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Nationaler Emissionshandel wird mit höherem CO2-Preis von 25 €/t in 2021 starten!

Bundesregierung legt entsprechenden Referentenentwurf mit verbesserter VO-Ermächtigung für Carbon-Leakage-Regelung vor. Die Bundesregierung hat am 20. Mai 2020 eine Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes beschlossen. Demnach wird der CO2-Preis ab Januar 2021 auf zunächst 25 Euro pro Tonne angehoben. Danach soll der Preis schrittweise auf bis zu 55 Euro im Jahr 2025 ansteigen. Für das Jahr 2026 soll ein Preiskorridor von mindestens 55 und höchstens 65 Euro gelten. Den Regierungsentwurf finden Sie hier. Das entspricht der Einigung im Rahmen des Vermittlungsausschusses aus Dezember 2019 (RGC berichtete). Unsere Prognose und Hoffnung, dass der nationale CO2-Handel wegen der Corona-Krise mit dem ursprünglich verabschiedeten Preis von 10 Euro pro Tonne starten wird, ist damit überholt.  

Außerdem wurde die Regelung zu den Carbon-Leakage-Maßnahmen angepasst. Diese Maßnahmen können jetzt dem „Erhalt der grenzüberschreitenden Wettbewerbsfähigkeit“ dienen, während es zuvor „zum Erhalt der EU-weiten und internationalen Wettbewerbsfähigkeit“ hieß.  Zudem wird die Bundesregierung bereits nach Verkündung des Änderungsgesetzes ermächtigt durch Rechtsverordnung die zur Vermeidung von Carbon-Leakage und zum Erhalt der internationalen Wettbewerbsfähigkeit betroffener Unternehmen erforderlichen Maßnahmen zu regeln. Diese Maßnahmen sollen dann – unabhängig vom Zeitpunkt ihres Inkrafttretens – rückwirkend ab dem 01. Januar 2021 greifen.

In der Gesetzesbegründung betont die Bundesregierung nochmals, dass sie schnellstmöglich die erforderlichen Maßnahmen zur Vermeidung von Carbon Leakage mit besonderer Berücksichtigung kleinerer und mittlerer Unternehmen mit Rückwirkung zum 1. Januar 2021 regeln möchte. Der Gesetzesentwurf muss das parlamentarische Verfahren noch passieren.

Welche Gefahren der nationale CO2-Handel insbesondere für Eigenerzeuger und BesAR-Unternehmen birgt und welche Gestaltungsalternativen bestehen, erläutern wir in unserem „VEA/RGC Online-Kongress Energie und Klima“, der am 8. Juni 2020 startet.

Praxisbeispiele für Holz als alternativer Brennstoff in BHKWs

Neues Fachvideo von ENTRENCO für unseren Online-Kongress Energie und Klima

Die Holzpreise sind durch die vergangenen Dürrejahre im Keller. Die Wirtschaftlichkeit von klassischen mit Erdgas betriebenen BHKWs wird durch das Klimapaket gefährdet, wie wir z. B. hier berichtet haben. Da liegt es fast schon auf der Hand, dass man sich Holz als alternativen, klimaneutralen Brennstoff für BHKWs ansehen sollte.

Wir freuen uns daher sehr, dass wir die Firma ENTRENCO als Interviewpartner für unseren „VEA/RGC Online-Kongresses Energie und Klima“  gewinnen konnten. ENTRENCO wird uns an konkreten Fallbeispielen zeigen, wie mit dem Einsatz von Holz in BHKWs wirtschaftlich Strom und Wärme produziert werden kann.

Referentenentwurf sieht Finanzierung des EEG aus Haushaltsmitteln vor

Ein Dogmawechsel mit erheblichen Folgen für energieintensive Unternehmen
Das BMWi hat am 13. Mai 2020 einen Referentenentwurf zur Änderung der Erneuerbare-Energien-Verordnung vorgelegt. Die Änderung soll es dem Bund ermöglichen, Zahlungen an die Übertragungsnetzbetreiber zur Senkung der EEG-Umlage zu leisten.

Die Bundesregierung hat mit dem Klimaschutzprogramm 2030 am 9. Oktober 2019 beschlossen, dass die EEG-Umlage ab dem 1. Januar 2021 durch den Einsatz von Haushaltsmitteln entlastet werden soll. Zu diesem Zweck soll ein Teil der geplanten Einnahmen aus der CO2-Bepreisung auf Grundlage des Gesetzes über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen (BEHG) verwendet werden. Diesen Beschluss hat die Bundesregierung anschließend in ihrer Protokollerklärung zum Gesetzentwurf zur Umsetzung des Klimaschutzprogramms 2030 im Steuerrecht vom 19. Dezember 2019 im Rahmen des Vermittlungsausschusses von Bundestag und Bundesrat bestätigt.

Mit dem vorliegenden Referentenentwurf soll dieser Beschluss nun umgesetzt werden. Dabei werden in der Entwurfsbegründung jedoch die eingesetzten Haushalsmittel nicht auf die Einnahmen aus dem BEHG beschränkt. Eröffnet wird die Option, auch weitere Haushaltsmittel zur kurz- oder mittelfristigen Reduzierung der EEG-Umlage einzusetzen. Als Grund für einen solchen zusätzlichen Mitteleinsatz wird z.B. die Corona-Krise genannt.

Die Reduzierung der EEG-Umlage ist im Grundsatz natürlich zu begrüßen. Der Einsatz von staatlichen Mitteln führt aber zwangsweise dazu, dass das EEG zur staatlichen Beihilfe wird und somit ohne Genehmigung der EU-Kommission nicht vollzogen werden darf. Damit wird das erfreuliche Urteil des EuGH, in dem die Beihilfequalität des EEG gerade verneint wurde, zum Pyrrhussieg. Besser wäre es, wie wir in vielen Diskussionen und Gesprächen empfohlen haben, einige EEG-Anlagen, wie z.B. die Offshore-Anlagen, aus dem EEG herauszunehmen und ausschließlich diese in einem eigenen Gesetz aus dem Staatshaushalt zu finanzieren. Dann würde zwar das neue Gesetz als Beihilfe von der EU-Kommission genehmigt werden müssen, aber das verbleibende Teil des EEG unterläge unverändert nicht den beihilferechtlichen Restriktionen.
 
Außerdem birgt die Senkung der EEG-Umlage, auch wenn es sich paradox anhört, erhebliche Gefahren für BesAR-Unternehmen und die Wirtschaftlichkeit von Eigenversorgungskonzepten.   

All das ist der Bundesregierung bewusst, wie sie in der kleinen Anfrage zu den Auswirkungen des BEHG auf die Industrie bestätigt. Darüber haben wir hier im Detail berichtet.

Es zeichnet sich damit ab, dass sich die Rahmenbedingungen für Versorgungskonzepte gerade für BesAR-Unternehmen und Eigenerzeuger stark verändern werden. Das EEG wird weiterhin von Bedeutung sein. Die Regelungen aus dem Klimapaket werden jedoch zum zusätzlichen und evtl. zukünftig sogar dominierenden Faktor. Eine Umgestaltung vieler Versorgungskonzepte dürfte unvermeidbar sein.   

Alles Punkte, die wir in unserem „VEA/RGC Online-Kongresses Energie und Klima“ mit 15-20 Fachvideos, der am 8. Juni startet und am 23. Juni mit einem Live-Event (Webinar) endet, vertieft mit den gewohnten Praxistipps behandeln werden.

Redispatch: Harmonisierte Durchführung von Eingriffen in Erzeugungskraftwerke

Betreiber von Kraftwerken mit einer Leistung ab 10 MW sind verpflichtet, am sog. „Redispatch“ teilzunehmen, also Eingriffe der Netzbetreiber in ihre Erzeugungsleistung hinzunehmen. Die vier Übertragungsnetzbetreiber haben nun den finalen harmonisierten Aktivierungsprozess zur Abstimmung dieser Maßnahmen auf ihrer Internetseite veröffentlicht. Unter Redispatch versteht man Eingriffe seitens der Netzbetreiber in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt. Weitere Informationen hierzu finden Sie u.a. auf der Seite der Bundesnetzagentur.

Die Verpflichtung zur Teilnahme am sog. Redispatch ist für Kraftwerke ab 10 MW schon seit Jahren in den §§ 13 ff. EnWG geregelt. Für die Zukunft hat der Gesetzgeber zudem klargestellt, dass dies auch für reine Eigenversorgungskraftwerke gelten soll (RGC berichtete).

Derzeit erfolgt die konkrete Durchführung von Redispatch-Maßnahmen zwischen den Übertragungsnetzbetreibern und den Betreibern von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Leistung ab 10 MW noch auf Basis verschiedener, regelzonenspezifischer Prozesse. Diese Prozesse unterscheiden sich also in jeder Regelzone hinsichtlich der konkreten Abläufe, der verwendeten Formate und Kommunikationswege.

Mit der Einführung eines gemeinsamen Redispatch-Abwicklungsservers (sog. RAS) der vier Übertragungsnetzbetreiber sollen die aktuellen Prozesse und Formate beim Redispatch-Abruf nun harmonisiert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber haben hierzu am 30. April 2020 den finalen harmonisierten Aktivierungsprozess zum Abruf von Redispatch veröffentlicht. Dieser enthält eine detaillierte Prozessbeschreibung sowie die dazugehörigen Formatbeschreibungen, Schema- und Beispieldateien und macht u.a. die Installation des entsprechenden Tools erforderlich. Details und die jeweiligen Prozessbeschreibungen finden Sie hier.

Die Übertragungsnetzbetreiber sehen dort aktuell einen Start für den harmonisierten Aktivierungsprozess im 1. Halbjahr 2021 vor. Davor werde den Kraftwerksbetreibern eine mindestens 6-monatige Testphase ermöglicht.

Betroffen sind derzeit ausschließlich die heute zum Redispatch verpflichteten Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Leistung ab 10 MW.

Bundesregierung: Nationaler CO2-Handel kann Unternehmen die BesAR-Privilegierung kosten und Unwirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen wird nicht ausgeschlossen!

Antwort auf kleine Anfrage (BT-Drs. 19/18857): Auswirkung des nationalen Brennstoffemissionshandels und der geplanten Senkung der EEG-Umlage auf die deutsche Industrie Wir haben bereits in unserem Fachvideo „Das Klimapaket darf trotz Corona-Krise nicht vergessen werden!“ davor gewarnt, dass das BEHG massive Gefahren für BesAR-Unternehmen und Eigenerzeuger birgt. Diese Gefahren bestätigt jetzt die Bundesregierung in der Antwort vom 28. April 2020 auf eine kleine Anfrage der FDP-Fraktion und einiger weiterer Bundestagsabgeordneter zu den Auswirkungen des BEHG auf die deutsche Industrie. Sie betont zudem, dass sich die Wirtschaftlichkeit (nur) von mit erneuerbaren Brennstoffen betriebenen KWK-Anlagen verbessern dürfte.

Für BesAR-Unternehmen und Eigenerzeuger bedeutet dies, dass sie sich dringend mit den Möglichkeiten zur klimafreundlichen Umgestaltung bestehender Versorgungskonzepte befassen müssen. Das ist der Schwerpunkt unseres „VEA/RGC Online-Kongresses Energie und Klima“ mit 15-20 Fachvideos, der am 8. Juni startet und am 23. Juni mit einem Live-Event (Webinar) endet.   

Im Hinblick auf die BesAR äußert sich die Bundesregierung wie folgt:

3. Frage: „Ist der Bundesregierung bekannt, dass bestimmte Unternehmen durch die Senkung der EEG-Umlage aus der Besonderen Ausgleichsregelung fallen können und dadurch insgesamt eine Mehrbelastung resultieren könnte?“

Antwort: „Eines der Zugangskriterien zur Besonderen Ausgleichsregelung ist die Stromkostenintensität. Sie wird von vielen verschiedenen Faktoren beeinflusst. Dazu zählt die Entwicklung der Strompreise insgesamt und somit auch die EEG-Umlage als Strompreisbestandteil. Der Bundesregierung ist der Effekt, den eine geringere EEG-Umlage auf die Stromkostenintensität von im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung privilegierten Unternehmen haben kann, bekannt.“

4. Frage: „Wie viele Unternehmen des produzierenden Gewerbes, die die Besondere Ausgleichsregelung des EEG in Anspruch nehmen, könnten nach Kenntnis der Bundesregierung durch die geplante Senkung der EEG-Umlage von insgesamt steigenden Stromkosten betroffen sein (unter der Annahme eines konstanten Stromverbrauchs, eines abgesehen von der EEG-Umlage stabilen Strompreises und einer konstanten Bruttowertschöpfung; bitte in die Senkungsschritte 1,5 Cent/kWh, 2 Cent/kWh und 3 Cent/kWh aufschlüsseln)?“

Antwort: „Die Anzahl von möglicherweise betroffenen Unternehmen hängt von verschiedenen Faktoren ab. Neben dem Strompreis hat auch der Stromverbrauch der vergangenen drei Jahre sowie die Bruttowertschöpfung der vergangenen drei Jahre einen maßgeblichen Einfluss auf die Berechnung der Stromkostenintensität der Unternehmen. Diese betriebswirtschaftlichen Kennzahlen werden durch die derzeitige Wirtschaftskrise stark beeinflusst sein und liegen der Bundesregierung im Detail nicht vor. Daher erscheint es derzeit nicht sachdienlich eine Berechnung, wie in der Antwort zu Frage 4 vorgeschlagen, durchzuführen.“

Im Hinblick auf die Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen  äußert sich die Bundesregierung wie folgt:

14. Frage: „Sind diese Anlagen nach Einschätzung der Bundesregierung ohne direkte Kompensation durch das BEHG und/oder indirekte Kompensation über das KWKG noch wirtschaftlich zu betreiben (bitte nach Anlagen bis 1 MW, bis 10 MW und zwischen 10 und 20 MW aufschlüsseln)?“

Antwort: „Zwar wirkt die Belastung fossiler Brennstoffe durch eine Bepreisung von CO2 kostensteigernd für mit fossilen Brennstoffen betriebene KWK-Anlagen. Allerdings werden alternativ zumeist ebenfalls erdgasbasierte Strom- und Wärmeerzeuger eingesetzt, die in gleichem Maße von einer CO2-Bepreisung betroffen sind. Ein negativer Effekt auf die Wirtschaftlichkeit fossil befeuerter KWK-Anlagen wird dadurch erheblich reduziert.
Die Wirtschaftlichkeit von mit erneuerbaren Brennstoffen betriebenen KWK-Anlagen dürfte sich demgegenüber aus diesem Grunde verbessern.

Die Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen insgesamt ist vom Einzelfall abhängig und äußerst heterogen. Sie wird von vielen Einflussfaktoren, wie zum Beispiel der lokalen Nachfrage nach Strom und Wärme, den Eigenversorgungsprivilegien und den individuellen Bezugspreisen für Strom, Brennstoffe und Wärme, bestimmt.

Zudem gilt: Im Rahmen der KWK-Ausschreibungen können Betreiber ihren Förderbedarf benennen und etwaigen zusätzlichen Förderbedarf hierbei berücksichtigen.“

Die gesamte Antwort der Bundesregierung steht Ihnen mit weiteren wichtigen Aussagen z.B. zum Beihilferecht und der KWK-Förderung hier zum Download bereit.

Ausschreibung für KWK-Anlagen und innovative KWK-Systeme

BNetzA gibt Gebotstermine und Parameter für die nächste Ausschreibungsrunde bekannt

Neue oder modernisierte KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von mehr als 1 MW bis 50 MW müssen an einem Ausschreibungsverfahren teilnehmen, um eine Förderung nach KWKG / KWK-AusV zu erhalten. Das gleiche gilt für sog. innovative KWK-Systeme.

Das Ausschreibungsverfahren wird von der Bundesnetzagentur (BNetzA) durchgeführt. Zweimal pro Jahr können Gebote abgegeben werden.

Die BNetzA hat nun den nächsten Gebotstermin für den 2. Juni 2020 und die wichtigsten Parameter der Ausschreibungsrunde auf ihrer Internetseite bekannt gegeben.

Details finden Sie hier und hier.

Eingriffe in EE-Eigenversorgungsanlagen ab 01.10.2021: Deutsches Redispatch-Regime vs. Europarecht

Die neuen Regelungen zu Redispatch, die in Deutschland ab dem 01.10.2021 gelten, könnten im Hinblick auf die Steuerung von EE-Eigenversorgungsanlagen gegen Europarecht verstoßen.

Zum 01.10.2021 tritt in Deutschland ein neues, geändertes Redispatch-Regime in Kraft (RGC berichtete). 

Die Möglichkeit des Netzbetreibers zu steuernden Eingriffen in reine Eigenversorgungsanlagen waren bislang im Gesetz nicht ausdrücklich geregelt. Dass sie dennoch möglich sind, wurde von der herrschenden Meinung zwar bejaht, aufgrund der bestehenden Rechtsunsicherheit aber in der Praxis regelmäßig nicht gelebt.

Dies könnte sich jetzt ändern. Nach neuer Rechtslage ab 01.10.2021 ergibt sich ganz klar aus dem Gesetzeswortlaut, dass auch reine Eigenversorgungsanlagen (ggf. erst ab 100 kW), z.B. PV-Anlagen, BHKWs etc., geregelt werden dürfen: § 13a Abs. 1 S. 1 n.F. lautet künftig wie folgt: 

Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, sind verpflichtet, auf Aufforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden.“

Der Gesetzgeber begründet die Ausdehnung der Steuerungsbefugnisse auf nicht in das Netz einspeisende Anlagen damit, dass die Wirkleistungsreduzierung physikalisch für die Engpassentlastung gleich wirksam sei und zu einer Reduzierung des Redispatch-Volumens und der Redispatch-Kosten beitragen könne (vgl. BT-Drs. 19/7375, S. 52, Gesetzesbegründung NABEG 2.0). 

Einige Netzbetreiber verlangen daher jetzt die Einrichtung geeigneter Steuerungstechnik (soweit dies nicht ohnehin vom EEG bereits gefordert wird) und haben bereits deutlich gemacht, dass sie von dem Recht zur Steuerung auch Gebrauch machen werden. 

Einschränkend dürfte hierbei jedoch zu berücksichtigen sein, dass nach dem neuen Redispatch-Regime bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung eines Eingriffs bei Eingriffen in Erneuerbare regelmäßig große Aufschläge zu machen sind, sodass das zumindest in Erneuerbare allgemein voraussichtlich auch zukünftig immer als letztes eingegriffen werden wird. Hierbei erfolgt allerdings keine Unterscheidung zwischen EE-Anlagen, die in das Netz einspeisen und EE-Anlagen zur Eigenversorgung. 

Dies könnte allerdings den europarechtlichen Vorgaben widersprechen, die einen Eingriff in EE-Eigenversorgungsanlagen grds. nur als letztes Mittel erlauben wollen:

Seit dem 01.01.2020 gilt nämlich auch ein neues Redispatch-Recht auf europäischer Ebene. Nach der neuen Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (EU) 2019/943 darf nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus EE- oder KWK-Anlagen nicht Gegenstand eines Redispatch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen, vgl. nach Art. 13 Abs. 6 lit. c) EU-EltVO: 

„Nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, darf nicht Gegenstand von abwärts gerichtetem Redispatch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen.“

Damit dürfte ein Widerspruch bestehen zwischen den Redispatch-Regelungen des EnWG und der vorrangigen EU-Verordnung, die unmittelbar auch in den Mitgliedsstaaten gilt. Sofern der EU-Verordnungsgeber nicht ausdrücklich einen solchen einräumt, hat der nationale Gesetzgeber zu den in einer Verordnung geregelten Fragen keinen Gestaltungsspielraum.

Wie ab dem 01.10.2021 mit diesem Widerspruch umgegangen wird, dürfte derzeit noch unklar sein. Denkbar ist, dass Netzbetreiber mit Blick auf die Rechtsunsicherheit nur zurückhaltend in Eigenversorgungsanlagen eingreifen, sicher ist dies jedoch nicht. Denkbar ist auch, dass der Gesetzgeber noch einmal nachsteuert oder die BNetzA die Anforderungen für die deutschen Netzbetreiber mit Blick auf die europäischen Vorgaben mit einer Festlegung konkretisiert. Die Betreiber betroffener Anlagen sollten daher das Geschehen aufmerksam beobachten. 

Kundenanlage: Hauptzollämter fragen nach

Hauptzollämter hinterfragen zurzeit im Rahmen von Außenprüfungen den Kundenanlagenstatus bei „kleinen“ Versorgern

Bislang haben sich Unternehmen in erster Linie dann mit dem regulierungsrechtlichen Status ihrer Energieinfrastruktur (Einordnung als Kundenanlage oder Netz) befasst, wenn es um Fragen von Netzanschluss, freie Lieferantenwahl nachgelagerter Letztverbraucher ging etc. Nunmehr befassen sich auch die Hauptzollämter vermehrt mit dieser Fragestellung. 

Hintergrund:

Unternehmen sind dann „kleine“ Versorger i.S.d. § 1a Abs. 6 StromStV und haben stromsteuerrechtliche Pflichten zu beachten, wenn sie 

  • Strom innerhalb einer Kundenanlage in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von bis zu 2 MWel erzeugen,
  • diesen Strom an Letztverbraucher ausschließlich innerhalb dieser Kundenanlage leisten und
  • darüber hinaus ausschließlich vollversteuerten Strom (20,50 Euro/MWel) ausschließlich von einem im Steuergebiet ansässigen Versorger beziehen und diesen ausschließlich innerhalb dieser Kundenanlage leisten.

Sind diese Voraussetzungen erfüllt, muss ein Unternehmen zunächst einmal eine Anzeige auf amtlichen Vordruck bei seinem zuständigen Hauptzollamt abgeben. Dies muss vor Aufnahme seiner Tätigkeit als „kleiner“ Versorger geschehen. Dabei hat es selbst einzuschätzen, ob sein Betriebsnetz eine Kundenanlage darstellt oder nicht. Eine Erleichterung sieht das Stromsteuerrecht dahingehend vor, dass in Zweifelsfällen zunächst vermutet wird, dass eine Kundenanlage vorliegt (§ 1a Abs. 9 HS. 2 StromStV). 

Die Kriterien einer Kundenanlage werden dem Energiewirtschaftsgesetz (§ 1a Abs. 9 HS. 1 StromStV i.V.m. § 3 Nr. 24a und 24b EnWG) entnommen. Diese sind stark von Rechtsprechung und Behördenpraxis geprägt und stetig im Wandel (zur aktuellen Rechtsprechung des BGH berichtete RGC hier).

Im Rahmen der Außenprüfung hinterfragen nun einige Hauptzollämter die Selbsteinschätzung der Unternehmen bezüglich ihres Kundenanlagenstatus. Eine frühzeitige Auseinandersetzung mit dieser Thematik sowie Dokumentation der Ergebnisse und ihrer argumentativen Herleitung ist also unerlässlich. Sollten Sie hierbei Unterstützung benötigen, kommen Sie gern auf uns zu oder besuchen Sie unseren Praxisworkshop, für den Sie sich in Kürze hier anmelden können.

Verlängerte Eichfristen ermöglichen korrekte Abgrenzung von Drittmengen auch bei verspätetem Zählerwechsel

Die Eichaufsichtsbehörden haben sich aufgrund der Corona-Krise auf Regelungen zur Verlängerung von Eichfristen verständigt, die zugleich Rechtssicherheit für Unternehmen bringen.

Bei der Inanspruchnahme von energierechtlichen Entlastungstatbeständen sind die Unternehmen trotz der Einschränkungen der Corona-Krise gehalten, die energierechtlichen Meldungen – mit gewissen Erleichterungen – fristgerecht vorzunehmen (RGC berichtete). 

Darunter fallen auch alle Erklärungen, die eine korrekte Drittmengenabgrenzung erfordern. Strommengen, für die Privilegierungen in Anspruch genommen werden, sind grundsätzlich durch mess- und eichrechtskonforme Messeinrichtungen zu erfassen. Diese Anforderungen haben Unternehmen sicherzustellen, die Messgeräte verwenden. Wechseln Unternehmen Messgeräte bei jetzt nahendem Eichfristende nicht aus, drohen ihnen neben dem möglichen Verlust der Privilegierungen zusätzlich Bußgelder und ordnungsrechtliche Maßnahmen nach dem MessEG. 

Viele Versorgungsunternehmen und andere Dienstleister haben wegen des Corona-Virus für einen nicht absehbaren Zeitraum die turnusmäßigen Zählerwechsel bzw. die Stichprobenverfahren eingestellt.  Hierauf haben Eichaufsichtsbehörden jetzt reagiert und sich auf folgendes verständigt (vgl. hier):

  • Im turnusmäßigen Zählerwechsel dürfen Zähler mit Eichfristende 2020 bis zum 30. Juni 2021 die Eichfrist überschreiten.
  • Für Messegräte im Stichprobenverfahren muss weiterhin rechtzeitig die Verlängerung der Eichfrist beantragt werden, ihr Ausbau kann aber verschoben werden.
  • Messgeräte, die bereits ausgebaut wurden, sind in den gesetzlichen Fristen zu prüfen.

Diese Erleichterungen sind zu begrüßen und werden in vielen Fällen helfen. Wegen der erheblichen Bedeutung, die die Privilegierungen für viele Unternehmen haben, empfehlen wir jedoch, dass sich betroffene Unternehmen zumindest in Zweifelsfällen mit ihrer zuständigen Eichbehörde abstimmen. 

ÜNB, BAFA und Bundesnetzagentur kündigen weitere Erleichterungen bei den energierechtlichen Meldefristen an

Diese Erleichterungen dürften einige Probleme aus der Welt räumen, bei der Abgrenzung zwischen Selbstverbrauch und Drittmengen bleibt aber noch einiges zu tun.

Die Corona-Krise führt viele Unternehmen in eine wirtschaftliche Schieflage. Damit sind Entlastungstatbestände für Energie- und Strompreise wichtiger denn je. Die Inanspruchnahme dieser Entlastungstatbestände setzt in der Regel voraus, dass gesetzliche Melde- und Antragsfristen eingehalten werden. Für Betriebe, die aktuell im Krisenmodus arbeiten, ist die Einhaltung dieser Verpflichtungen derzeit aber nicht immer möglich (RGC berichtete).

Die Behörden und Netzbetreiber haben auf die entsprechenden Hinweise aus der Wirtschaft und aus den Verbänden reagiert und publizieren erste Informationen zum Umgang mit den Meldefristen.

Die Übertragungsnetzbetreiber weisen unter www.netztransparenz.de unter anderem auf Folgendes hin: Die grundsätzlichen Meldepflichten bleiben bestehen und sind in den gesetzlichen Fristen und in den vorgesehenen Formaten zu erfüllen. Soweit Wirtschaftsprüferbescheinigungen vorzulegen sind, müssen diese allerdings nicht zwingend zur Fälligkeit der korrespondierenden Mengenmeldungen zum 31.05. bzw. 31.07.2020 vorgelegt werden, sondern spätestens zum 31.05. bzw. 31.07.2021 im Zusammenhang mit der Jahresabrechnung 2020. Im Rahmen der Abrechnung für 2020 könnten dann auch Korrekturen für das Jahr 2019 berücksichtigt werden. Die Unternehmen erfahren damit Erleichterungen im Rahmen der Abrechnungen als Stromlieferant nach § 74 Abs. 2 EEG, als stromkostenintensive Unternehmen nach § 60a EEG i. V. m. § 74 Abs. 2 EEG sowie als Letztverbraucher und Eigenversorger von Strom nach § 74a Abs. 2 EEG. Das Gleiche gilt für stromkostenintensive Unternehmen für die KWKG-Umlage gem. § 27 Abs. 3 Satz 2 KWKG. 

Ähnlich äußert sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) in einem Schreiben an die Verbände. Dort weist die BNetzA darauf hin, dass Verzögerungen von Meldungen gerade am Anfang der revolvierenden Umlageprozesse nachteilig für alle Beteiligten wären. Das dürfte bedeuten, dass Meldefristen grundsätzlich einzuhalten sind. Das betrifft die Mitteilungspflicht geförderter KWK-Anlagen nach § 15 Abs. 2 und 3 KWKG, wie auch die Meldung der selbstverbrauchten Strommengen zur Begrenzung der § 19 StromNEV-Umlage, der Begrenzung der KWK-Umlage und die Begrenzung der Offshore-Umlage. Auf Wirtschaftsprüfertestate könne allerdings zunächst verzichtet werden. Diese seien nachzureichen oder im kommenden Jahr eine Zweijahrestestierung vorzulegen.

Das BAFA hat im Hinblick auf die Besondere Ausgleichsregelung ebenfalls darauf hingewiesen, dass die Umstände der Corona-Pandemie als „höhere Gewalt“ gewertet und unter bestimmten Umständen Nachsicht gewährt wird. Das zum Beispiel dann, wenn eine vollständige Antragstellung, insbesondere die Einreichung eines Wirtschaftsprüfervermerks und die Zertifizierungsbescheinigung nicht ordnungsgemäß bis zum 30.06.2020 erfolgen können. Weitere Infos finden Sie hier.

In einem Schreiben an die Verbände kündigt das BAFA außerdem an, im Rahmen der Abrechnungspflicht nach § 15 Abs. 2 und 3 KWKG, die für geförderte KWK-Anlagen gilt, auch verspätete Meldungen zu akzeptieren. Außerdem sollen im Rahmen der Fristen für Energieaudits nach § 8 Abs. 1 und 2 EDL-G und 88c Abs. 1 EDL-G Verspätungen nicht als Sorgfaltspflichtverletzung gewertet werden. Die Audits und Erklärungen sind aber sobald als möglich von den Unternehmen nachzuholen.

Im Fazit sind die energierechtlichen Meldungen also fristgerecht vorzunehmen. Die wesentliche Erleichterung ist jedoch, dass notwendige Wirtschaftsprüfertestate nachgereicht werden können. Das hilft, löst aber längst nicht alle Probleme.  

Noch nicht geklärt ist z.B. der Umgang mit Meldungen, die eine korrekte Drittmengenabgrenzung erfordern. Auch hier sollte die Corona-Pandemie als „höhere Gewalt“ seitens der Behörden und Netzbetreiber gewertet und vorläufige Meldungen akzeptiert werden. Diese könnten später – ggf. mit der nächsten Jahresabrechnung – korrigiert werden.