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Veranstaltungstipp RGC-Fokus: Die Zukunft der stromseitigen Umlagen und ihrer Reduzierungen im Energiefinanzierungsgesetz (online)

Das Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) ist seit Anfang des Jahres 2023 in Kraft und regelt die Zukunft der stromseitigen Umlagen (KWKG- und Offshoreumlage) sowie die Privilegierungen zu diesen Umlagen. Fragen rund um die Neuerungen nach dem EnFG klären wir in der kommenden Woche!

Seit Anfang des Jahres 2023 ist das Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) in Kraft und hält einige Neuerungen bereit!

Kompakt in 1,5 Stunden möchten wir Ihnen am Dienstag, 14. Februar 2023 (Wiederholungstermin) die neuen Regelungen zu stromseitigen Umlagen und ihre Reduzierungen erläutern. Wir klären mit einer Vielzahl an Praxistipps folgende Fragen:

  • Wie funktioniert die neue Systematik bei den Netzumlagen?
  • Welche Privilegierungen sieht das EnFG für wen vor?
  • Was müssen BesAR-Unternehmen wissen?
  • Was ist unter „Ökologische Gegenleistungen“ zu verstehen (am Beispiel der BesAR)?
  • Wie sehen die neuen Meldepflichten für alle Netznutzer mit Privilegien aus?
  • Muss ich mein „EnFG- Messkonzept“ dokumentieren und vorlegen?

Programm und Anmeldung finden Sie hier. Im Nachgang ist der RGC-Fokus auch als Video abrufbar.

Autorinnen: Pia Weber
                       Annerieke Walter

Neustart bei der Digitalisierung der Energiewende ¬– der Smart-Meter-Rollout soll schon bald wieder neu in Gang kommen.

Der Gesetzesentwurf zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende wurde vom Bundeskabinett gebilligt. Die Regierung setzt in ihrem Entwurf auf gerechte Kostenverteilung, Entbürokratisierung und vor allem einen schnellstmöglichen Ausbau digitaler Messgeräte.

Das Messtellenbetriebsgesetz (MsbG) regelt das Prozedere für den künftigen Einbau von intelligenten Messsystemen, sog. Smart-Meter-Rollout. Dieser Rollout war letztes Jahr durch das OVG Münster gestoppt worden, weil die notwendige Freigabe zum Einbau der neuen Messtechnik vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) wegen fehlender Funktionen der geprüften Smart-Meter nicht rechtswirksam war (RGC berichtete).

Mit einem neuen Gesetzesentwurf will die Bundesregierung nun das MsbG umfangreich novellieren, damit Rechtssicherheit schaffen und so Digitalisierung und Smart-Meter-Rollout auf eine neue Stufe heben. Smart-Meter sollen einen Beitrag leisten im künftigen klimaneutralen Energiesystem mit flukturierendem Verbrauch und schwankender Erzeugung. Das BMWK soll ermächtigt werden, dem BSI die inhaltliche, zeitliche und prozessuale Umsetzung des Projektes vorzugeben.

Der Gesetzesentwurf verankert dafür einen neuen Rollout-Fahrplan, dessen Ziel es ist, bis 2030 die digitale Infrastruktur bereitzustellen. Die bisher geltende Regel, dass für jede Entwicklungsstufe zunächst drei Smart-Meter-Gateways unterschiedlicher Hersteller vom BSI zertifiziert werden müssen, soll entfallen! Die Bundesregierung hält das Marktangebot für Smart-Meter inzwischen für ausreichend und daher die Zertifizierung für entbehrlich. Der innovativste Hersteller soll das Tempo vorgeben.

Geplant ist ein „agiler Rollout“, der sofort startet mit den in 2020 zertifizierten Geräten bei Verbrauchern bis 100.000 kWh (optional < 6.000 kWh) und Erzeugern bis 25 kW (optional 1 bis 7 kW). Weitere - jetzt noch fehlende - Funktionen der Geräte könnten auch später über Anwendungsupdates bereitgestellt werden. Ab 2025 folgt die nächste Gruppe, Betreiber von Erzeugungsanlagen < 100 kW installierter Leistung. Die meisten Unternehmen sollen erst später in den Rollout-Fahrplan einsteigen, denn bei Verbrauchern mit einem Stromverbrauch von mehr als 100.000 kWh und Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kW soll der Rollout erst ab 2025 zulässig und ab 2028 verpflichtend vorgesehen sein.

Der Gesetzesentwurf sieht außerdem eine stärkere Kostenbeteiligung der Netzbetreiber vor. Dafür sollen die Netzbetreiber erweiterte Datenkommunikationsmöglichkeiten unter Einhaltung verschärfter Datenschutzanforderungen erhalten. Darüber hinaus soll das MsbG detailliert Preisobergrenzen der Messentgelte regeln. Die Messstellenbetreiber könnten künftig von den Letztverbrauchern je nach Jahresstromverbrauch an einem Zählpunkt nur gedeckelte Entgelte für die Ausstattung mit Smart-Meter und für ihre weiteren Dienstleistungen verlangen.

Zudem soll es ab 2025 die Verpflichtung für alle Stromlieferanten geben, ihren Kunden mit intelligentem Messystem einen dynamischen Stromtarif anzubieten. So sollen auch Privathaushalte von tageszeitabhängigen niedrigen und sogar negativen Preisen an den Strombörsen profitieren.

Weiter soll der digitale Netzanschluss gesetzlich geregelt werden; das Smart-Meter-Gateway als Infrastruktur wäre im Grundsatz am Netzanschlusspunkt einzubauen. Mehrere Verbraucher/Ladeeinrichtungen könnten dann gebündelt und selbständig am Markt teilnehmen.

Zu dem Gesetzesentwurf der Bundesregierung gelangen Sie hier. Das Gesetzgebungsverfahren soll noch in diesem Frühjahr abgeschlossen werden; wir werden dazu weiter berichten.

Autorinnen: Sarah Schönlau
                       Aletta Gerst

Veranstaltungstipp RGC-Fokus: Die Zukunft der stromseitigen Umlagen und ihrer Reduzierungen im Energiefinanzierungsgesetz (online)

Wiederholungstermin am 14. Februar 2023

Seit Anfang des Jahres 2023 ist das Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) in Kraft und hält einige Neuerungen bereit!

Kompakt in 1,5 Stunden möchte wir Ihnen am Dienstag, 14. Februar 2023 die neuen Regelungen zu stromseitigen Umlagen und ihre Reduzierungen erläutern. Eine Klärung dieser und weiterer Fragen steht auf der Agenda:

  • Wie funktioniert die neue Systematik bei den Netzumlagen?
  • Welche Privilegierungen sieht das EnFG für wen vor?
  • Was müssen BesAR-Unternehmen wissen?
  • Was ist unter „ökologische Gegenleistungen“ zu verstehen (am Beispiel der BesAR)? 
  • Wie sehen die neuen Meldepflichten für alle Netznutzer mit Privilegien aus?
  • Muss ich mein „EnFG- Messkonzept“ dokumentieren und vorlegen?

Das EnFG regelt die Zukunft der stromseitigen Umlagen (KWKG- und Offshoreumlage) sowie die Privilegierungen zu diesen Umlagen. Deshalb ist dieser RGC-Fokus ein Pflichttermin für alle Unternehmen, die bei ihrem Strompreis nichts verschenken wollen oder können.

Weitere Informationen zur Veranstaltung sowie zur Anmeldung gelangen Sie hier. Im Nachgang ist der RGC-Fokus auch als Video abrufbar.

Sie haben bereits einen Überblick über die Neuerungen im EnFG und sind auf der Suche nach einem roten Faden durch den Meldedschungel? Dann haben wir einen weiteren RGC-Fokus als Veranstaltungstipp für Sie: Meldechaos verhindern – so meistern Sie die Verflechtung der Vorgaben aus EEG, StromNEV und EnFG (1,5 Stunden online). Diese Veranstaltung findet online am 7. März 2023 statt. Details und Anmeldung zur Veranstaltung finden Sie hier.

Autorinnen: Pia Weber
                       Annerieke Walter

Veranstaltungstipp RGC-Fokus: Vom EnUG zum EnFG: Die Zukunft der stromseitigen Umlagen und ihre Reduzierungen (1,5h)

In unserer Veranstaltung am Dienstag, 29. November 2022, steht das Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) mit seinen neuen Regelungen zu stromseitigen Umlagen und ihre Reduzierungen im Mittelpunkt.

Vielen Unternehmen ist das EnUG, bzw. das EnFG jedenfalls vom Hörensagen ein Begriff. Dass sich dahinter eines der wichtigsten Gesetze der nächsten Jahre verbirgt, ist aber noch weitgehend unbekannt.

Warum ist das EnFG so wichtig?

Das EnFG regelt die Zukunft der stromseitigen Umlagen (KWKG- und Offshoreumlage) und ihrer Privilegierungen. Zwingende Voraussetzung dafür bleiben Antrags-, Melde- und Messpflichten. Wer diese Vorgaben nicht auf dem Schirm hat, verschenkt (neue) Chancen beim Strompreis!

Die folgenden Fragen werden wir kompakt in 1,5 Stunden in diesem RGC-Fokus klären:

  • Wie funktioniert die neue Systematik bei den Netzumlagen?
  • Was wird aus der EEG-Umlage?
  • Welche Privilegierungen sieht das EnFG für wen vor?
  • Was müssen BesAR-Unternehmen wissen?
  • Was ist unter „ökologische Gegenleistungen“ zu verstehen (am Beispiel der BesAR)?
  • Wer kann die Privilegierungen für Wärmepumpen und Ladestrom nutzen?
  • Wie sieht die Drittmengenabgrenzung unter dem EnFG aus?
  • Wie funktionieren die neuen Meldepflichten für alle Netznutzer mit Privilegien?
  • Welche Meldungen aus der „alten Welt“ sind in 2023 noch abzugeben?
  • Muss ich mein „EnFG- Messkonzept“ dokumentieren und vorlegen?

Weitere Informationen zur Veranstaltung sowie zur Anmeldung gelangen Sie hier. Im Nachgang ist der RGC-Fokus auch als Video abrufbar.

Autorinnen: Annerieke Walter
                       Pia Weber

Lockerung des EEG-Betreiberbegriffs: LG München I setzt neue Maßstäbe

Urteil vom 15. Juni 2022, Az.: 15 O 12711/20

Mit Urteil vom 15. Juni 2022 hat das LG München I einen deutlichen Kurswechsel zum Prüfungsmaßstab und den Anforderungen des EEG-Betreiberbegriffs eingeläutet.

Relevanz: Das LG München I hat sich in seinem Urteil mit der Frage befasst, welche Anforderungen bei einer EEG-Eigenerzeugung an den Betreiberbegriff zu stellen sind. Trotz des Wegfalls der EEG-Umlage ist dieses Urteil für unzählige Eigenerzeugungskonstellationen der Vergangenheit und die zukünftige Unterscheidung zwischen Eigen- und Drittverbrauch unter dem Energiefinanzierungsgesetz interessant.


Hintergrund:
In den letzten Jahren sind einige Urteile zur Betreiberstellung von sog. Scheibenpachtmodellen i.S.d. § 104 Abs. 4 EEG ergangen. Im Gegensatz dazu ging es in diesem Rechtsstreit um eine „normale“ Eigenerzeugungskonstellation von Bestandsanlagen gemäß §§ 61 e ff. EEG. Kläger war ein deutscher Übertragungsnetzbetreiber, der die volle EEG-Umlage für eine vermeintliche Stromlieferung vom Eigentümer eines Kraftwerks nachforderte. Der Beklagte hatte dieses Kraftwerk an die Streitverkündete verpachtet, die es zur (in diesem Fall gerichtlich bestätigten) Eigenerzeugung genutzt hatte. Dreh- und Angelpunkt für die Frage, ob es sich bei den mit dem Kraftwerk erzeugten Strommengen um eine EEG-umlagebelastete Stromlieferung des Beklagten oder eine EEG-umlagefreie Eigenerzeugung des Streitverkündeten handelt, ist in diesen Fällen, dass die EEG-Betreiberstellung vom Eigentümer auf den Pächter übertragen wurde.

Einige Schlaglichter:

  • Beweislast beim Kläger (Übertragungsnetzbetreiber): Das LG München I hat die Grundsätze zur Tragung der Beweislast in Zivilverfahren konsequent angewandt und dem Kläger die Darlegungs- und Beweislast dafür auferlegt, dass statt einer Eigenerzeugung ein EEG-umlagepflichtiger Liefersachverhalt vorgelegen habe. Andere Gerichte hatten diesen Grundsatz ignoriert und in ähnlichen Verfahren vom vermeintlichen Eigenerzeuger verlangt, seine Betreiberstellung darzulegen und zu beweisen.
  • Prüfungsmaßstab für Betreiberstellung: Bei Mehrpersonenkonstellationen wie Pachtverhältnissen sei eine wertende Gesamtbetrachtung vorzunehmen. Innerhalb dieser Gesamtbetrachtung könne ein Betreiberkriterium vollständig zurückstehen (es soll genügen, wenn zwei von drei Kriterien kumulativ vorliegen, bisher wurde stets das kumulative Vorliegen der drei Vorgaben gefordert), zu der i.d.R. das überwiegende wirtschaftliche Risiko zähle.
  • Kurze Kündigungsfrist: Ein Kündigungsrecht innerhalb von 1 – 4 Monaten stehe dem wirtschaftlichen Risiko nicht entgegen. Denn kurze Kündigungsfristen wirken sich laut LG München I nur auf das „Risiko der Errichtung“, nicht auf das „Risiko des Betriebs“ einer Stromerzeugungsanlage aus.
  • Ersatzinvestitionen: Der Anlagenbetreiber müsse keine Fundamentalrisiken der Anlage tragen.
  • Pachtzahlung unter Marktniveau: Bei der Pachtzahlung geht es nicht um Marktpreise, sondern nur um „Kapitalkosten“ während der Pachtdauer.
  • Ausfallrisiko: Wenn während eines Betriebsstillstands Pacht- und Betriebsführungsentgelte weitergezahlt werden, soll das Ausfallrisiko beim Pächter liegen.
  • Pauschalwartungsverträge: Pauschalbeträge für Wartungs- und Instandhaltungskosten seien für die Bewertung des wirtschaftlichen Risikos unkritisch. 
  • Fahrweise und Sachherrschaft: Umfangreiches Weisungsrecht und Zutrittsrechte sind maßgeblich.

Ob das Urteil eine Trendwende des EEG-Betreiberbegriffs bedeutet und weitere Gerichte der Einschätzung des LG München I folgen, bleibt abzuwarten.

Autorin: Annerieke Walter

Reduzierung der EEG-Umlage auf null – haben Sie bereits Ihre Zählerstände notiert?

Mit dem Beginn der zweiten Jahreshälfte wird die EEG-Umlage, zunächst zeitlich beschränkt bis zum Jahresende, auf null reduziert. In der Folge müssen Sie für Ihre EEG-Meldungen im nächsten Jahr wissen, wie viel Strom Ihr Unternehmen von Anfang Januar bis Ende Juni an Dritte weitergeleitet hat. Unser Tipp: Lesen Sie jetzt schnellstmöglich Ihre Zählerstände ab.

BesAR-Unternehmen und Eigenerzeuger, die ihre Drittmengenabgrenzung mittels nicht fernauslesbarer Summenzähler durchführen, sollten schnellstmöglich die Zählerstände ablesen und dokumentieren, damit die umlagepflichtige Strommenge feststeht. Denn diese Strommenge ist für die Abgabe der Meldung gemäß § 74 EEG für das Jahr 2022 maßgeblich.

Alle anderen Unternehmen sollten ihre Zählerstände festhalten, soweit am Netzübergabepunkt kein RLM-Zähler verbaut ist. Nur so kann sichergestellt werden, dass der Stromhändler nicht zu viel EEG-Umlage für den im ersten Halbjahr 2022 gekauften Strom verlangt. Das dürfte in der Industrie aber nur ausnahmsweise wichtig sein.

Und noch ein weiterer Tipp: Trotz Absenkung der EEG-Umlage sollte das erarbeitete Messkonzept nicht vorschnell abgebaut werden. Denn eine Abgrenzung von Strommengen bleibt für zukünftige Privilegierungen, insbesondere unter dem geplanten Energie-Umlagen-Gesetzes (EnUG) maßgeblich. Sie wollen mehr erfahren? Die wichtigsten Infos hierzu finden Sie in unserem RGC-Fokus „Das EnUG und die Zukunft der Energieumlagen – Was müssen Unternehmen für künftige Privilegierungen tun?“ hier.

Autorinnen: Annerieke Walter
                       Pia Weber

Anbindung von Onshore-Windparks an Industriestandorte

Ältere Onshore-Windparks findet man deutschlandweit. Immer mehr Industrieunternehmen sehen diese auch als Option, grüne, günstige und regionale Energie für ihre Produktion einzusetzen.

Während die dezentrale Stromversorgung der Industrie bislang hauptsächlich mittels BHKWs oder PV-Anlagen stattfand, rückt das Thema Windenergie zunehmend in den Fokus: In diesen Jahren fallen etliche Windparks aus der zwanzigjährigen Förderung. Diese sind in der Regel abgeschrieben und für die Betreiber stellt sich (trotz der mit dem EEG 2021 neu geschaffenen Möglichkeiten zur Weiterförderung) oft die Frage, ob es Sinn macht, diese weiterzubetreiben.

Befindet sich ein solcher Windpark in einem realistischen Radius zu einem Industrieunternehmen oder Industriepark, befassen sich immer mehr Unternehmen damit, ob es sich lohnen kann, diesen Windpark zur Ergänzung und Optimierung der Energieversorgung ihres Betriebes einzusetzen.

Dabei kommen verschiedene Varianten in Betracht. Eine davon ist die Übernahme des Windparks durch das Industrieunternehmen oder eine neu gegründete Gesellschaft und der Aufbau einer sog. Eigenversorgung.

Durch den zu erwartenden Wegfall der EEG-Umlage ist die Eigenversorgung aber nicht mehr der einzig mögliche Weg. Schließt man Lieferkonstellationen nicht aus, bietet sich auch der Abschluss eines Stromliefervertrages mit dem Betreiber des Windparks an. Dies wird oft als PPA (Power Purchase Agreement) bezeichnet.

In beiden Fällen ist außerdem zu prüfen, wie der Strom zum Industriestandort transportiert werden soll. Hierbei kann ein vorhandenes Netz genutzt oder eine Direktleitung errichtet werden. Letzteres oft um ein Vielfaches attraktiver, weil die sog. netzbezogenen Strompreisbestandteile, wie Netzentgelte, nicht anfallen. Gleichzeitig ergeben sich aber zusätzliche Rechtsfragen, z.B. wer Betreiber der Anschlussleitung sein sollte oder welche Auswirkungen eine solche Konstellation auf bestehende Netz- und Lieferverträge hat.

In unserem RGC-Fokus am 8.6.2022 werden wir diese und weitere Rechtsfragen zur Anbindung von Windparks in 1,5 Stunden für Sie beleuchten. Weitere Informationen und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie hier.

Autorinnen: Dr. Franziska Lietz
                       Yvonne Hanke

Aktualisierung des Grundverständnisses der ÜNB zum Nachweis der Schätzungsbefugnis

Die ÜNB aktualisieren kurzfristig ihr zweites Papier zum Messen und Schätzen.

Am 28. März 2022 haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW eine Aktualisierung des Grundverständnisses zum Nachweis der Schätzungsbefugnis gemäß § 62b EEG 2021 veröffentlicht sowie eine Aktualisierung der Rechenbeispiele zur Schätzungsbefugnis – erneut ohne eine weitere Mitteilung auf ihrer Homepage www.netztransparenz.de. Die aktualisierte Version des Dokuments zur Schätzungsbefugnis finden Sie hier, die Rechenbeispiele hier.

Wie bereits die Aktualisierung der gemeinsamen Grundsätze zum Messen und Schätzen der ÜNB (RGC berichtete), stellt auch diese Aktualisierung keinen Grund zur Beunruhigung dar. Denn es werden keine neuen Anforderungen an die Schätzungsbefugnis gestellt. Die bisherigen Grundsätze bleiben unverändert und werden nun um weitere Informationen zum Berechnungstool ergänzt:

  • Zum einen stellen die ÜNB nochmal ausdrücklich klar, dass die Regelungen des § 62b EEG nicht nur für die EEG-Umlage, sondern entsprechend auch für die KWK-Umlage, die Offshore-Netzumlage und die StromNEV-Umlage anzuwenden sind, sodass auch für diese KWKG-basierten Umlagen das Berechnungstool zu berücksichtigen ist.
  • Außerdem geben die ÜNB durch das neue Papier Erklärungen an die Hand, welche Daten in das Berechnungstool einzugeben sind. So ist z.B. eine Gesamtbetrachtung der einmaligen Kosten für die Erstellung des Messkonzepts über alle Umlagen vorzunehmen, sofern ein Messkonzept für alle Umlagen angewendet wird. Bei unterschiedlichen Messkonzepten sind die anteiligen Kosten je EEG-Umlage und KWKG-basierter Umlage anzugeben. 
  • Der unvertretbare Aufwand und die wirtschaftliche Unzumutbarkeit sind dann anzunehmen, wenn die Ungleichung bei einer Gesamtbetrachtung über alle Umlagen oder die jeweilige Ungleichung bei einer isolierten Betrachtung der EEG-Umlage und der KWKG-basierten Umlagen erfüllt ist.

Im Dokument der Rechenbeispiele wurde der Zeitraum für die Betrachtung der EEG-Umlage auf 0,5 Jahre herabgesetzt. Diese Änderung ist zu begrüßen, da die EEG-Umlage ab Juli 2022 auf null herabgesetzt werden soll. Bei der Betrachtung der KWKG-basierten Umlagen bleibt es hingegen bei einem Betrachtungszeitraum von 8 Jahren.

Autorinnen: Annerieke Walter
                      Pia Weber

Aktualisierung der gemeinsamen Grundsätze zum Messen und Schätzen der ÜNB

Wer im Jahr 2022 Strommengen weiter schätzt, sollte sein Messkonzept weiterhin dokumentieren und vorlegen.

Am 18. Februar 2022 haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW eine Aktualisierung der gemeinsamen Grundsätze zum Messen und Schätzen im EEG 2021 veröffentlicht – ohne eine weitere Mitteilung auf ihrer Homepage www.netztransparenz.de. Die aktuelle Version des Dokuments zum Grundverständnis zum Messen und Schätzen finden Sie hier.

Diese Aktualisierung kurz vor den Meldefristen 31. März und 31. Mai, an denen gemäß § 104 Abs. 10, 11 EEG in diesem Jahr auch die Dokumentationen der EEG-Messkonzepte vorzulegen sind, stellt jedoch keinen Grund zur Beunruhigung dar. Denn die Grundzüge zur Vorgehensweise beim Messen und Schätzen haben sich nicht geändert:

  • Die zulässigen Schätzmethoden und Sicherheitsaufschläge bleiben unverändert.
  • Dies gilt ebenfalls für die Bestimmung von Dritt- und Bagatellverbräuchen.
  • Zudem wird auch in der aktualisierten Fassung für die Frage, was wann und wie geschätzt werden darf, weiterhin auf das Hinweisblatt und das Berechnungstool der ÜNB zur Schätzungsbefugnis mit dem alten Stand Juli 2021 verwiesen.

Neu hinzugekommen ist: 

  • Die ÜNB bezeichnen nun näher, wann und für welche Stromverbräuche aus ihrer heutigen Sicht die proaktive Vorlage der Dokumentation erforderlich ist.
  • Werden alle Strommengen seit dem 01.01.2022 durch mess- und eichrechtskonforme Messeinrichtungen abgegrenzt, so ist dies dem zuständigen Netzbetreiber lediglich zu bestätigen. Das Messkonzept als Nachweis ist erst auf Aufforderung vorzulegen.
  • Wenn hingegen Strommengen weiterhin geschätzt werden, bleibt für diese Strommengen weiterhin die Dokumentation, aus der sich ergeben muss, wie geschätzt wird und warum die Vorgaben des § 62b EEG erfüllt werden, maßgeblich.
  • Die ÜNB weisen hier ausdrücklich auf das sog. Infektionsrisiko hin: Erfolgt die Dokumentation trotz Schätzungen noch in 2022 nicht oder unzureichend, so falle jedenfalls für 2021 auf die jeweils durchmischte Strommenge die volle EEG-Umlage an! 
  • Das Einreichen des Berechnungstools, mit dessen Hilfe die Voraussetzungen einer Schätzung (unvertretbarer Aufwand und wirtschaftliche Unzumutbarkeit) berechnet werden, ist nicht erforderlich.
  • Zudem wird klargestellt, dass das Grundverständnis gleichermaßen auf die KWKG-Umlage, die Offshore-Netzumlage sowie die StromNEV-Umlage anzuwenden ist.
  • Eine kleine Neuigkeit zum ¼-Stunden-Nachweis der Vergangenheit: Die ÜNB kündigen an, mit Sicherheitszuschlägen auch ¼-Stunden-Werte aus ungeeichten Zählern (dies dürfte wohl auch für Zähler ohne geeichten Zeitstempel gelten) zu akzeptieren.

Wahrscheinlich stellen Sie sich jetzt die Frage: Was bedeutet das für mein Unternehmen und welcher konkrete Handlungsbedarf stellt sich?

Wenn Sie in 2022 gar nicht mehr schätzen, besteht nach unserem Verständnis des Papiers zunächst kein unmittelbarer Handlungsbedarf. Ganz anders verhält es sich, wenn Sie von den Schätzoptionen des § 62b EEG seit dem 1. Januar 2022 weiterhin profitieren. Um das EEG-Privileg, insbesondere des letzten Jahres nicht zu verlieren, sollten Sie Ihr Messkonzept weiterhin dringend dokumentieren und vorlegen.

Sollten Sie bei der Formulierung der Messkonzeptdokumentation Unterstützung benötigen, helfen wir Ihnen gern zum Pauschalpreis. Weitere Infos dazu finden Sie hier. Und sollten sich für Sie weitere Fragen rund um Ihr Messkonzept ergeben, schlagen wir Ihnen das Drittmengen-Update: Fakten und Praxistipps zu Abgrenzung und Messkonzept von RGC und VEA am 22. März 2022 vor.

Autorinnen: Annerieke Walter
                       Pia Weber

Bereitstellung von Unterzählpunkten hinter Unterzählern in Kundenanlagen

Beschluss der BNetzA verpflichtet den Netzbetreiber zur Einrichtung von Unter-Unterzählpunkten

Hintergrund der Entscheidung ist eine Auseinandersetzung zwischen einem Messstellenbetreiber und einem Anschlussnetzbetreiber über die Einrichtung notwendiger Zählpunkte zur Umsetzung eines Messkonzepts für ein als Kundenanlage betriebenes Büro- und Geschäftshaus. Das Messkonzept sah u.a. für Unterzähler mehrere Ebenen vor. Auf der ersten Ebene hinter dem Summenzähler sollten sich die Unterzähler befinden. Auf der zweiten Ebene hinter dem Summenzähler, also in der Ebene hinter den Unterzählern waren weitere Zähler, also Unter-Unterzähler vorgesehen, über die einzelne Untermieter beliefert werden sollten. Das Messkonzept war so ausgestaltet, dass der Messstellenbetreiber alle Messdaten erfassen, aufbereiten und dem Netzbetreiber bereinigte Messwerte in Excel-Dateiform zur Verfügung stellen wollte. Denn die am Summenzähler und an den Unterzählern der ersten Ebene ermittelten Verbräuche müssen jeweils um die Verbräuche der Unter-Unterzähler korrigiert werden. Dem Netzbetreiber würde trotz dieses Konzepts ein Mehraufwand von ca. 1,5 Std/Jahr entstehen.

Der Messstellenbetreiber war der Auffassung, dass der Netzbetreiber gemäß § 20 Abs. 1d EnWG neben den Zählpunkten für die Unterzähler auch für die Unter-Unterzähler Zählpunkte einrichten müsse. Der Netzbetreiber lehnte dies aus verschiedenen Gründen ab; u.a. war er der Auffassung, dass ein Unterzählpunkt in einer Kundenanlage eine direkte physikalische Verbindung zum Summenzähler und damit zum Netz des Netzbetreibers voraussetze. Darüber hinaus sei das vorliegende Messkonzept nicht massengeschäftstauglich und es bestünde die Gefahr, dass solche (mit Mehraufwand verbundenen) Messkonzepte zukünftig zunähmen.

Die BNetzA entschied die streitige Frage nach dem Scheitern eines Schlichtungsversuchs im Rahmen eines Missbrauchsverfahrens zugunsten des Messstellenbetreibers (Az.: BK6-21-086). Die Vorschrift in § 20 Abs. 1d EnWG verpflichte Netzbetreiber dazu, bilanzierungsrelevante Unterzählpunkte in einer Kundenanlage bereitzustellen. Der Gesetzgeber habe die Pflicht zur Zählpunktbereitstellung erkennbar auf „bilanzierungsrelevante Unterzähler“ erstreckt. Somit käme es maßgeblich darauf an, ob die Unter-Unterzähler für die Realisierung einer Drittbelieferung notwendig seien. Eine Beschränkung auf die erste Ebene von Unterzählern sei der Norm nicht zu entnehmen. Auch eine unmittelbare physikalische Verbindung der Unterzähler sei nicht Gegenstand der Norm. § 20 Abs. 1d EnWG beinhalte die Aussage, dass der Netzbetreiber in einer Kundenanlage überall dort Zählpunkte bereitzustellen hat, die durch einen dritten Stromlieferanten beliefert werden sollen.

Die BNetzA schloss sich auch dem Argument des Netzbetreibers nicht an, wonach das Messkonzept massengeschäftstauglich sein müsste. Zwar sollten Netzzugangsregelungen grundsätzlich massengeschäftstauglich sein; dies gelte aber nicht ausnahmslos.

Zudem stellte die BNetzA klar, dass der Netzbetreiber den Netzzugang nicht ohne sachlichen Grund ausschließen oder erschweren dürfe. Sachliche Gründe für eine Ablehnung des streitgegenständlichen Messkonzepts sah die Behörde indes nicht. Selbst wenn es zu den vom Netzbetreiber befürchteten Verstößen gegen das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) käme, sei das kein zulässiger Grund, das Messkonzept abzulehnen. Verstöße gegen das MsbG hätten ggf. vertragliche oder aufsichtsrechtliche Konsequenzen gegen den Messstellenbetreiber. Ein abstrakt befürchteter Verstoß gegen das MsbG sei kein Grund, vorsorglich den Netzzugang zu beschränken. Auch weitere Bedenken des Netzbetreibers (z.B. Schwierigkeiten der Sperrung von Unterzählern bei Zahlungsverzug) lehnte die Behörde mit dem Argument ab, dass dies allgemeine Probleme beim Betrieb einer Kundenanlage seien und diese unabhängig vom Messkonzept auftreten können.

Schließlich bewertete die BNetzA den erheblichen Mehraufwand, den der Messstellenbetreiber hätte, wenn er das vom Netzbetreiber geforderte Messkonzept umsetzen müsste (Umstellung der Unter-Unterzähler zu Unterzählern der ersten Ebene durch unmittelbaren Anschluss an den Summenzähler). Dieser Aufwand wurde als erheblich höher eingeschätzt, als der Mehraufwand des Netzbetreibers bei Durchführung des vorgelegten Messkonzepts.

Die vorliegende Entscheidung ist aus Kundensicht erfreulich. Denn sie bringt mehr Klarheit in den Umfang der Verpflichtung aus § 20 Abs. 1d EnWG zur Einrichtung von Unterzählpunkten in Kundenanlagen und einige grundsätzliche Aussagen lassen sich ggf. auf andere Messkonzepte übertragen, wenn es darum geht, Drittbelieferungen über Unterzählpunkte abzuwickeln.

Die BNetzA betont allerdings, dass es sich vorliegend um eine Einzelfallentscheidung zu dem konkreten Messkonzept handele. Bei veränderten Umständen (z.B. Umstellung auf intelligente Messsysteme, Wechsel des Messstellenbetreibers, weitere Zählpunkte u.ä.) müsse der Mehraufwand des Netzbetreibers neu auf seine Zumutbarkeit bewertet werden. Im Zweifel sollten Betreiber von Kundenanlagen oder Messstellenbetreiber ein geplantes Unterzähler-Messkonzept deshalb juristisch bewerten lassen.

Autorin: Tanja Körtke