Gegenüber den Referentenentwürfen für das GEG, die seit mehr als zweieinhalb Jahren kursieren, aber nie offiziell das Kabinett erreichten, weil sie in den Regierungsparteien nie mehrheitsfähig waren, gibt in der jetzt von der Ministerrunde beschlossenen Fassung keine grundsätzlichen Änderungen. Neu ist das in den Medien breit kommunizierte Beinahe-Verbot für neue reine Ölheizungen ab dem Jahr 2026. Von Umweltverbänden wird der Termin als zu spät und die Formulierung als halbherzig kritisiert. Wo Gas- oder Fernwärmeanschluss zur Verfügung stehen, soll nach § 72 des GEG-Entwurfs im Falle einer Heizungserneuerung ein Ölkessel ab 1.1.2026 in der Regel nur noch dann zulässig sein, wenn er anteilig durch erneuerbare Energien ergänzt wird – und zwar auf dem Niveau, wie es für Neubauten seit Jahren vorgeschrieben ist. Diese Anforderung kann beispielsweise im Ein- und Zweifamilienhaus unverändert durch eine Solarthermieanlage mit 0,04 Quadratmetern Aperturfläche pro Quadratmeter Nutzfläche erfüllt werden oder auch durch einen 50-prozentigen Bioöl-Anteil bei entsprechendem Nachweis.
Neu ist dabei, wie es bereits laut den früheren Referentenentwürfen geplant war, dass auch die Stromerzeugung aus regenerativen Quellen „im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang“ als Erfüllung der anteiligen Nutzungspflicht für erneuerbare Energien angesehen werden soll. Die Anlagen müssen dafür zum vorrangigen Eigenverbrauch ausgelegt sein, also nur Überschussenergie ins öffentliche Netz abgeben. Bei Photovoltaikanlagen auf Wohngebäuden gilt die Pflicht als erfüllt, wenn 20 Watt pro Quadratmeter Gebäudenutzfläche installiert werden. Umgerechnet auf ein typisches Einfamilienhaus mit 150 Quadratmetern Nutzfläche reicht also eine 3-kW-PV-Anlage.
Ob mit Strom, also beispielsweise einer elektrischen Wärmepumpe geheizt wird, spielt für die Erfüllung der Nutzungspflicht per PV-Anlage zunächst mal keine Rolle. Zusätzlich kann die PV-Anlage auch bei der Ermittlung des Primärenergiebedarfs in Anschlag gebracht werden. Die Formeln dafür differenzieren zwischen PV-Anlagen mit und ohne Batteriespeicher. Eine PV-Anlage ohne Batteriespeicher darf nach dem in § 23 des GEG enthaltenen Rechenmodell mit 150 Kilowattstunden pro kWp zuzüglich 70 Prozent des jährlichen absoluten elektrischen Energiebedarfs der Anlagentechnik, höchstens aber bis 20 Prozent des Primärenergiebedarfs des Referenzgebäudes, veranschlagt werden. Wird ein Batteriespeicher installiert, so gilt die Anrechnung eines bis zu 25 prozentigen Anteils am Primärenergiebedarf als zulässig. Brechnet werden hier 200 kWh/kWp zuzüglich des gesamten jährlichen Energiebedarfs der Anlagentechnik.
Der jetzt vom Kabinett beschlossene GEG-Entwurf hält sich trotz der aktuellen Klimadebatte weitgehend an das Dogma des Koalititionsvertrages, wonach die aktuellen Anforderungen von EnEV und EEWärmeG nicht verschärft werden sollen. Das Bundeswirtschaftsministerium betont in einer Pressemitteilung, dass mit einem Endenergiebedarf von Neubauten von 45 bis 60 Kilowattstunden im GEG die europäischen Vorgaben für Niedrigstenergiegebäude im Neubaubereich vollständig umgesetzt würden.
Interessant ist vor diesem Hintergrund, dass schon aus der Präambel der Kabinettsfassung des GEG gegenüber dem Referentenentwurf vom 28. Mai 2019 das Ziel gestrichen wurde, „einen wichtigen Beitrag zum Erreichen des Ziels eines nahezu klimaneutralen Gebäudebestandes bis 2050“ zu leisten. Ebenso fiel der Hinweis auf den geplanten 14-Prozent-Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch für Wärme und Kälte bis 2020 dem Rotstift zum Opfer.

Link zum Kabinettsentwurf der GEG

„Wir hoffen, dass der notwendige Netzanschluss bis dahin steht“, sagt Benedikt Ortmann, Geschäftsführer für die globalen Solar-Projekte bei Baywa Re. Ende Oktober sind die Errichtungsarbeiten bei dem jüngsten Projekt Sekdoorn bei Zwolle in der Nähe des Ijsselmeeres abgeschlossen. Dann umfasst das Floating-Solar-Vorhaben mit einer Leistung von 14,6 Megawatt auf einem Kiessee knapp 40.000 Glas-Glas-Module, 330 Wechselrichter sowie sieben Trafostationen. Der jährliche Stromertrag ist mit über 13 Mio. kWh berechnet.

Dass sich Baywa Re in den Niederlanden zum Marktführer in dem noch jungen Marktsegment „Floating Solar“ aufschwingt, kommt nicht von ungefähr: Die Regierung in Den Haag vergütet jede Kilowattstunde aus solchen innovativen Solarprojekten 15 Jahre lang mit rund 10 Cent. Auch deshalb waren die Bayern im vergangenen Frühjahr mit 70 Prozent beim einheimischen Projektentwickler GroenLeven mit Sitz im friesländischen Heerenveen eingestiegen.

Nach Einschätzung von BayWa-Re-Geschäftsführer Ortmann wird es noch dauern, bis in Deutschland „Floating-PV“-Projekte in größerem Stil gebaut werden: „Abgesehen von Projekten zur Eigenstromnutzung wird die Solarnutzung auf dem Wasser erst dann wirtschaftlich, wenn es für die Kilowattstunde sechs, sieben Cent gibt.“ Wasserflächen gebe es hierzulande jedenfalls genügend: Ein „technisches Solar-Potenzial“ von bis zu 15 000 MW hat das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme für Baywa Re in einem Gutachten errechnet. „Dabei sind alle Natur- und Freizeitseen bewusst unberücksichtigt geblieben“, sagt Ortmann. „Wir haben uns auf industriell und gewerblich genutzte Wasserflächen wie Bagger- oder Abraumseen konzentriert.“

Um dort wirklich demnächst Solarmodule auf das Wasser zu bringen, setzt der BayWa Re-Geschäftsführer auf ein Umdenken bei den Genehmigungsbehörden: „All diese Seen sind bereits für ihre jetzige Nutzung genehmigt worden. Um mit der Solarnutzung auf dem Wasser schnell voran zu kommen, braucht es nach unserem Verständnis kein zweites Genehmigungsverfahren.“

Unterdessen arbeitet Baywa Re bereits an seinem vierten schwimmenden Solarpark in den Niederlanden. Mit einer Leistung von 27 MW wäre dieses Projekt das derzeit größte in Europa.

Text + Foto: Ralf Köpke

Einige Punkte in der Verordnung haben sich allerdings gegenüber dem vor der Sommerpause vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) vorgestellten Entwurf geändert.
Den eigentlichen Sinn dieser neuen Ausschreibungsvariante hatten die Branchenverbände stets in der Möglichkeit gesehen, sogenannte Kombikraftwerke an speziellen EEG-Ausschreibungen teilnehmen zu lassen, also Kombinationen von fluktuierenden mit regelbaren Erneuer­bare-Energien-Kraftwerken und Speichern. Diese sollen nun mit der neuen Verordnung ab 2020 an den Innovations-Ausschreibungen teilnehmen dürfen, im Jahr 2021 sind ausschließlich solche Anlagenkombinationen zulässig. Vorausgesetzt wird dabei, dass mindestens Onshore-Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen Bestandteil eines Kombikraftwerkes sind.
25 Prozent ihrer installierten Leistung müssen solche Kombikraftwerke mindestens als positive Sekundärregelleistung erbringen können. Daburch soll sich der Zahlungsanspruch nach EEG allerdings nicht verringern.
Beim wichtigsten Kritikpunkt, den fixen Marktprämien, ist die Bundesregierung allerdings nicht auf die Kritik der Brache eingegangen. Verbände wie der Bundesverband der Deutschen Energiewirtschaft (BDEW) und der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) gehen davon aus, dass diese neue Form der Vergütung lediglich das Risiko für die Betreiber und damit die Kosten des erneuerbaren Stroms unnötig in die Höhe treiben wird.
Der BEE schreibt in eine Pressemitteilung: „Besonders für die Erneuerbare-Energien-Anlagen in der 2019er-Ausschreibungsrunde dürfte dies zu unnötigen Kosten im EEG führen, verglichen mit Anlagen mit gleitender Marktprämie. Sie reduziert sich in dem Umfang, in dem sich Marktwerte für Erneuerbare Energien erhöhen, etwa in Folge einer effektiven CO2-Bepreisung.“