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EEG-/KWKG-Mini-Novelle (Teil 2 KWKG): EE-Anlagen Einspeisevorrang vor KWK-Anlagen, Übergangsregelung für den Systemwechsel in der Ausschreibung

Mit der nächsten Novelle des EEG wird auch das KWKG erneut novelliert.

In der beschlossenen Formulierungshilfe der Regierungsfraktionen im Bundestag zur Novelle des EEG (RGC berichtete) sind folgende wesentliche Anpassungen des KWKG 2020 vorgesehen:

  • Keine Inanspruchnahme beider Förderregime mehr
    Künftig soll eine zeitgleiche Inanspruchnahme von EEG-Förderung und KWK-Förderung durch ein bilanzielles Aufsplitten von Strommengen nicht mehr möglich sein. KWK-Anlagen, die nach dem EEG gefördert werden, sollen aus dem Anwendungsbereich des KWKG ganz rausfallen. Auch eine zeitversetzte Inanspruchnahme der Förderungen nacheinander soll es nicht mehr geben, die Anlagenbetreiber sollen sich künftig zwischen den beiden Fördermöglichkeiten entscheiden.
  • Streichung der Gleichrangigkeit der Abnahme von Strom aus EE- und von KWK-Anlagen erzeugtem Strom (§ 3 KWKG 2020)
    Bisher haben EE-Anlagen und hocheffiziente KWK-Anlagen gleichermaßen einen Einspeisevorrang für die erzeugten Strommengen gegenüber dem Anschlussnetzbetreiber. Mit den neuen redispatch-Regelungen im EnWG, die zum 01.10.2021 in Kraft treten, erhalten aber grundsätzlich EE-Anlagen einen Einspeisevorrang gegenüber KWK-Anlagen. Entsprechend hat die BNetzA für die Reduzierung der Wirkleistung von EE-Anlagen einen Mindestfaktor von 10 und für KWK-Anlagen von 5 bestimmt (RGC berichtete). Die Regelungen zur Anschluss- und Abnahmepflicht im KWKG sollen dazu entsprechend angepasst werden.
  • Aufgaben der Clearingstelle EEG/KWKG
    Die Aufgaben der Clearingstelle sollen nach den Regelungen im EEG gefasst werden.  Die Clearingstelle ist daher nicht zuständig für abstrakte-generelle Verfahren zu Fragen zu der EEG-Umlagepflicht von KWK-Anlagen.
  • Ausweitung der Übergangsregelung zur Ausschreibungsgrenze
    KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von mehr als 500 kW sollen keinen Ausschreibungszuschlag für eine KWK-Förderung brauchen, wenn die Anlage – oder die Anlagenteile für eine Modernisierung – bis zum 31.12.2020 verbindlich bestellt wurden und die (Wieder)Inbetriebnahme vor dem 01.01.2023 erfolgt (§ 35 Abs. 21 KWKG 2020). Damit könnten einige KWK-Anlagen aus den nächsten Ausschreibungsrunden rausfallen, der nächste Gebotstermin ist aber schon am 01. Juni 2021.

EEG- / KWKG-Mini-Novelle (Teil 1 EEG): anteilige Genehmigung der EU-Kommission, geplante Senkung der EEG-Umlage und Ausbau von Erneuerbaren Energien

Das EEG 2021 wurde mit einem umfangreichen Beihilfevorbehalt erlassen. Da die EU-Kommission nun die meisten Regelungen des EEG 2021 genehmigt hat, folgt schon jetzt die erste Anpassung des EEG 2021. Dabei geht es insbesondere um die Genehmigung, die geplante Senkung der EEG-Umlage und den weiteren Ausbau von Erneuerbaren Energien.

Die erste Mini-Novelle zum EEG 2021 startet mit einer Formulierungshilfe, die vom Kabinett am 27. April 2021 beschlossen wurde. Im Wesentlichen beinhaltet sie die folgenden drei Schwerpunkte:

  1. Anteilige Genehmigung durch die EU-Kommission

    Das EEG 2021 stand bislang unter einem umfassenden Genehmigungsvorbehalt. Die Europäische Kommission hat zwischenzeitlich einen Großteil der genehmigungsbedürftigen Regelungen abgesegnet. Insoweit soll die Regelung zum Genehmigungsvorbehalt, das ist § 105 EEG 2021, angepasst werden.  

    Die Genehmigung umfasst jedoch (noch) nicht alle genehmigungsbedürftigen Regelungen des EEG. So hat die Europäische Kommission beispielsweise für der Regionalisierung der EEG-Förderung durch Südquoten weiteren Prüfungsbedarf angemeldet, während andere Regelungen, wie zum Beispiel die Vollbefreiung von der EEG-Umlage für grünen Wasserstoff, über separate Genehmigungsverfahren gesondert geprüft werden. Der sog. „nichtselbstständige Unternehmensteil“ im Zusammenhang mit der BesAr für die Herstellung von Wasserstoff wurde auch noch nicht bestätigt.

    Warum Regelungen des EEG 2021 überhaupt unter einem Genehmigungsvorbehalt stehen und in welchen konkreten Fällen die Genehmigung erteilt wurde, erklärt das BMWi sehr übersichtlich in ihren neuen FAQ, die Sie hier finden. Zu der Pressemitteilung des BMWi über die Genehmigung der EU-Kommission geht es hier.

  2. Senkung der EEG-Umlage

    Die Formulierungshilfe sieht darüber hinaus eine weitere Absenkung der EEG-Umlage mit Haushaltsmitteln in den Jahren 2023 und 2024 auf voraussichtlich unter 5 Cent/kWh vor. Die Absenkung soll über die Einnahmen aus dem nationalen CO2-Handel finanziert werden.

  3. Verstärkter Ausbau von EE-Anlagen

    Schließlich soll mit der ersten Novelle des EEG 2021 auch der Ausbau von EE-Anlagen angekurbelt werden. Konkret werden dafür u.a. die Ausschreibungsmengen für 2022 bei Wind an Land um 1,1 GW auf 4 GW und bei Photovoltaik um4,1 GW auf 6 GW angehoben. Um kurzfristig mehr Genehmigungen für Windprojekte zu erreichen, sollen dazu Erleichterungen beim Repowering vorbereitet und mehr Flächen für Windenergieanlagen erschlossen werden.

Redispatch 2.0: Zwei weitere Festlegungen zur Informationsbereitstellung durch Anlagenbetreiber und Netzbetreiber

Anlagenbetreiber aufgepasst: Die Bundesnetzagentur konkretisiert mit zwei neuen Festlegungen weitere Vorgaben für das am 1. Oktober 2021 in Kraft tretende Redispatch 2.0. Eine der Festlegungen enthält insbesondere für Anlagenbetreiber Vorgaben dazu, welche Daten von ihnen an die Netzbetreiber zu übermitteln sind. Die andere Festlegung regelt den Informationsaustausch der Netzbetreiber untereinander.

Es wird ernst! Am 1. Oktober 2021 startet das neue Redispatch-Regime und den Marktbeteiligten bleibt nicht mehr viel Zeit, die notwendigen Vorbereitungen zu treffen, damit das neue Regime fristgerecht starten kann.

Die für Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speicheranlagen besonders relevante Festlegung BK6-20-061 vom 23. März 2021 regelt, für welche Anlagen welche Daten von den Anlagenbetreibern an ihre Anschlussnetzbetreiber zu übermitteln sind, um ein erfolgreiches und effizientes Redispatch zu ermöglichen. Betroffen von den Vorgaben sind die Betreiber von beinahe 100.000 Anlagen mit einer Leistung größer 100 kW. Anlagen mit einer Nennleistung von weniger als 100 kW können von den Netzbetreibern unabhängig von den Kosten nachrangig für Redispatch eingesetzt werden.

Die Festlegung regelt die Verpflichtungen zur Datenübermittlung zwischen Anlagenbetreibern zum Anschlussnetzbetreiber. Die Festlegung regelt nicht die Art und Weise der Datenübermittlung, hierfür sind die Vorgaben der Festlegung BK6-20-059 zu beachten (RGC berichtete).  

Die Anlagenbetreiber müssen Stammdaten, Informationen zu Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten zur aktuellen Einspeiseleistung ihrer Anlagen übermitteln. Für Anlagen, für die sogenannte Einspeisefahrpläne zur Vorhersage der geplanten Einspeisung erstellt werden, gibt es zusätzliche Datenlieferpflichten. Durch die Festlegung werden bereits derzeit bestehende Datenlieferpflichten für Anlagen größer 10 MW ergänzt und erweitert.

Die Stammdaten sind erstmals auf Verlangen des Anschlussnetzbetreibers frühestens zum 1. Juli 2021 zu übermitteln. Die Planungsdaten sind für Zeiträume ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln. Echtzeitdaten sind spätestens ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln.

In der Begründung der Festlegung verstecken sich einige Besonderheiten zu der grundsätzlichen Datenübermittlungspflicht:

  • Die Netzbetreiber müssen zwischen wärmegeführten und nicht wärmegeführten Leistungsscheiben hocheffizienter KWK-Anlagen unterscheiden, damit sie die gesetzlichen Vorgaben zum negativen Redispatch mit KWK-Strom einhalten können. Denn wärmegeführte KWK-Anlagen sind im Rahmen der Auswahlentscheidung nachrangig gegenüber nicht wärmegeführten Anlagen zu berücksichtigen.
  • Für Notstromaggregate, die allein der Notstromversorgung dienen, müssen lediglich die Stammdaten übermittelt werden. Eine Ausnahme gilt jedoch, wenn diese Anlagen auch für marktliche Zwecke genutzt werden (z.B. für die Erbringung von Regelleistung, als Absicherung gegen Preisspitzen oder zur Verringerung von Leistungsspitzen). In dem Falle entfällt die Besserstellung der Notstromaggregate, so dass alle Vorgaben der Festlegung erfüllt werden müssen und das Notstromaggregat kann grundsätzlich ebenso zum Redispatch herangezogen werden.
  • Eigenerzeuger von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung müssen ihre geplanten Selbstversorgungsmengen melden, da diese nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität grundsätzlich nicht Gegenstand von negativem Redispatch sein soll.
  • Für die Verpflichtung zur Übermittlung der Wirkleistung in Echtzeit muss die aktuelle Summe der Erzeugungs- oder Verbrauchswirkleistung von Erzeugungsanlagen oder Speichern direkt am Einspeisepunkt der steuerbaren Ressource gemessen übermittelt werden. Hierfür kann im Ausnahmefall eine Nachrüstung von Messtechnik und Datenschnittstellen bei den betroffenen Anlagen erforderlich sein.

In der Festlegung BK6-20-060, welche am 24. März 2021 im Amtsblatt der BNetzA veröffentlicht wurde, sind die Verpflichtungen der Netzbetreiber zur Informationsbereitstellung für andere Netzbetreiber sowie prozessuale Fragen der Informationsbereitstellung geregelt. Ziel dieses koordinierten Engpassmanagements zwischen den Netzbetreibern ist es, den Einsatz von Redispatch-Maßnahmen so zu gestalten, dass für jede Netzebene Engpässe behoben werden, ohne neue Engpässe hervorzurufen oder bestehende Engpässe zu verschärfen. Aus dieser Festlegung entsteht für Anlagenbetreiber kein unmittelbarer Handlungsbedarf.  

Die Anschluss- und Verteilernetzbetreiber haben untereinander bestimmte Mitteilungspflichten bezogen auf die relevanten Stamm-, Bewegungs- und Plandaten der Anlagen. Für diese Mitteilungen ist ein fortlaufender Meldeprozess zwischen den Netzbetreibern festgeschrieben, in dessen Rahmen die wesentlichen Daten ausgetauscht und wiederkehrend aktualisiert werden. Bei Einhaltung bestimmter Kriterien besteht die Möglichkeit Anlagen zusammenzufassen (sog. Clustering).

#RGCfragtnach: Förderprogramme für Stromspeicher / Interview mit Matthias Giller

In diesem #RGCfragtnach spricht Dr. Franziska Lietz mit Matthias Giller von INTILION, einem Unternehmen der Hoppeke Gruppe, über aktuelle Förderprogramme für Batteriespeicher. 

Lietz: Hallo, mein Name ist Franziska Lietz von RGC. In diesem #RGCfragtnach spreche ich mit Matthias Giller von Unternehmen INTILION. Das Unternehmen INTILION beschäftigt sich mit innovativen Speichertechnologien im Lithiumionenbereich und gehört zur Hoppeke Gruppe. Wir sprechen heute über Förderprogramme mit dem konkreten Anlass, das gerade in Niedersachsen ein neues Förderprogramm für Stromspeicher veröffentlicht wurde. Matthias, wer kann denn diese neuen Förderungen überhaupt in Anspruch nehmen

Giller: Die Förderung gilt für alle natürlichen Personen also d. h. private Haushalte aber auch Kommunen Unternehmen und Gewerbetreibende können die Förderung in Anspruch nehmen.

Lietz: Und was wird da alles gefördert?

Giller: Zentraler Punkt der Förderung ist ein Strom- oder Batteriespeicher. Mit diesem Batterie Speicher zusammen werden aber bestimmte andere Dinge wie zum Beispiel Ladepunkte gefördert. Das muss man sich dann aber in der Förderung im Detail anschauen

Lietz: Das ist ja spannend. Und wie hoch fällt die Förderung aus?

Giller: Das ist schon ein richtiger Batzen. Das sind bei Batteriespeichern bis zu 40 %, maximal 50.000 €. Zusätzlich gibt es noch 500 € für einen Ladpunkt. Und auch wenn man dann noch erweitert und eine PV-Anlage aufbaut, gibt es pro kW Peak auch noch einmal 20 €. Das ist also schon sehr interessant. 

Wichtig bei der ganzen Sache ist, dass es die Förderung nur bei Aufbau einer neuen PV Anlage oder Erweiterung einer bestehenden PV Anlage mit mindestens vier KW peak gibt, was aber natürlich nicht viel ist. Also das sollte man bei der Summe auf jeden Fall auch machen, dass ist in Kombination sehr sinnvoll. 

Lietz: Und was müssen die Antragsteller noch für Besonderheiten bei diesem Förderprogramm beachten?

Giller: Da sind natürlich die standardmäßigen Dinge. Natürlich muss den Antrag stellen, bevor begonnen wird, den Batteriespeicher aufzubauen. Das muss man natürlich von der Reihenfolge einhalten. Ganz, ganz wichtig ist aber, dass man einen Batteriespeicher hat, der die VDE AR 4105 Niederspannungsrichtlinie erfüllt und dass man von dem Hersteller Erklärung bekommt, weil in der Ausschreibung zum Beispiel gefordert ist, dass man eine Performancegarantie von mindestens zehn Jahren bei dem Speicher hat. 

Lietz: Das Ganze gilt ja auch nur für Niedersachsen. Also bei diesem Förderprogramm können auch nur an Unternehmen aus Niedersachsen eine Förderung bekommen. Wie sieht das in den anderen Bundesländern aus? Gibt es da ähnliche Programme oder was kann ein Unternehmen da vielleicht nutzen?

Giller: Aktuell gibt es sehr wenige andere Programme. Das muss man leider wirklich zu sagen. Wir hoffen natürlich darauf, dass da wieder was kommt. In NRW gab es bis zum 20. November das Progress NRW: Das waren 200 € pro Kilowattstunde. Dieses ist aktuell ausgelaufen, wird aber nächstes Jahr wahrscheinlich im März wieder anlaufen. 

Zusätzlich dazu gibt es noch eine Bundesförderung, die sich allerdings auf Landwirte beschränkt. Für diese Landwirte ist das aber besonders interessant, weil diese auch wirklich ein großen Teil, bis zu 50 % des Speichersystems gefördert bekommen. Bei diesem Programm muss aber vorher ein Energieberater sagen, das es Sinn macht, denn es muss eine CO2- Einsparmaßnahme sein. 

Lietz: Ok, danke, das sind wirklich sehr spannende Einsichten, die sicher auch für viele Unternehmen – vor allem in Niedersachsen – von Interesse sein werden. Ich danke Dir für das Interview. 

Giller: Sehr gern. 

Das Interview wurde im Dezember 2020 aufgezeichnet. Mittlerweile wurde das Programm Progress NRW wieder neu aufgelegt. Außerdem gibt es nunmehr auch für Baden-Württemberg ein neues Förderprogramm

Hier die Links zu den Förderungen:

Niedersachsen

Baden-Württemberg

NRW

Landwirtschaft (Bundesweit)

RGC-Initiative gegen EEG-Belastungen von neuen KWK-Anlagen gemäß § 61c EEG gestartet!

Bitte unterstützen Sie uns bei der Verteidigung gegen diese aus unserer Sicht verfassungsrechtlich bedenkliche Zusatzbelastung!

Worum geht es? Mit dem EEG 2021 wurde der sog. Claw-Back-Mechanismus für bestimmte neue KWK-Anlagen mit Rückwirkung für 2019 und 2020 eingeführt. Eigenstrom aus entsprechenden KWK-Anlagen wird dadurch mit bis zu 100 % EEG-Umlage belastet, und zwar auch rückwirkend für 2020 und 2019.

Wer ist betroffen? Betroffen sind Unternehmen, die neue KWK-Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung zwischen 1 und 10 MW zur Eigenversorgung betreiben.

Gibt es Risiken? Der Betrieb neuer KWK-Anlagen zur Eigenversorgung in der genannten Größenordnung droht in vielen Fällen unwirtschaftlich zu werden, Anlagenbetreiber müssen sich auf erhebliche Nachzahlungen einstellen.

Details:
Wir haben Sie bereits hier darüber informiert, dass der sog. Claw-Back-Mechanismus für neue KWK-Anlagen (gemeint sind Anlagen, die nach dem 1. August 2014 zur Eigenversorgung in Betrieb genommen wurden) mit einer installierten Leistung zwischen 1 und 10 MW zukünftig, und zwar ab dem 1. Januar 2021, wieder aufleben sollte. Damit sollte der Eigenstrom aus betroffenen Anlagen abhängig von den Vollbenutzungsstunden eines Jahres wieder mit bis zu 100 % EEG-Umlage belastet werden. Ausnahmen gibt es hierfür nur für einige Anlagen gemäß § 61d EEG und Unternehmen, die einer Branche nach Anhang 4 Liste 1 des EEG angehören.

Wir hatten zu diesem Zeitpunkt nach einer Anregung des Bundesrats noch die Hoffnung, dass der Claw-Back-Mechanismus in den §§ 61c, 61d EEG auf den letzten Metern des Gesetzgebungsverfahrens abgemildert wird.

Denn die Regelung, die eine Überförderung neuer KWK-Anlagen vermeiden soll, beruht auf einer Wirtschaftlichkeitsberechnung aus dem Jahr 2018. Der Bundesrat hatte im letzten Jahr völlig zurecht darauf hingewiesen, dass sich seitdem durch den nationalen CO2-Handel und die sinkende EEG-Umlage maßgebliche Rahmenbedingungen geändert haben und eine Neuberechnung erforderlich sei. Dazu müsse es Sonderregelungen für besonders komplexe und innovative Anlagen geben.  

Den Forderungen des Bundesrats ist die Bundesregierung jedoch nicht nachgekommen, sondern hat im Gegenteil im letzten Moment des Gesetzgebungsverfahrens überraschend eine empfindliche Verschlechterung für entsprechende Anlagenbetreiber beschlossen: Der Claw-Back-Mechanismus, wirkt nicht nur für die Zukunft, sondern auch rückwirkend für 2020 und 2019.

Zur Rückwirkung:
Weil der Claw-Back-Mechanismus mit Rückwirkung für 2020 und 2019 ins EEG 2021 aufgenommen wurde, müssen sich betroffene Anlagenbetreiber darauf einstellen, dass ihr Netzbetreiber für Ihren Eigenstrom die Differenz zur vollen EEG-Umlage (i.d.R. sind dies 60 % der EEG-Umlage) nachfordert, wenn sie ihre KWK-Anlagen in der Vergangenheit jährlich mindestens 7.000 Vollbenutzungsstunden genutzt haben. Wurden die KWK-Anlagen weniger als 7.000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr eingesetzt, fällt die EEG-Umlagenachforderung entsprechend geringer aus.

Ob diese Rückwirkung verfassungsrechtlich zulässig ist, bezweifeln wir.

Die Zulässigkeit dieser Rückwirkung begründet der Gesetzgeber damit, dass die bisherige Regelung des § 61c EEG der ohne den Claw-Back-Mechanismus gegen die von der Europäischen Kommission erteilte beihilferechtliche Genehmigung des EEG-Umlageprivilegs für KWK-Neuanlagen verstoßen habe.

Dabei setzt sich der Gesetzgeber nicht damit auseinander, ob Privilegierungen unter dem EEG 2017 überhaupt genehmigungsbedürftige Beihilfen gewesen sind, oder ob sich nicht aus dem EuGH-Urteil für das EEG 2012 vom 28. März 2019 das Gegenteil ergeben muss. Denn der EuGH hatte für das EEG 2012 entschieden, dass Privilegierungen im damaligen EEG keine genehmigungsbedürftigen Beihilfen gewesen seien, weil insbesondere keine staatliche Mittel in den EEG-Umlagemechanismus des damaligen EEG geflossen sind. Staatliche Mittel wurden aber auch in den Jahren 2019 und 2020 nicht für die EEG-Umlage eingesetzt. Erst ab dem 1. Januar 2021 wird die EEG-Umlage mit Haushaltsmitteln aus dem nationalen CO2-Handel abgesenkt.  

RGC-Initiative für betroffene Anlagenbetreiber:

Aufgrund der Rückwirkung und der unterbliebenen Neuberechnung der Wirtschaftlichkeit von neuen KWK-Anlagen unter den heutigen Rahmenbedingungen bestehen Zweifel an der Rechtmäßigkeit des Claw-Back-Mechanismus in § 61c EEG sowohl für die Vergangenheit als auch für die Zukunft.

Aufgrund dieser Zweifel bündelt RGC derzeit betroffene Unternehmen und plant die folgenden Schritte mit einer Kostenteilung:  

  • Bereitstellung eines qualifizierten Zahlungsvorbehalts, untern denen die beteiligten Unternehmen die zu erwartenden EEG-Nachzahlungen leisten sollten.
     
  • Beauftragung eines unabhängigen Gutachtens zur Bewertung der Rechtmäßigkeit von § 61c EEG sowohl für die Vergangenheit als auch für die Zukunft. Als Gutachter haben wir einen renommierten Kommentator des EEG mit europa- und verfassungsrechtlicher Expertise gewinnen können.
  • Beauftragung einer neuen Wirtschaftlichkeitsberechnung anhand der Eigenversorgungsfälle der an der Initiative beteiligten Unternehmen.
  • Abhängig vom Ergebnis des unabhängigen Gutachtens sollten alle Möglichkeiten einer politischen Intervention ausgeschöpft und eine „Musterklage“ für die an der Initiative beteiligten Unternehmen erwogen werden.

Wir bitten die betroffenen Unternehmen und gern auch deren Interessenverbände, uns bei dieser Initiative zu unterstützen! Annerieke Walter walter@ritter-gent.de und Prof. Kai Gent gent@ritter-gent.de freuen sich auf Ihre Kontaktaufnahme.

EEG 2021: Anforderungen zur Steuerbarkeit von EE- und KWK-Anlagen

Bis zur Einbauverpflichtung intelligenter Messsysteme schafft das EEG 2021 übergangsweise abgestufte technische Vorgaben.

Im EEG 2021 hat der Gesetzgeber die technischen Anforderungen zur Steuerbarkeit von Erneuerbaren-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen im § 9 EEG 2021 übergangsweise abgestuft, bis alle Anlagen den neuen Grundsätzen der Digitalisierung nach den Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes genügen.

Wichtig für die Betreiber von neuen EE-Anlagen und KWK-Anlagen ist dabei, dass nun bis die Verpflichtung zur Ausstattung der Anlagen mit einem intelligenten Messsystem besteht, Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt mit technischen Einrichtungen auszustatten sind, die es dem Netzbetreiber ermöglichen, jederzeit die Einspeiseleistung ganz oder teilweise zumindest bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren zu können (§ 9 Abs. 2 Nr. 1 EEG 2021). Die bisher zur Steuerbarkeit geltende Leistungsgrenze von mehr 100 Kilowatt wurde damit abgesenkt.

Besondere Anforderungen können sich darüber hinaus ergeben, wenn der Anlagenbetreiber mit dem Netzbetreiber die netzdienliche Steuerung nach § 14a EnWG vereinbart hat.

Für Bestandsanlagen (gemeint sind Anlagen, die vor dem 01. Januar 2021 in Betrieb gegangen sind oder deren Zuschlag vor dem 01. Januar 2021 erteilt worden ist) gibt es übergangsweise im neuen § 100 Abs. 4 EEG 2021 eine Erleichterung. Bis auch Betreiber dieser Anlagen die Pflicht zum Einbau intelligenter Messsysteme trifft, haben die Anlagenbetreiber nur die technischen Anforderungen zu erfüllen, die nach der für diese Anlagen maßgeblichen Fassung des EEG galten – also zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme. Wie schon im Gesetzesentwurf vorgesehen (RGC berichtete), sind die Verpflichtungen auch erfüllt, wenn die technischen Einrichtungen nur dazu geeignet sind,

  • die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung stufenweise ferngesteuert zu reduzieren,
  • die Anlage oder die KWK-Anlage vollständig ferngesteuert abzuschalten oder
  • die Anforderungen zu erfüllen, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber oder dem Betreiber der KWK-Anlage zur Erfüllung der Pflicht vor der Inbetriebnahme der Anlage übermittelt hat.

Betreiber von Bestandsanlagen sollten daher unbedingt Schriftstücke des Netzbetreibers zu den bei der Inbetriebnahme ihrer Anlage geforderten technischen Einrichtungen sichten und aufbewahren.

Redispatch 2.0: Netzbetreiber informieren die Anlagenbetreiber zu Datenlieferverpflichtungen

Mit einem Musterschreiben des bdew werden die Netzbetreiber alle Betreiber von Stromerzeugungsanlagen auffordern, zeitnah Vorbereitungen zur Umsetzung des neuen Einspeisemanagements zu treffen.

Ab dem 01.Oktober 2021 treten die Neuregelungen zum Redispatch 2.0 im Energiewirtschaftsgesetz in Kraft. Die Vorbereitungen der Netzbetreiber für eine fristgerechte Umsetzung schreiten voran. Ziel des neuen Redispatch ist die Vermeidung von Netzengpässen und die Sicherung der Stabilität der Stromnetze. Es kommen dabei künftig auch neue Aufgaben auf die Anlagenbetreiber zu! Neue Prozesse sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren.

In das Redispatch 2.0 werden alle EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, einbezogen. Auch Anlagen, die nur zur Eigenversorgung genutzt werden und keinen Strom in das vorgelagerte Netz einspeisen, müssen die Anforderungen des neuen Einspeisemanagements erfüllen und netzbetreiberseitige Eingriffe in ihre Anlagen dulden.

Die Bundesnetzagentur hat bereits zwei Festlegungen zu den neuen Anforderungen und Verantwortlichkeiten getroffen. In der ersten (BK6-20-059) hat die BNetzA Bilanzierungsmodelle festgelegt und die Form der neuen Kommunikationsprozesse bestimmt (RGC berichtete). In der zweiten Festlegung wurden sog. Mindestfaktoren beschlossen für das künftig anzuwendende Verfahren zur Auswahl, d.h. die Rangfolge, nach der Anlagen geregelt werden (RGC berichtete).

In einem weiteren bereits laufenden Festlegungsverfahren (BK6-20-061) werden die konkreten Datenlieferungsverpflichtungen aller betroffenen Marktteilnehmer bestimmt. Die zentrale Kommunikationsschnittstelle wird das vom Netzbetreiberprojekt „Connect+“ bereitgestellte IT-System „RAIDA“ sein. Zur Vorbereitung der nächsten Umsetzungsschritte wenden sich die Netzbetreiber in den nächsten Wochen mit einem einheitlichen vom bdew erstellten Anschreiben an alle Anlagenbetreiber. Darin wird eine erste Information zu den künftig an die neue IT-Plattform zu liefernden Daten gegeben (u.a.): Stammdaten der Anlagen, Bewegungsdaten im Prognosemodell (Information zu marktbedingten Anpassungen und Nichtbeanspruchbarkeiten), vom Anlagenbetreiber selbst erstellte Prognose- und Plandaten der Erzeugung im Planwertmodell. Einen ersten Überblick zur praktischen Umsetzung der Kommunikationsprozesse hat der bdew in seiner hier abrufbaren Anwendungshilfe erarbeitet.

Da schon für den Sommer 2021 ein erster Testbetrieb des neuen Regimes geplant ist, werden die Netzbetreiber alle Anlagenbetreiber darauf hinweisen, dass ihre Anlagen zeitnah mit einer Steuerungstechnik auszurüsten sind – soweit diese noch nicht vorhanden ist. Denn alle Stromerzeugungsanlagen müssen auf Aufforderung des Netzbetreibers ferngesteuert ihre Wirk- und Blindleistungserzeugung anpassen können. Betreiber von (Eigen-)Erzeugungsanlagen sollten daher unbedingt prüfen, ob sie die Steuerbarkeit ihrer Anlagen erfüllen können oder Nachrüstungen erforderlich sind.

Praxistipps kurz und knapp zu Einzelthemen in unserer neuen Video-Serie „RGC-Fokus“

Zum Start erläutern wir Ihnen alles Wichtige zu den EEG-Meldepflichten und zur Registrierung im Marktstammdatenregister

Immer mehr Mandanten nutzen unsere Video-Tutorials und geben uns ein großartiges Feedback. Besonders werden Verständlichkeit, strukturierte Darstellung, zeitliche Flexibilität, Möglichkeit zum „Zurückspulen“ und unsere Praxistipps gelobt. Zudem erreichten uns viele Anfragen, ob wir nicht außerhalb unserer Tutorials, die grds. aus mehreren Videos zu einem Themenkomplex bestehen, Einzelvideos zum Umgang mit drängenden Praxisthemen bereitstellen könnten.

Diesem Wunsch möchten wir gern mit unserer neuen Video-Serie „RGC-Fokus“ nachkommen. Zum Start stehen ab jetzt die Videos

  • „RGC-Fokus: EEG-Meldepflichten für Eigenerzeuger, EltVU und BesAR-Unternehmen“
  • „RGC-Fokus: Registrierung im Marktstammdatenregister“

in unserer Mediathek zur Buchung bereit. Unsere Mediathek finden Sie unter „Video&Podcast“ in der RGC Manager App oder unserem RGC Manager Portal.

Beide Videos sind ein Muss für diejenigen, die Meldungen aus dem EEG oder der MaStRV als Eigenerzeuger, EltVU oder BesAR-Unternehmen erfüllen müssen, da bei Verstößen scharfe Sanktionen drohen!

Viel Spaß mit unserer neuen Videoreihe!

Stromerzeuger: Meldepflicht für sog. „kleine Versorger“ am 31.5. nicht vergessen!

Unternehmen, die aus Erzeugungsanlagen unter 2 MW oder EE-Anlagen am Standort Dritte beliefern, müssen als kleine Versorger die Meldepflicht zum 31.5. beachten.

Wer ist „Kleiner Versorger“?

Betreiber von Anlagen von bis zu 2 MW, die selbst erzeugten Strom in ihrem Betriebsnetz an Dritte leisten, gelten in der Regel als „kleine Versorger“. Dies gilt auch für Wind-, PV- und Biomasse-Anlagen größer 2 MW, die Strom innerhalb der Kundenanlage an Dritte abgeben.

Bei dem Betrieb von größeren Nicht-EE-Erzeugungsanlagen und bei Versorgung von Dritten außerhalb der Kundenanlage besteht grundsätzlich der Status nicht als kleiner, sondern als uneingeschränkter Versorger.

Der Status des kleinen Versorgers muss dem Hauptzollamt vor Aufnahme der Tätigkeit auf dem Zoll-Vordruck 1412 angezeigt werden.

Was ist der Inhalt der Meldepflicht?

Die Meldepflicht zum 31.5. ist auf dem Zoll-Vordruck 1400 zu erfüllen. Gegenstand der Meldepflicht sind die im vorangegangenen Jahr selbst erzeugten und steuerbefreit entnommenen Mengen nach den §§ 9 Abs. 1 Nr. 1, 2 und 3 StromStG. Das gilt für selbst verbrauchte und für die an Dritte geleisteten Mengen (§ 9 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 3 StromStG) sowie für den Strom, der zur Stromerzeugung entnommen wird (§ 9 Abs. 1 Nr. 2 StromStG). Wer die Meldefrist zum 31. Mai verpasst, sollte umgehend nachmelden.

Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen Auslegungshilfe zur Drittmengenabgrenzung

Die vier Übertragungsnetzbetreiber haben ihr Verständnis zur Drittmengenabgrenzung in einem eigenen Papier veröffentlicht. Auf viele Praxisfragen gibt´s jetzt auch konkrete Antworten.

Die Auslegungshilfe der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ist Pflichtlektüre für alle Eigenerzeuger und BesAr-Nutzer für die EEG-Meldungen in diesem Jahr. Sie lässt sich auf der gemeinsamen Homepage der Übertragungsnetzbetreiber hier abrufen. Einige spannende Highlights:

  • Die ÜNB beschreiben unterschiedliche Schätzmethoden und geben dabei konkret vor, wie hoch der Sicherheitsaufschlag bei der einzelnen Schätzmethode mindestens ausfallen muss. Wird ein Dritter anhand einer ungeeichten Messung geschätzt, muss beispielsweise ein Sicherheitsaufschlag von min. 5 % veranschlagt werden.
  • Darüber hinaus verzichten die ÜNB alle zunächst auf die Übermittlung der Detailangaben aus § 62b Abs. 4 S. 1 Nr. 3 und 4 EEG (Betreiber, Art, max. Leistung, Anzahl von Verbrauchsanlagen) bei Schätzungen, behalten sich aber vor, diese Angaben im Einzelfall nachzufordern.
  • Die enge Auslegung zu 1/4-Stunden-Schätzungen der BNetzA bestätigen die ÜNB und schließen die Nutzung von fingierten ¼-Stundenwerten grds. aus. Die laut BNetzA zulässigen Ausnahmen (z.B. Worst-Case-Methode, gew. Nachrangregelung, SLP unter sehr engen Vorgaben) akzeptieren jedoch auch die ÜNB ausdrücklich.
  • Dazu geben die ÜNB vor, welche Angaben sie für die Begründung eines unvertretbaren Aufwands einer Messung (als Voraussetzung einer zukünftigen Schätzung) haben möchten. Dabei kündigen sie an, dass sie für diese Beurteilung grds. einen Betrachtungszeitraum von 8 (!) Jahren ansetzen werden.
  • Schließlich äußern sich die ÜNB auch zu der Dokumentation der Messkonzepte und deren Testierung. Ein Testat verlangen sie, wenn auch die Jahresmeldungen nach §§ 74, 74a EEG zu testieren sind. Betroffene Unternehmen sollten sich also frühzeitig mit ihrem WP in Verbindung setzen. Dazu setzen viele Unternehmen auf die Unterstützung von RGC – wir dokumentieren Ihr Messkonzept zum Pauschalpreis.

Die Fragen rund um die Drittmengenabgrenzung beantworten wir Ihnen in unserem RGC Video-Tutorial: Dritte richtig bestimmen, abgrenzen, messen und melden. Passend zum Thema drehen wir morgen unser Video zu den EEG-Meldungen ab.