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Deutschland ohne EEG: Was wäre wenn…?

In den aktuellen Sondierungsgesprächen fällt auffällig häufig die Forderung nach einer Abschaffung der EEG-Umlage. Wir möchten hier einmal zur Diskussion stellen, welche Auswirkungen derartige Maßnahmen haben könnten. 

Wie sähe die Welt ohne das EEG aus? In der aktuellen Diskussion wird aktuell von Seiten der verschiedensten Stakeholder immer wieder die Forderung nach einer Abschaffung der EEG-Umlage laut. Da die EEG-Umlage die Basis für sämtliche Förderungen für die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien darstellt, könnte damit sogar das EEG insgesamt in Frage gestellt werden. Wir versuchen einen Blick in diese undurchsichtige Glaskugel und betrachten nachfolgend einmal einige mögliche Folgen für Industrieunternehmen

Die Jahre 2020 und 2021 waren für Industrieunternehmen, die die EEG-Privilegien Eigenerzeugung, Eigenversorgung oder Besondere Ausgleichsregelung (BesAR) in Anspruch nehmen, vielfach geprägt von dem Erfordernis der Aufstellung des korrekten Messkonzeptes. Es wurde viel Geld in geeignete Zähler investiert und teilweise tagelange Produktionsstillstände in Kauf genommen (z.B. für Wandlereichungen). Heerscharen von Beratern sowie ganze Abteilungen bei BNetzA, BAFA und den ÜNBs haben sich lange Zeit mit nichts anderem beschäftigt. Viele Unternehmen sind Ende des Jahres 2021 deswegen unter Zeitdruck, denn spätestens zum 1. Januar 2022 muss das Messkonzept dann vorgelegt werden. 

Doch wozu eigentlich? Ursprünglich sollte das Messkonzept die korrekte Drittmengenabgrenzung zum Erhalt der Privilegien in der Zukunft absichern sowie die Rückforderung nicht korrekt abgegrenzter, privilegierter Strommengen für die Vergangenheit ausschließen. Würde die EEG-Umlage in Zukunft ersatzlos wegfallen, entfiele auch ein Großteil der Funktionen des mühsam aufgebauten Messkonzeptes. Positiv verbliebe dann vor allem die Möglichkeit zur Nutzung des Messkonzeptes als Grundlage des Controllings im Rahmen des Energiemanagements oder teilweise für andere Privilegien wie bspw. bei der Stromsteuer. Hauptzweck des Messkonzeptes wäre dann im Wesentlichen die Rechtfertigung der Vergangenheit, die ins Verhältnis zu den teilweise weitreichenden Investitionen aus Unternehmensmitteln und Steuergeldern zu setzen wäre. 

Darüber hinaus würde eine Abschaffung der EEG-Umlage grundsätzlich das in die Tat umsetzen, was bereits bei Einführung des CO2-Preises erklärte Idee war. Der CO2-Preis soll langfristig die EEG-Umlage als Steuerungsinstrument beim Energieverbrauch ablösen. Hiermit sollte unter Anderem ein wesentlicher Kritikpunkt an den EEG-Privilegien ausgemerzt werden, nämlich, dass diese nicht oder nicht ausreichend zwischen Energie aus erneuerbaren und nicht erneuerbaren Quellen differenzieren. Wie dieses Problem mit dem CO2-Preis als sog. Input-Belastung gelöst werden könne, wurde in diversen Studien umfassend geprüft und letztlich für umsetzungsfähig bewertet.  

Was unserer Meinung im Vorfeld bislang weniger eingehend bewertet wurde, sind die wirtschaftlichen Auswirkungen des Wechsels von EEG-Umlage und ihren Privilegien auf CO2-Bepreisung. Diese werden voraussichtlich die Grundlagen der Wettbewerbsfähigkeit deutscher Industrieunternehmen tiefgreifend verschieben. So profitierten aufgrund des bestehenden sog. Carbon-Leakage-Risikos aktuell beispielweise rund 220 Branchen von der Besonderen Ausgleichsregelung. Auch beim CO2-Preis wird ein solches Carbon-Leakage-Risiko gesehen. Allerdings sieht die extra für die Entlastung betroffener Unternehmen geschaffene Verordnung BECV eine Entlastung nur für rd. 60 Branchen vor. Auch wenn die Verbände bisher nicht in der BECV berücksichtigter Branchen noch Aufnahmeanträge stellen dürfen, sind die Kriterien so hoch, dass zu erwarten ist, dass es viele heute noch BesAR-privilegierte Unternehmen nicht in die Liste schaffen werden. 

Zudem orientiert sich Belastung bzw. eine etwaige Privilegierung und deren Höhe nicht mehr an der verbrauchten Strommenge, sondern an dem Verbrauch von den vom nationalen Emissionshandel erfassten Energieträgern, vielfach Erdgas. Da auch innerhalb der Branchen die Versorgungskonzepte oft sehr unterschiedlich, z.B. mit Fokus eher auf Strom oder eher auf Erdgas, angelegt sind, werden sich wahrscheinlich hier ebenfalls deutliche Verschiebungen zeigen. Besonders gut dastehen werden voraussichtlich diejenigen Unternehmen, die bereits jetzt Energieträger einsetzen, die vom CO2-Preis nicht erfasst sind, z.B. Photovoltaik oder Biomasse wie Altholz, oder die bestehende Anlagen auf einen nicht belasteten Energieträger umrüsten können. 

Die Entwicklungen der kommenden Wochen und Monate sollten daher alle Industrieunternehmen genau verfolgen. Sollten sich neue Tendenzen herausbilden, werden wir diese an dieser Stelle für Sie beleuchten. 

Autor: Jens Nünemann (RGC)
            Dr. Franziska Lietz (RGC)

Klimaneutralität fordert massive sektorübergreifende Kraftanstrengung

Ein Team aus Wissenschaftlern und Wissenschaftlerinnen hat im Rahmen des institutsübergreifenden Ariadne Projekts ermittelt, was geleistet werden muss, damit die Klimaziele des überarbeiteten Klimaschutzgesetzes (RGC berichtete) erreicht werden können.

Dabei arbeiteten die Forschenden in einem Modellvergleich verschiedene Szenarien und Pfade heraus. Ihre Erkenntnisse – unter anderem auf die Fragen, welche Transformationen in den einzelnen Sektoren erreicht werden müssen, wie ein Umstieg von fossilen auf erneuerbare Energien gelingen kann und welche Rolle Wasserstoff und strombasierte E-Fuels in diesem Kontext spielen – haben die Forschenden in einer Klimastudie veröffentlicht.

Die Studie zeigt deutlich auf, dass das ambitionierte Ziel von massiven Reduzierungen der Treibhausgasemissionen bis 2030 sowie Klimaneutralität bis 2045 nicht ohne eine gewaltige sektorübergreifende Kraftanstrengung erreicht werden kann.

Aus dem Modellvergleich konnten die Forschenden ableiten, dass über alle eingesetzten Modelle und Technologieannahmen hinweg der Einsatz erneuerbarer Energien, grünen Wasserstoffs, grünen E-Fuels und nachhaltig erzeugter Biomasse anstelle von fossilen Energieträgern sowie die direkte Elektrifizierung des Energieverbrauchs eine zentrale Rolle bei der Erreichung der Klimaschutzziele spielen. Daher ist u.a. ein zügiger Ausbau der Wind- und Solarenergie dringend erforderlich.

Zudem ist eine starke Beschleunigung der Energiewende vor allem in den kommenden Jahren bis 2030 von besonderer Relevanz, denn „ohne enorme Dekarbonisierungs- und Infrastrukturmaßnahmen in diesem Jahrzehnt werden die Klimaschutzziele für 2030 verfehlt – damit würde auch das Erreichen des Langfristziels der Klimaneutralität 2045 hochgradig unwahrscheinlich werden“.

Erforderlich seien daher massive Investitionen, zusätzliche politische Maßnahmen und ein Infrastrukturausbau in allen Sektoren.

Hinweis: Aufgrund der auch in der Studie herausgearbeiteten hohen Relevanz des Themas „grüner Wasserstoff“ wird dieses bei unserem nächsten Kanzleiforum am 2. Dezember 2021 im Mittelpunkt stehen. Dort möchten wir Ihnen Ideen und Denkanregungen für den H2-Einsatz im Unternehmen geben und diskutieren, was gerade auf dem H2-Markt geschieht. Wir freuen uns über Ihre Teilnahme!

Autor: Sandra Horn (RGC)

Änderung der BSI-Kritisverordnung betrifft auch Stromerzeugungsanlagen

Schwellenwerte für kritische Infrastrukturen werden erheblich gesenkt und erweitern den Anwendungsbereich

Betreiber bestimmter Energieanlagen müssen gemäß § 11 Abs. 1b bis 1e EnWG Vorkehrungen vor Bedrohungen ihrer Telekommunikations- und EDV-Systeme treffen. Sofern es sich um sog. Kritische Infrastrukturen handelt, die das Bundesamt für die Sicherheit in der Informationstechnologie (BSI) in der Verordnung zur Bestimmung Kritischer Infrastrukturen nach dem BSI-Gesetz, kurz: BSI-KritisV) definiert hat, gelten verschiedene Pflichten, wie z.B. das Vorhalten eines Informationssicherheits-Managementsystems und die Meldung von Störungen (RGC berichtete). Im Bereich Energie zählen u.a. Betreiber von Stromerzeugungs- und Speicheranlagen, Betreiber großer Messstellen, Heizwerken oder Wärmenetzen zu den Kritischen Infrastrukturen, ebenso wie die Wasserversorgung oder auch Betreiber von Raffinerien. 

Die Einordnung als Kritische Infrastruktur setzt neben der Branchenzugehörigkeit aber voraus, dass die in der BSI-KritisV festgelegten Schwellenwerte erreicht werden. Denn nur Anlagen, die wegen ihrer Größe von gewisser Bedeutung für die Sicherstellung der Energieversorgung für die Allgemeinheit sind, sollen die besonderen Schutzvorkehrungen treffen müssen.

Nun hat die Bundesregierung die BSI-KritisV geändert und insbesondere die Schwellenwerte abgesenkt. Dadurch fallen auch weniger große Energieanlagen in den Anwendungsbereich der genannten Regelungen. So galt bisher für Stromerzeugungsanlagen ein Schwellenwert von 420 MW. Zukünftig gilt für diese Anlagen der Schwellenwert von 104 MW. Anders gewendet müssen zukünftig Betreiber von Stromerzeugungsanlagen mit einer Leistung von 104 MW oder mehr die Vorgaben für Kritische Infrastrukturen aus dem IT-Sicherheitskatalog der BNetzA beachten. Unabhängig vom Schwellenwert unterliegen Erzeugungsanlagen stets der BSI-KritisV, wenn sie als Schwarzstartanlagen vereinbart sind. Dienen sie der Erbringung von Primärregelleistung liegt der Schwellenwert bei 36 MW. Die neuen Schwellenwerte treten zum 1. Januar 2022 in Kraft.

Den Text der geänderten Verordnung finden Sie hier.

Autor: Tanja Körtke (RGC)

Übergangslösung des BDEW zum Einstieg in das Redispatch 2.0

Wegen der Implementierungsverzögerungen startet der bilanzielle Ausgleich von Redispatchmaßnahmen erst in 2022

Zum 1. Oktober 2021 gelten die Neuregelungen des Redispatch 2.0 im Energiewirtschaftsgesetz (§§ 13, 13a, 14 EnWG) zur Vermeidung von Netzengpässen und der weiteren Sicherung der Stabilität der Stromnetze. Neue Prozesse zwischen allen Netzbetreibern und den Betreibern von Stromerzeugungsanlagen sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren.

Kurz vor dem Starttermin reagieren der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), die Bundesnetzagentur (BNetzA) und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) nun darauf, dass wegen zahlreicher Umsetzungsschwierigkeiten der fristgerechte Einstieg in das Redispatch 2.0 praktisch unmöglich ist.

In der mit BNetzA und BMWi abgestimmten „Übergangslösung“ des BDEW wird der bilanzielle Ausgleich für Maßnahmen des redispatch vorübergehend pauschal in Höhe von 0 MWh erfolgen und bestehende Ansprüche in Bezug auf Energiemengen finanziell ausgeglichen. Anstelle des Anschlussnetzbetreibers sollen die Bilanzkreisverantwortlichen des Lieferanten der betroffenen Anlagen vorübergehend weiterhin gegen einen Aufwandsersatz die Bilanzkreise bewirtschaften – analog des heutigen Einspeisemanagements. Für den finanziellen Anspruch des Bilanzkreisverantwortlichen wurden einfach zu berechnende Mischpreise geregelt.

Diese Übergangslösung ist auf den 31. Mai 2022 befristet. Die BNetzA hat mitgeteilt, in dieser Zeit auf Aufsichts- oder Zwangsmaßnahmen gegen diejenigen Unternehmen zu verzichten, die sich an den Rahmen der Übergangslösung halten.

Der BDEW hat zudem in der Übergangslösung als Ziel definiert, dass spätestens zum 1. März 2022 die Betriebsbereitschaft von allen Prozessteilnehmern sicherzustellen ist. Zu diesem Stichtag soll ein dreimonatiger Testbetrieb aller Redispatch-2.0-Zielprozesse starten. Das BDEW-Einführungsszenario zur Einführung der RD 2.0-Zielprozesse wird aktualisiert und seitens des BDEW bis zum 31. Oktober 2021 der Branche zur Verfügung gestellt.

Wichtig für alle Betreiber von Anlagen, die zum 1. Oktober 2021 neu unter das Redispatchregime nach § 13 Abs. 1 und 1a) EnWG fallen: Die gesetzlichen Anforderungen des Redispatch 2.0 und die dazu erlassenen Festlegungen der BNetzA bleiben weiter unverändert bestehen. Die bereits angelaufenen Meldeprozesse (Stammdatenmeldung, Mitteilung von EIV/BTR usw.) sind weiter umzusetzen, wenn Ihr Anschlussnetzbetreiber zur Datenmeldung aufgefordert hat. Stimmen Sie sich zu Sonderfällen mit dem Anschlussnetzbetreiber ab (z.B. wärmegeführte Anlagen, drohende Produktionsausfälle, immissionsschutzrechtliche Restriktionen).

Die BNetzA hat angekündigt, die weitere Entwicklung bei der Implementierung von Redispatch 2.0 aufmerksam zu verfolgen und sich vom Implementierungsstand regelmäßig von Netzbetreibern und Unternehmen berichten zu lassen.

Weitere Informationen und Details zu der Übergangslösung zum Redispatch 2.0 finden Sie hier.  

Veranstaltung zum Claw-Back-Mechanismus am 24.09.2021

Sie können sich zu der Gemeinschaftsveranstaltung von RGC, VEA und GETEC noch kostenfrei anmelden!

In der Ferienzeit hatten wir hier bereits unsere Veranstaltung zum Claw-Back-Mechanismus am 24.09.2021 angekündet. Diese steht nun unmittelbar vor der Tür. Sie können sich zu unserer Veranstaltung noch kostenfrei bis zum 23.09.2021, 12:00 Uhr, anmelden.

Worum geht es?

Betreiber von neuen Eigenversorgungsanlagen i.S.d. § 61c EEG haben zum Jahresbeginn mit Schrecken festgestellt, dass der Gesetzgeber den Claw-Back-Mechanismus wiederbelebt hat. Für viele Betroffene führt dies zum Verlust ihres EEG-Privilegs, und zwar mit Rückwirkung. Für Kunden mit einer Grundlastanlage mit 5 MW bedeutet dies Mehrkosten in Höhe von ca. 1 Mio. € pro Jahr. 

Worauf zielt die Veranstaltung ab?

VEA, GETEC und RGC richten in diesem Workshop gemeinsam den Blick nach vorn und zeigen die Chancen – aber auch die Grenzen – für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb betroffener Anlagen anhand von konkreten Praxisfällen auf. 

Wo finde ich weitere Infos?

Die Anmeldung und die Agenda finden Sie hier.

BAFA verwendet neue Formulare für Zulassungsanträge nach dem KWKG 2020

Zu den Neuregelungen im KWKG 2020 hat das BAFA die Zulassungsanträge für KWK-Anlagen zum Erhalt einer KWK-Förderung grundlegend überarbeitet und vereinfacht.

Zusammen mit dem EEG 2021 wurde auch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz zuerst im Januar 2021 umfassend novelliert und dann nach der Genehmigung der EU-Kommission nochmal im Juli 2021 angepasst. Es wurden zahlreiche Änderungen der Zuschlagssätze und die Verlängerung der Förderung aus hocheffizienten KWK-Anlagen bis zum 31.12.2026 geregelt (RGC berichtete hier und hier).

Bis zur Genehmigung der EU-Kommission durften die geänderten Fördervorschriften des KWKG 2020 nicht angewendet werden, entsprechend hatte das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) seine Zulassungsbescheide für KWK-Anlagen nur unter Vorbehalt erteilt.

Jetzt hat das BAFA seine Internetseite für KWK-Anlagen neu strukturiert:

Die Zulassungsanträge sind grundlegend konsolidiert und das BAFA startet ein neues Zulassungsverfahren. Statt der bisherigen zahlreichen Formulare, kann die Beantragung der Zulassung einer KWK-Anlage über ein(!) vereinfachtes Hauptformular erfolgen. Die Besonderheiten der verschiedenen KWK-Anlagenkategorien werden nun über Anlagen zu dem Hauptformular abgefragt. Welche Anlagen ausgefüllt werden müssen, können die Anlagenbetreiber aus dem neuen „Formularleitfaden“ entnehmen.

Wichtige Hinweise des BAFA von der Antragstellung bis zur Auszahlung des KWK-Zuschlags und den Meldepflichten gibt es für die Anlagenbetreiber in der überarbeiteten Sammlung häufiger Fragen („FAQ“).

Weitere Informationen zu dem neuen Antragsverfahren finden Sie hier.

Übertragungsnetzbetreiber haben die „kalkulatorischen Preise“ für die Abregelung von EE- und KWK-Strom im redispatch 2.0 veröffentlicht

Diese kalkulatorischen Preise müssen Netzbetreiber nun bei ihrer Auswahlentscheidung zur Abschaltreihenfolge von Erzeugungsanlagen ansetzen.

Nach dem ab dem 01.10.2021 geltenden neuen System des redispatch 2.0 sind für die Anpassung von Erzeugungsanlagen bei Netzengpässen die Maßnahmen vom Netzbetreiber auszuwählen, die am wirksamsten sind und zugleich die voraussichtlich insgesamt geringsten Kosten verursachen.

Damit für EE- und KWK-Strom-Kapazitäten der Einspeisevorrang grundsätzlich gewahrt werden kann, hat die BNetzA für die Reduzierung der Wirkleistung dieser Anlagen sog. Mindestfaktoren festgelegt.  Dieser Mindestfaktor entscheidet mit über die Abschaltreihenfolge im Rahmen des redispatch.  Mit ihrer Festlegung vom 30.11.2020 hat die BNetzA für die Reduzierung der Wirkleistung von EE-Anlagen einen Mindestfaktor von 10 und für KWK-Anlagen von 5 bestimmt (RGC berichtete). Konkret bedeutet dies, dass EE- oder KWK-Anlagen nur dann abgeregelt werden dürfen, wenn stattdessen in einem deutlich größeren Umfang konventionelle Anlagen abgeregelt werden müssten, um das gleiche Ergebnis zu erzielen. Die Abregelung dieser privilegierten Anlagen soll nach dem Willen des Gesetzgebers mind. das Fünffache, aber max. das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugungsleistung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzen können (sog. Mindestfaktor).

Für die Anwendung der Mindestfaktoren sind geeignete „kalkulatorische Preise“ für die Abregelung von EE- und KWK-Strom zu bestimmen. Die BNetzA hat die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, diese Preise einheitlich zu bestimmen und jährlich bis 01.09. eines Jahres zu veröffentlichen.

Für den Bemessungszeitraum 01.10.2021 bis 30.09.2022 haben die Übertragungsnetzbetreiber nun für EE-Anlagen einen kalkulatorischen Preis von 590,60 €/MWh, für hocheffiziente KWK-Anlagen von 251,25 €/MWh und für die Netzreserve von 251,09 €/MWh angesetzt. Die Veröffentlichung und weitere Informationen zur Ermittlung der Preise finden Sie hier.

Diese Festlegung dient den Netzbetreibern jetzt als Faktor zur Festlegung der Abschaltreihenfolge gemäß § 13 Abs. 1 S. 2 EnWG. Hervorzuheben ist, dass diese kalkulatorischen Preise nur eine rein fiktive Größe sind, sie bilden nicht die tatsächlichen Kosten für betroffene Anlagenbetreiber ab. Insbesondere sind diese Kosten unerheblich für mögliche Entschädigungszahlungen der Anlagenbetreiber für tatsächlich durchgeführte Redispatch-Maßnahmen.

Claw-Back-Mechanismus: kostenfreier Workshop für Betroffene!

Seit der Claw-Back-Mechanismus für Betreiber von neuen KWK-Anlagen eingeführt wurde, stellt sich für betroffene Eigenversorger die Frage, ob ein Weiterbetrieb ihrer Anlagen überhaupt wirtschaftlich ist. Diese Frage beantworten VEA, Getec und RGC am 24. September 2021 im Teamplay!

Zum 1. Januar 2021 wurde der sog. Claw-Back-Mechanismus für neue KWK-Anlagen mit einer Leistung zwischen 1 und 10 MW mit Rückwirkung für 2019 und 2020 eingeführt (RGC informierte). Oft heißt das, dass das EEG-Privileg komplett wegbricht – sowohl für die Vergangenheit, als auch für die Zukunft. In unserem kostenfreien Workshop, den wir gemeinsam mit VEA und GETEC ausrichten, werfen wir mit betroffenen Unternehmen einen Blick auf die umstrittene Regelung und zeigen Chancen und Konsequenzen auf. Zur Anmeldung geht´s hier.

Um die betroffenen Unternehmen über die Wirkweise des Claw-Back-Mechanismus aufzuklären und mögliche Optionen aufzuzeigen, mit diesem umzugehen, richten VEA, GETEC und RGC am 24. September 2021 von 9 bis 12 Uhr einen Online-Workshop zu dem Thema aus. Neben einer genauen Erläuterung des Claw-Back-Mechanismus werden konkrete Handlungsmöglichkeiten anhand von Praxisfällen für betroffene Unternehmen energierechtlich und energiewirtschaftlich beleuchtet. Vielleicht ist die Umstellung auf Erneuerbare Energien oder eine Netzentgeltoptimierung auch für Sie die Lösung?

Und wer weiß… vielleicht wird bei dieser Gelegenheit ja auch die RGC-Initiative gegen den Claw-Back-Mechanismus (Infos gibt´s hier) wiederbelebt?

Übertragungsnetzbetreiber stellen ab dem 01.10.2021 die Veröffentlichung ihrer Prognosen zum Einspeisemanagement ein.

Die Übertragungsnetzbetreiber haben heute ihren nächsten Schritt zur Umsetzung des redispatch 2.0 mitgeteilt. Zum 01.10.2021 startet das redispatch 2.0 und löst die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement im Energiewirtschaftsgesetz ab. Künftig werden alle Netzbetreiber in das neue redispatch-Regime einbezogen.

Die Veröffentlichung einer Prognose zu Maßnahmen des bisherigen Einspeisemanagements durch die Übertragungsnetzbetreiber entfällt. Sie wird zum 01.10.2021 eingestellt.

Neues zum Schätzen im EEG: Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen ihr Grundverständnis zur Schätzbefugnis

Eigenerzeuger, BesAr-Unternehmen und alle, die ihre § 19 StromNEV-Umlage begrenzen lassen, bekommen auf den letzten Metern der Umsetzung des EEG-Messkonzepts Hilfe. Denn die ÜNB haben jetzt geklärt, wann Schätzungen zukünftig ausnahmsweise zulässig bleiben.

Das Grundverständnis zur Schätzbefugnis der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ist Pflichtlektüre für alle Eigenerzeuger und BesAr-Nutzer. Sie lässt sich auf der gemeinsamen Homepage der Übertragungsnetzbetreiber hier abrufen. Die wichtigsten Infos:

  • Die ÜNB stellen zunächst klar, dass eine Schätzung zukünftig nur noch zulässig ist, wenn eine messtechnische Abgrenzung
  1. sowohl technisch unmöglich / mit einem unvertretbaren Aufwand verbunden ist, als auch
  2. eine Abgrenzung am vorgelagerten Punkt nicht wirtschaftlich zumutbar ist. Diese Doppeltprüfung ist in § 62b EEG angelegt und deshalb keine Überraschung. 
  • Neu ist jedoch, dass die ÜNB für die unbestimmten Rechtsbegriffe „unvertretbarer Aufwand“ und „wirtschaftliche Unzumutbarkeit“ jeweils eine Formel erstellt haben, mit der man hier endlich zu einem eindeutigen Ergebnis kommt. Genau das hat im Markt bislang gefehlt.
  • Für die Berechnung des unvertretbaren Aufwands und der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit haben die ÜNB Beispielsfälle in einer Exceltabelle aufbereitet, die Sie hier ganz unten finden. Die Exceltabellen können Unternehmen direkt für ihre eigenen Berechnungen heranziehen – das ist für die Praxis sehr hilfreich.
  • Eine Vereinfachung sehen die ÜNB für sog. exemplarische Messungen (z.B. von Getränkeautomaten) vor:

    Sie nehmen an, dass der unvertretbare Aufwand hierbei im Regelfall gegeben ist. Für den zweiten Prüfungsschritt, die wirtschaftliche Unzumutbarkeit, muss zwar grundsätzlich eine finanzielle Bewertung vorgenommen werden. Diese Bewertung ist jedoch ebenfalls entbehrlich, wenn die exemplarisch gemessene Strommenge im Verhältnis zur durchmischten Strommenge hinter dem nächsten vorgelagerten Punkt unwesentlich ist. Damit wird eine Berechnung im typischen Fall, der exemplarischen Messung von Getränkeautomaten, meist entbehrlich sein.

Sind Sie unsicher, ob Sie Ihre Drittmengenabgrenzung richtig durchgeführt haben? Zum Gegencheck empfehlen wir Ihnen unser RGC Video-Tutorial: Dritte richtig bestimmen, abgrenzen, messen und melden.