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.

Neues zu Wasserstoffnetzen im EnWG

Im EnWG wurden eine Reihe von Neuregelungen u.a. zur Regulierung von Wasserstoffnetzen geschaffen, die wir nachfolgend kurz vorstellen möchten

In seiner letzten Sitzung vor der Sommerpause am 24. Juni 2021 hat der Bundestag das Gesetzespaket zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im Energiewirtschaftsrecht beschlossen. Die darin vorgesehenen Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sind – neben Änderungen u.a. des EEG und KWKG (RGC berichtete) mit der Veröffentlichung im Bundesgesetzblatt am 27. Juli 2021 in Kraft getreten. 

Im EnWG wird aufgrund der Änderungen ein neues Regime für die Regulierung von Wasserstoffnetzen eingeführt. 

Hierzu wurden zunächst vier neue Definitionen geschaffen: Betreiber von Wasserstoffnetzen (§ 2 Nr. 10b), Betreiber von Wasserstoffspeicheranlagen (§ 2 Nr. 10c), Wasserstoffnetze (§ 2 Nr. 39a) und Wasserstoffspeicheranlagen (§ 2 Nr. 39b). 

Nach dem neuen § 28j EnWG sind die Teile 5, 7 und 8 sowie § 113a bis § 113c des EnWG auf die von den Definitionen erfassten Wasserstoffnetze und -speicher generell anzuwenden. Damit wird künftig u.a. aus Teil 5 auch §§ 46, 48 EnWG zu Konzessionsabgaben für Wasserstoffnetze gelten, die öffentliche Wege nutzen. 

Zudem wird dem EnWG ein neuer Abschnitt 3b „Regulierung von Wasserstoffnetzen“ (§§ 28j-28q EnWG) angefügt. Für diesen Bereich, der insbesondere die Entgelt- und Zugangsregulierung sowie die Entflechtung betrifft, ist es den Unternehmen jedoch freigestellt, ob sie sich der Regulierung unterwerfen wollen (§ 28j EnWG). Dies begründet der Gesetzgeber wie folgt (Gesetzesentwurf, S. 140):

„Da die Regelungen im Abschnitt 3b den Markthochlauf von Wasserstoff nur in dem Maße begleiten sollen, in dem dies unbedingt notwendig ist, wird es den Betreibern von Wasserstoffnetzen im Grundsatz freigestellt, ob sie sich der Regulierung unterwerfen wollen.“

Allerdings macht der Gesetzgeber an dieser Stelle auch deutlich, dass sich dies perspektivisch ändern könnte und eine verpflichtende Wasserstoffnetzregulierung eingeführt werden könnte. 

Die Betreiber von Wasserstoffnetzen können diese zunächst freiwillige Unterwerfung unter die Regulierungsvorschriften hinsichtlich Entflechtung und Zugang durch Erklärung – schriftlich oder elektronisch – gegenüber der BNetzA erreichen. Diese Erklärung ist unwiderruflich und gilt ab dem Zeitpunkt der Wirksamkeit unbefristet für alle Wasserstoffnetze des erklärenden Betreibers.

Hat sich ein Betreiber eines Wasserstoffnetzes dafür entschieden, sich der Regulierung für Wasserstoffnetze zu unterwerfen, so gelten für ihn weitreichende Pflichten: u.a. (vertikale, gesellschaftsrechtliche) Entflechtungsvorgaben (§ 28l EnWG), die Pflicht, verhandelten, diskriminierungsfreien und transparenten Netzzugang zu gewähren (§ 28m EnWG) und die Pflicht, ihre Entgelte auf Grundlage einer kostenbasierten Bedarfsprüfung genehmigen zu lassen (§§ 28n, 28o EnWG).

Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes, EEG und KWG sind in Kraft getreten (Teil 1: EEG/KWKG)

In seiner letzten Sitzung vor der Sommerpause hatte der Bundestag das Gesetzespaket zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im Energiewirtschaftsrecht beschlossen – die neuen Regelungen sind gestern in Kraft getreten.

Die Bundesregierung hatte im Mai die nächste „Mini-Novelle“ des EEG und KWKG geplant insbesondere zur Senkung der EEG-Umlage, dem weiteren Ausbau von Erneuerbaren Energien und im KWKG die Anpassung an die neuen redispatch-Regelungen des EnWG (RGC berichtete hier und hier). Diese Änderungen hat der Bundestag beschlossen und kurzfristig weitere Änderungen aufgenommen.

Das EEG 2021 ändert sich für Unternehmen in diesen weiteren relevanten Eckpunkten:

  • Der Unternehmensbegriff in der Besonderen Ausgleichsregelung für die Herstellung von Wasserstoff in stromkostenintensiven Unternehmen wird auf „Sonstige Rechtsträger“ erweitert und bezieht damit Projektgesellschaften und Joint Ventures ein.
  • Grüner Wasserstoff muss für die Inanspruchnahme der EEG-Umlagebefreiung nicht mehr von einem Unternehmen hergestellt werden, damit können auch Einrichtungen ohne Gewinnerzielungsabsicht die Privilegierung erlangen (§ 69b Abs. 1 EEG 2021).
  • Neue Regelungen für Speicher sollen eine Doppelbelastung mit der EEG-Umlage verhindern. Es wird klargestellt, dass die Saldierungsperiode das Kalenderjahr ist. Zudem wird die Verrechnung von Messwerten unter bestimmten Voraussetzungen zulässig. Erleichterungen gibt es mit der zulässigen Anwendung der gewillkürten Vorrang- oder Nachrangregelung für den Betreiber eines Stromspeichers, den er zusammen mit einer Solaranlage betreibt.
  • Die Kompetenzen der Clearingstelle EEG/KWKG sind neu gefasst. So gibt es künftig keine Hinweis- und Empfehlungsverfahren mehr im Bereich der EEG-Umlage (§§ 61 bis 61l EEG 2021), da für diese Bereiche die zuständige Bundesnetzagentur Leitfäden und Hinweispapiere veröffentlicht. Von dieser Änderung unberührt bleiben aber die in der Vergangenheit veröffentlichten Verfahrensergebnisse der Clearingstelle EEG/KWKG zu EEG-Umlagepflichten; diese Ergebnisse bleiben maßgeblich

Einige der Neuregelungen des EEG 2021 bedürfen bis zu ihrer Anwendung erneut der beihilferechtlichen Genehmigung der EU-Kommission (§ 105 EEG 2021).

Im KWKG 2020 sind die Kompetenzen der Clearingstelle EEG/KWKG entsprechend der Neuregelung im EEG 2021 angepasst worden.

Covid-bedingt mussten Absolventenfeiern weltweit in neuem Format erfolgen.

Covid-bedingt mussten Absolventenfeiern weltweit in neuem Format erfolgen. Endlich hält nun auch unsere RGC-Kollegin ihre Masterurkunde in den Händen.

Als unsere Kollegin Michelle Hoyer im Februar letzten Jahres ihr Masterstudium an der University of Cape Town (UCT) antrat, erwartete sie noch, ihr Zeugnis etwa ein Jahr später in einer schön geschmückten Halle auf dem pompösen Campus der Universität entgegen zu nehmen; gekleidet in Talar und Barett. Statt das Barett, ganz wie man es aus Hollywood-Filmen kennt, freudig mit anderen Absolventen in die Luft zu werfen, hieß es aufgrund des Lockdowns in Südafrika, wie in den meisten Ländern weltweit: die Absolventenfeier wird verschoben. 

Da sich der Lockdown-Status nicht besserte und man den Absolventen ihre mit Spannung erwartete Graduation, wie die Absolventenfeier auf Englisch heißt, nicht ganz nehmen wollte, entschied die Universität, die Graduation ausschließlich online stattfinden zu lassen. 

Also wurde die Graduation im Vorfeld aufgezeichnet und am großen Tag dann über YouTube ausgestrahlt. Neben den voraufgezeichneten Reden gab es ein wundervolles kulturelles Programm zu sehen, beispielsweise wurde mit harmonischen Klängen einer afrikanischen Band – aufgezeichnet am Strand Kapstadts – die Zeremonie eingeleitet.  

Die eigentliche Urkunde wurde deshalb zwar nicht während der Zeremonie auf der Bühne überreicht, konnte von den Absolventen aber wenige Tage nach der online-Graduation vom Postboten entgegen genommen werden. Und so kommt es, dass unsere Kollegin Michelle Hoyer ihr Masterzeugnis nun voll stolz – zwar nicht auf dem Campus der Universität, aber dennoch mit dem Tafelberg im Hintergrund – präsentieren und diesen wertvollen Moment mit uns teilen kann. 

Wir gratulieren allen Absolventen des Jahrgangs 2020/2021 und wünschen allen zukünftigen Absolventen wieder eine Graduation, die in Talar und Barett auf dem Campus gefeiert werden kann. 

VEA-Preisindex vom 26.07.2021

Leichte Entspannung im Großhandel –
Preise weiterhin auf sehr hohem Niveau. 

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

Preistrend
In den vergangenen 14 Tagen haben die Preise sowohl beim Strom als auch beim Gas leicht nachgegeben. Nach wie vor sind die Preise aber auf einem derart hohen Niveau, dass sich alle Unternehmen auf deutliche Preissteigerungen bei einem Neuabschluss eines Lieferangebots für das kommende Kalenderjahr einstellen müssen.
Die hohen Preise für Kohle, Rohöl und Gas treiben weiterhin die Strompreise nach oben. Eine deutliche Entspannung durch die Einigung bei Nord Stream 2 und der damit verbundenen Erwartung, dass mehr Gas aus Russland nach Westeuropa kommt, ist nicht zu beobachten. Dies ist auch nicht weiter verwunderlich, kommt doch kaum LNG nach Westeuropa, wenn in Asien mit 40 €/MWh immer noch 5 €/MWh mehr für Gas gezahlt wird als hierzulande. Aktuell müssen deutsche Unternehmen für Gas für den Lieferzeitraum August 2021 bis März 2022 rund 35 € /MWh entrichten.

Aus diesem Grund ist die Beschaffung über den Spotmarkt derzeit mit extrem hohen Kosten verbunden. Trotzdem werben einige Lieferanten auch aktuell mit einer sehr kurzfristigen Beschaffungsstrategie. Diese Unternehmen zeigen den Kunden die in 2020 erzielten Beschaffungskonditionen, die aber wesentlich durch die Coronapandemie auf einen historischen Tiefstand gefallen sind. Dieser Effekt ist vorbei; aktuell werden die Energiepreise durch die wirtschaftliche Erholung insbesondere im asiatischen Raum getrieben Wenn Sie sich aktuell mit dem Gedanken tragen, neue Lieferverträge abzuschließen, nehmen Sie unbedingt Kontakt mit Ihrem VEA-Berater auf und besprechen das Für und Wider unterschiedlicher Beschaffungsstrategien.

Strompreisentwicklung

Aktuell wird das Baseprodukt 2022 bei etwa 70,40 €/MWh und das Peakprodukt 2022 bei 82,30 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet einen Preisrückgang beim Base um 2,60 €/MWh und beim Peak um 2,30 €/MWh in den letzten zwei Wochen. Base 2023 kostet derzeit 62,20 €/MWh und Base 2024 liegt bei 58,20 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das Base 2023 um rund 1,70 €/MWh und das Base 2024 um rund 2,30 €/MWh verbilligt

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2022 liegt im Großhandel aktuell bei rund 25,60 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 1,20 €/MWh gefallen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2022 bei rund 14,50 €/MWh gehandelt, also 11,10 €/MWh günstiger als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2023 rund 19,90 €/MWh (Preisrückgang um rund 0,20 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2024 rund 17,70 €/MWh (0,80 €/MWh günstiger im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen).

VEA Newsletter vom 26.07.2021
Die Preisentwicklungen für Öl, Kohle und CO2-Zertifikate 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.

Neues aus dem Immissionsschutzrecht: Welche Änderungen stehen an?

Am 26.05.2021 wurde ein Artikelgesetz beschlossen, das Änderungen am BImSchG vorsieht, durch die Genehmigungsverfahren insbesondere für Windenergie- und Wasserkraftanlagen vereinfacht werden sollen. Wir stellen diese kurz vor:

Das „Gesetz zur Umsetzung von Vorgaben der Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11.12.2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (Neufassung) für Zulassungsverfahren nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz, dem Wasserhaushaltsgesetz und dem Bundeswasserstraßengesetz“ (Gesetzentwurf der BReg. BR-Drs. 25/21; Beschlussempfehlung und Bericht BT-Drs. 19/30954; Gesetzesbeschluss des BT BR-Drs. 574/21) sieht vor allem Änderungen in den Verfahren nach dem BImSchG vor. 

Im Wesentlichen sind folgende Änderungen geplant: 

  • Künftig werden Behörden nach Ablauf eines Monats in BImSchG-Verfahren präkludiert, wenn diese sich nicht äußern, d.h. es wird vermutet, dass diese sich nicht äußern wollen, vgl. § 10 Abs. 5 Satz 2 und 3 BImSchG n. F.
  • Bei Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Energien-Anlagen EE-Anlage (im Sinne der RL 2018/2001) werden auf Antrag des Vorhabenträgers Genehmigungsverfahren sowie alle anderen Zulassungsverfahren, die für die Durchführung des Vorhabens nach Bundes- oder Landesrecht erforderlich sind, künftig von einer einheitlichen Stelle organisiert, vgl. § 10 Abs. 5a BImSchG n. F.
  • Es werden neue, erleichterte Genehmigungsanforderungen für das Repowering von EE-Anlagen geregelt. Neue Anforderungen dürfen bei Repowering nur aufgestellt werden, wenn diese erhebliche nachteilige Auswirkungen im Vergleich zum bisherigen Zustand haben; der Prüfungsmaßstab ist also verkürzt und damit projektfreundlicher, vgl. § 16b BImSchG n.F.
  • Für die Errichtung, Änderung/Modernisierung von Wasserkraftanlagen (ausgenommen Pumpspeicher) gibt es ebenfalls ein einheitliches Verfahren, sofern diese sich außerhalb des Bergrechts bewegen, § 11a WHG n.F.; nach dem neuen Abs. 5 WHG der Vorschrift muss die Behörde innerhalb eines Jahres entscheiden, wenn es sich um kleinere Anlagen handelt (z.B. mit einer Stromerzeugungskapazität von weniger als 150 kW), sonst innerhalb von zwei Jahren.

Es ist vorgesehen, dass die neuen Regelungen am Tag nach der Verkündung in Kraft treten. Bei Verfahren, die vor dem Inkrafttreten eingeleitet worden sind, gilt bei wasserrechtlichen Verfahren das alte Recht fort (vgl.§ 108 WHG), bei Verfahren nach BImSchG ist keine Übergangsregelung vorgesehen. 

Kunden sind gegenüber ihrem Energielieferanten zur Mitteilung geänderter Zählpunktbezeichnungen verpflichtet

Das Versäumnis der Mitteilung einer geänderten Zählpunktbezeichnung kann teuer werden.

Selbst gewerblichen Kunden ist oft nicht ohne Weiteres geläufig, dass zur Identifizierung und Anmeldung von Entnahmestellen die Zählpunktbezeichnung (Marktlokations-ID) von hoher Bedeutung ist. Fakt ist aber, dass die Änderung der Zählpunktbezeichnung dem Energielieferanten unbedingt mitgeteilt werden sollte. Andernfalls kann dies teure Konsequenzen haben. 

So entschied kürzlich das LG Osnabrück (5 O 1038/20), dass ein belieferter Kunde sich schadensersatzpflichtig macht, wenn er es unterlässt, dem Energielieferanten die Änderung der Zählpunktbezeichnung mitzuteilen. Dies setzt jedoch voraus, dass der zugrundeliegende Energieliefervertrag den Kunden verpflichtet, den gesamten Strombedarf über den Energielieferanten zu decken. 

Der Stromlieferant machte Zahlungsansprüche aus dem Stromlieferungsvertrag und hilfsweise Schadensersatzansprüche geltend. Der Stromliefervertrag enthielt eine Regelung die vorsah, dass der Kunde den gesamten Strombedarf über den Stromlieferanten deckt. Während der Laufzeit des Liefervertrages beantragte der Kunde eine Verstärkung des Netzanschlusses, woraufhin er eine neue Entnahmestelle und eine neue Zählpunktbezeichnung erhielt. Der Kunde versäumte jedoch, die neue Zählpunktbezeichnung dem Stromlieferanten mitzuteilen, sodass dieser den Kunden an dem neuen Anschluss nicht beliefern konnte. Dies führte dazu, dass der Kunde für drei Monate von einem anderen Energielieferanten ersatzversorgt wurde. 

Nach der Entscheidung des LG Osnabrück ist der Kunde – zusätzlich zu den im Vergleich hohen Ersatzversorgungskosten -, zur Zahlung von Schadensersatz aufgrund entgangenen Gewinns des Stromlieferanten verpflichtet. Es sei eine Leistungspflicht des Kunden gewesen, an der benannten Lieferstelle den gesamten elektrischen Bedarf von demselben Lieferanten zu beziehen. 

Ein Zahlungsanspruch aus dem Stromlieferungsvertrag lehnte das Gericht hingegen ab, da der Kunde in diesem Zeitraum gerade nicht von dem Stromlieferanten beliefert wurde. Denn der Vergütungsanspruch nach der vertraglichen Vereinbarung sei von der tatsächlich bezogenen Strommenge abhängig. 

Das Urteil macht deutlich, dass es allein in der Verantwortungssphäre des Kunden liegt, sicherzustellen, dass sein Energielieferant rechtzeitig über eine neue Zählpunktbezeichnung informiert wird. Um unnötige Kosten zu vermeiden, sollte dies von den Kunden stets berücksichtigt werden. 

BAFA veröffentlicht Hinweisblatt für Eigenversorger, die aufgrund ihrer Branchenzugehörigkeit nicht unter den Claw-Back-Mechanismus fallen.

Das Hinweisblatt gilt für Eigenversorger, die neue KWK-Anlagen in einer Größenordnung zwischen 1 und 10 MW zur Eigenversorger betreiben und einer Branche nach Liste 1 der Anlage 4 des EEG angehören.

Seit dem Jahreswechsel ist der sog. Claw-Back-Mechanismus für Eigenversorger aus neuen KWK-Anlagen mit einer Leistung zwischen 1 und 10 MW nach § 61c Abs. 2 EEG wieder aufgelebt – und zwar mit Rückwirkung. Für betroffene Anlagenbetreiber bedeutet das eine (rückwirkende) EEG-Umlagebelastung ihres Eigenstroms von bislang 40 % auf bis zu 100 % (RGC berichtete).

Für Unternehmen, die einer Branche nach Liste 1 der Anlage 4 des EEG angehören, ist in § 61c Abs. 3 EEG jedoch eine Ausnahme vom Claw-Back-Mechanismus vorgesehen. Für diese Unternehmen ist das Hinweisblatt des BAFA vom Frühjahr diesen Jahres von Bedeutung, dass Sie hier finden. In dem Hinweisblatt gibt es Infos dazu, wie die Branchenzugehörigkeit vom BAFA festgestellt wird:

  • Voraussetzung hierfür ist zunächst ein Antrag beim BAFA, für den u.a. die Einstufung der statistischen Landesämter zu einer WZ-Klasse maßgeblich ist. Zu dem Antrag geht es hier.
  • Auf der Basis des Antrages prüft das BAFA die Branchenzugehörigkeit und stellt hierzu einen Feststellungsbescheid aus. Dem BAFA steht insoweit ein eigenes Prüfungsrecht zu.
  • Wenn einmal ein Feststellungsbescheid ergangen ist, müssen Unternehmen am Ball bleiben und dem BAFA Änderungen, die die Zuordnung zu einer Branche beeinflussen können, unverzüglich anzeigen. In so einem Fall wiederholt das BAFA seine Prüfung.

„Fit for 55-Paket“ vorgestellt – Neuer Emissionshandel, CO2-neutrale Kraftfahrzeuge u. v. m.

Endlich ist es soweit: Das mit Spannung erwartete „Fit for 55-Paket“ wurde am Mittwoch von der EU-Kommission vorgelegt.

Mit dem „Fit for 55- Paket“ soll Europa dem von Ursula von der Leyen angekündigten „Mann auf dem Mond-Moment“ Europas näherkommen. Erreicht werden soll bis 2030 eine Reduktion der Treibhausgasemissionen um 55 Prozent gegenüber 1990. Das Programm sieht eine Reihe von neuen und verschärften Regelungen vor, die zur Dekarbonisierung Europas beitragen sollen.

Laut EU-Klimagesetz, welches im Juni dieses Jahres beschlossen wurde, soll Europa seine Treibhausgasemissionen bis 2030 um 55 Prozent netto mindern und bis 2050 treibhausgasneutral sein (wir berichteten). Um das 55-Prozent-Ziel für 2030 zu erreichen, werden im Rahmen des „European Green Deal“ bis Ende 2022 insgesamt 54 Gesetze und Verordnungen der EU überarbeitet. Ein Teil des Green Deals ist das „Fit-for-55-Paket“, mit dem zunächst einmal acht Gesetze verschärft und vier neue beschlossen werden sollen. Darunter sind die EU-Emissionshandelsrichtlinie, die EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie sowie die Verordnung zum CO2-Grenzausgleichsmechanismus (Carbon Border Adjustment Mechanism – CBAM).

Großes hat die Kommission insbesondere mit dem europaweiten Emissionshandel vor. Der Emissionshandel hat sich bislang als sehr effektiv zur Einsparung von CO2 erwiesen. Deshalb sollen die CO2-Reduktionsziele nun entsprechend angepasst werden: Mithilfe einer Reform des Treibhausgas-Emissionshandelssystems sollen bis 2030 61 Prozent CO2 im Vergleich zu 2005 eingespart werden. Bislang wurden etwa 20 Prozent weniger angestrebt. Hierzu soll die Menge an Zertifikaten, die jedes Jahr automatisch gelöscht werden (linearer Reduktionsfaktor), erhöht werden. Der lineare Reduktionsfaktor soll von derzeit 2,2 Prozent auf 4,2 Prozent steigen. Zudem soll es ein Jahr nach Inkrafttreten der neuen ETS-Richtlinie eine einmalige Reduktion der Zertifikate geben, mit der erreicht werden soll, dass nur noch so viele Zertifikate auf dem Markt sind, als wäre der neue lineare Reduktionsfaktor von 4,2 Prozent schon 2021 angewandt worden. Experten schätzen, dass die Preise für eine Tonne CO2 von derzeit 55 Euro auf weit über 80 Euro steigen dürften. Zudem sollen von 2026 bis 2035 freie Emissionszertifikate reduziert werden. Die maximale jährliche Senkungsrate (Benchmark) soll von heute 1,6 Prozent auf 2,5 Prozent erhöht werden. Spätestens 2036 soll Schluss mit kostenfreien Zertifikaten sein. Sektoren, die dem CO2-Grenzausgleichssystem (CBAM) unterliegen, sollen höchstens noch bis 2025 kostenfreie Zertifikate erhalten.

Ein zweites Emissionshandelssystem soll nach den Plänen der EU-Kommission für die Sektoren Gebäude und Verkehr geschaffen werden. Die Sektoren verursachen etwa 35 Prozent und 22 Prozent der Treibhausgase in der EU. Bis 2030 soll eine Emissionsminderung von insgesamt 43 Prozent im Vergleich zu 2005 erreicht werden. Die Pflicht zum Kauf der Emissionszertifikate soll für Inverkehrbringer von Kraft- und Heizstoffen ab 2026 gelten. Freie Zertifikate soll es nicht geben. Heiz- und Spritkosten werden demnach in absehbarer Zeit steigen, da die höheren Abgaben auf die Konsumenten abgewälzt werden dürften. Ziel ist es, durch den Preisanstieg Anreize für einen Wechsel hin zu klimaneutralen Pkws und Heizungen zu schaffen. Ob dieser Vorschlag auch im EU-Parlament und im Rat der Mitgliedstaaten auf Zustimmung stoßen wird, ist sehr fraglich. Der neue Emissionshandel würde sich unmittelbar auf das Portemonnaie der Bürger auswirken, weshalb mit Protesten zu rechnen ist. Mittel- und langfristig soll die Einführung des Emissionshandels für Transport und Gebäude die Kosten für Haushalte laut Kommission aber senken, denn das neue System reduziere die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen.

Die Bürger, Länder und Regionen Europas werden durch den CO2-Preis unterschiedlich stark getroffen, weshalb die Belastungen mithilfe eines Sozialfonds ausgeglichen werden sollen. In diesen sollen 20 Prozent der Einnahmen aus dem neuen Emissionshandel fließen. Die Mittel sollen eingesetzt werden, um ärmeren Haushalten die Renovierung von Gebäuden, die Installation von emissionsfreien Heizsystemen und die Nutzung klimafreundlicher Transportmittel zu ermöglichen. Zudem sollen die steigenden Kraftstoffpreise ausgeglichen werden. Die restlichen 80 Prozent der Einnahmen sollen direkt an die einzelnen Mitgliedstaaten gehen. Die EU-Kommission empfiehlt den Mitgliedstaaten, die Hälfte für die Dekarbonisierung auszugeben und mit der anderen Hälfte niedrigverdienende Haushalte zu unterstützen.

50 Millionen Zertifikate sollen in den Innovationsfonds der EU fließen, um gezielt Geld in die Dekarbonisierung von Gebäuden oder den Ausbau der Ladeinfrastruktur zu investieren. Der Ausbau der Ladeinfrastruktur ist auch dringend notwendig, denn Benzin- und Dieselautos stehen vor dem Aus. Laut Ursula von der Leyen hätten bereits viele Autohersteller aus eigener Initiative erklärt, zwischen 2028 und 2035 auf eine emissionsfreie Produktion umsteigen zu wollen. Dennoch solle im Sinne der Planungssicherheit ein zeitlicher Rahmen vorgegeben werden, bis zu dem alle Autos emissionsfrei sein müssten. Neben der Einführung des Emissionshandels sollen daher die Flottengrenzwerte für Autohersteller verschärft werden. Bislang galt das Ziel, die durchschnittlichen CO2-Emissionen der Neuwagenflotten in der EU bis 2030 um 37,5 Prozent zu senken. Im „Fit-for-55-Paket“ ist nunmehr eine Pflicht zur Verringerung des CO2-Ausstoßes bei Neuwagen bis 2030 um 55 Prozent im Vergleich zu heute vorgesehen. Derzeit darf ein Neuwagen im Durchschnitt nicht mehr als 95 Gramm pro gefahrenen Kilometer ausstoßen. Bis 2035 soll der Ausstoß um 100 Prozent sinken, was letztlich einem Verbot von Neuwagen mit Verbrennungsmotoren gleichkommt. Ein Elektroauto geht schon heute rechnerisch mit 0 Gramm CO2 in die Statistik ein.

Mithilfe der Verordnung über Infrastruktur für alternative Kraftstoffe soll die Wasserstoff- und Ladeinfrastruktur ausgebaut werden. An Schnellstraßen sollen bis 2025 alle 60 Kilometer Ladestationen stehen. Wasserstoff-Tankstellen soll es alle 150 Kilometer geben. Auch die Beimischungsquoten für klimaneutral hergestellte Biokraftstoffe und synthetische Kraftstoffe sollen steigen. Im Gespräch ist ein Anteil von bis zu 38 Prozent. Der Schiffsverkehr soll in Zukunft ebenfalls stärker einbezogen werden. Schiffen, die in EU-Häfen anlegen, soll etwa die Verwendung von klimafreundlicheren Treibstoffen vorgeschrieben werden.

Nach einer dreijährigen Übergangsphase soll es ab 2026 im Rahmen des seit längerem geplanten CO2-Grenzausgleichsmechanismusses (CBAM) eine Abgabepflicht für Unternehmen in Nicht-EU-Ländern geben, die Zement, Düngemittel und Strom oder Produkte aus Eisen, Stahl und Aluminium in die EU importieren. Für jede Tonne Kohlendioxid ist ein Klima-Zertifikat zu erwerben, dessen Preis sich am europäischen Emissionshandel orientiert. Betroffen sind alle Drittstaaten bis auf Island, Norwegen, Liechtenstein und die Schweiz. Beim Export in Drittstaaten sollen Unternehmen aus der EU eine Entlastung bekommen. Um nicht in Konflikt mit den Regeln der Welthandelsorganisation WTO zu geraten, dürfte die EU keine kostenlosen CO2-Zertifikate mehr an die betroffenen Branchen verteilen. Dennoch dürfte das CBAM laut Experten nur schwer mit den Regeln der WTO in Einklang zu bringen sein und könnte die EU-Handelsbeziehungen belasten. Insbesondere in China, Russland, der Türkei, Indien und der Ukraine haben die geplanten Maßnahmen bereits starken Protest ausgelöst.

Auch in Zukunft soll es für die EU-Länder verbindliche Einsparziele für jene Wirtschaftssektoren geben, die nicht vom Emissionshandel erfasst werden. Der Gebäude- und Verkehrssektor soll trotz der Schaffung des neuen Emissionshandelssystems in der sog. Lastenteilung verbleiben. Insgesamt soll bis 2030 eine Emissionsminderung von 40 Prozent, statt wie derzeit noch 30 Prozent im Vergleich zu 2005 erreicht werden. Die CO2-Reduktionslast soll sich weiterhin am Bruttoinlandsprodukt der Mitgliedstaaten orientieren. Deutschland muss seine Emissionseinsparungen demzufolge von derzeit 38 auf 50 Prozent erhöhen. Die neuen Ziele sollen ab 2023 verbindlich werden, wobei eine erneute Anpassung bereits 2025 erfolgen könnte.

Reformiert werden soll auch die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III). Der Ökostromanteil am Energieverbrauch soll von derzeit 19 Prozent auf 40 Prozent steigen. Die Zielvorgabe ist allerdings unverbindlich und gilt für Europa insgesamt, also nicht für die einzelnen Staaten. Staaten, die einen Ökostromanteil von über 40 Prozent erreichen, können sich dies von anderen Staaten, die unter der 40-Prozent-Marke liegen, bezahlen lassen. Die EU-Nachhaltigkeitskriterien für Bioenergie sollen weiter verschärft werden.

Mit einer neuen Energieeffizienz-Richtlinie sollen den Mitgliedstaaten verbindliche jährliche Ziele für die Einsparung von Energie gesetzt werden. Energieeinsparung soll künftig als „eigenständige Energiequelle“ mit hoher Priorität („Energy Efficiency first“) behandelt werden.

Mit der Überarbeitung der Energiesteuerrichtlinie sollen intensive fossile Energieträger ab 2023 höher und grüner Strom sowie strombasierte Kraftstoffe geringer besteuert werden. Vorgesehen ist eine Art „Steuer-Ranking“ von Energieträgern nach Energiegehalt und positiver Umweltleistung. Im Bereich der Luftfahrt sollen zunächst nur innereuropäische Flüge höher besteuert werden. Ob es tatsächlich zu der Einführung einer sog. „Kerosinsteuer“ kommt, ist fraglich, denn der Rat muss die Einführung von Steuern einstimmig beschließen.

In der LULUCF-Verordnung soll geregelt werden, dass bis 2030 europaweit 310 Millionen Tonnen CO2 mithilfe von natürlichen Senken abgebaut werden sollen. Für den Zeitraum von 2026 bis 2030 sollen für die Mitgliedstaaten verbindliche Ziele für den Netto-CO2-Abbau in der Landnutzung und der Forstwirtschaft festgesetzt werden.

Im September 2021 werden die Verhandlungen über die Vorschläge der Kommission beginnen. Bis das EU-Parlament und der Rat der EU zustimmen, wird es vermutlich noch dauern. Letztlich ist ein gemeinsamer Kraftakt aller Mitgliedstaaten und der Gesellschaft notwendig, um Europa bis 2050 klimaneutral zu gestalten.

Frist für Transparenzdatenmeldung der EEG-Umlagebefreiung endet am 31. Juli 2021

Die Bundesnetzagentur führt die jährliche Datenerhebung zum Umfang der EEG-Umlagebefreiung von Letztverbrauchern und Eigenversorgern durch.

Eigenversorger und Letztverbraucher (z.B. Eigenerzeuger), die Strom verbraucht haben, der ihnen nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert wurde, und bei denen die vollständige oder teilweise Umlagebefreiung nach den §§ 61 bis 61g oder 69b EEG bezogen auf das letzte Kalenderjahr 500.000 Euro oder mehr betragen hat, sind gemäß § 74a Abs. 3 EEG verpflichtet, der Bundesnetzagentur (BNetzA) eine Reihe von Daten (sog. Transparenzdaten) zu melden.

Die Meldung der Daten muss bis zum 31. Juli 2021 erfolgen, soweit der für den Eigenversorger bzw. sonstigen Letztverbraucher zuständige Netzbetreiber ein Anschlussnetzbetreiber ist. Für Letztverbraucher und Eigenversorger, deren Netzbetreiber ein Übertragungsnetzbetreiber ist, gilt eine verlängerte Meldefrist bis zum 31. Oktober 2021.

In der wiederkehrenden jährlichen Abfrage müssen neben allgemeinen Angaben zum Unternehmen vor allem Angaben zum Umfang der Umlagebefreiung, zur Gebietseinheit und zum Hauptwirtschaftszweig des privilegierten Unternehmens mitgeteilt werden. Sämtliche Daten beziehen sich auf das Kalenderjahr 2020.

Bei der Meldung ist zwingend der von der BNetzA bereitgestellte Excel-Erhebungsbogen auszufüllen. Hier gelangen Sie direkt zu dem Downloadbereich für dieses Formular mit den Ausfüllhinweisen der BNetzA.

Bitte beachten Sie, dass der Erhebungsbogen zweifach – postalisch und elektronisch – an die BNetzA gesandt werden muss. Weitere Hinweise der BNetzA zum Versand finden Sie auf ihrer Website.

Nach Abschluss der Erhebung werden die Ergebnisse der Abfrage an die Europäische Kommission übermittelt und dort veröffentlicht.

BNetzA untersucht erneut mangelhaften Datenaustausch bei Gasverteilnetzbetreibern

Trotz Zusagen der Netzbetreiber stellt die Behörde weiter erhebliche Defizite fest

Der Austausch von Daten zwischen den Netzbetreibern zur Abwicklung der Netznutzung ist in der „Festlegung in Sachen Bilanzierung Gas“ (kurz GaBi Gas 2.0, Az.: BK7-14-020) geregelt worden. Diese Vorgaben sind für die Netzbetreiber in Deutschland verbindlich.

Ein Bestandteil dieser Festlegung ist die sog. Transparenzliste, die vom jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen geführt wird. Dort werden Netzbetreiber aufgeführt, die bei der Datenmeldung nicht die branchenweiten Kriterien einhalten. Die Transparenzlisten finden Sie hier (NetConnectGermany oder Gaspool)
Für die Abwicklung und den Ausgleich der Bilanzkreise ist der reibungslose Datenaustausch unerlässlich. Lieferanten müssen bei der Abwicklung ihrer Lieferungen daher die strengen Vorgaben zur Datenmeldung an die Netzbetreiber einhalten, andernfalls drohen Strafzahlungen.

Im Hinblick auf die Datenmeldungen unter den Netzbetreibern hat die zuständige Beschlusskammer 7 der BNetzA bereits für das Gaswirtschaftsjahr (GWJ) 2018/2019 die Transparenzlisten ausgewertet und erhebliche Verstöße festgestellt. Gegen rund 100 Netzbetreiber hat sie weitere Untersuchungen durchgeführt. Bußgelder wurden nicht verhängt, weil die betroffenen Netzbetreiber die Verbesserung ihrer Datenmeldungen zusagten. 

 
Nun hat die Beschlusskammer erneut die Einhaltung einer ausreichenden Qualität der Datenübermittlungsverpflichtungen für das GWJ 2019/20 anhand der Transparenzliste vorgenommen und festgestellt, dass im Vergleich mit dem vorherigen GWJ auch im GWJ 2019/20 keine grundlegenden Verbesserungen bei der Qualität des Datenaustauschs von Netzbetreibern eingetreten sind.

So beträgt der Anteil der Netzbetreiber, die mindestens einmal auf der Transparenzliste aufgeführt sind, bis zu drei Viertel aller im Marktgebiet registrierten Netzbetreiber. Marktgebietsübergreifend zeigen wiederum rund 90 Netzbetreiber lang andauernde Einträge, d.h. sie sind mindestens sechs Monate mit mehr als 185 Fehlertagen bei einzelnen bzw. mehreren Zeitreihen in der Transparenzliste aufgeführt. Hierunter befinden sich auch 53 Netzbetreiber, die von der Beschlusskammer bereits für das GWJ 2018/19 angeschrieben worden sind.

Die BNetzA hat weitere Untersuchungen angekündigt.