1. Der aktuelle rechtliche Rahmen
Der rechtliche Rahmen für erneuerbare Energien in Griechenland beruht heute im Kern auf dem Gesetz 3468/2006 (Grundlagengesetz), dem Gesetz 4001/2011 (Organisation des Energiemarkts), dem Gesetz 4414/2016 (aktuelles Fördersystem) sowie dem Gesetz 4685/2020 (vereinfachte Lizenzierung durch die Erzeugerbescheinigung), zuletzt grundlegend modernisiert durch das Gesetz 5037/2023 zur Umsetzung der EU-Richtlinien 2018/2001 (RED II) und 2019/944, das zugleich die Regulierungsbehörde RAE in die RAAEY (Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων) mit erweiterten Zuständigkeiten für Wasser und Abfall umwandelte. Das Gesetz 4414/2016 selbst wurde seither mehrfach novelliert, zuletzt 2026.
2. Lizenzierung: von der Produktionslizenz zur Erzeugerbescheinigung
Die früher für Anlagen ab bestimmten Leistungsschwellen erforderliche, von der RAE erteilte Produktionslizenz (Geltungsdauer 25 Jahre) wurde durch das Gesetz 4685/2020 abgeschafft. An ihre Stelle trat die Βεβαίωση Παραγωγού (Erzeugerbescheinigung), die von einem gesetzlich bestimmten Lizenzierungsträger nach einem deutlich gestrafften Verfahren mit elektronischer Antragstellung und festen Bearbeitungsfristen erteilt wird. Ziel der Reform war die Beschleunigung der Projektentwicklung und der Abbau des zuvor bestehenden Genehmigungsstaus.
3. Förderung: von der festen Einspeisevergütung zum Markt- und Ausschreibungsmodell
Seit dem 1. Januar 2016 richtet sich die Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien nach dem Gesetz 4414/2016. An die Stelle der früheren festen Einspeisevergütung sind zwei Vertragstypen getreten, die der Erneuerbaren-Energien-Betreiber ΔΑΠΕΕΠ mit den Anlagenbetreibern abschließt:
ΣΕΣΤ (Festpreisvertrag): weiterhin eine feste Einspeisevergütung, im Regelfall nur noch für kleinere Anlagen bzw. bestimmte Technologien ohne Ausschreibungspflicht.
ΣΕΔΠ (Prämienvertrag, „Feed-in-Premium“): eine variable Marktprämie zusätzlich zum an der Strombörse erzielten Preis, gedeckelt durch einen im wettbewerblichen Ausschreibungsverfahren ermittelten Referenzpreis; dies ist heute für größere Anlagen der Regelfall.
Der Zugang zu diesen Verträgen erfolgt für größere Anlagen überwiegend im Wege wettbewerblicher Ausschreibungsrunden, die das Ministerium für Umwelt und Energie mehrmals jährlich veröffentlicht. Alternativ können Erzeuger auf einen Fördervertrag verzichten und ihre Energie unmittelbar über die Strombörse oder über bilaterale Stromabnahmeverträge (PPA) vermarkten; eine im Jahr 2026 verabschiedete Novelle des Gesetzes 4414/2016 hat zudem die Regeln zur vorübergehenden Aussetzung der Förderauszahlung bei negativen Strompreisen an die Praxis anderer EU-Mitgliedstaaten angepasst.
4. Netzanschluss und Umweltprüfung
Der Netzanschluss erfolgt je nach Anlagengröße über den Verteilnetzbetreiber ΔΕΔΔΗΕ oder den Übertragungsnetzbetreiber ΑΔΜΗΕ. Die Umweltverträglichkeitsprüfung wurde durch das Gesetz 4685/2020 vereinfacht und in weiten Teilen in das Verfahren zur Erzeugerbescheinigung integriert; für kleinere und mittlere Anlagen kommt regelmäßig eine Befreiung von der vollständigen Umweltprüfung in Betracht.
Nationale Ziele: Die im Nationalen Energie- und Klimaplan verankerten Ausbauziele für erneuerbare Energien wurden seit den ursprünglich im Gesetz 3851/2010 festgelegten Zielen (u. a. 20 % Anteil am Bruttoendenergieverbrauch bis 2020) mehrfach angehoben und an die Vorgaben der EU-Richtlinie 2018/2001 (RED II) sowie die europäischen Klimaziele für 2030 angepasst.
FAQ
Mit dem Gesetz 3851/2010 wurden seinerzeit Ziele bis zum Jahr 2020 festgelegt: 20 % Anteil der EE am Brutto-Endenergieverbrauch, mindestens 40 % EE-Anteil am Brutto-Stromverbrauch, 20 % EE-Anteil bei Heizung/Kühlung und 10 % EE-Anteil am Kraftstoffverbrauch. Die heute geltenden Ziele für 2030 sind im Nationalen Energie- und Klimaplan (ΕΣΕΚ) festgelegt und deutlich ambitionierter.
Das heutige Recht unterscheidet weiterhin grundlegend zwischen größeren und kleineren Anlagen, wobei die konkreten Leistungsschwellen im Zuge der Reformen 2020/2022 angepasst wurden:
- Größere Anlagen: erfordern ein umfassendes Verfahren einschließlich der Βεβαίωση Παραγωγού der ΡΑΑΕΥ.
- Kleinere Anlagen (u. a. Aufdachanlagen, Net-Metering-Projekte): profitieren von zahlreichen Ausnahmen und einem beschleunigten Verfahren.
Historischer Ablauf für Anlagen über 1 MWp (Rechtslage 2010–2020)
Zur Einordnung von Bestandsprojekten:
- Produktionslizenz: erteilt von der RAE (heute ΡΑΑΕΥ), Bearbeitungszeit ca. 2 Monate, Laufzeit 25 Jahre (verlängerbar); Installationsgenehmigung musste innerhalb von 30 Monaten nach Erteilung vorliegen, sonst erlosch die Lizenz.
- Netzanschlussangebot: Erteilung durch DESMIE/DEI (heute ΔΕΔΔΗΕ) innerhalb von 4 Monaten.
- Umweltverträglichkeit (EPO-Bescheid): Prüfung durch Fachbehörden, Dauer ca. 4 Monate, Gültigkeit 10 Jahre.
- Installationsgenehmigung: Erteilung durch den Generalsekretär der Region (Peripherie), Gültigkeit 2 Jahre.
- Betriebsgenehmigung: letzter Schritt vor Betrieb, historisch mit Gültigkeit von 20 Jahren.
Kleinere Anlagen (insbesondere Net-Metering-Projekte für den Eigenverbrauch sowie kleine Dachanlagen) profitieren weiterhin von Erleichterungen:
- häufig keine Pflicht zur Βεβαίωση Παραγωγού,
- vereinfachte Abwicklung direkt mit dem Verteilnetzbetreiber ΔΕΔΔΗΕ,
- häufig Befreiung von der Umweltverträglichkeitsprüfung.
Die genauen Schwellenwerte sollten für jedes konkrete Vorhaben aktuell geprüft werden.
- Größere, genehmigungspflichtige Projekte: Eine Übertragung der Βεβαίωση Παραγωγού bzw. der zugehörigen Genehmigungen ist nach Zustimmung der ΡΑΑΕΥ grundsätzlich möglich.
- Kleinere Projekte: Eine Veräußerung der Anlage selbst ist vor Inbetriebnahme häufig eingeschränkt; ein Verkauf von Gesellschaftsanteilen ist rechtlich komplex und sollte vorab mit den zuständigen Behörden geklärt werden. Nach Inbetriebnahme ist ein Verkauf grundsätzlich jederzeit möglich.
Nach Erhalt des Anschlussangebots muss der Netzanschlussvertrag mit ΔΕΔΔΗΕ (bzw. dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber ΑΔΜΗΕ bei Großprojekten) unterzeichnet werden. Für bestimmte Projektkategorien sind Garantiezahlungen sowie ein Finanzierungsnachweis erforderlich, die nach erfolgreicher Inbetriebnahme zurückerstattet werden. Die konkreten Beträge und Fristen wurden seit der historischen Rechtslage (z. B. 150 €/kW) mehrfach angepasst.
- Hochwertiges Agrarland: Anlagen dürfen hier weiterhin nur unter engen Flächenbeschränkungen errichtet werden (historisch max. 1 % der Agrarfläche der jeweiligen Region); die genauen aktuellen Grenzen sollten projektbezogen geprüft werden.
- Dachanlagen: unterliegen weiterhin gesonderten, vereinfachten Regelungen.
- Kommunale Abgabe: 3 % der Einnahmen aus EE-Anlagen werden weiterhin als Sonderabgabe einbehalten, wovon ein Teil unmittelbar die Stromrechnungen der Anwohner der Standortgemeinde senkt.
- Beschleunigung: Die Gesamtdauer des Genehmigungsverfahrens wurde gegenüber früher (36–60 Monate) deutlich reduziert.
- Digitalisierung: elektronische Antragsplattformen und ein zentrales Warteschlangensystem für Netzanschlüsse.
- Fast-Track für Großprojekte: weiterhin Möglichkeit eines beschleunigten strategischen Investitionsverfahrens für besonders bedeutsame Projekte.