Photovoltaik – Erneuerbare Energien

Ja. Die Investition steht unabhängig von der Staatsangehörigkeit allen Interessierten offen, die im griechischen Hoheitsgebiet investieren möchten – sowohl europäischen als auch internationalen Investoren.

Grundlegend. Die 2013 noch geltenden festen Einspeisetarife (teils bis zu 500 €/MWh) wurden für neue Projekte abgeschafft. Der Markt ist gereift: Große Projekte finanzieren sich heute über wettbewerbliche Auktionen (Marktprämien) oder zunehmend über private Stromabnahmeverträge (PPAs) mit der Industrie. Auch die installierte Leistung ist massiv gewachsen – von rund 900 MW (2013) auf mittlerweile über 13 GW an erneuerbaren Energien. Die zentrale Herausforderung liegt heute nicht mehr in der Höhe der Vergütung, sondern in der Sicherung eines Netzanschlusses (siehe Abschnitt 3).

Maßgeblich sind die Gesetze Nr. 4685/2020 („Phase A” – Modernisierung des Umweltrechts), Nr. 4951/2022 („Phase B” – Modernisierung der Genehmigung erneuerbarer Energien), Nr. 4964/2022 sowie Nr. 5037/2023. Sie haben die früheren Bestimmungen der Gesetze Nr. 4093/2012, 3851/2010 und 3468/2006 abgelöst bzw. ergänzt.

In erster Linie nach der installierten Leistung der Anlage. Der entscheidende Schwellenwert liegt heute bei 1 Megawatt (MW) – er wurde mit Gesetz Nr. 4685/2020 von zuvor 500 kW angehoben.

Für diese Kategorie gilt ein stark vereinfachtes Verfahren. Nicht erforderlich sind:

• eine Erzeugerbescheinigung (Ausnahmen gelten für Überlastungsgebiete oder nicht verbundene Inseln),
• eine gesonderte Installations- und Betriebsgenehmigung,
• eine vollständige Umweltverträglichkeitsprüfung (Kategorie B genügt in der Regel),
• eine klassische Baugenehmigung.

Erforderlich sind hingegen eine Genehmigung für Bauarbeiten geringen Umfangs, ein verbindliches Netzanschlussangebot samt Netzanschlussvertrag mit dem Verteilnetzbetreiber DEDDIE sowie ein Vertrag über Verkauf bzw. Betriebsförderung des erzeugten Stroms mit DAPEEP.

Für größere Anlagen gelten strengere, digitalisierte Vorschriften. Erforderlich sind insbesondere:

• die Erzeugerbescheinigung (Βεβαίωση Παραγωγού) der RAAEY,
• eine Umweltgenehmigung – Standardauflagen (ΠΠΔ) für 1–10 MW, vollständige Umweltverträglichkeitsprüfung (ΑΕΠΟ) über 10 MW,
• eine Installations- und eine Betriebsgenehmigung,
• ein Netzanschlussvertrag mit DEDDIE oder ADMIE,
• ein Betriebsbeihilfevertrag mit DAPEEP nach erfolgreicher Teilnahme an einer Ausschreibung der RAAEY.

Die Erzeugerbescheinigung für erneuerbare Energien (Βεβαίωση Παραγωγού ΑΠΕ) hat seit Gesetz Nr. 4685/2020 die frühere, langwierige Erzeugungsgenehmigung ersetzt. Sie wird von der RAAEY (vormals RAE) über das digitale Informationssystem PSAPE ausgestellt, gilt für 25 Jahre mit Verlängerungsmöglichkeit und ist nur für Anlagen über 1 MW erforderlich. Innerhalb von 30 Monaten nach Erteilung muss eine Baugenehmigung vorliegen, andernfalls erlischt sie automatisch.

Projekte werden in drei Kategorien eingeteilt: Kategorie A1 (hohe Umweltauswirkung – vollständige Umweltverträglichkeitsprüfung und AEPO durch das Umweltministerium YPEN), Kategorie A2 (mittlere Auswirkung – AEPO durch die zuständige dezentrale Verwaltung) und Kategorie B (geringe Auswirkung – lediglich elektronische Unterstellung unter Standardauflagen, keine AEPO nötig). PV-Anlagen bis 1 MW fallen in der Regel unter Kategorie B, sofern sie sich nicht in sensiblen Gebieten wie Natura-2000-Zonen oder Waldflächen befinden. Freiflächenanlagen bis 500 kW sowie Dachanlagen erhalten innerhalb von 20 Tagen eine Befreiungsbescheinigung.

In der Regel nicht. Für die meisten Photovoltaikprojekte genügt eine Genehmigung für kleinmaßstäbliche Bauarbeiten (ΕΕΜΚ) nach Art. 29 des Gesetzes Nr. 4495/2017 bei der zuständigen Baubehörde (ΥΔΟΜ). Eine vollständige Baugenehmigung ist nur ausnahmsweise erforderlich, etwa bei bestimmten Tracker-Systemen oder zusätzlichen Bauwerken.

Die Gesamtdauer wurde gegenüber früher (teils 36 bis 60 Monate) deutlich verkürzt; das griechische Umweltministerium beziffert den Kernprozess mit rund 14 Monaten. Einzelne gesetzliche Fristen: Festlegung des Netzanschlusspunkts 20 Tage, Prüfung der RAAEY-Kriterien 2 Monate, Umweltgenehmigung bzw. PPD-Einordnung rund 4 Monate, Installationsgenehmigung 15 bis 30 Tage, Betriebsgenehmigung 20 Tage. In der Praxis hängt die tatsächliche Gesamtdauer eines Projekts jedoch maßgeblich von der Verfügbarkeit eines Netzanschlusses ab (siehe nächster Abschnitt).

Für das Verteilnetz ist DEDDIE zuständig (der frühere Netzbetrieb der DEI/PPC), für das Übertragungsnetz ADMIE. Für den Abschluss des Netzanschlussvertrags gelten gesetzliche Fristen von 3 Monaten (Anlagen ohne Erzeugerbescheinigung, bis 1 MW) bzw. 6 Monaten (Anlagen mit Erzeugerbescheinigung) ab Einreichung vollständiger Unterlagen. Die eigentlichen Anschlussarbeiten müssen der Netzbetreiber je nach Komplexität innerhalb von 12 bis 24 Monaten ab Vertragsunterzeichnung abschließen.

Mit Annahme des endgültigen Netzanschlussangebots ist beim zuständigen Netzbetreiber ein Bürgschaftsbrief einzureichen. Die Annahme selbst muss innerhalb von 2 Monaten erfolgen, sonst entfällt das Angebot automatisch. Die Bürgschaft muss mindestens 2 Jahre laufen und bis zur Inbetriebnahme verlängert werden. Die Beträge sind nach Leistung gestaffelt (Richtwerte): bis 1 MW 60.000 € pro MW, 1 bis 10 MW 30.000 € pro MW, 10 bis 100 MW 20.000 € pro MW, über 100 MW 10.000 € pro MW – mit Inkrafttreten des Netzanschlussvertrags reduziert sich der Betrag auf ein Viertel. Photovoltaikanlagen auf Gebäuden sind unabhängig von der Leistung von dieser Pflicht befreit. Da die Beträge durch neuere Ministerialentscheidungen angepasst worden sein können, empfehlen wir eine aktuelle Prüfung bei DEDDIE, ADMIE oder RAAEY.

Die größte praktische Hürde für neue Projekte ist derzeit nicht mehr das Genehmigungsverfahren selbst, sondern die begrenzte Aufnahmefähigkeit des griechischen Stromnetzes. Installiert sind bereits Photovoltaik- und Windkraftanlagen mit rund 15 GW Leistung, für weitere rund 15 GW liegen bereits endgültige Netzanschlussangebote vor, und bei der RAAEY sind Anträge für weitere rund 50 GW anhängig – dem steht eine tatsächliche Netzkapazität von derzeit nur rund 19 GW gegenüber. Der Netzbetreiber priorisiert die Vergabe endgültiger Netzanschlussangebote deshalb nach Kriterien wie Gesamtkapazität, Standort, vorhandener Speicherkapazität und bestehenden Stromabnahmeverträgen. Ohne gesichertes Netzanschlussangebot sollte mit dem Bau keinesfalls begonnen werden.

Wird das endgültige Netzanschlussangebot nicht innerhalb von 2 Monaten angenommen, entfällt es automatisch von Rechts wegen. Wird die Bürgschaft nicht mindestens drei Werktage vor Ablauf verlängert oder tritt der Netzanschlussvertrag nicht rechtzeitig in Kraft, verfällt der Bürgschaftsbrief zugunsten des von DAPEEP verwalteten Sonderkontos für Erneuerbare Energien.

Seit Gesetz Nr. 4414/2016 nicht mehr über feste Einspeisetarife, sondern über Betriebsförderungsverträge (ΣΛΕ) in Form einer gleitenden Marktprämie (Contract for Difference): Der Erzeuger verkauft den Strom am Markt und erhält zusätzlich die Differenz zwischen einem wettbewerblich ermittelten Referenzpreis und dem Marktpreis. Referenzpreise aus jüngeren Auktionen (2023–2025) lagen für Photovoltaik meist zwischen 40 und 65 €/MWh. Die Vertragslaufzeit beträgt in der Regel 20 Jahre ab Inbetriebnahme. Alternativ steht Erzeugern die Direktvermarktung über bilaterale Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements – PPAs) mit Großverbrauchern offen, ganz ohne staatliche Förderung.

Für kleinere Anlagen, insbesondere Dachanlagen, ist Net-Billing inzwischen das zentrale Modell und hat das frühere Net-Metering weitgehend abgelöst (Rechtsgrundlage: Gesetz Nr. 4513/2018 in der durch Gesetz Nr. 5037/2023 geänderten Fassung). Dabei wird der erzeugte Strom finanziell – nicht mehr rein mengenmäßig – mit dem Verbrauch verrechnet, häufig kombiniert mit staatlichen Förderprogrammen und Batteriespeichern. Das Virtual Net-Metering erweitert diese Verrechnung auf mehrere Verbrauchsstellen desselben Betreibers.

Nein. Historische Preistabellen – auch die teils genannten Werte von bis zu 500 €/MWh – gelten für neue Projekte nicht mehr. Lediglich Anlagen, die noch unter den alten Stromabnahmeverträgen (ΣΠΕ nach Gesetz Nr. 3468/2006 bzw. 4093/2012) laufen, genießen im Rahmen des Vertrauensschutzes weiterhin Bestandsschutz zu den ursprünglichen Bedingungen. Für solche Bestandsanlagen empfehlen wir eine individuelle rechtliche Prüfung.

Für klassische, voll ins Netz einspeisende PV-Parks ohne Speicher grundsätzlich nicht mehr – deren Unterstützung erfolgt ausschließlich über die wettbewerblichen RAAEY-Ausschreibungen (siehe Abschnitt 4). Direkte Zuschüsse über das Entwicklungsgesetz Nr. 4887/2022 bzw. das Förderprogramm ESPA 2021–2027 sind hingegen vorgesehen für PV-Anlagen mit integrierter Batteriespeicherung, gewerbliche Net-Billing-Eigenverbrauchsanlagen, Energiegemeinschaften und innovative Projekte.

Großunternehmen: 1.000.000 €. Mittlere Unternehmen: 500.000 €. Kleine Unternehmen: 250.000 €. Kleinstunternehmen: 100.000 €. In allen Fällen muss die Eigenbeteiligung des Investors mindestens 25 % der förderfähigen Kosten betragen.

Die Fördersätze richten sich nach Standort und Unternehmensgröße und können in Gebieten des „gerechten Übergangs” (z. B. Westmakedonien) bis zu 70–75 % erreichen; kleine und mittlere Unternehmen erhalten zusätzliche Aufschläge von 10 bis 20 %. Als Förderarten kommen in Betracht: Befreiung von der Einkommensteuer auf nicht ausgeschüttete Gewinne, ein Direktzuschuss (überwiegend für KMU), ein Zuschuss zu Leasingraten für neue Ausrüstung sowie ein Zuschuss zu den Lohnkosten neu geschaffener Arbeitsplätze.

Bei Anlagen bis 1 MW grundsätzlich nicht – Ausnahme ist die Übertragung an eine juristische Person, deren Gesellschaftskapital vollständig dem bisherigen Betreiber gehört. Als mittelbare Alternative kommt die Übertragung von Gesellschaftsanteilen der Betreibergesellschaft in Betracht; hiervon raten wir vor dem Netzanschluss jedoch eher ab, da DAPEEP die früher großzügigere Genehmigungspraxis inzwischen aufgegeben hat und ein erhebliches Ablehnungsrisiko besteht. Wir empfehlen entweder eine vorherige Genehmigung der zuständigen Stelle oder die Durchführung der Übertragung erst nach Netzanschluss und Inbetriebnahme. Für Landwirte gilt zusätzlich eine fünfjährige Übertragungssperre ab Erteilung der Genehmigung; einzige Ausnahme ist die Erbfolge.

Ja. Insbesondere auf Flächen hoher landwirtschaftlicher Produktivität gelten strenge raumordnungs- und agrarschutzrechtliche Beschränkungen, unter anderem regionale Flächenquoten, Sperrzonen und Sondergenehmigungserfordernisse. Die im Einzelfall zulässigen Prozentsätze müssen jeweils anhand der aktuell geltenden Vorschriften für die betreffende Region geprüft werden.

Ja, für Dachanlagen gilt ein deutlich einfacheres Regime als für Freiflächenanlagen – unter anderem entfällt die Pflicht zum Bürgschaftsbrief unabhängig von der installierten Leistung. Das genaue Verfahren richtet sich danach, ob die Anlage dem Eigenverbrauch im Rahmen des Net-Billing oder der vollständigen Netzeinspeisung dient.

Nein. Offshore-Anlagen unterliegen einem eigenständigen, spezielleren Genehmigungs- und Raumordnungsregime mit gesonderten raumordnerischen, umweltrechtlichen und wettbewerblichen Zuteilungsverfahren, deren Einzelheiten durch besondere Ministerialbeschlüsse festgelegt werden.

Ein Teil der Erlöse aus Anlagen für erneuerbare Energien wird an die Kommunen zurückgeführt, in denen die Projekte errichtet werden – unter anderem zur unmittelbaren Senkung der Stromkosten der dortigen Haushalte sowie zugunsten des Grünen Fonds für Umweltmaßnahmen. Eigenversorger und bestimmte kleinere Anlagenkategorien sind von dieser Abgabe befreit.

Nein. Die im August 2012 per Ministerialentscheidung verhängte vorübergehende Aussetzung neuer und anhängiger Anträge auf Erzeugungslizenzen sowie Netzanschlussangebote wurde längst aufgehoben. Heute gilt das oben beschriebene, wesentlich schnellere digitale Verfahren nach den Gesetzen Nr. 4685/2020, 4951/2022 und 5037/2023.

Nein. Dieser außerordentliche Krisenzuschlag von 25 bis 30 % (je nach Zeitpunkt der Inbetriebnahme) betraf ausschließlich Umsätze aus dem Zeitraum vom 1. Juli 2012 bis zum 30. Juni 2014 und ist endgültig ausgelaufen. Auch die separate Sonderabgabe auf Übergewinne aus der Energiekrise 2022/2023 (Gesetz Nr. 4986/2022, Umsetzung der EU-Verordnung 2022/1854) betraf nur den Zeitraum September 2022 bis Juni 2023 und ist inzwischen ebenfalls beendet. Beide Maßnahmen stehen in keinem Zusammenhang zueinander.