Beiträge

EuGH-Urteil zum Emissionshandel: Wer ist Stromerzeuger?

EuGH begrenzt kostenlose Zuteilung von CO2-Emissionszertifikaten für wärmeerzeugende Industriekraftwerke

Der Europäische Gerichtshof (EuGH) verkündete am 20. Juni 2019 sein Urteil (Rs. C-682/17) im sog. Exxon-Verfahren zur Auslegung des Begriffs des Stromerzeugers in der Emissionshandelsrichtlinie. Dieses Urteil könnte weitreichende Auswirkungen auf schon gewährte bzw. beantragte kostenlose Zuteilungen von CO2-Emissionszertifikaten für Unternehmen haben, die wärmerzeugende Stromerzeugungsanlagen zur Eigenversorgung betreiben.

Der EuGH stellt mit seinem Urteil fest, dass eine Anlage, deren einzige unter Anhang I der Emissionshandelsrichtlinie (Richtlinie 2003/87/EG) fallende Tätigkeit die „Verbrennung von Brennstoffen in Anlagen mit einer Gesamtfeuerungswärmeleistung von über 20 MW“ ist, als „Stromerzeuger“ anzusehen ist, wenn der erzeugte Strom zum Teil an Dritte verkauft oder in das öffentliche Stromnetz eingespeist wird oder wurde – selbst wenn dies nur in geringem Umfang geschehe. Es sei unerheblich, dass der erzeugte Strom ganz überwiegend der Eigenversorgung diene.

Auch zu den Konsequenzen der Eigenschaft als Stromerzeuger äußert sich der EuGH:

Er stellt in seinem Urteil klar, dass Stromerzeugern grundsätzlich keine kostenlosen Emissionszertifikate zugeteilt werden dürfen (vgl. Art. 10a Abs. 3 der Richtlinie 2003/87/EG). Eine kostenlose Zuteilung kommt dann nur für die Wärme- oder Kälteerzeugung von Fernwärme oder in hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung in Betracht (Art. 10a Abs. 4 der Richtlinie 2003/87/EG).

Die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) prüft derzeit noch die Auswirkungen des EuGH-Urteils für den Vollzug der 3. und 4. Handelsperiode. Emissionshandelspflichtige Unternehmen, die nach Auffassung des EuGHs nun als „Stromerzeuger“ zu betrachten sind, sollten sich auf Nachfragen der DEHSt und ggf. auf eine Nachforderung des Hocheffizienz-Nachweises einstellen. Schlimmstenfalls könnte betroffenen Unternehmen aber die Rücknahme des Zuteilungsbescheides für die 3. Handelsperiode und der Verlust des Zuteilungsanspruchs für die 4. Handelsperiode drohen.

Clearingstelle EEG/KWKG zum Einsatz von Mess- und Regelungssystemen für den Nachweis förderfähiger Einspeisemengen nach EEG, KWKG und MsbG

Clearingstelle EEG/KWKG veröffentlicht Votum zum Nachweis von Einspeisemengen und Nulleinspeisungen

In dem Votumsverfahren hatte die Clearingstelle EEG / KWKG zu klären, welche Mess- und Regelungstechnik der Betreiber von mehreren Stromerzeugungsanlagen (im Beispielsfall einer KWK-Anlage und einer Solaranlage) mit gemeinsamer Einspeisung ins öffentliche Netz vorhalten muss, um nachweisen zu können, welche Strommenge nach EEG und/oder KWKG förderfähig ist.

Für Betreiber mehrerer Stromerzeugungsanlagen, die unter unterschiedliche Förderregime fallen (z.B. KWKG und EEG) können insbesondere folgende Aussagen der Clearingstelle EEG / KWKG relevant sein:

Die Erfassung der Gesamteinspeisemengen mittels eines Einspeisezählers am Netzverknüpfungspunkt entspricht nach Auffassung der Clearingstelle beim Einsatz von (mehreren) Erzeugungsanlagen nur dann den Anforderungen des EEG, KWKG und MsbG, wenn mittels eines Mess- und Regelungssystems plausibel und nachvollziehbar nachgewiesen werden kann, welche Strommenge aus welcher Anlage (EEG-Anlage oder KWK-Anlage) förderfähig in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird.

Ein solcher Nachweis sei gegeben, wenn die Darlegung für den jeweiligen Einzelfall Folgendes enthält:

  • Herstellerunterlagen des Mess- und Regelungssystems einschließlich Angaben zur Messunsicherheit und zu den zeitlichen Intervallen, in denen Messwerte abgerufen, miteinander verrechnet und an das Steuersystem weitergegeben werden,
  • eine nachvollziehbare Beschreibung der Verschaltung sowie der zur Steuerung zugrundegelegten Rechenvorschriften sowie
  • eine Bescheinigung des Installateurs des Mess- und Regelungssystems, aus der hervorgeht
  • dass das System installiert und verschaltet wurde wie beschrieben,
  • dass die Steuerung mit den beschriebenen Rechenvorschriften im System hinterlegt wurde,
  • dass Veränderungen im System nur durch hinreichend geschützten Zugang möglich sind und
  • dass bei Inbetriebsetzung des Mess- und Regelungssystems ein erfolgreicher Funktionstest durchgeführt wurde.

Solange dieser Nachweis nicht gelinge, werde ein Förderanspruch jedenfalls nach dem KWKG nicht fällig. Eine Ersatzwertbildung sei aber – bei worst-case-Betrachtung – zulässig.

Für Nicht-Verfahrensparteien ist das Votum der Clearingstelle EEG / KWKG unverbindlich. Es hat gleichwohl Aussagekraft.

FDP stellt kleine Anfrage an die Bundesregierung zu Drittverbräuchen und Bagatellmengen

In der Anfrage vom 1. August stellt die FDP zahlreiche Fragen, die die Ermittlung und Abgrenzung von Drittstrommengen nach dem EnSaG betreffen.

Hintergrund für die Anfrage ist das EnSaG, welches am 1. Januar 2019 in Kraft getreten ist. Seitdem beschäftigen sich sehr viele Unternehmen mit der Abgrenzung von Strommengen, die ein Unternehmen selbst verbraucht oder die das Unternehmen an Dritte leitet. Diese Abgrenzung ist unter anderem dann notwendig, wenn ein Unternehmen Entlastungen aufgrund von Eigenerzeugung, aufgrund der Besonderen Ausgleichsregelung oder aufgrund von Netzumlagenbegrenzungen in Anspruch nimmt. Denn all diese Entlastungen dürfen nur für den selbst verbrauchten Strom gewährt werden. Außerdem ist jedes Unternehmen, welches Strom an Dritte liefert, ein Stromversorgungsunternehmen. Damit muss das Unternehmen verschiedene Zahlungs- und Meldepflichten erfüllen (RGC berichtete). 
Am 1. August 2019 stellte die FDP zu diesem Themenkreis eine sogenannte kleine Anfrage an die Bundesregierung (BT Drs.: 19/12095). In dieser Anfrage wirft die FDP zahlreiche Fragen zur Abgrenzung von Drittstrommengen auf, mit denen auch die Unternehmen aus Industrie und Dienstleistung beschäftigt sind und die zum Teil in dem Hinweisblatt der Bundesnetzagentur zum Schätzen und Messen behandelt werden (vgl. dazu oben angegebenen Link). Vordergründig werden Antworten auf juristische Fragestellungen gefordert, die zum Teil äußerst komplex sind und auf deren Beantwortung durch die Bundesregierung man mit Spannung warten kann. Hintergründig wird durch die gesamte Anfrage aber die Frage nach der Verhältnismäßigkeit der Anforderungen nach dem EnSaG an die Abgrenzung von Drittstrommengen gestellt.
Besonders brisant sind die Fragen der FPD, die auf die Abgrenzungspflichten des Bundes in dessen eigenen Liegenschaften abzielen. Unter anderem wird hinterfragt, ob die Vorgaben der §§ 62a, 62b, 104 Absatz 10 und 11 EEG nach Kenntnis der Bundesregierung mit Blick auf sämtliche Liegenschaften des Bundes bereits umgesetzt wurden. Ebenso wird die Verbrauchsabgrenzung der eigenerzeugten Strommengen innerhalb der bundeseigenen Liegenschaften für jede Liegenschaft separat gefordert sowie eine konkrete Abschätzung der Weiterleitungsfälle in ganz Deutschland. Diese Fragen mögen auf den ersten Blick provokant wirken. Auf der anderen Seite werden hier genau die Anforderungen gespiegelt, die aktuell an einen Großteil der Unternehmen gestellt werden.
Wenn Sie mehr zu den Anforderungen an die Abgrenzung von Drittstrommengen erfahren möchten, würden wir uns freuen, Sie zu unserem Workshop „Der Weg zum richtigen Messkonzept nach EEG und ISO 50001“ am 27. August 2019 begrüßen zu dürfen. Zur Anmeldung geht es hier.
Auch bei unserem Kanzleiforum am 26./27. September wird diese Thematik eine große Rolle spielen. Unter anderem wird die Bundesnetzagentur Ihr Hinweisblatt zum Messen und Schätzen erläutern und zur Diskussion stellen. Zur Anmeldung geht es hier.

EEG-Umlage: Monatsmeldungen ernst nehmen

Viele Unternehmen sind verpflichtet Meldungen nach dem EEG gegenüber ihrem Anschlussnetzbetreiber bzw. Übertragungsnetzbetreiber vorzunehmen. 

Das betrifft z.B. Unternehmen, die eine Umlagereduzierung im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung oder auch der Eigenerzeugung / Eigenversorgung in Anspruch nehmen, ebenso wie solche Unternehmen, die (auch unentgeltlich und im Konzern) Strom an dritte Letztverbraucher weiterleiten.

Bei der Ermittlung der zu meldenden Strommengen ist Sorgfalt geboten. Dies gilt nicht nur bei der Endabrechnung zum 28.02. bzw. 31.05. des Folgejahres. Denn das EEG verpflichtet daneben zur „unverzüglichen“ Mitteilung der relevanten Strommengen. Diese Pflicht erschöpft sich nicht unbedingt in der Abgabe von Prognosemengen, die auf dem Vorjahreswert beruhen. Vielmehr kann nach aktueller Rechtsprechung bereits die nicht vollständige Monatsmeldung einen Zinsanspruch des zuständigen Netzbetreibers für die zu spät bzw. zu wenig gemeldeten Strommengen begründen.

Es gilt daher: Insbesondere Unternehmen, die Strom an dritte Letztverbraucher weiterleiten, sollten auch bei Ihren Monatsmeldungen sorgfältig vorgehen und diese – wenn sich bessere Erkenntnisse ergeben bzw. ermitteln lassen – ggf. bereits im Folgemonat und nicht erst mit der Endabrechnung korrigieren, um mögliche (Zins-)Nachteile zu vermeiden.

BNetzA schränkt den Kundenanlagenstatus weiter ein – Ist bald jedes Mehrfamilienhaus ein Versorgungsnetz?

In ihrer Entscheidung vom 07.02.2019 (BK6-18-040)  hat sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) erneut damit befasst, unter welchen Voraussetzungen Energieanlagen (noch) als Kundenanlage (§ 3 Nr. 24a EnWG) einzustufen sind und wann sie bereits als reguliertes Versorgungsnetz gelten. Dabei hat sie den Anwendungsbereich für Kundenanlagen gegenüber ihrer bisherigen und durchaus restriktiven Praxis noch einmal deutlich eingeschränkt (vgl. zur bisherigen Regulierungs- und Gerichtspraxis u.a. unsere Beiträge vom 26.02.2019  und 09.05.2018).

Gegenstand der aktuellen Bewertung war ein Neubaugebiet mit insgesamt 11 Gebäuden (Mehrfamilienhäuser und Seniorenpflegeheim mit insgesamt 143 Wohneinheiten und 50 Pflegezimmern). Das Baugebiet umfasst eine Fläche von etwas mehr als 15.000 qm (ca. 1,5 Fußballfelder). Über die Energieanlagen zur Stromversorgung des Neubaugebiets soll eine Energiemenge von ca. 450.000 kWh/Jahr verteilt werden. 
Bei der Frage, ob die Versorgungsinfrastruktur als (regulierungsfreie) Kundenanlage oder als (der Regulierung unterliegendes) Netz einzustufen ist, kommt es in § 3 Nr. 24a EnWG u.a. darauf an, ob sie als wettbewerbsrelevant einzustufen ist oder nicht. Hierfür werden im Rahmen einer Gesamtbetrachtung u.a. die Anzahl der Letztverbraucher, die Menge des durchgeleiteten Stroms sowie die Ausdehnung des Gebiets herangezogen. 
Mit der nun vorliegenden Entscheidung hat die BNetzA bereits bei einer Anzahl von 143 Letztverbrauchern, einer durchgeleiteten Energiemenge von 450.000 kWh/Jahr (!) und einer geografischen Ausdehnung über ca. 1,5 Fußballfeldern (!) eine Wettbewerbsrelevanz bejaht und den Kundenanlagenstatus für die Infrastruktur abgelehnt. Sie ist demnach als der Regulierung unterliegendes Energieversorgungsnetz zu betreiben. 
Auch wenn Energieanlagen immer einzelfallabhängig zu bewerten sind, ist zu erwarten, dass diese Schwellenwerte nunmehr bis auf weiteres von den Regulierungsbehörden bei der Kundenanlagenbewertung herangezogen werden. Ausgenommen von dieser Wettbewerbsbetrachtung sind lediglich die Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung (§ 3 Nr. 24b EnWG) mit über 90% (konzern-) eigener Versorgung. Offen ist weiterhin die Frage, ob der Zweck der Energieversorgung (Haushaltskundenversorgung vs. Industriekundenversorgung) die Heranziehung abweichender Schwellenwerte rechtfertigt. 
Würde man die von der BNetzA in dieser Entscheidung zugrunde gelegten Schwellenwerte allgemein übertragen, erhöhte sich die Anzahl regulierungspflichtiger Netze in Deutschland massiv. Nahezu jeder Gewerbe- und Industriepark dürfte die Schwellenwerte deutlich überschreiten. Auch größere Mehrfamilienhäuser, Kleingartenvereine, Campingplätze etc. unterlägen den Netzbetreiberpflichten. 
Besonderes Schmankerl: Da sie mutmaßlich nicht über die Voraussetzungen eines geschlossenen Verteilernetzes nach § 110 EnWG verfügen (oder zumindest keinen entsprechenden Antrag gestellt haben), unterliegen sie den vollen Regulierungspflichten eines Netzbetreibers der allgemeinen Versorgung (Teilnahme an der Anreizregulierung, Einhaltung spezieller technischer Vorgaben, Marktkommunikation etc.). Ein Betrieb ohne Netzbetriebsgenehmigung stellt zudem eine Ordnungswidrigkeit dar, die mit einer Geldbuße von bis zu 100.000 Euro geahndet werden kann. 
Hoffnungsschimmer: Ein verbleibender Hoffnungsschimmer ist, dass derzeit drei obergerichtliche Verfahren, in denen es um die Abgrenzung der Kundenanlage vom Versorgungsnetz geht, beim BGH anhängig sind. Die höchstrichterliche Entscheidung steht also noch aus. 
Mit der aktuellen Rechtsprechung und Behördenpraxis sowie den praktischen Handlungsoptionen für Betreiber entsprechender Infrastrukturen befassen wir uns am 06.11.2019 in unserem Praxisworkshop „Kundenanlagen im Visier der Rechtsprechung“ , zu dem wir Sie herzlich einladen.

Wichtige Inhalte aus dem Hinweis der BNetzA zum Messen und Schätzen – Praxistipps hierzu bei unserem Workshop und Kanzleiforum!

Die BNetzA hat sich in der letzten Woche zur Strommengenabgrenzung bei EEG-Umlagepflichten positioniert. Ihre Leitlinien wird sie aus erster Hand bei unserem Kanzleiforum am 27. September 2019 vorstellen. Praxistipps von RGC gibt es dazu schon bei unseren Workshops am 20. und 27. August 2019.

Die BNetzA hat am 9. Juli 2019 den „Hinweis zum Messen und Schätzen bei EEG-Umlagepflichten“ zur Konsultation gestellt (RGC berichtete). Wir freuen uns besonders darüber, dass die BNetzA die Inhalte des Hinweisblatts bei unserem Kanzleiforum am 27. September 2019 persönlich vorstellen wird. Hier geht’s zur Anmeldung. 
In dem über 50 Seiten umfassenden Dokument finden sich neben vielzähligen Neuerungen und einigen Überraschungen erfreulicherweise auch Vorschläge wieder, die wir schon vom „Hinweisblatt zur Strommengenabgrenzung für das Antragsjahr 2019“ kennen (RGC berichtete). 
Das Hinweisblatt erscheint zum richtigen Zeitpunkt für die Unternehmen, die jetzt zur Erhaltung ihrer EEG-Umlageprivilegien oder ihrer Netzumlagenbegrenzungen ein funktionierendes Messkonzept errichten. Wie Sie die komplexen Vorgaben des EEG unter Berücksichtigung des Verständnisses der BNetzA und des BAFA umsetzen und dabei auch noch die Vorgaben unter der ISO 50001 unter einen Hut bringen, zeigen wir Ihnen bei unserem Workshop: Der Weg zum „richtigen“ Messkonzept nach EEG, neuen Hinweisen zum Messen und Schätzen der BNetzA und ISO 50001. Aufgrund des Hinweisblatt veranstalten wir einen Zusatztermin am 27. August 2019. 
Einige Kernpunkte des Leitfadens: 
  • Die BNetzA hält daran fest, dass die drei Betreiberkriterien Sachherrschaft, freie Bestimmung der Fahrweise und wirtschaftliches Risiko stets kumulativ vorliegen müssen.
  • Ebenso wie das BAFA geht die BNetzA davon aus, dass Haushaltskunden typischerweise einen Verbrauch von 3.500 kWh/a haben. Sie weist jedoch darauf hin, dass auch bei einem geringeren Drittverbrauch nicht pauschal von einer Bagatelle i.S.d. § 62a EEG ausgegangen werden könne.
  • Es finden sich Standardfälle, in denen typischerweise von einem geringfügigen Gebrauch ausgegangen werden kann. Diese Standardfälle knüpfen entweder an Verbrauchsgeräte (zum Beispiel büroübliche Standardgeräte wie Laptops, Brandmelder, Radios, etc.) oder an Verbrauchskonstellationen (Stromverbrauch von Reinigungskräften, etc.) an. Auch hier kann die Grenze des Bagatellfalls jedoch im Einzelfall überschritten werden, was das Handling schwierig macht. 
  • Im Fall einer Schätzung fordert die BNetzA eine systematische Schlechterstellung der Unternehmen. So lange diese Prämisse durch ausreichende Sicherheitszuschläge erfüllt wird, lässt sie neben der sog. Worst-Case-Schätzung auch viele weitere plausible Schätzmethoden (zum Beispiel Schätzungen aufgrund von exemplarischen Messungen oder typischen Standardwerten) zu.
  • Für Standorte ohne EEG-Umlageprivilegien sieht die BNetzA die pragmatische Lösung der Meldung und Zahlung auf fremde Schuld vor. Damit können Unternehmen unter gewissen Vorgaben auf die wesentlichen Melde- Mess- und Abgrenzungspflichten aus dem EEG verzichten. 
Die Möglichkeit zur Konsultation bis zum 15. September 2019 sollte trotz vieler aus unserer Sicht positiver Ansätze nicht außer Acht gelassen werden. Deutlich ideenreicher sollte das Hinweisblatt beispielsweise bei der Schätzung des ¼-Stunden-Maßstabs bei der EEG-Eigenerzeugung werden.

EU: Winterpaket II in Kraft

Vier weitere Rechtsakte des sog. „Winterpakets“ der EU (u.a.: geänderte Vorgaben zum Elektrizitätsbinnenmarkt) sind in Kraft getreten.

Zum Hintergrund:
Am 30. November 2016 veröffentlichte die Europäische Kommission das sogenannte Winterpaket mit neuen klima- und energiepolitischen Zielen bis 2030. Nachdem der erste Teil dieses Winterpakets bereits Anfang Januar in Kraft treten konnte (RGC berichtete hier und hier), wurden weitere vier Rechtsakte am 14. Juni 2019 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht.
Dies betrifft konkret:
  • die Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt und
  • die Richtlinie (EU) 2019/944 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU,
  • die Verordnung (EU) 2019/941 über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor und zur Aufhebung der Richtlinie 2005/89/EG und
  • die Verordnung (EU) 2019/942 zur Gründung einer Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden.
Die Neufassung der Strombinnenmarkt-Richtlinie soll die Rechte von Stromverbrauchern stärken. Alle Kundengruppen (Industrie, Gewerbe und Haushalte) sollen hierfür Zugang zu den Elektrizitätsmärkten erhalten und ihre flexible Kapazität ebenso wie ihre selbst erzeugte Elektrizität vermarkten können. Insbesondere Stromverbraucher sollen unmittelbar am Markt teilnehmen können, insbesondere indem sie ihren Verbrauch den Marktsignalen anpassen und im Gegenzug in den Genuss von niedrigeren Strompreisen oder von Anreizzahlungen kommen. So müssen Stromversorger mit mehr als 200.000 Kunden künftig flexible Stromtarife anbieten. Das ist vor allem für die Letztverbraucher interessant, die einen intelligenten Stromzähler („Smart Meter“) nutzen. Sie können einen Tarif wählen, mit dem sie zu bestimmten Zeiten günstigeren Strom beziehen, und ihr Verbrauchsverhalten daran ausrichten, wenn der Strom am wenigsten kostet.
Die neue Strommarkt-Richtlinie enthält erstmals zudem auch grundlegende Regeln, die die Arbeit von unabhängigen Aggregatoren erleichtern. Das sind Anbieter, die Kapazitäten mehrerer – durchaus unterschiedlicher – Verbraucher (Industrie, Gewerbe und Haushalte) bündeln und am Markt anbieten.
Die Neufassung der Strombinnenmarkt-Verordnung sieht unter anderem vor, dass die sogenannten Interkonnektoren stärker für den grenzüberschreitenden Stromhandel geöffnet werden. Laut der neuen Verordnung werden die dem Handel zur Verfügung gestellten Kapazitäten künftig schrittweise bis auf 70 Prozent steigen. Damit soll der EU-weite Stromhandel erhöht und somit unter anderem die Stromversorgung vergünstigt werden. Zudem werden die Anforderungen an die Mitgliedstaaten, wie mit internen Netzengpässen umzugehen ist, erhöht. Neu sind darüber hinaus europaweit verbindliche Anforderungen für Kapazitätsreserven und Kapazitätsmärkte. So wird etwa die Teilnahme von CO2-intensiven Kraftwerken an Kapazitätsmechanismen ausgeschlossen.

Bundesnetzagentur stellt Hinweis zum Messen und Schätzen zur Konsultation

In dem Hinweis geht es um die Abgrenzung von Drittstrommengen gemäß den Regelungen des Energiesammelgesetzes (EnSaG).

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat gestern, am 9. Juli 2019, den Entwurf ihres Hinweises zum Messen und Schätzen zur Konsultation gestellt.

In dem Hinweis geht es um die Abgrenzung von Strommengen, die ein Unternehmen selbst verbraucht von Strommengen, die an Dritte geleitet werden. Diese Abgrenzung ist u. a. dann notwendig, wenn ein Unternehmen Entlastungen aufgrund der Besonderen Ausgleichsregelung, der Eigenerzeugung / Eigenversorgung oder der Netzumlagenbegrenzung in Anspruch nimmt, da die Entlastungen nur für den selbst verbrauchten Strom gewährt werden (RGC berichtete). 

Mit dem Hinweis will die Bundesnetzagentur ihr Grundverständnis zu den Regelungen zum Messen und Schätzen darlegen. Der Hinweis soll außerdem als Orientierungshilfe dienen, um eine praxistaugliche und einheitliche Anwendungspraxis zu fördern und die bestehenden Rechtsunsicherheiten zu mindern. Zugleich will die BNetzA die Ausführungen zu den Vorgaben, Ausnahmen und Vereinfachungen anhand von Beispielen, Abbildungen und Tabellen erläutern, um verschiedene Möglichkeiten einer praxistauglichen Umsetzung der neuen Regelungen aufzuzeigen.

Stellungnahmen zu dem Konsultationsentwurf können bis zum 15. September 2019 an die Bundesnetzagentur gesendet werden.

Der VEA wird sich an der Konsultation beteiligen.

Das fast 60 Seiten umfassende Hinweispapier der BNetzA zeigt einmal mehr, wie komplex die energierechtlichen Anforderungen an ein funktionierendes Messkonzept geworden sind. Wie die rechtskonforme Umsetzung trotzdem gelingt zeigen wir Ihnen bei unserem Workshop: Der Weg zum „richtigen“ Messkonzept nach EEG und ISO 50001 am 20. August 2019.

Energierechtliche Folgen bei gesellschaftlichen Umstrukturierungen nicht außer Acht lassen!

Bei der gesellschaftlichen Umstrukturierung von Unternehmen besteht (vielfach unerkannt) das Risiko des Verlusts von energierechtlichen Privilegierungen und der Verletzung von Melde-, Mess- und sonstigen Pflichten.

Gesellschaftliche Umstrukturierungen gehören in der deutschen Konzernlandschaft vielfach zum Alltag. Unternehmen oder Unternehmensteile werden gekauft und verkauft, ein- und ausgegliedert, umgewandelt oder aufgespalten. Hierbei wird im Vorhinein regelmäßig die gesellschaftsrechtliche und steuerliche Situation bewertet, vielleicht noch der Übergang von Patenten und Markenrechten oder arbeitsrechtliche Fragen. Eine Prüfung der energierechtlichen Folgen einer Umstrukturierung wird jedoch vielfach unterlassen. Dabei kann die Änderung der Rechtspersönlichkeit eines energierechtlichen Akteurs weitreichende negative wirtschaftliche Konsequenzen haben, die in manchen Konstellationen sogar die sonstigen, z.B. steuerlichen Vorteile übersteigen.

So können gesellschaftliche Umstrukturierungen regelmäßig den Wegfall von energierechtlichen Privilegien nach sich ziehen, neue Mess- und Meldepflichten auslösen sowie Regulierungspflichten begründen. Gefahr besteht insbesondere für den Fortbestand von Privilegierungen bei der EEG-Umlage (Eigenversorgung, Besondere Ausgleichsregelung), KWK-Umlage, Sonderformen der Netznutzung (z.B. Atypik, 7000-Std.-Regelung), Energie- und Stromsteuern (z.B. § 9b oder 10 StromStG). 

Genießt ein Unternehmen beispielsweise eine EEG-Umlagen-Befreiung für den in der Eigenerzeugungsanlage selbst erzeugten und selbst verbrauchten Strom, entfällt diese Befreiung bei einer Verschmelzung, denn mit Untergang der eigenen Rechtspersönlichkeit des ursprünglichen Betreibers verliert die Eigenerzeugungsanlage ihren Bestandsschutz. Für den in der (übergegangenen) Eigenerzeugungsanlage erzeugten Strom kann die Muttergesellschaft allenfalls noch eine EEG-Umlagen-Reduzierung auf 40 % realisieren. Die „normalen“ Regelungen zur Rechtsnachfolge helfen an dieser Stelle nicht weiter. Ähnlich gravierende Auswirkungen können gesellschaftliche Änderungen auch für weitere Privilegierungen haben, wie z.B. nach der Besonderen Ausgleichsregelung, im Energie- oder Stromsteuerrecht oder für die Reduzierung von Netzentgelten.

Wird ein Unternehmensteil ausgegliedert, so können die Konsequenzen ähnlich ungünstig sein. Der ausgegliederte Unternehmensteil nimmt nach energierechtlichen Maßstäben den Status eines „Dritten“ ein. Auch die fortbestehende Zugehörigkeit zum Konzern ändert daran nichts. Damit können die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens generell nicht mehr in die Privilegierungstatbestände des Ausgangsunternehmens einbezogen werden. Sind beide Unternehmen in derselben Kundenanlage angesiedelt, sind zudem die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens mess- und eichrechtskonform, wenn eine Privilegierung für die Eigenversorgung in Rede steht, ggf. sogar viertelstundenscharf abzugrenzen. Bei fehlender oder fehlerhafter Abgrenzung kann die gesamte Privilegierung entfallen. Dies gilt auch bei unentgeltlicher Weitergabe von Strom. Zudem begründet die Stromweitergabe an das andere Unternehmen eine Reihe von energierechtlichen Meldepflichten, z.B. nach dem EEG, der Marktstammdatenregisterverordnung (MaStRV) etc.

Sind Umstrukturierungen des Unternehmens oder des Konzerns geplant, ist daher eine gesellschafts- und steuerrechtliche Analyse regelmäßig nicht ausreichend. Vielmehr ist dringend zu empfehlen, sich bereits im Vorfeld Gedanken über die energierechtlichen Auswirkungen der geplanten Maßnahmen zu machen und diese bei der wirtschaftlichen Bewertung und der gewählten Ausgestaltung zu berücksichtigen. Auf eine energierechtliche Begleitung von unternehmerischen Umgestaltungen sollte daher nicht verzichtet werden!

Neues zur Drittmengenabgrenzung seitens BMWi, BNetzA und BAFA

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi), das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) und die Bundesnetzagentur (BNetzA) planen Konsultationen zur Abgrenzung von Strommengen, die an Dritte geliefert werden.

Hintergrund ist der hohe bürokratische Aufwand, den Unternehmen leisten müssen, um Strommengen, die an Dritte geliefert werden, von den selbst verbrauchten Strommengen abzugrenzen. Diese Abgrenzung ist u. a. dann notwendig, wenn ein Unternehmen Entlastungen aufgrund der Besonderen Ausgleichsregelung, der Eigenerzeugung / Eigenversorgung oder der Netzumlagenbegrenzung in Anspruch nimmt, da die Entlastungen nur für den selbst verbrauchten Strom gewährt werden. Ziel der Konsultationen ist es, die Umlagen-Gerechtigkeit zu erhalten, die Drittmengenabgrenzung dabei aber deutlich zu vereinfachen. 

Die BNetzA entwirft hierzu aktuell ein Hinweispapier, welches inhaltlich an das seitens BAFA bereits veröffentlichte Hinweisblatt (RGC berichtete) angelehnt werden soll. Das Papier der BNetzA wird allerdings darüber hinausgehende Konkretisierungen enthalten und zeitnah in die Konsultation gehen. Inhaltlich sollen viele Fragen und Probleme aus der bisherigen Abgrenzungspraxis aufgegriffen und unter anderem auf eine Typisierung und Standardisierung von Drittmengen gesetzt werden. Wie diese Typisierung aussehen soll, ist noch nicht klar. Unter bestimmten Voraussetzungen sollen typisierte Standardwerte zur Schätzung ausreichen. Außerdem wird es Regeln zur exemplarischen Messung von Drittmengen geben.

Das BMWi will zeitgleich eine white list erstellen. Diese soll als Positiv-Liste typisierte Standardfälle als Bagatellfälle deklarieren.

Der VEA wird sich an den Konsultationen beteiligen. Über den weiteren Fortgang halten wir Sie hier informiert.