) Nummer 88 § 53a ist zu streichen. Begründung: Mit der in § 36d eingeführten Regelung wird die Höhe der Entgelte zur Nutzung von Grundstücken zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen an Land sowie von Nebenanlagen im Jahr der Inbetriebnahme sowie in den 19 darauffolgenden Kalenderjahren begrenzt. Erfasst sein sollen nicht nur Flächen für die Windenergieanlage selbst, sondern auch die für die Realisierung eines Vorhabens erforderlichen Flächen für Wege, Kabeltrassen, Kranstellflächen etc. und bauordnungsrechtliche Abstandsflächen. Auch die bereits vor der Inbetriebnahme geleisteten Zahlungen sollen berücksichtigt und auf den Förderzeitraum verteilt werden. Bei Verstößen entsteht durch die Neuregelung in § 53a zudem eine zusätzliche Zahlungspflicht in Höhe von 50 Euro je Kilowatt installierter Leistung pro Jahr gegenüber dem Netzbetreiber. Diese Regelungen gefährden die Realisierung von Windenergievorhaben. Sie führen zu mehr Bürokratie, verschlechtern die Verhandlungsposition der Flächeneigentümer, greifen in funktionierende Marktmechanismen ein und können damit die Flächensicherung erheblich erschweren. Dass die Obergrenze des in § 36d normierten „Pachtdeckels“ rechnerisch bereits vor oder kurz nach der Inbetriebnahme überschritten sein kann, bedeutet Rechts- und Investitionsunsicherheiten für bereits geschlossene Verträge. Es wird in langfristig ausgehandelte Vertragsverhältnisse eingegriffen und das Vertrauen in bestehende Vereinbarungen untergraben. Damit sind die Regelungen geeignet, zusätzliche Akzeptanzprobleme zu schaffen. Dies wiegt umso schwerer, als die Einführung eines gedeckelten Nutzungsentgelts nicht erforderlich ist. Steigende Genehmigungszahlen und entsprechend niedrigere Zuschlagswerte in den Ausschreibungen werden bereits jetzt von gesunkenen Pachten begleitet. Von einem gedeckelten Nutzungsentgelt ist vielmehr ein unmittelbar kostentreibender Einfluss auf die Projektkalkulation zu erwarten. Vorhabenträger können nicht einfach auf andere Grundstücke ausweichen. Es steht deshalb zu befürchten, dass die mit der Deckelung verbundenen Risiken bereits vor der Gebotsabgabe in die Kalkulation eingepreist werden. Davon abgesehen ist die Pauschalierung der Obergrenze nicht geeignet, um die unterschiedlichen regionalen Grundstücksmärkte, kleinteiligen Eigentumsstrukturen und notwendigen Projektentwicklungskosten angemessen zu berücksichtigen. Wi U (entfällt bei Annahme von Ziffer 48) (bei Annahme entfallen Ziffern 50, 51) ... Die Einführung eines Pachtdeckels würde damit die Flächenbereitstellung gefährden und folglich die Rahmenbedingungen für Windenergie an Land deutlich verschlechtern. Vor diesem Hintergrund sind die Regelungen in § 36d zu streichen. Als Folge des Wegfalls eines gedeckelten Nutzungsentgelts sind die Regelungen über eine Strafzahlung in § 53a nicht mehr erforderlich. 50. Zu Artikel 1 Nummer 45 (§ 36d EEG 2027)* Artikel 1 Nummer 45 ist zu streichen. Begründung: Der neue § 36d EEG-E 2027 sieht vor, dass Entgelte für die Nutzung von Grundstücken zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen an Land nur bis zu einer bestimmten Höhe förderunschädlich sind. Die Einführung eines Pachtdeckels für Windenergieanlagen ist abzulehnen. Dies würde zusätzlichen bürokratischen Aufwand verursachen, insbesondere durch die notwendige Prüfung der Pachtverhältnisse durch die Bundesnetzagentur. Gleichzeitig ist bereits heute zu beobachten, dass die Pachtpreise infolge sinkender Zuschlagswerte im Bereich der Windenergie auf marktwirtschaftlichem Wege zurückgehen, sodass ein regulatorischer Eingriff nicht erforderlich erscheint. Ein Pachtdeckel würde darüber hinaus die Einnahmen von Kommunen und Flächeneigentümern reduzieren und damit die regionale Wertschöpfung sowie die finanzielle Beteiligung vor Ort schwächen. Dies birgt die Gefahr einer sinkenden Akzeptanz für Windenergieprojekte. Gleichzeitig könnte die Bereitschaft zur Verpachtung geeigneter Flächen abnehmen, wodurch sich das verfügbare Flächenangebot verringern und der weitere Ausbau der Windenergie zusätzlich verlangsamen würde. Auch Repowering-Vorhaben könnten negativ betroffen sein, da geringere Pachterträge die wirtschaftlichen Anreize für den Ersatz älterer Anlagen durch leistungsstärkere Windenergieanlagen mindern. Dies würde den für die Energiewende wichtigen Leistungszuwachs durch Repowering erschweren. Zudem könnte die Vergabe von Standorten durch die öffentliche Hand komplizierter werden, da mit der Pachthöhe ein wesentliches Vergabekriterium entfiele und hierdurch zusätzliche Rechtsunsicherheiten sowie potenzielle Klageverfahren entstehen könnten. * Hilfsempfehlung zu Ziffer 49 U (entfällt bei Annahme von Ziffer 48, 49) (bei Annahme entfällt Ziffer 51) ... Schließlich ist fraglich, ob ein Pachtdeckel überhaupt die angestrebte Senkung der Zuschlagswerte bewirken würde. Die Gebote der Projektierer basieren nicht allein auf den Pachtkosten, sondern auf einer Vielzahl von Kosten- und Erlösfaktoren, darunter Investitions-, Finanzierungs-, Netzanschluss- und Betriebskosten. Vor diesem Hintergrund ist nicht davon auszugehen, dass sich eine Begrenzung der Pachtkosten unmittelbar und in vollem Umfang auf die Zuschlagswerte auswirkt. 51. Zu Artikel 1 Nummer 42 Buchstabe b (§ 36 Absatz 3 Nummer 3 EEG 2027), Nummer 45 (§ 36d EEG 2027), Nummer 88 (§ 53a EEG 2027) a) Der Bundesrat bittet darum, die vorgesehenen Regelungen zur Begrenzung von Entgelten für die Nutzung von Grundstücken zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen an Land (sogenannte „Pachtbegrenzung“) auf mögliche negative Auswirkungen auf die weitere Ausbaudynamik der Windenergie an Land, die Bereitschaft zur Flächenbereitstellung und die Akzeptanz des Windenergieausbaus sowie auf ihre tatsächliche Kosteneffizienz und finanzielle Entlastungswirkung zu überprüfen. b) Aus Sicht des Bundesrates sollte zudem geprüft werden, ob die vorgesehenen Regelungen zur Begrenzung von Entgelten für die Nutzung von Grundstücken zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen unter Berücksichtigung der nach Angaben aus der Windenergiebranche bereits stattfindenden Nachverhandlungen einzelner Pachtverträge einen geeigneten und zielgenauen Kostensenkungsansatz darstellen und ob weniger eingriffsintensive, marktkonforme Maßnahmen zur Verfügung stehen, wobei auch der mit den vorgesehenen Regelungen verbundene bürokratische Mehraufwand, insbesondere durch Prüf- und Dokumentationspflichten, einzubeziehen ist. c) Der Bundesrat hält darüber hinaus eine Prüfung für erforderlich, ob die konkrete Ausgestaltung der Entgeltbegrenzung sachgerecht und verhältnismäßig ist. Dies betrifft insbesondere die Höhe der Grenze von 3,5 Prozent, den Umkreis von 2 500 Metern, die unabhängig vom Umfang der Überschreitung bemessene Zahlung nach § 53a Absatz 2 EEG-E 2027 sowie die Übergangsregelung für bereits weit entwickelte Projekte. Wi (entfällt bei Annahme von Ziffer 48, 49, 50) ... Begründung (nur gegenüber dem Plenum): Die vorgesehene Entgeltbegrenzung soll steigende Grundstücksnutzungsentgelte als wesentlichen Kostenfaktor von Windenergieprojekten dämpfen und dadurch Zuschlagswerte sowie Förderkosten senken. Die Entwurfsbegründung erwartet eine Verringerung der Zuschlagswerte um durchschnittlich mindestens 0,19 Cent je Kilowattstunde und Einsparungen von rund 453 Millionen Euro bis einschließlich 2032. Ob diese Annahmen auch unter Berücksichtigung möglicher gegenläufiger Auswirkungen auf die Flächenbereitstellung, den Wettbewerb und die Ausbaudynamik belastbar sind, sollte im weiteren Gesetzgebungsverfahren näher überprüft werden. Dieser Ansatz begegnet jedoch insbesondere wegen der damit verbundenen erheblichen Beschränkung der marktlichen Preisbildung und der Vertragsfreiheit sowie der Belastung der Berufsausübungsfreiheit der Anlagenbetreiber Bedenken. Grundstückseigentümer sind zwar nicht Normadressaten der Pönale, werden durch die Regelung jedoch mittelbar in den wirtschaftlichen Verwertungsmöglichkeiten ihrer Grundstücke betroffen. Die Regelungen sollten auch mit Blick auf mögliche Beeinträchtigungen der Bereitschaft von Flächeneigentümern, eigene Grundstücke bereitzustellen, und auf mögliche Auswirkungen auf die gesellschaftliche Akzeptanz überprüft werden. Eine Begrenzung der Entgelte birgt das Risiko, das Angebot geeigneter Standorte zu verringern und dadurch den Ausbau der erneuerbaren Energien zu bremsen. Eine solche Wirkung gilt es zwingend zu verhindern. Damit auch die bestgeeigneten Flächen für den Betrieb von Windenergieanlagen zur Verfügung gestellt werden, müssen angemessene Anreize geschaffen werden können. Ebenfalls bedarf die konkrete Ausgestaltung der Entgeltbegrenzung einer näheren Prüfung. Durch die Anknüpfung an den jährlich erzielbaren Standortertrag nach § 36d Absatz 1 Satz 3 EEG-E 2027 kann die absolute Entgeltobergrenze an windschwächeren Standorten trotz des Korrekturfaktors des Referenzertragsmodells niedriger ausfallen, obwohl insbesondere die Aufwendungen für die Flächensicherung, die Erschließung sowie Wege- und Leitungsrechte nicht entsprechend geringer sein müssen. Die Abgrenzung anhand eines Umkreises von 2 500 Metern kann zudem zu harten Abgrenzungsergebnissen führen: Nach der Entwurfsbegründung wird das gesamte Entgelt für die Nutzung eines Grundstücks zur Errichtung von Nebenanlagen erfasst, wenn das Grundstück nur teilweise innerhalb des Umkreises liegt, selbst wenn die betreffende Leitung außerhalb des Umkreises verläuft. Bedenken begegnet ferner die bei einer Überschreitung der Entgeltobergrenze zu leistende Pönale nach § 53a Absatz 1 und 2 EEG-E 2027. Ihre Höhe beträgt nach § 53a Absatz 2 Satz 1 unabhängig vom Umfang der Überschreitung einheitlich 50 Euro je Kilowatt installierter Leistung und Kalenderjahr. Bei einer beispielhaft angenommenen Windenergieanlage mit einer installierten Leistung von 6,8 Megawatt beläuft sich die Pönale rechnerisch auf 340 000 Euro je Kalenderjahr. Dieser Betrag fällt auch bei einer nur geringfügigen Überschreitung der Entgeltobergrenze an. Schließlich nimmt die Übergangsregelung lediglich Anlagen aus, deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren ... eines Gebotstermins vor dem 1. Januar 2028 ermittelt worden ist. Bei bereits weit entwickelten Projekten, die erst später an einer Ausschreibung teilnehmen, können daher Nachverhandlungen bereits geschlossener Grundstücksnutzungsverträge erforderlich werden. Die Entwurfsbegründung geht von Nachverhandlungen für insgesamt 1 500 Anlagen aus. Die Entgeltbegrenzung in der vorliegenden Ausgestaltung kann zudem zu Unsicherheiten und einem erheblichen bürokratischen Mehraufwand führen. Die Ermittlung und Kontrolle der Einhaltung der Entgeltbegrenzung schaffen schließlich umfangreiche Prüf- und Dokumentationspflichten, die dem angestrebten Bürokratieabbau diametral entgegenstehen. Dies betrifft sowohl Anlagen- und Netzbetreiber als auch die Bundesnetzagentur (vgl. § 85 Absatz 1 Nummer 3 Buchstabe d EEG-E 2027). Die Entwurfsbegründung geht davon aus, dass Netzbetreiber jährlich in 64 Fällen von Anlagenbetreibern die Vorlage eines Wirtschaftsprüfertestats verlangen. Hierfür veranschlagt sie auf Betreiberseite jährliche Sachkosten von insgesamt 256 000 Euro. 52. Zu Artikel 1 Nummer 45a ‒ neu ‒ (§ 36e Absatz 4 – neu ‒ EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 45 ist die folgende Nummer 45a einzufügen: ‚45a. Nach § 36e Absatz 3 wird der folgende Absatz 4 eingefügt: „(4) Auf Antrag, den der Bieter vor Ablauf der Frist nach Absatz 1 gestellt hat, verlängert die Bundesnetzagentur die Frist, nach der der Zuschlag erlischt, wenn 1. durch Baumaßnahmen auf öffentlichen oder privaten Verkehrswegen, die für den Transport zum Standort erforderlich sind oder 2. durch Brückenablastungen oder andere gewichtsbezogene Beschränkungen auf Verkehrswegen oder 3. durch andere vergleichbare Umstände, die die Befahrung der für den Transport erforderlichen Verkehrswege unmöglich machen, eine Befahrung mit Schwerlastfahrzeugen nicht möglich ist. Eine Fristverlängerung wird nur gewährt, soweit keine zumutbare Alternativroute zur Verfügung steht, die eine Befahrung des Standorts unter Berücksichtigung der für den Transport erforderlichen Abmessungen und Gewichte ermöglicht. Der Bieter hat darzulegen und nachzuweisen, dass er die Verzögerung nicht zu vertreten hat, die Nichterreich- Wi ... barkeit vorübergehender Natur ist und voraussichtlich innerhalb des beantragten Verlängerungszeitraums entfallen wird. Die Verlängerung soll für die Dauer der Nichterreichbarkeit ausgesprochen werden, wobei der Verlängerungszeitraum unbeschadet einer Verlängerung nach den Absätzen 2 und 3 eine Dauer von insgesamt 18 Monaten nicht überschreiten darf.“ ‘ Begründung: Für die Errichtung von Windenergieanlagen sind zahlreiche Schwertransporte erforderlich. Diese sehen sich der Herausforderung gegenüber, dass immer mehr Brücken und Straßenbauwerke für das Gewicht der Schwertransporte nicht geeignet sind. Verzögerungen sind die Folge, die der Bieter nicht zu vertreten hat. Gleichzeitig erlischt der Zuschlag gemäß § 36e Absatz 1 EEG nach 36 Monaten nach der öffentlichen Bekanntgabe des Zuschlags, soweit die Anlagen nicht bis zu diesem Zeitpunkt in Betrieb genommen sind. Auch in den Fällen, in denen eine Verzögerung bei den Schwertransporten der Anlagenteile zu Verzögerungen bei der Inbetriebnahme der Anlage führt, bedarf es einer Regelung, die der Bundesnetzagentur ermöglicht, die Frist, nach der der Zuschlag erlischt, zu verlängern. Der Verlängerungszeitraum sollte angesichts der bestehenden Reglungen des § 36e EEG einen Zeitraum von 18 Monaten nicht überschreiten. 53. Zu Artikel 1 Nummer 47 (§ 36g EEG 2027) Artikel 1 Nummer 47 ist durch die folgende Nummer 47 zu ersetzen: ‚47. § 36g wird durch den folgenden § 36g ersetzt: „§ 36g Zuschlagsverfahren für Windenergieanlagen an Land (1) Die Bundesnetzagentur führt ab dem Jahr 2027 das Zuschlagsverfahren für Windenergieanlagen an Land nach § 32 Absatz 1 durch und ermittelt die Gebote, die danach einen Zuschlag erhalten würden. Sie separiert außerdem die nach den §§ 33 und 34 zugelassenen Gebote, die für Projekte in der Südregion abgegeben wurden, und sortiert diese Gebote entsprechend § 32 Absatz 1 Satz 3. U ... (2) Entfällt auf die nach Absatz 1 Satz 1 ermittelten Gebote für Projekte in der Südregion eine Zuschlagsmenge von mindestens 20 Prozent des an diesem Gebotstermin zu vergebenden Ausschreibungsvolumens, erteilt die Bundesnetzagentur die Zuschläge nach Maßgabe von § 32 Absatz 1. (3) Entfällt auf die nach Absatz 1 Satz 1 ermittelten Gebote für Projekte in der Südregion eine Zuschlagsmenge von weniger als 20 Prozent des an diesem Gebotstermin zu vergebenden Ausschreibungsvolumens, erteilt die Bundesnetzagentur zunächst den nach Absatz 1 Satz 2 separierten Geboten jeweils einen Zuschlag im Umfang ihres Gebots, bis eine Zuschlagsmenge von 20 Prozent des an diesem Gebotstermin zu vergebenden Ausschreibungsvolumens erreicht oder erstmalig überschritten ist oder sämtliche nach Absatz 1 Satz 2 separierten Gebote einen Zuschlag erhalten haben. (4) Die Bundesnetzagentur sortiert sämtliche zugelassenen Gebote, die nicht bereits nach Absatz 3 einen Zuschlag erhalten haben, entsprechend § 32 Absatz 1 Satz 3 und erteilt allen Geboten einen Zuschlag im Umfang ihres Gebots, bis das am Gebotstermin zu vergebende Ausschreibungsvolumen unter Anrechnung der nach Absatz 3 bezuschlagten Gebotsmenge erstmals durch den Zuschlag zu einem Gebot erreicht oder überschritten ist (Zuschlagsgrenze). Geboten oberhalb der Zuschlagsgrenze wird kein Zuschlag erteilt.“ ‘ Begründung: Der Südausschreibungsvorbehalt ist gegenüber einem von vornherein festgelegten gesonderten Ausschreibungssegment für die Südregion das weniger weitreichende Instrument. Die Bundesnetzagentur ermittelt zunächst das reguläre Ausschreibungsergebnis nach § 32 Absatz 1 EEG. Erreicht die Südregion auf dieser Grundlage bereits einen Anteil von mindestens 20 Prozent des jeweiligen Ausschreibungs-volumens, bleibt es bei diesem Ergebnis. Nur wenn dieser Zielwert unterschritten wird, greift der Südausschreibungsvorbehalt. Ein Anteil von mindestens 20 Prozent des jährlichen Ausschreibungsvolumens entspricht bei den im Gesetzentwurf vorgesehenen Ausschreibungsvolumina mindestens 3 Gigawatt jährlich in den Jahren 2027 und 2028, mindestens 2,4 Gigawatt im Jahr 2029 und mindestens 2 Gigawatt jährlich in den Jahren 2030 bis 2032 für die Südregion. Wird zugleich der Antrag zur Verstetigung des Ausschreibungsvolumens auf 15 Gigawatt jährlich bis 2032 umgesetzt, ... entspräche dies in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 3 Gigawatt jährlich für die Südregion. Dadurch wird ein regional ausgewogener system- und netzdienlicher Ausbau der Windenergie unterstützt und es können gesamtwirtschaftliche Kosten begrenzt werden. Der Südausschreibungsvorbehalt greift auf schonende Weise in das etablierte Verfahren ein. Ein auf Grundlage der mittleren Stromgestehungskosten modifiziertes Referenzertragsmodell verspricht eine bessere regionale Verteilung der Zuschläge. Die dringend notwendigen Zuschläge für die Südregion – in Höhe von mindestens 20 Prozent – könnten demnach bereits auf der Grundlage des Referenzertragsmodells erreicht werden. Nur für den Fall des Unterschreitens des Zielwerts von 20 Prozent kommt der Südausschreibungsvorbehalt zur Anwendung. Kann die Bundesnetzagentur feststellen, dass die Südregion im regulären Ausschreibungsergebnis den Zielwert erreicht, bleibt das übrige Ausschreibungsverfahren unverändert. Wird der Zielwert nicht erreicht, werden zunächst die Gebote der separaten Liste der Gebote aus der Südregion nach Absatz 1 Satz 2 bezuschlagt, bis der Zielwert erreicht oder erstmalig überschritten ist oder sämtliche zugelassenen Gebote aus der Südregion einen Zuschlag erhalten haben. Anschließend wird das verbleibende Ausschreibungsvolumen wieder nach der allgemeinen Gebotsreihung vergeben. 54. Zu Artikel 1 Nummer 48 Buchstabe a (§ 36h Absatz 1 Satz 2, 4 Nummer 4, 5, Satz 6 ‒ neu ‒, 7 ‒ neu ‒ EEG 2027)* Artikel 1 Nummer 48 Buchstabe a § 36h Absatz 1 ist wie folgt zu ändern: a) In Satz 2 sind in der Tabellenzeile „Korrekturfaktor“ die Angabe „1,65“ durch die Angabe „1,80“ und die Angabe „1,42“ durch die Angabe „1,54“ zu ersetzen. b) Satz 4 ist wie folgt zu ändern: aa) In Nummer 4 ist die Angabe „1,65“ durch die Angabe „1,80“ zu ersetzen. bb) In Nummer 5 ist die Angabe „1,42“ durch die Angabe „1,54“ zu ersetzen. * Hilfsempfehlung zu Ziffer 3 U (entfällt bei Annahme von Ziffer 3) ... c) Nach Satz 5 sind die folgenden Sätze einzufügen: „Bei der Bestimmung des Gütefaktors innerhalb eines Windparks bleiben ab 1. Januar 2029 parkinterne Abschattungseffekte unberücksichtigt. Nummer 7.1 Buchstabe a der Anlage 2 findet insoweit keine Anwendung.“ Begründung: Die im Gesetzentwurf vorgesehene Anhebung des Korrekturfaktors für Windenergieanlagen in der Südregion bei einem Gütefaktor von 50 Prozent und darunter auf 1,65 greift das Anliegen einer besseren Berücksichtigung süddeutscher Windstandorte zwar auf. Sie reicht jedoch nicht aus, um die bestehenden strukturellen Wettbewerbsnachteile Süddeutschlands in den Ausschreibungen hinreichend zu kompensieren. Die Entwicklung der Ausschreibungsergebnisse insbesondere seit dem Jahr 2025 zeigt deutlich, dass Süddeutschland im bundesweiten Wettbewerb systematisch unterrepräsentiert ist. Auch bei einem Korrekturfaktor von 1,65 bleibt das Risiko bestehen, dass die Wirtschaftlichkeit zahlreicher genehmigter Projekte infrage gestellt und der Windenergieausbau in Süddeutschland zusätzlich erschwert wird. Eine räumlich ausgeglichene bedarfsnahe Erzeugung von Strom dient aber sowohl der Kosteneffizienz der Energiewende als auch der Netzstabilität und Versorgungssicherheit, was den Wirtschaftsstandort Deutschland stärkt. Aktuelle fachliche Auswertungen auf Grundlage mittlerer Stromgestehungskosten für Windenergieanlagen mit Standortgüten von 50 Prozent und 60 Prozent sprechen vielmehr dafür, die jeweiligen Korrekturfaktoren über die im Gesetzentwurf vorgesehenen Werte hinaus anzuheben. Erforderlich ist daher eine Anhebung des Korrekturfaktors für Standorte mit einer Standortgüte von 50 Prozent auf 1,80. Ergänzend sollte der Korrekturfaktor für Standorte mit einer Standortgüte von 60 Prozent von derzeit 1,42 auf 1,54 angehoben werden. Auch diese Standorte weisen gegenüber windstärkeren Standorten strukturelle Wettbewerbsnachteile auf, die durch die bisher vorgesehene Ausgestaltung des Referenzertragsmodells nicht hinreichend ausgeglichen werden. Die vorgeschlagene gezielte Anpassung stärkt die Wettbewerbsfähigkeit süddeutscher und windschwächerer Standorte, ohne das Referenzertragsmodell insgesamt neu auszurichten oder Korrekturfaktoren für windstärkere Standorte aktiv abzusenken. Damit wird ein regional ausgewogener Ausbau der Windenergie unterstützt, der zugleich den Netzausbau- und Transportbedarf begrenzen und zur Systemsicherheit beitragen kann. Eine noch stärkere Konzentration der Stromerzeugung auf besonders windstarke Standorte würde den Netzausbau- und Transportbedarf erhöhen und zu zusätzlichen Belastungen der Übertragungsnetze führen. Ein regional diversifizierter Ausbau der Windenergie dient daher auch der Systemsicherheit und der Netzstabilität. ... In Absatz 1 wird eine Regelung zu parkinternen Abschattungseffekten aufgenommen. Bisher können nach Anlage 2 zum EEG Abschattungseffekte voll auf die zu ermittelnden Standortgüten angerechnet werden. Dies schafft einen Anreiz für enge Windparkdesigns. Windenergieanlagen in windstarken Regionen werden durch die Errichtung in zweiter oder dritter Reihe so gefördert, wie eine Anlage an einem deutlich windschwächeren Standort. Das Förderregime des EEG wird in seinem Zweck konterkariert und schafft einen Fehlanreiz. Die Förderung sollte stattdessen Standorten zugutekommen, die bereits aufgrund ihrer natürlichen Windverhältnisse über einen geringen Gütefaktor verfügen. 55. Zu Artikel 1 Nummer 53, 54, 55 (§ 37b, § 37d, § 38a EEG 27) Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) Nummer 53 ist zu streichen. b) Nummer 54 ist zu streichen. c) Nummer 55 § 38a ist zu streichen. Begründung: Der Gesetzentwurf sieht vor, § 37d und damit das bisherige Untersegment für besondere Solaranlagen des ersten Segments zu streichen. Betroffen davon sind Agri-PV, Parkplatz-PV, Floating-PV und Moor-PV. Das bisher verfolgte Anreizsystem für diese flächenschonenden und deshalb akzeptanzstarken besonderen Solaranlagen wird aufgegeben. Besondere Solaranlagen stehen nunmehr im direkten Wettbewerb mit Freiflächen-PV-Anlagen. Gestrichen wird in Konsequenz auch der gesonderte Höchstwert für besondere Solaranlagen nach § 37b Absatz 2. Ausgleich soll die in § 38a vorgesehene höhere Vergütung bieten, die aber nur für hochaufgeständerte Agri-PV- Anlagen und Moor-PV-Anlagen gilt. Parkplatz-PV- und Floating-PV-Anlagen unterfallen dieser Neuregelung nicht. Diese förderpolitische Neuausrichtung ist sachlich nicht gerechtfertigt. An dem erhöhten Investitions- und Planungsaufwand von besonderen Solaranlagen hat sich seit dem EEG 2023 nichts geändert. Besondere Solaranlagen drohen erneut im Wettbewerb mit Freiflächenanlagen wirtschaftlich benachteiligt, folglich weniger realisiert zu werden. Das widerspricht der im Koalitionsvertrag der die Bundesregierung tragenden Parteien vereinbarten Zielsetzung, auf Flächenschonung zu achten und die Möglichkeiten der Doppelnutzung zu erleichtern. Der Koalitionsvertrag hat dabei explizit Parkplatz-, Agri- und Floating-PV im Blick (Verantwortung für Deutschland. Koalitionsvertag zwischen CDU, CSU und SPD, 2025, Z. 1029f.). Wi U ... Vor diesem Hintergrund ist an § 37d sowie als Folge an § 37b Absatz 2 festzuhalten. Damit erübrigt sich zugleich die Neuregelung in § 38a. 56. Zu Artikel 1 Nummer 64 Buchstabe a1 – neu – (§ 39g Absatz 2 Satz 2, 4 EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 64 Buchstabe a ist der folgende Buchstabe a1 einzufügen: ‚a1) Absatz 2 wird wie folgt geändert: aa) In Satz 2 wird die Angabe „42. Kalendermonat“ durch die Angabe „60. Kalendermonat“ ersetzt. bb) In Satz 4 wird die Angabe „43. Kalendermonats“ durch die Angabe „61. Kalendermonats“ ersetzt.‘ Begründung: Aufgrund fehlender Netzanschlusskapazitäten sind die Übergangsbedingungen für bestehende Biomasseanlagen nach § 39g EEG 2023 zu verbessern. Insbesondere für Anlagen, die in den Jahren 2005 bzw. 2006 in Betrieb genommen wurden und sich derzeit in den Jahren 2025 bzw. 2026 an Ausschreibungen beteiligen, fehlt es an ausreichenden Netzanschlusskapazitäten. Zudem bestehen hinsichtlich Blockheizkraftwerken, Wärme- und Gasspeichern regelmäßig Verfügbarkeitsengpässe und entsprechend lange Lieferzeiten. Der in der früheren Fassung des EEG 2023 vorgesehene Realisierungszeitraum von 60 Monaten sollte daher angesichts der wirtschaftlich schwierigen Situation sowie bestehender Verfügbarkeitsproblematiken wiederhergestellt werden. Der vorgesehene Realisierungszeitraum von 42 Monate sollte entsprechend wieder auf 60 Monate angehoben werden. 57. Zu Artikel 1 Nummer 64a – neu – (§ 39h Absatz 3 Satz 1 EEG 2027) Nach Artikel 1 Nummer 64 ist die folgende Nummer 64a einzufügen: ‚64a. In § 39h Absatz 3 Satz 1 wird die Angabe „zwölf“ durch die Angabe „fünfzehn“ ersetzt.‘ Wi AV Wi AV U ... 58. [Begründung:* In § 39h Absatz 3 Satz 1 EEG 2023 ist die Dauer des Zahlungsanspruchs für bestehende Biomasseanlagen auf zwölf Jahre festgelegt. Dabei war das EEG 2023 auf die Förderung von Investitionen für eine doppelte Überbauung ausgelegt, die sich über zwölf Jahre amortisieren lassen sollten. Wie der Evaluationsbericht des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik zur Stromerzeugung aus Biomasse aus dem Jahr 2024 zeigt, können die Kosten für eine Flexibilisierung von Biogas-Bestandsanlagen nur im Falle hoher Strom- und Wärmeerlöse kompensiert werden. Die Umsetzung der Flexibilisierungsmaßnahmen, wie sie das Anfang 2025 verabschiedete Biomassepaket vorsieht, zieht nun Investitionskosten für eine mehrfache Überbauung nach sich. Eine Refinanzierung innerhalb des unveränderten Zeitraums von zwölf Jahren ist vielfach nicht realisierbar. Dies gilt insbesondere für Anlagen, die Ende 2025 oder Ende 2026 in den zweiten Vergütungszeitraum eintraten beziehungsweise eintreten und noch nicht flexibilisiert sind. Ihnen fehlt dann teilweise sogar ein vollständiger Zeitraum von zwölf Jahren zur Refinanzierung. Die Verlängerung des zweiten Vergütungszeitraums ist darüber hinaus auch mit Blick auf die in Biogasanlagen anfallende Wärme wichtig. Das im Juli 2026 in Kraft getretene Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) sieht vor, dass neu eingebaute Gas- und Ölheizungen ab 2029 zu steigenden Anteilen mit Biogas oder Bioöl bis zu 100 Prozent im Jahr 2045 betrieben werden („Biotreppe“). Wärme aus Biogas spielt ebenfalls im Wärmeplanungsgesetz (WPG) eine große Rolle. In beiden Fällen wirken sich zu geringe Lieferzeiträume für Biogas-Wärme kontraproduktiv auf die Realisierung der „Biotreppe“ bzw. den Betrieb von Wärmenetzen mit der Option Biogas aus. Vor diesem Hintergrund ist die Dauer der Vergütungsperiode auf insgesamt 15 Jahre zu verlängern, um bestehende Anlagen zu sichern, neue Investitionen anzureizen und die Potenziale von Biomasseanlagen für eine bezahlbare, sichere, kosteneffiziente und resiliente Energieversorgung gezielt zu nutzen.] 59. {Begründung:* In § 39h Absatz 3 Satz 1 EEG 2023 ist die Dauer des Zahlungsanspruchs für bestehende Biomasseanlagen auf zwölf Jahre festgelegt. Dabei war das EEG 2023 auf die Förderung von Investitionen für eine doppelte Überbauung ausgelegt, die sich über zwölf Jahre amortisieren lassen sollten. Die Umsetzung der Flexibilisierungsmaßnahmen, wie sie das Anfang 2025 verabschiedete Biomassepaket vorsieht, zieht nun Investitionskosten für eine mehrfache Überbauung nach sich. Eine Refinanzierung innerhalb des unverän- * setzt Annahme von Ziffer 57 voraus [U] (bei Annahme entfallen Ziffern 59, 60) {Wi} (entfällt bei Annahme von Ziffer 58) (bei Annahme entfällt Ziffer 60) ... derten Zeitraums von zwölf Jahren ist vielfach nicht realisierbar. Dies gilt insbesondere für Anlagen, die Ende 2025 oder Ende 2026 in den zweiten Vergütungszeitraum eintraten beziehungsweise eintreten und noch nicht flexibilisiert sind. Ihnen fehlt dann teilweise sogar ein vollständiger Zeitraum von zwölf Jahren zur Refinanzierung. Vor diesem Hintergrund ist die Dauer der Vergütungsperiode auf insgesamt fünfzehn Jahre zu verlängern, um bestehende Anlagen zu sichern, neue Investitionen anzureizen und die Potenziale von Biomasseanlagen für eine bezahlbare, sichere, kosteneffiziente und resiliente Energieversorgung gezielt zu nutzen.} 60. (Begründung:* Eine umfangreiche Flexibilisierung hat sehr hohe Investitionen zur Folge und kann oft nicht über einen Zeitraum von zwölf Jahren amortisiert werden. Durch die Verlängerung des zweiten Vergütungszeitraums auf 15 Jahre können die Anlagenbetreiber ihre Investitionen besser amortisieren und eine effiziente und flexible Strom- und Wärmeerzeugung über einen längeren Zeitraum ermöglichen.) 61. Zu Artikel 1 Nummer 65 Buchstabe a (§ 39i Absatz 1 Satz 1 EEG 2027) In Artikel 1 Nummer 65 Buchstabe a § 39i Absatz 1 Satz 1 ist die Angabe „30 Masseprozent“ durch die Angabe „50 Masseprozent“ zu ersetzen. Begründung: Die Änderung passt den sogenannten Maisdeckel an das Niveau im Gebäudeenergiegesetz an, um die Vermarktung von Biogas zu erleichtern. Ein erhöhter Anteil von Mais kann zur Erleichterung der Fahrweise beim flexiblen Betrieb von Biogasanlagen beitragen und die Wirtschaftlichkeit der Anlagen erhöhen. Gleichzeitig ist eine entsprechende Erhöhung auch nicht mit einer zusätzlichen Belastung für das „EEG-Konto“ verbunden und damit kosteneffizient. * setzt Annahme von Ziffer 57 voraus (AV) (entfällt bei Annahme von Ziffer 58, 59) AV (bei Annahme entfällt Ziffer 62) ... 62. Zu Artikel 1 Nummer 65 (§ 39i Absatz 1 EEG 2027) Der Bundesrat fordert, die in § 39i Absatz 1 EEG-E 2027 vorgesehene Anhebung des sogenannten Maisdeckels auf 30 Masseprozent nicht umzusetzen. Stattdessen ist an der im EEG 2023 geltenden stufenweisen Absenkung des zulässigen Anteils von Mais und Getreidekorn festzuhalten, wonach für Anlagen mit Zuschlag in den Jahren 2026, 2027 und 2028 ein maximaler Anteil von höchstens 25 Masseprozent gilt. Dieser Wert entspricht dem im Biomassepaket vereinbarten Zielpfad und sollte beibehalten werden. Begründung: Der Gesetzentwurf lockert den Maisdeckel auf einheitlich 30 Masseprozent und weicht damit von der zuletzt geltenden 25-Prozent-Stufe (Zuschlag 2026 – 2028) ab, obwohl dieser Wert erst mit dem Biomassepaket als Zielmarke eingeführt wurde. Die 25-Prozent-Grenze entspricht der energie- und agrarpolitischen Zielsetzung des Biomassepakets: Sie begrenzt Flächenkonkurrenzen, schützt Biodiversität und Bodenfruchtbarkeit und stärkt den Einsatz von Wirtschaftsdünger sowie biogenen Rest- und Abfallstoffen gegenüber Anbaubiomasse. Zudem deckt sich die Erhöhung auf 30 Prozent nicht mit denen im parallel novellierten Gebäudemodernisierungsgesetz festgelegten Werten. Mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) wurde der Maisdeckel für die Wärmenutzung zum 29. Juli 2026 von 40 auf 50 Masseprozent angehoben (§ 3 Absatz 4 Satz 2 Nummer 3 GModG; vormals § 71f Absatz 4 GEG). Mit dem vorliegenden Gesetzentwurf (30 Prozent) und GModG (50 Prozent) werden damit unterschiedliche, sachlich nicht begründete Schwellenwerte für denselben Inputstoff gesetzt. Der Bundesrat bittet daher um eine abgestimmte Fortentwicklung beider Regelwerke mit einheitlichem Bezugspunkt von höchstens 25 Masseprozent. 63. Zu Artikel 1 Nummer 65 Buchstabe c (§ 39i Absatz 2a Satz 3, 5 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 65 Buchstabe c ist durch den folgenden Buchstaben c zu ersetzen: ,c) Absatz 2a wird wie folgt geändert: a) In Satz 3 wird die Angabe „oder Satz 5“ gestrichen. Wi U (entfällt bei Annahme von Ziffer 61) Wi AV ... b) In Satz 5 wird die Angabe „350 Kilowatt“ durch die Angabe „750 Kilowatt“ ersetzt.‘ Begründung: Die Kleinanlagengrenze, ab der Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 350 Kilowatt zunächst nur noch 11 680 Betriebsviertelstunden (dreifache Überbauung) vergütet werden, soll auf 750 Kilowatt angehoben werden. Dadurch können mehr Anlagen mit einer zweifachen (16 000 Betriebsviertelstunden) und später dreifachen Überbauung weiterbetrieben werden. Zugleich kann die erforderliche Erweiterung der Netzanschluss-kapazitäten auf mehrere Jahre gestreckt werden. Die Änderung erleichtert zudem Anlagenbetreibern die Finanzierung und leistet langfristig einen Beitrag zur Versorgungssicherheit bei Strom und Wärme. 64. Zu Artikel 1 Nummer 65 (§ 39i Absatz 2a EEG 2027) Es möge darauf hingewirkt werden, das Betriebsviertelstundenregime in Verbindung mit der Leistung von Biogas-BHKW durch die Schaffung von Vorgaben und Anreizen für alternative technische Systeme zur flexiblen Stromeinspeisung zu ersetzen, um den Betrieb der Biogasanlagen gemäß den Bedürfnissen vor Ort zu ermöglichen. Begründung: Die Schaffung von Flexibilisierungsanreizen (z. B. analog der 2 Cent-Regelung aus dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts („Solarspitzengesetz“) zur Nutzung von z. B. Stromspeichern, um den Betreibern zum Beispiel bei der Nutzung weiterer Vermarktungsmodelle (Wärme, lokale Stromversorgung o. ä.) ist zu ermöglichen. 65. Zu Artikel 1 Nummer 65 Buchstabe e (§ 39i Absatz 5 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 65 Buchstabe e ist durch den folgenden Buchstaben e zu ersetzen: AV Wi AV ... ‚e) Absatz 5 wird durch den folgenden Absatz 5 ersetzt: „(5) Der anzulegende Wert ist für alle bezuschlagten Gebote in den Ausschreibungen für Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 750 Kilowatt der jeweilige Zuschlagswert zuzüglich 1 Cent pro Kilowattstunde.“ ‘ Begründung: Die vorgeschlagene Regelung des § 39i Absatz 5 EEG soll die Wirtschaftlichkeit von Kleinanlagen bis zu einer installierten Leistung bis einschließlich 750 Kilowatt erhöhen und damit zugleich auch Wirtschaftlichkeitsunterschiede zu größeren Anlagen ausgleichen. Die bisherige Leistungsgrenze von 500 Kilowatt ist auf 750 Kilowatt anzuheben, da bis zu dieser Leistungsgrenze erhebliche Wirtschaftlichkeitsunterschiede der gegenständlichen Anlagen im Vergleich zu größeren Anlagen bestehen. Durch die Erhöhung des anzulegenden Wertes um 1 Cent pro Kilowattstunde wird die wirtschaftliche Attraktivität von Kleinanlagen signifikant verbessert und ein wichtiger Beitrag zur Weiterführung der Strom- und Wärmeversorgung auch mit bestehenden Wärmenetzen geleistet. Die unbefristete Geltung unterstützt die Planungssicherheit, den Vertrauensschutz und die Verlässlichkeit für die Anlagenbetreiber und Investoren. 66. Zu Artikel 1 Nummer 65 (§ 39i EEG 2027) Der Bundesrat bittet, den Einsatz von ökologisch wertvollen Substraten wie zum Beispiel Gülle, Mist, Blühpflanzen, Leguminosen und Zwischenfrüchte mit folgenden Zuschlägen besonders zu honorieren: a) Soweit in Biomasseanlagen Biogas eingesetzt wird, das in dem jeweiligen Kalenderjahr durch anaerobe Vergärung von Biomasse im Sinn der Biomasseverordnung gewonnen worden ist, sollte sich der anzulegende Wert für den aus diesen Einsatzstoffen erzeugten Strom unabhängig von ihrem Zuschlagswert der Höhe nach um 5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen. b) Bei Neuanlagen in der Festvergütung sollte sich der Anspruch um 5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen, soweit der Strom aus Einsatzstoffen gemäß § 2 Biomasseverordnung erzeugt wird. AV ... c) Für bereits bezuschlagte Anlagen und Anlagen im ersten Vergütungszeitraum sollte der Anspruch um 5 Cent pro Kilowattstunde erhöht werden. Begründung: Die Sicherung des Weiterbetriebes durch Anschlussförderung von Bestandsanlagen mit Wirtschaftsdünger sollen durch eine besondere Honorierung für den Einsatz von ökologisch wertvollen Substraten (u. a. Gülle, Mist) erreicht werden. Es gibt eine Reihe von Substraten, die einen über die klimaneutralen Energieerzeugung hinaus gehenden ökologisch Mehrwert, z. B. hinsichtlich Emissionsminderung oder Steigerung der Biodiversität, mit sich bringen. Dazu gehören neben Gülle und Mist insbesondere auch Blühpflanzen, Leguminosen, Zwischenfrüchte. Gegenüber konventionellen Substraten (Wirtschaftsdünger/Maissilage) ist die Nutzung dieser Pflanzen als Biogassubstrate jedoch mit Mehrkosten verbunden, die ausgeglichen werden müssen. 67. Zu Artikel 1 Nummer 70 (§ 42 Satz 1 EEG 2027) Artikel 1 Nummer 70 ist durch die folgende Nummer 70 zu ersetzen: ‚70. In § 42 Satz 1 wird die Angabe „150 Kilowatt“ durch die Angabe „400 Kilowatt“ und die Angabe „12,67 Cent“ durch die Angabe „12,48 Cent“ ersetzt.‘ Begründung: Güllekleinanlagen leisten neben ihrem Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung einen wichtigen Beitrag zum landwirtschaftlichen Klimaschutz, indem sie die Methanemissionen aus der Wirtschaftsdüngerlagerung unterbinden. Durch die Verwertung von Reststoffen sind sie zudem ein Element der Kreislaufwirtschaft und beanspruchen keine zusätzliche Anbaufläche. Das EEG würdigt diese Vorteile durch spezielle Vergütungsregelungen: Anlagen, in denen überwiegend Gülle vergoren wird, mit einer installierten Leistung bis einschließlich 150 Kilowatt – sogenannte Güllekleinanlagen – sind im geltenden EEG von der Teilnahme an Ausschreibungen ausgenommen und erhalten eine gesetzlich festgelegte Vergütung. Allerdings ist bisher die maximal installierte Leistung von Güllekleinanlagen in derselben Höhe wie die Höchstbemessungsleistung festgelegt. Dadurch besteht für diese Anlagen bisher keine Möglichkeit, durch Überbauung eine AV ... flexible Fahrweise zu erreichen. Dies beeinträchtigt sowohl den Weiterbetrieb von Bestandsanlagen nach Ende des ersten Vergütungszeitraums als auch den Zubau neuer Güllekleinanlagen. Damit Güllekleinanlagen auch in Zukunft systemdienlich und wirtschaftlich betrieben werden können, ist es erforderlich, auch diesem Anlagensegment die Möglichkeit zur Flexibilisierung einzuräumen. Der vorliegende Vorschlag schafft deshalb die rechtliche Grundlage für die Flexibilisierung von Güllekleinanlagen: – In § 22 wird die Obergrenze für die Befreiung von der Teilnahme an Ausschreibungen von 150 Kilowatt installierte Leistung auf 400 Kilowatt angehoben. – Im Gegenzug wird die Obergrenze für den Zahlungsanspruch nach § 44 Absatz 2 in Verbindung mit § 19 Absatz 1 auf eine installierte Leistung von höchstens 400 Kilowatt, statt bisher 150 Kilowatt, angehoben. – Die Bemessungsleistung nach § 44 Absatz 1 bleibt unverändert bei 150 Kilowatt (Höchstbemessungsleistung), somit wird die maximal geförderte Strommenge pro Biogasanlage nicht ausgeweitet. Zur konsistenten Umsetzung dieser Flexibilisierung sind Folgeänderungen in § 30 (Mindestmenge für Gebote), § 42 (Vergütung von Strom aus Biomasse) und § 88b (Verordnungsermächtigung zur Anschlussförderung von Güllekleinanlagen) erforderlich. 68. Zu Artikel 1 Nummer 70 (§ 42 EEG 2027) Der Bundesrat bittet, den Einsatz von ökologisch wertvollen Substraten wie zum Beispiel Gülle, Mist, Blühpflanzen, Leguminosen und Zwischenfrüchte mit folgenden Zuschlägen besonders zu honorieren: a) Soweit in Biomasseanlagen Biogas eingesetzt wird, das in dem jeweiligen Kalenderjahr durch anaerobe Vergärung von Biomasse im Sinn der Biomasseverordnung gewonnen worden ist, sollte sich der anzulegende Wert für den aus diesen Einsatzstoffen erzeugten Strom unabhängig von ihrem Zuschlagswert der Höhe nach um 5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen. b) Bei Neuanlagen in der Festvergütung sollte sich der Anspruch um 5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen, soweit der Strom aus Einsatzstoffen gemäß § 2 Biomasseverordnung erzeugt wird. AV ... c) Für bereits bezuschlagte Anlagen und Anlagen im ersten Vergütungszeitraum sollte der Anspruch um 5 Cent pro Kilowattstunde erhöht werden. Begründung: Die Sicherung des Weiterbetriebes durch Anschlussförderung von Bestandsanlagen mit Wirtschaftsdünger sollen durch eine besondere Honorierung für den Einsatz von ökologisch wertvollen Substraten (u.a. Gülle, Mist) erreicht werden. Es gibt eine Reihe von Substraten, die einen über die klimaneutralen Energieerzeugung hinaus gehenden ökologisch Mehrwert, z. B. hinsichtlich Emissionsminderung oder Steigerung der Biodiversität, mit sich bringen. Dazu gehören neben Gülle und Mist insbesondere auch Blühpflanzen, Leguminosen, Zwischenfrüchte. Gegenüber konventionellen Substraten (Wirtschaftsdünger/Maissilage) ist die Nutzung dieser Pflanzen als Biogassubstrate jedoch mit Mehrkosten verbunden, die ausgeglichen werden müssen. 69. Zu Artikel 1 Nummer 72 (§ 44 Absatz 1, Absatz 2 EEG 2027) Der Bundesrat bittet um Berücksichtigung und Umsetzung folgender Regelungen zur Vergärung von Gülle: a) Für Strom aus Anlagen nach § 44 Absatz 1, in denen Biogas eingesetzt wird, das durch anaerobe Vergärung von Biomasse im Sinn der Biomasseverordnung gewonnen worden ist, sollte der anzulegende Wert nach § 44 Absatz 1 Nummer 1 bis einschließlich einer Bemessungsleistung von 75 Kilowatt von 22 auf 26,4 Cent pro Kilowattstunde und der anzulegende Wert nach § 44 Absatz 1 Nummer 2 über einer Bemessungsleistung von 75 Kilowatt von 19 auf 22,8 Cent pro Kilowattstunde erhöht werden. b) Die Begrenzung der installierten Leistung auf insgesamt höchstens 150 Kilowatt am Standort der Biogaserzeugungsanlage nach § 44 Absatz 2 Nummer 2 sollte gestrichen oder auf insgesamt höchstens 150 Kilowatt Bemessungsleistung, ohne Begrenzung der installierten Leistung, umgestellt werden. AV (bei Annahme entfallen Ziffern 70, 71) ... Begründung: Die Sondervergütungsklasse für Güllevergärung ist auf eine installierte Leistung von bis zu 150 Kilowatt begrenzt; ein Flexibilitätszuschlag wird nicht gewährt. So ist es de facto Güllekleinanlagen nicht möglich, auf eine flexible Stromerzeugung umzurüsten. Außerdem werden über diese Leistungsgrenze hinausgehende betriebseigene Güllepotenziale für die Biogaserzeugung nicht genutzt. Güllekleinanlagen sollte es ermöglicht werden, zu flexibilisieren und zudem die Kostenvorteile größerer BHKW nutzen zu können. Die Regelung des Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts („Solarspitzengesetz“), dass bei Börsenstrompreisen < 2 ct/kWh keine EEG- Vergütung erfolgt, verhindert den wirtschaftlichen Betrieb von zurzeit in Bau oder Inbetriebnahme befindlichen Güllekleinanlagen, insbesondere da diese in ihrer installierten Leistung limitiert sind und daher nicht überbauen können. Güllekleinanlagen sollten daher aus dieser Regelung herausgenommen werden oder die Obergrenze für die installierte elektrische Leistung gestrichen werden (ggfs. Änderung auf Bemessungsleistung/Gaserzeugungsleistung). 70. Zu Artikel 1 Nummer 72 Buchstabe b - neu - (§ 44 Absatz 2 Nummer 2 EEG 2027)* Artikel 1 Nummer 72 ist durch die folgende Nummer 72 zu ersetzen: ‚72. § 44 wird wie folgt geändert: a) Absatz 1 wird wie folgt geändert: aa) In Nummer 1 wird die Angabe „22 Cent“ … < weiter wie Vorlage Buchstabe a > … bb) In Nummer 2 wird die Angabe „19 Cent“ … < weiter wie Vorlage Buchstabe b > … b) In Absatz 2 Nummer 2 wird die Angabe „150 Kilowatt“ durch die Angabe „400 Kilowatt“ ersetzt.‘ * Hilfsempfehlung zu Ziffer 69 AV (entfällt bei Annahme von Ziffer 69) (bei Annahme entfällt Ziffer 71) ... Begründung: Güllekleinanlagen leisten neben ihrem Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung einen wichtigen Beitrag zum landwirtschaftlichen Klimaschutz, indem sie die Methanemissionen aus der Wirtschaftsdüngerlagerung unterbinden. Durch die Verwertung von Reststoffen sind sie zudem ein Element der Kreislaufwirtschaft und beanspruchen keine zusätzliche Anbaufläche. Das EEG würdigt diese Vorteile durch spezielle Vergütungsregelungen: Anlagen, in denen überwiegend Gülle vergoren wird, mit einer installierten Leistung bis einschließlich 150 Kilowatt – sogenannte Güllekleinanlagen – sind im geltenden EEG von der Teilnahme an Ausschreibungen ausgenommen und erhalten eine gesetzlich festgelegte Vergütung. Allerdings ist bisher die maximal installierte Leistung von Güllekleinanlagen in derselben Höhe wie die Höchstbemessungsleistung festgelegt. Dadurch besteht für diese Anlagen bisher keine Möglichkeit, durch Überbauung eine flexible Fahrweise zu erreichen. Dies beeinträchtigt sowohl den Weiterbetrieb von Bestandsanlagen nach Ende des ersten Vergütungszeitraums als auch den Zubau neuer Güllekleinanlagen. Damit Güllekleinanlagen auch in Zukunft systemdienlich und wirtschaftlich betrieben werden können, ist es erforderlich, auch diesem Anlagensegment die Möglichkeit zur Flexibilisierung einzuräumen. Der vorliegende Vorschlag schafft deshalb die rechtliche Grundlage für die Flexibilisierung von Güllekleinanlagen: – In § 22 wird die Obergrenze für die Befreiung von der Teilnahme an Ausschreibungen von 150 Kilowatt installierte Leistung auf 400 Kilowatt angehoben. – Im Gegenzug wird die Obergrenze für den Zahlungsanspruch nach § 44 Absatz 2 in Verbindung mit § 19 Absatz 1 auf eine installierte Leistung von höchstens 400 Kilowatt, statt bisher 150 Kilowatt, angehoben. – Die Bemessungsleistung nach § 44 Absatz 1 bleibt unverändert bei 150 Kilowatt (Höchstbemessungsleistung), somit wird die maximal geförderte Strommenge pro Biogasanlage nicht ausgeweitet. Zur konsistenten Umsetzung dieser Flexibilisierung sind Folgeänderungen in § 30 (Mindestmenge für Gebote), § 42 (Vergütung von Strom aus Biomasse) und § 88b (Verordnungsermächtigung zur Anschlussförderung von Güllekleinanlagen) erforderlich. ... 71. Zu Artikel 1 Nummer 72 (§ 44 Absatz 1 Nummer 1, 2, Absatz 2 Nummer 2 EEG 2027)* Artikel 1 Nummer 72 ist durch die folgende Nummer 72 zu ersetzen: ‚72. § 44 wird wie folgt geändert: a) Absatz 1 wird wie folgt geändert: < … weiter wie Vorlage … > b) Absatz 2 Nummer 2 wird gestrichen.‘ Begründung: Die Änderung bezweckt einen Verzicht auf die Vorgabe des § 44 Absatz 2 Nummer 2 EEG, wonach bei der Vergärung von Gülle der Anspruch nach § 19 Absatz 1 EEG in Verbindung mit § 44 Absatz 1 EEG unter anderem nur besteht, wenn die installierte Leistung am Standort der Biogaserzeugungsanlage insgesamt höchstens 150 Kilowatt beträgt. Für eine interessengerechte Förderung sollte jedoch allein das Kriterium der Bemessungsleistung ausschlaggebend sein. Auf diese Weise ist ein umfassender, flexibler und netzdienlicher Betrieb von Güllekleinanlagen gewährleistet, ohne dass dieser von unsachgemäßen Anforderungen eingeschränkt wird. Ferner wird hierdurch die Attraktivität von Güllekleinanlagen gesteigert. Vergütungsausfälle von Güllekleinanlagen bei schwach positiven und negativen Strompreisen können so besser vermieden werden. Darüber hinaus können so bestehende Anlagen mit höherer installierter Leistung auf eine geringere Leistung umgerüstet und mit 150 Kilowatt Bemessungsleistung weiterbetrieben werden, sodass Gülle in mehreren Anlagen genutzt werden kann, was dem Klimaschutz dient. 72. Zu Artikel 1 Nummer 73 (§ 44a Satz 1 EEG 2027) Der Bundesrat bittet um Berücksichtigung und Umsetzung folgender Regelungen zur Vergärung von Gülle: Für Strom