Energierecht bezeichnet ein Rechtsgebiet, das unter anderem das Regulierungsrecht, das Energiewirtschaftsrecht sowie das Energieumweltrecht bzw. das Recht der erneuerbaren Energien umfasst. Alle Bereiche des Energierechts unterliegen einem ständigen Wandel, angetrieben durch Entwicklungen im EU-Energierecht, technische Innovationen und nicht zuletzt die mittlerweile alle Bereiche des Energierechts beeinflussende Digitalisierung. Damit besitzt das Energierecht mittlerweile auch vielfache Bezüge zum IT-Recht und zum Datenschutzrecht.

Meldefrist 31. März 2020 zur Begrenzung der § 19 StromNEV-Umlage naht

Die Meldefrist ist von allen Unternehmen mit einem Stromverbrauch von mehr als 1 GWh je Abnahmestelle zu beachten.

Auch wenn die Begrenzung der KWKG-Umlage und Offshore-Umlage nur noch für BesAR-Unternehmen, Betreiber von Schienenbahnen, Stromspeichern und bestimmte Kuppelgasverstromer möglich ist, so gilt weiterhin:

Alle Unternehmen, die für das Kalenderjahr 2019 eine Begrenzung der § 19 StromNEV-Umlage beanspruchen können, müssen ihrem Anschlussnetzbetreiber bis zum 31.03.2020 die aus dem Netz bezogenen und selbstverbrauchten Jahresstrommengen je Abnahmestelle mitteilen. Unternehmen der sog. „Letztverbrauchergruppe C“, deren Stromkosten für ihren selbstverbrauchten Strom mehr als 4 % ihres Umsatzes betragen, müssen zusätzlich das testierte Verhältnis der Stromkosten im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr  zum handelsrechtlichen Umsatz angeben.

Da die Umlagenbegrenzung nur für selbstverbrauchten Bezugsstrom von mehr als 1 GWh gilt, sind von Dritten verbrauchte Strommengen abzugrenzen. Die Regelungen im EEG zum Messen und Schätzen gelten entsprechend auch bei der § 19 StromNEV-Umlage. Bei der Schätzung von Drittmengen sind diese neuen Vorgaben zu beachten und die Zusatzangaben nach § 62 b Absatz 4 EEG nicht zu vergessen. 

Die Meldefrist ist auch für Unternehmen, die die Besondere Ausgleichsregelung in Anspruch nehmen relevant. Die erbrachten Nachweise gegenüber dem BAFA zur BesAR beinhalten nicht die Meldepflichten gegenüber dem Anschlussnetzbetreiber zur Begrenzung der § 19 StromNEV-Umlage.

Für die Betreiber von Schienenbahnen, Stromspeichern und bestimmte Kuppelgasverstromern gelten bei der Meldung diverse Besonderheiten – sprechen Sie uns dazu gerne an.

#RGC-fragtnach: Fünf Fragen an Dr. Sebastian Bolay, Energieexperte des DIHK zu den Auswirkungen der kommenden CO2-Bepreisung auf die deutsche Industrie

In Teil drei unserer Interview-Reihe #RGCfragtnach sprechen wir mit Herrn Dr. Sebastian Bolay, Referatsleiter Strommarkt, Erneuerbare Energien, Energiepolitik des Deutschen Industrie und Handelskammertages (DIHK), über die Auswirkungen des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) auf energierechtliche Privilegierungen der deutschen Industrie, wie insbesondere die Besondere Ausgleichsregelung im EEG.

Herr Dr. Bolay, in den letzten Wochen haben die IHKs in größerem Umfang Informationen von deutschen Industrieunternehmen zu den Auswirkungen des BEHG auf deren wirtschaftliche Situation abgefragt. Welche Effekte sollten hierbei ermittelt werden?

Es ging darum, zu schauen, wie viele Unternehmen von der Senkung der EEG-Umlage durch Einnahmen aus dem BEHG betroffen sind. Betroffen heißt in diesem Fall, dass die Unternehmen Nachteile in Form steigender Stromkosten durch die Senkung der EEG-Umlage erleiden. Dass das überhaupt möglich ist, zeigt übrigens auch, in was für ein Regelungsdickicht wir uns mit der Energiewende mittlerweile verstrickt haben und wie paradox dies teilweise ist. 

Konkret ging es um die Unternehmen in der Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR) im EEG. Auch für Eigenversorger ergeben sich natürlich Probleme. Diese standen bei der aktuellen Abfrage aber nicht im Fokus. Auch die zusätzliche Belastung der Unternehmen durch das BEHG auf der Wärmeseite blieb in der Betrachtung außen vor.

Welche Ergebnisse lassen sich aus Ihrer Abfrage ableiten? Sind bestimmte Branchen besonders betroffen?

Wir haben über die IHKs versucht, möglichst viele Unternehmen in der BesAR anzusprechen. Derzeit haben wir einen Rücklauf von 7%. Aber es kommen laufend weitere Rückmeldungen. Die Daten lassen bereits Rückschlüsse auf die Effekte zu: Etwa ein Viertel aller BesAR-Unternehmen sind von höheren Stromkosten betroffen, wenn die EEG-Umlage um 1,5 Cent/kWh sinkt. Wir haben außerdem Daten erhoben für den Fall der Senkung der EEG-Umlage um 2 ct und um 3 ct. Bei 2 ct entstehen Mehrkosten bei rd. 39%, bei 3 ct bei über 50% der Betriebe. Es lässt sich also feststellen: Die Senkung der EEG-Umlage führt zu Problemen bei einer erheblichen Anzahl von BesAR-Unternehmen. 

Es sind dabei unterschiedliche Fälle zu betrachten: 

  • Unternehmen in der BesAR-Härtefallregelung fallen vielfach komplett aus der BesAR und zahlen damit die volle EEG-Umlage. Zumindest bei einer Absenkung der EEG-Umlage um 3 ct dürfte dies alle Unternehmen in der Härtefallregelung treffen. 
  • Bei Unternehmen mit einer regulären Begrenzung von 15% führt eine Absenkung um 3 ct dazu, dass diese mindestens in die Härtefallregelung fallen. Teilweise fallen Sie ebenfalls ganz aus der BesAR heraus. 
  • Unternehmen in Cap oder Super Cap fallen auf die normale Reduzierung von 15 % oder in die Härtefallregelung. Beides geht mit erheblichen Mehrkosten einher, bei großen Unternehmen geht es in allen Fällen schnell um Millionenbeträge. 

Außerdem verzeichnen wir einen doppelten Effekt auf die Stromkostenintensität durch die Senkung der EEG-Umlage: Durch die sinkenden Stromkosten wird zunächst der Zähler des Bruches kleiner, es wird aber auch der Nenner größer, weil die Stromkosten sinken und damit die Bruttowertschöpfung steigt.  Man muss also beide Teile des Bruchs anschauen. 

Besonders betroffen sind die Branchen, die sich an den Schwellenbereichen der BesAR gruppieren. Dies haben wir zwar nicht gesondert erhoben, aber erfahrungsgemäß betrifft dies beispielsweise Gießereien oder Betriebe aus der Lebensmittelindustrie. 

Welche Empfehlungen geben Sie mit Blick auf diese Wirkungen der CO2-Bepreisung und Ihre Folgeeffekte an die Politik ab?

Mit Blick auf die BesAR sollte die Politik überlegen, inwieweit man die bestehenden Schwellenwerte senken kann. Zunächst stellt sich die Frage, ob das EEG künftig weiterhin als Beihilfe eingeordnet werden wird. Da laufen derzeit die Verhandlungen zwischen BMWi und der Generaldirektion Wettbewerb, Ausgang ungewiss. Wenn das EEG und damit die BesAR-Beihilfen bleiben, hätte man bei Unternehmen der Liste 1 trotzdem einen relativ großen Gestaltungsspielraum, weil diese Unternehmen deutlich stärker im internationalen Wettbewerb stehen und die Beihilfeleitlinien hier weitergehende Maßnahmen erlauben. Bei Liste 2-Unternehmen sähe dies anders aus. Dieses Problem ist dem BMWi aber durchaus bewusst. Wenn die BesAR keine Beihilfe ist, ist der Gestaltungsspielraum natürlich wesentlich größer. 

Neben den Auswirkungen auf Unternehmen, die die Besondere Ausgleichsregelung nutzen, dürften die neuen Regelungen des BEHG auch die wirtschaftliche Situation von Industrieunternehmen beeinflussen, die verstärkt auf die Eigenversorgung, z.B. mit BHKW, gesetzt haben. Welche Effekte erwarten Sie hier? 

Unternehmen, die Erdgas einsetzen und hocheffiziente KWK-Anlagen unter 2 MW betreiben, können weiterhin stromsteuerfrei selbsterzeugten Strom verbrauchen. Mit der Belastung des eingesetzten Erdgases durch das BEHG wird dieser Strom dann aber erstmalig belastet, weil diese Anlage aufgrund der Größe nicht in den ETS fallen. Für Anlagen über 2 MW, die Stromsteuer zahlen, kommt eine Energiesteuerbefreiung in Betracht.  Aber auch diese bezahlen für das eingesetzte Erdgas den nationalen CO2-Preis oder den Preis aus dem europäischen Emissionshandel. Bei jeder Anlagengröße ergeben sich also Nachteile. Durch die Absenkung der EEG-Umlage zieht sich auch die Amortisationszeit der Anlage länger hin, weil der ökonomische Vorteil gegenüber dem Fremdstrombezug deutlich kleiner wird. 

Zum Gas gibt es auch in aller Regel keine kurzfristigen Alternativen: Biogas und Wasserstoff sind derzeit noch nicht wirtschaftlich. Unternehmen können also nur die Belastung tragen oder die benötigte Wärme auf anderem Wege erzeugen. Letzteres ist aber bei bestimmten Produktionsprozessen gar nicht möglich. Zudem muss auch bei einer direkten Nutzung von Erdgas der CO2-Preis ab 2021 bezahlt werden. 

Wir kennen einige Beispiele, bei denen daher die Stromerzeugung in BHKWs und in der Folge sämtliche Aktivitäten am Standort Deutschland nicht mehr wirtschaftlich sind. Ein spezielles süddeutsches Problem ist außerdem, das jede süddeutsche Anlage, die stillgelegt wird, ein Problem für die Versorgungssicherheit zulasten aller anderer Unternehmen darstellt. 

Ist die deutsche Industrie Ihrer Auffassung nach ausreichend für das Inkrafttreten der neuen CO2-Bepreisung gewappnet? Wie können sich Unternehmen bestmöglich auf die kommenden Umbrüche vorbereiten?

Nein, sie können in der Regel gar nicht gewappnet sein, weil es kaum wirtschaftliche bzw. technische Alternativen gibt. Strom ist aufgrund des hohen Preises für Unternehmen außerhalb der BesAR auch keine wirkliche Alternative. 

Die kommenden Preise aus der nationalen CO2-Bepreisung bis 2026 sind ja bekannt. Unternehmen sollten auf dieser Grundlage in einem ersten Schritt analysieren, welche Kosten auf sie zukommen. Dann sollte man die Augen offenhalten, ob künftig noch eine Kompensationsregelung geschaffen wird. Außerdem sollten Unternehmen verstärkt schauen, wo sie noch mehr Energie einsparen können. Jetzt werden solche Projekte schneller rentabel. Unternehmen sollten außerdem prüfen, an welchen Stellen man auf Erneuerbare Energien umsteigen kann. In beiden Bereichen (Energieeffizienz und Erneuerbare) müssten also jetzt neue Wirtschaftlichkeitsberechnungen erfolgen. Der DIHK befürchtet aber, dass keine ausreichenden Kompensationen, zumindest für eine Übergangszeit, gewährt werden und damit industrielle Wertschöpfung aus Deutschland abwandert. 

Danke, Herr Dr. Bolay. Sie bestätigen damit unsere Einschätzung, dass das BEHG BesAR-Nutzer und Eigenerzeuger mit massiven Mehrkosten belasten wird. Umso wichtiger wird es, dass möglichst viele betroffene Unternehmen der Bitte folgen, uns politisch mit ihrer Teilnahme am VEA/RGC Klimakongress 2020 am 12./13. Mai 2020 in Berlin zu unterstützen.

BGH: Zu den Voraussetzungen einer Kundenanlage nach § 3 Nr. 24 a EnWG

Beschluss vom 12. November 2019, Az.: EnVR 65/18

In dem vorstehenden energiewirtschaftlichen Verwaltungsverfahren zwischen der Energiesparte einer Wohnungsbaugesellschaft und einem Verteilnetzbetreiber hat der BGH darüber entschieden, wann eine Infrastruktur zur Stromversorgung (Energieanlage) noch als – regulierungsfreie – Kundenanlage einzustufen ist und wann dagegen von einem der Regulierung unterliegenden Netz auszugehen ist. Maßgeblich dafür ist u.a., ob die Energieanlage sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befindet, und ob die Anlage wettbewerbsrelevant ist. 

Anders als das OLG Düsseldorf in der Vorinstanz, bejahte der BGH die räumliche Zusammengehörigkeit des Versorgungsgebiets. Unschädlich ist nach dem BGH, wenn ein abgegrenztes Gebiet Straßen, ähnliche öffentliche Räume oder vereinzelte, nicht ins Gewicht fallende andere Grundstücke einschließt, welche nicht durch die Anlage versorgt werden (diese Ausführungen bestätigt der BGH mit seinem zweitem Beschluss vom 12. November 2019 zu den Voraussetzungen einer Kundenanlage, Az.: EnVR 66/18).

Dennoch lehnte der BGH letztlich den Kundenanlagenstatus ab, weil eine Wettbewerbsrelevanz vorliege. Unbedeutend für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs im Sinne des § 3 Nr. 24a c) EnWG sei die Anlage nur, wenn sie weder in technischer noch in wirtschaftlicher noch in versorgungsrechtlicher Hinsicht ein Ausmaß erreicht, das Einfluss auf den Versorgungswettbewerb und die durch die Regulierung bestimmte Lage des Netzbetreibers haben kann. Dies scheidet im Regelfall aus, wenn mehrere Hundert Letztverbraucher angeschlossen sind, die Anlage eine Fläche von deutlich über 10.000 m² versorgt, die jährliche Menge an durchgeleiteter Energie voraussichtlich 1.000 MWh deutlich übersteigt und mehrere Gebäude angeschlossen sind. Lediglich wenn mehrere dieser Werte unterschritten werden, könne man im Regelfall von einem Fehlen der Wettbewerbsrelevanz ausgehen. Selbst dann kann aber nach dem BGH eine Gesamtwürdigung zu dem Ergebnis führen, dass gleichwohl eine Wettbewerbsrelevanz vorliegt.

Relevanz: Das Urteil ist für zahlreiche Betreiber von Industrieparks relevant, wenn sie ihre Energieanlage nicht wegen eines hohen Anteils an selbst verbrauchten Strom (über 90 %) als sog. Kundenanlage zu betrieblichen Eigenversorgung (§ 3 Nr. 24b EnWG) einstufen können. Sie können ihre Infrastruktur nur dann außerhalb der Regulierung betreiben, wenn diese nicht als wettbewerbsrelevant anzusehen ist. 

Der Betrieb eines Netzes ohne Genehmigung stellt eine Ordnungswidrigkeit dar, die mit einer Geldbuße von bis zu 100.000 € geahndet werden kann. Vor diesem Hintergrund sollten Betreiber von Energieanlagen eine (Neu-)Bewertung der Frage vornehmen, wie rechtssicher sie die Selbsteinschätzung, eine Kundenanlage zu betreiben, tatsächlich abgeben können.

Hintergrund: Das antragstellende Tochterunternehmen der Wohnungsbaugesellschaft hatte beabsichtigt, an zwei Standorten jeweils ein Blockheizkraftwerk (BHKW) mit je 140 kW Leistung zu errichten und sodann die an den Standorten befindlichen 22 und 32 Mehrfamilienhäuser über Elektrizitätsleitungen mit Strom zu versorgen. In den angeschlossenen Gebäuden sollten 457 und 515 Letztverbraucher mit einer jährlichen Energiemenge von 1.483 MWh und 1.672 MWh über die Energieanlagen der Wohnungsbaugesellschaft versorgt werden. Die Energieanlagen erstrecken sich auf eine Fläche von 44.631 m² und 53.000 m². Nachdem der Verteilnetzbetreiber den Status der Energieanlagen als Kundenanlage bezweifelte, beantragte die Wohnungsbaugesellschaft ein Missbrauchsverfahren bei der BNetzA mit dem Ziel, die Energieanlagen als Kundenanlagen zu behandeln. Die BNetzA lehnte den Antrag ab. Eine hiergegen erhobene Beschwerde vor dem OLG Düsseldorf wurde ebenfalls zurückgewiesen. Nunmehr hat der BGH in letzter Instanz bestätigt, dass die von der Wohnungsbaugesellschaft vorgesehenen Energieanlagen keine Kundenanlagen darstellen.

Mit der höchstrichterlichen Rechtsprechung und Behördenpraxis sowie den praktischen Handlungsoptionen für Betreiber entsprechender Energieanlagen werden wir uns in einem eigenen Praxisworkshop befassen. Weitere Informationen und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie in Kürze hier.

VEA-Preisindex vom 17.02.2020

Rasanter Anstieg im Großhandel – CO2-Zertifikate legen deutlich zu

Der VEA-Preisindex ist ein 14-tägiger Service des VEA Bundesverbandes der Energie-Abnehmer (e.V.).

Preistrend

Wir haben in den letzten Wochen stets an dieser Stelle berichtet, dass der Strom und Gas im Großhandel immer günstiger werden. In den letzten zwei Wochen hat sich der Markt gedreht: Die Strom- und Gaspreise haben sehr deutlich zugelegt. 

Ausschlaggebend für die Strompreisentwicklung war die Erholung bei den CO2-Zertifikaten. Unterstützt wurde der Trend durch steigende Kohle- und Gaspreise. Zudem ist die Aufwärtsbewegung auf das Nachlassen der Besorgnis wegen des Covid-19-Virus zurückzuführen. Die Befürchtungen in Bezug auf das Eintrüben der Weltwirtschaft sind offensichtlich deutlich geringer geworden. 

Die Meinungen über die weitere Entwicklung der Zertifikatspreise gehen weit auseinander. Es gibt Analysten, die sehen bis Jahresende noch einen weiteren Anstieg in Richtung 30 €/t als nicht unrealistisch an, während andere Marktteilnehmer die Preisobergrenze eher bei 25 €/t, also beim aktuellen Preisniveau sehen. 

Strompreisentwicklung

Aktuell wird das Baseprodukt 2021 bei ca. 42,50 €/MWh und das Peakprodukt 2020 bei 51,40 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet einen Preisanstieg beim Baseprodukt von 1,60 €/MWh und beim Peakprodukt um 1,70 €/MWh in den letzten zwei Wochen. Base 2022 kostet derzeit 46,10 €/MWh und Base 2023 liegt bei 48,00 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das Base 2022 um 2,20 €/MWh und das Base 2023 um 1,70 €/MWh verteuert. 

Gaspreisentwicklung

Der Gaspreis 2021 liegt im Großhandel aktuell bei rund 15,70 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 1,20 €/MWh gestiegen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2020 bei rund 19,70 €/MWh gehandelt, also 4,00 €/MWh teurer als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2022 rund 17,40 €/MWh (Preisanstieg um rund 1,50 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2023 rund 17,70 €/MWh (1,60 €/MWh teurer im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen).

VEA Newsletter vom 17.02.2020

Die Preisentwicklungen für Öl, Kohle und CO2-Zertifakte finden Sie mit weiteren Informationen des VEA aus der Energiewelt im aktuellen VEA Newsletter, der hier zum Download bereitsteht. 

Kontakt und Inhaltliche Verantwortung

Fragen zum VEA-Preisindex beantwortet Ihnen gern Herr GF Christian Otto (E-Mail: cotto@vea.de). Für die Inhalte des vorstehenden VEA-Preisindex ist ausschließlich der VEA verantwortlich. 

Referentenentwurf mit neuen Regelungen für Ladeinfrastruktur bei Gebäuden

Das Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG)

Der Ausbau der Ladeinfrastruktur stellt eines der durch die EU vorgegebenen Ziele für die EU-Mitgliedstaaten dar. Er ist verankert in der Gebäuderichtlinie EU 2018/844 (vgl. Art. 8 Abs. 2 bis 6). Die dortigen Vorgaben zur Errichtung von Ladeinfrastruktur bei Neubauten (inkl. größere Renovierungen) sowie später auch bei Bestandsbauten muss der deutsche Gesetzgeber bis zum 10. März 2020 in nationales Recht umsetzen.

Nachdem dieses Zeitfenster langsam eng wurde, hat die Bundesregierung am 30. Januar 2020 einen Referentenentwurf für ein „Gesetzes zum Aufbau einer gebäudeintegrierten Lade- und Leitungsinfrastruktur für die Elektromobilität“, kurz Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz („GEIG“), vorgelegt. Die EU-Vorgaben zur Elektromobilität sollen damit 1:1 in das deutsche Recht umgesetzt werden.

Im Wesentlichen sieht der Referentenentwurf die folgenden Regelungen vor:

  • Neubau und Renovierungen von Wohngebäuden mit mehr als zehn Stellplätzen (innerhalb des Gebäudes oder angrenzend): Für jeden Stellplatz muss Leitungsinfrastruktur für Ladeeinrichtungen vorgesehen sein, vgl. §§ 6, 10 GEIG-Entwurf.
  • Neubau und Renovierungen von Nichtwohngebäuden mit mehr als zehn Stellplätzen: Es muss mindestens ein Ladepunkt sowie für mindestens jeden fünften Stellplatz Leitungsinfrastruktur für Ladeeinrichtungen vorgesehen werden, vgl. §§ 7, 11 GEIG-Entwurf.
  • Nichtwohngebäude – unabhängig von Neubau oder Renovierung – mit mehr als zwanzig Stellplätzen: Nach § 12 GEIG-Entwurf hat der Eigentümer dafür zu sorgen, dass bei solchen Nichtwohngebäuden nach dem 1. Januar 2025 ein Ladepunkt verfügbar ist.

Ausnahmen sind u.a. für Gebäude vorgesehen, die sich im Eigentum von kleinen und mittelständischen Unternehmen befinden und von ihnen genutzt werden sowie für Bestandsgebäude, wenn die Kosten für die Lade- und Leitungsinfrastruktur 7 % der Gesamtkosten einer größeren Renovierung überschreiten. 

Messstellenbetreiber darf Ankündigungsfrist für Zählerwechsel nicht abkürzen

Gericht urteilt, dass die dreimonatige Vorankündigungsfrist einzuhalten ist

Am 31. Januar 2020 hat das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) den Startschuss für den Rollout intelligenter Messsysteme gegeben. Mit seiner Markterklärung hat das BSI festgestellt, dass die technische Möglichkeit für den Einbau von Smart Metern besteht (RGC berichtete). 
Die Pflicht zur stufenweisen Umrüstung der Messstellen von herkömmlichen Zählern hin zu intelligenten Systemen wurde bereits mit dem Messstellenbetriebsgesetz (kurz: MsbG) im Jahr 2016 festgelegt. Das MsbG sieht u.a. vor, dass von einer Umrüstung betroffene Anschlussnutzer mindestens drei Monate im Voraus über den Austausch der Messgeräte informiert werden müssen.
Ein Messstellenbetreiber hatte entgegen dieser Vorgabe die Ankündigung aber nur rund zwei Wochen für der Umrüstung gemacht. Dagegen hatten sich Verbraucher gewehrt. Nach Ansicht des Landgerichts Dortmund (Az.: 25 O 282/18) überrumpele diese kurze Ankündigungsfrist die betroffenen Anschlussnutzer. Das Gericht hatte daher entschieden, dass der Messstellenbetreiber eine zu kurze Frist gesetzt habe und dass die dreimonatige Frist des MsbG einzuhalten sei.
Das Urteil ist im Falle eines Verbrauchers ergangen, der die Verbraucherzentrale eingeschaltet hatte. In seiner Entscheidung hatte das Gericht aber auch darauf abgestellt, dass es dem von der Umrüstung betroffenen Anschlussnutzer möglich sein muss, sich über den Rollout und einen etwaigen Wechsel des Messstellenbetreibers zu informieren. Diese Interessenlage kann auch bei gewerblichen Letztverbrauchern vorliegen, so dass einiges dafür spricht, dass auch für diese die Dreimonatsfrist einzuhalten ist. Offen ist, wie die Gerichte einen Verstoß gegen die Veröffentlichungspflicht gemäß § 37 MsbG bewerten würden. Danach müssen grundzuständige Messstellenbetreiber spätestens sechs Monate vor dem Beginn des Rollouts Informationen über den Rollout, Leistungen und Kosten veröffentlichen.

Kaum Verschärfungen für Bestandsanlagen im Regierungsentwurf zur Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes

Die mit dem Kohleausstiegsgesetz geplanten Änderungen zur Förderung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sehen bisher nahezu keine Veränderungen der Fördergrundsätze für Bestandsanlagen vor.

Die Bundesregierung hat am 29.01.2020 den Entwurf für das Gesetz zum Kohleausstieg beschlossen. Im Zuge dessen soll auch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) geändert werden. Dabei hat die Bundesregierung für das KWKG die Vorschläge des Bundeswirtschaftsministeriums wie

  • die Einführung bestimmter neuer Boni (für innovative erneuerbare Wärme, für elektrische Wärmeerzeuger, Kohleersatzbonus und Südbonus),
  • die Verschärfung der Fördervoraussetzungen in Zeiten negativer Strompreise und
  • eine Begrenzung der jährlich geförderten Strommengen auf 3.500 Vollbenutzungsstunden (für Neuanlagen)

aus dem ersten Referentenwurf (RGC berichtete) wesentlich übernommen.

Mit der Begrenzung der KWK-Förderung auf 3.500 Vollbenutzungsstunden werden neue KWK-Anlagen künftig eine gestreckte Förderdauer haben, weil zwar die Gesamtzahl der förderfähigen Vollbenutzungsstunden bleiben, aber eine kalenderjährliche Begrenzung der geförderten Betriebszeit kommen soll. Die gute Nachricht für Bestandsanlagenbetreiber ist, dass alle KWK-Anlagen und Wärmenetze, die bis zum 31.12.2019 in Dauerbetrieb genommen wurden, von dieser Neuregelung ausgenommen werden. Sie bekommen eine neue Übergangsregelung (§ 35 Absatz 17 KWKG-Entwurf), mit einer Fortgeltung der bisherigen Regelungen. 

Auch die heutigen Übergangsregelungen für KWK-Anlagen, die eine Anwendung des bis 31.12.2016 geltenden KWKG ermöglichen, sollen nicht verändert werden. § 35 KWKG mit den darin enthaltenen Fortgeltungen der alten Regelungen für Zuschlagszahlungen, Ausnahmen von Direktvermarktungspflichten und Förderung bei Eigenverbrauch bleibt erhalten.

Die Bundesregierung plant ein Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens bis zur Jahresmitte. Wir werden das Gesetzgebungsverfahren weiterhin für Sie beobachten und hier über Neuigkeiten informieren.

Brandenburgisches OLG: Zum Ersatz entgangener Einspeisevergütung bei Netzausbaumaßnahmen

Urteil vom 30. Juli 2019, Az.: 6 U 27/18

In dem vorstehenden Rechtsstreit zwischen der Betreiberin einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage) und einem Netzbetreiber hat das Brandenburgische OLG entschieden, dass Betreibern von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien keine Entschädigungsansprüche im Falle der Unterbrechung der Einspeisung zum Zwecke des Netzausbaus zustehen.

Relevanz: Das Urteil ist relevant für Unternehmen, die Strom aus erneuerbaren Energien erzeugen und diesen gegen eine Vergütung in das öffentliche Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen.

Hintergrund: Die Klägerin erhält für den in das Netz der Beklagten eingespeisten Strom eine Vergütung nach EEG 2009 (Direktvermarktung). Im vorliegenden Rechtsstreit hatte sie von der Beklagten den Ersatz von Einspeisevergütungen gefordert, die ihr aufgrund von Abschaltungen ihrer Anlage wegen Umbauarbeiten an dem von der Beklagten betriebenen Netz entgangen war. Im Zuge der Umbauarbeiten mussten die PV-Anlagen innerhalb von 2 Jahren 116 Mal abgeschaltet werden. Dies hatte zur Folge, dass während einer Gesamtdauer von ca. 1.000 Stunden kein Strom in das Netz der Beklagten eingespeist wurde. Für diesen Zeitraum verlangte die Klägerin Ersatz der entgangenen Vergütung in Höhe von rund 2 Mio. €.

Hierzu hat sich die Klägerin u.a. auf die Regelungen über den Ausgleich von Härtefällen bei Einspeisemanagementmaßnahmen (§§ 11, 12 EEG 2012) berufen. So vertrat sie die Ansicht, die PV-Anlagen seien im Zusammenhang mit Einspeisemanagement-Maßnahmen im Sinne des § 11 EEG 2012 abgeregelt worden. Ein Netzengpass – wie ihn der § 11 fordert – sei auch bei einer netzausbaubedingten Unmöglichkeit der Einspeisung anzunehmen.

Das OLG hat die Klage abgewiesen und klargestellt, dass ein zur Entschädigung nach § 12 Abs. 1 Satz 1 EEG 2012 verpflichtender Netzengpass nur dann vorliegt, wenn die Netzkapazität aufgrund einer zeitweisen hohen Einspeisung aus bestehenden Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder Kraft-Wärme-Kopplung erschöpft ist. Maßgeblich ist dabei, dass die Drosselung im Wege des Einspeisemanagements gerade zum Zweck der Überbrückung einer zeitweilig hohen Einspeisung vorgenommen wird. Eine Unterbrechung der Einspeisung zum Zwecke des Netzausbaus stellt eine solche Maßnahme des Einspeisemanagements nicht dar.

Energiemanagementsysteme in der Praxis: Vom Energieaudit zum ISO 50001-Managementsystem

Umweltbundesamt veröffentlicht Leitfaden für Unternehmen und Organisationen

Das Umweltbundesamt hat seinen aus 2012 stammenden Leitfaden „Energiemanagementsysteme in der Praxis: Vom Energieaudit zum ISO 50001-Managementsystem“ neu aufgelegt. Anlass für die Neuauflage gab u.a. die in 2018 erfolgte Novellierung der DIN EN ISO 50001. Den Leitfaden mit aktuellem Stand aus Dezember 2019 können Sie hier abrufen. 

Adressaten des Leitfadens sind jene Unternehmen, die vor der Entscheidung stehen, ein zertifiziertes Energiemanagementsystem oder ein Umweltmanagementsystem an Stelle oder aufbauend auf der Durchführung eines Wiederholungsaudits nach § 8 EDL-G (DIN EN 16247-1) einzuführen. Zur Durchführung des Audits nach § 8 EDL-G sind in Deutschland immerhin 50.000 Unternehmen verpflichtet. Der Leitfaden ist aber auch für Unternehmen ohne vorangegangenes Energieaudit geeignet, die direkt in das Energiemanagement einsteigen möchten.

Inhaltlich führt der Leitfaden chronologisch von der Durchführung eines Energieaudits über die Einführung eines Energiemanagements bis hin zur Durchführung von Maßnahmen und der Zertifizierung des Managementsystems. Hierbei verdeutlicht das Umweltbundesamt mehrfach, dass die Dokumentation in einem Energiemanagementsystem eine ganz zentrale Rolle spielt. So müssen Unternehmen nach ISO 50001 die eigene Energiepolitik, d.h. die übergeordneten Ziele des Energiemanagementsystems sowie die Ergebnisse der Bewertung der Einhaltung der relevanten rechtlichen Anforderungen schriftlich dokumentieren.

Unterstützung hierbei können nach Ausführungen des Umweltbundesamtes sog. Rechtskataster bieten, die alle für ein Unternehmen relevanten Gesetze, Verordnungen sowie weitere Verpflichtungen bereithalten und ggf. aufbereiten. Hierdurch werden die systematische Identifikation, Analyse und Bewertung von Anforderungen sowie die Beurteilung der Rechtskonformität erleichtert. Insoweit beugt ein Rechtskataster auch dem Risiko, nicht alle rechtlichen Anforderungen einzuhalten oder weiteren (ggf. branchenspezifischen) Abkommen nicht nachzukommen, vor.

Einen perfekten Überblick über die rechtlichen Anforderungen im Energie- und Umweltrecht erhalten Sie bei unserem „Planspiel zum Energie- und Umweltrecht im Unternehmen für Einsteiger“ am 28./29. April 2020.

Das passende Instrument für Ihr Compliance-Management im Hinblick auf eine ISO-Zertifizierung in den Bereichen Energie, Umwelt und Arbeit ist die von vielen unserer Mandanten genutzte RGC Manager Web-Software.

FG Düsseldorf: Zur Energiesteuerentlastung bei der Herstellung eines Asphaltmischguts

Urteil vom 4. September 2019, Az. 4 K 450/19 VE

In dem vorstehenden finanzgerichtlichen Verfahren eines Unternehmens, das Asphaltmischgut herstellt, hat das FG Düsseldorf entschieden, dass es sich bei einem Asphaltmischgut um eine Ware aus Asphalt i.S. des § 51 Abs. 1 Nr. 1a EnergieStG handeln kann.  

Relevanz: Das Urteil ist für Unternehmen relevant, welche Asphaltmischgut herstellen und eine Energiesteuerentlastung nach § 51 Abs. 1 Nr. 1a EnergieStG bzw. eine andere sich darauf beziehende Energiesteuerbegünstigung in Anspruch nehmen.

Hintergrund: Die Klägerin betreibt ein Asphaltmischwerk (Mineralmischung mit bis zu 30 % Asphaltgranulat) und besaß eine Erlaubnis, Kohle als Heizstoff steuerfrei für die Herstellung von Asphalt zu verwenden. Das beklagte Hauptzollamt widerrief die Erlaubnis mit der Begründung, die Klägerin stelle Asphalt und keine Ware aus Asphalt her, was kein begünstigter Prozess i.S.d. § 51 Abs. 1 Nr. 1a EnergieStG darstelle. Die Klägerin wendete sich im Klageverfahren gegen den Widerruf der Erlaubnis.

Das FG Düsseldorf gab der Klage statt. Nicht nur der Wortlaut, sondern auch die Entstehungsgeschichte des § 51 Abs. 1 Nr. 1a EnergieStG sprächen dafür, dass Asphaltmischgut eine Ware aus Asphalt sein könne. Die in 2018 vorgenommene Gesetzesänderung von „Asphalt“ zu „Waren aus Asphalt“ habe laut der Gesetzesbegründung lediglich klarstellende Wirkung. Auch die NACE Rev. 1.1, welche u.a. bei der Auslegung des § 51 Abs. 1 Nr. 1a EnergieStG heranzuziehen sei, führe zu keinem anderen Ergebnis. Die Herstellung von Asphaltmischgut könne als nach der Gesetzesbegründung begünstigte Herstellung sonstiger Erzeugnisse aus nichtmetallischen Mineralien i.S.d. NACE-Unterklasse 26.82 angesehen werden.

Gegen das Urteil des FG Düsseldorf wurde Revision eingelegt.