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Nur noch zwei Tage Zeit: Geben Sie Ihre EEG-Prognosemeldungen bis zum 20. Januar ab!

Gerade erinnern einige Netzbetreiber Unternehmen, die die Marktrollen Eigenerzeuger, BesAr-Nutzer und EltVU einnehmen, daran, bis zum 20. Januar ihre EEG-Prognosemeldung für Februar abzugeben. Es wird also höchste Zeit, die Zugangsdaten für die EEG-Portale herauszusuchen…

Die erste EEG-Meldefrist im neuen Jahr endet in 2 Tagen, also am 20. Januar 2021: Das ist die Frist zur Abgabe der monatlichen EEG-Prognosemeldung für Februar 2021.

Weil Unternehmen die Prognosemeldungen in den letzten Jahren gern einmal übersehen haben, haben einige Netzbetreiber zur Erinnerung in diesem Jahr extra E-Mails verschickt. Diese E-Mails sollten Sie nicht unbeachtet lassen. Denn:

Wer auf die rechtzeitige Abgabe von Prognosemeldungen verzichtet, muss sich auf 5 % Zinsen für nicht oder falsch gemeldete Strommengen einstellen.

Die monatlichen EEG-Prognosemeldungen müssen Eigenerzeuger nach § 74a Abs. 2 EEG, BesAr-Nutzer nach §§ 60a, 74 Abs. 2 EEG und EltVU nach § 74 Abs. 2 EEG im EEG-Portal abgeben, damit die zuständigen Netzbetreiber (meist ist das der Übertragungsnetzbetreiber, nur wenige Eigenerzeuger sind beim Anschlussnetzbetreiber richtig) auf die volle oder anteilige EEG-Umlage, die sie für ihren Eigen- oder Lieferstrom zu entrichten haben, Abschlagszahlungen verlangen können. Für Eigenerzeuger mit Bestandsanlagen, die für ihren Eigenstrom gar keine EEG-Umlage zu zahlen haben, gilt diese Pflicht jedoch nicht.

Wenn Sie diese News kalt erwischt hat, sind Sie der richtige Kandidat für unser RGC Video-Tutorial: Dritte richtig bestimmen, abgrenzen, messen und melden. Hier schalten wir in Kürze unser Video zu den EEG-Meldepflichten frei, in dem Ihnen Rechtsanwältin Annerieke Walter eine Anleitung zur Erfüllung Ihrer EEG-Meldepflichten mit jeder Menge Praxistipps an die Hand gibt.

LG Wuppertal: Zu den Voraussetzungen des „Räumlichen Zusammenhangs“ im Sinne des § 61e EEG 2017 (Ältere Bestandsanlagen in der Eigenversorgung) sowie zur Scheibenpacht

Urteil vom 23. Juni 2020, Az.: 5 O 490/19 (noch nicht rechtskräftig, derzeit: OLG Düsseldorf, 27 U 13/20)

In dem vorstehenden Rechtsstreit tritt eine Übertragungsnetzbetreiberin, die von Gesetzes wegen mit der Abwicklung der EEG-Umlage betraut ist, als Klägerin auf. Beklagt ist ein in der Regelzone der Klägerin tätiges kommunales Versorgungsunternehmen, an dem zu 66,6 % die WSW Wuppertaler Stadtwerke GmbH und zu 33,3 % die ENGIE Deutschland AG beteiligt sind.

Die Beklagte war Eigentümerin eines Heizkraftwerkes im Stadtgebiet von Wuppertal, das bis zum 11. Mai 2018 betrieben und dann stillgelegt wurde. Für die Jahre 2014-2018 hatte die Beklagte  mit der Streithelferin einen Pachtvertrag über eine „Kraftwerksscheibe“ abgeschlossen. Mit dem hier erzeugten Strom versorgte die Streithelferin über 500 eigene Abnahmestellen innerhalb eines Radius von 6,6 km und unter Nutzung des örtlichen Verteilnetzes. Für diese Verbräuche wurde bislang keine EEG-Umlage gezahlt. Die Klägerin verlangt nun in der mehrstufigen Klage zunächst Auskunft über die verbrauchten Strommengen und auf dieser Grundlage die Zahlung säumiger EEG-Umlage.

Im Ergebnis entschied das Landgericht, dass die Klage bereits auf der ersten Stufe abzuweisen sei, da EEG-Umlage nicht geschuldet sei, weil die Voraussetzungen für eine EEG-Umlagebefreiung nach § 61a EEG 2017 i.V.m. § 104 Abs. 4 S. 2 EEG vorlägen.

Relevanz: Das Urteil ist für all jene Unternehmen von Relevanz, die nach § 61e EEG 2017 als sog. ältere Bestandsanlagen von der EEG-Umlage befreit sind und Strom durch ein Netz durchleiten, unabhängig davon, ob § 61e EEG in einem Fall der Eigenversorgung unmittelbar eingreift oder ob dieser über die in § 104 Abs. 4 S. 2 EEG geregelten Privilegierung für Scheibenpachtmodelle (Fiktion der Eigenerzeugung) zur Anwendung gelangt.  

Hintergrund: Als erste relevante Frage war hier vom Gericht zu klären, ob eine Lieferung oder ein Fall der Eigenerzeugung im Sinne des EEG vorlag. Das Gericht stellte zunächst klar, dass diese beiden Varianten stets alternativ aufträten. Da im Falle der Verpachtung lediglich einer „Kraftwerksscheibe“ Erzeuger und Verbraucher des Stroms nicht personenidentisch seien, handele es sich hier grundsätzlich um einen Fall der Stromlieferung. Allerdings griffe hier die Fiktion nach § 104 Abs. 4 S. 2 EEG ein, die für derartige „Scheibenpachtmodelle“ ausnahmsweise vorsehe, dass diese behandelt würden, wie ein entsprechender Fall der Eigenversorgung.

Folglich war zu ermitteln, ob diese Konstellation ohne die Personenverschiedenheit als Fall der Eigenerzeugung EEG-umlagefrei gewesen wäre. Das Gericht ging davon aus, dass es sich bei der Anlage um eine sog. ältere Bestandsanlage handele, also um eine solche, die im Geltungsbereich vor dem EEG 2012 in Betrieb genommen und zur Eigenerzeugung eingesetzt wurde.

Damit waren die Voraussetzungen des § 61e EEG (sog. ältere Bestandsanlage) zu prüfen. An dieser Stelle war schwerpunktmäßig problematisch, ob die Voraussetzung des Verbrauchs des Stroms im „räumlichen Zusammenhang zu der Stromerzeugungsanlage“ erfüllt war, da der Strom durch ein Netz durchgeleitet wurde. Das Gericht ging an dieser Stelle davon aus, dass bei einer Stromweitergabe im Umkreis von 6,6 km innerhalb eines Stadtgebietes noch von einem solchen räumlichen Zusammenhang i.S.d. § 61e EEG auszugehen sei. Der Begriff des räumlichen Zusammenhanges müsse weiter verstanden werden, als der im Rahmen der geltenden Rechtslage, vgl. § 3 Nr. 19 EEG (Definition der Eigenversorgung), verwandte Begriff des „unmittelbaren räumlichen Zusammenhanges“. Das Gericht nahm an, dass es zur Bestimmung dieses räumlichen Zusammenhanges auch auf die örtlichen Verhältnisse ankomme, sodass kein Vergleich mit einer Entscheidung des BFH aus dem Jahr 2004 gezogen werden müsse, welches bei einer kleineren Gemeinde bei 4,5 km noch räumlichen Zusammenhang (im Sinne des Stromsteuerrechts) angenommen hatte. Außerdem habe selbst der BFH dies nicht als Maximal-Entfernung zugrunde gelegt.

Im Ergebnis hat das LG Wuppertal damit eine sehr weite Auslegung des Begriffs vertreten. Es bleibt abzuwarten, ob das OLG Düsseldorf in der zweiten Instanz dieser Rechtsansicht folgen wird.

EEG 2021 (Teil 2): Weitere Hiobsbotschaft für Eigenversorger mit neuen KWK-Anlagen

Dass das EEG 2021 für einige Eigenversorger mit neuen KWK-Anlagen zum Verlust des EEG-Eigenversorgungsprivilegs führen wird, dürfte sich bereits herumgesprochen haben. Neu ist jedoch, dass diese Schlechterstellung nun auch rückwirkend für die letzten Jahre gelten soll. Dies wurde im letzten Moment des Gesetzgebungsverfahrens zum EEG 2021 entschieden.

Aus dem Gesetzgebungsverfahren zum EEG 2021 war bereits bekannt, dass die EEG-Umlage für selbst erzeugten und selbst verbrauchten Strom aus neuen KWK-Anlagen (gemeint sind Anlagen, die nach dem 1. August 2014 zur Eigenversorgung in Betrieb genommen wurden) mit einer installierten elektrischen Leistung zwischen 1 und 10 MW zukünftig wieder auf bis zu 100 % steigen soll (RGC berichtete). 

Da die Bundesregierung davon ausging, dass Privilegierungen unter dem EEG 2021 wieder genehmigungsbedürftige Beihilfen seien, hat sie den sog. Claw-Back-Mechanismus der alten §§ 61c ff. EEG, der betroffenen Unternehmen noch aus dem Jahr 2018 bekannt sein dürfte, nahezu unverändert wieder eingeführt. Die Genehmigungsbedürftigkeit der künftigen EEG-Umlageprivilegien begründete sie damit, dass die EEG-Umlage ab diesem Jahr mithilfe von Haushaltsmitteln reduziert werden soll.

Gerade vor diesem Hintergrund erscheint es unverständlich, dass die Schlechterstellung für neue KWK-Anlagenbetreiber jetzt mit Rückwirkung bis zum 1. Januar 2019 gelten soll. 

Die Zulässigkeit dieser Rückwirkung begründet der Gesetzgeber damit, dass die bisherige Regelung der letzten Jahre gegen die von der Europäischen Kommission erteilte beihilferechtliche Genehmigung des EEG-Umlageprivilegs der Eigenversorgung bei 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 (RGC berichtete) das Gegenteil ergeben muss. 

Ob die Rückwirkung des neuen (und alten) § 61c EEG vor diesem Hintergrund überhaupt zulässig sein kann und wie mit entsprechenden EEG-Umlagenachforderungen umzugehen ist, werten wir RGC-intern derzeit noch aus.

Weihnachtsgrüße und Dankeschön 2020

Wir bedanken uns bei allen Mandanten und Kooperationspartnern für die erfolgreiche Zusammenarbeit im Jahr 2020. Allen unseren Lesern wünschen wir frohe Festtage und einen guten Rutsch ins neue Jahr!

Liebe Mandanten, liebe Leser unserer RGC-News!

Das spannende, aber auch schwierige Jahr 2020 neigt sich dem Ende zu und wir möchten die Gelegenheit nutzen, Ihnen für die erfolgreiche Zusammenarbeit zu danken, Ihnen ein frohes Fest sowie einen guten und erfolgreichen Start ins neue Jahr zu wünschen.

2020 hatte wahrlich einiges zu bieten…um nur einige Highlights zu nennen:

Viel beschäftigt haben uns in der ersten Jahreshälfte die pandemiebedingten Effekte und die dann nach und nach geschaffenen Sonderregelungen.

Im Oktober hat uns dann die BNetzA einen Leitfaden zum Messen und Schätzen beschert, der uns sehr erfreut hat, weil sich für unsere Mandanten hier viele Erleichterungen ergeben haben. Dennoch stellen sich nun auch wieder neue Rechtsfragen, deren Klärung uns bis ins nächste Jahr vermutlich sehr beschäftigen wird.

Auch der Weg zu einem neuen EEG hat uns in der zweiten Jahreshälfte in Atem gehalten. Jetzt ist es endlich so weit und wir können uns anschauen, was die neuen Regelungen für unsere Mandanten bringen. Mehr dazu auf jeden Fall im nächsten Jahr…

Schließlich hat das Jahr 2020 auch bei unserem Beratungsangebot einige Neuerungen gebracht. Wesentliches Highlight für uns ist sicherlich, dass wir es realisieren konnten, für Sie einige umfangreiche Video-Tutorials und Live-Online-Veranstaltungen zu aktuellen Themen, z.B. CO2-Abgabe, Messen und Schätzen oder Wasserstoff anzubieten. Aufgrund der zahlreichen positiven Rückmeldungen werden im neuen Jahr viele weitere Online-Tutorials und -Workshops folgen!

Zudem müssen wir uns von unserer Kollegin Eva Schreiner verabschieden, die bereits im letzten Jahr in Teilzeit die energiepolitische Vertretung des VEA in Berlin übernommen hatte. Ab dem 1.1.2021 wird sie dies nun mit voller Kraft tun und uns dort als wichtige Ansprechpartnerin erhalten bleiben. Aufgrund der überragenden Bedeutung der Energiepolitik freut uns und insbesondere auch Prof. Dr. Gent als Vorstandsmitglied des VEA dies sehr.

Wir verabschieden uns jetzt in die Weihnachtspause! Bleiben Sie gesund!

Ihr RGC-Team

BREAKINGNEWS: Einigkeit zur Verlängerung der Schätzungsoption für die Drittmengenabgrenzung um 1 Jahr!

Die Fristverlängerung soll am 17.12.2020 im Bundestag beschlossen werden.

Aus mehreren Quellen haben wir erfahren, dass sich CDU und SPD darauf verständigt haben, Schätzungen bei der Drittmengenabgrenzung um ein weiteres Jahr, also auch für das Kalenderjahr 2021, zuzulassen. 

Nach aktueller Rechtslage müssen all diejenigen, die als Eigenerzeuger oder BesAR-Unternehmen von einer reduzierten EEG-Umlage profitieren, die ab dem 1. Januar 2021 an dritte Letztverbraucher weitergeleiteten Strommengen im Rahmen eines Messkonzepts über geeichte Zähler abgrenzen. Schätzungen sind nur in sehr begrenzten Ausnahmefällen zulässig. Das Entsprechende gilt für die Unternehmen, die eine Reduzierung von netzseitigen Umlagen beanspruchen, wie z.B. für die § 19 StromNEV-Umlage.

Die betroffenen Unternehmen haben deshalb unter Hochdruck daran gearbeitet, bis zum Ende des Jahres gesetzeskonforme Messkonzepte zu errichten. Corona hat diese Vorhaben jedoch für viele Unternehmen unmöglich gemacht. Zähler sind nicht lieferbar. Montagefirmen konnten Betriebsgelände nicht betreten. 

Vor diesem Hintergrund haben sich die Regierungsparteien jetzt nach intensivster politscher Intervention zahlreicher Verbände und auch uns darauf geeinigt, den Unternehmen für die Errichtung von Messkonzepten ein weiteres Jahr Zeit zu geben. Diese Verlängerung ist dringend notwendig, da die Unternehmen, die das Messkonzept nicht fristgerecht hätten errichten können, ihre Privilegierungen ganz oder teilweise verloren hätten. Die Fristverlängerung soll am 17.12.2020 im Bundestag mit dem EEG 2021 verabschiedet werden. Weitere Details finden Sie dazu hier

Gleichwohl sollten Unternehmen ihre Aktivitäten zur Errichtung ihrer Messkonzepte jetzt nicht einstellen, sondern diese weiter vorantreiben. Bekanntlich ist ein Jahr schneller um, als man anfangs glaubt. Wer eine Anleitung zur Drittmengenabgrenzung sucht, wird mit unserem Drittmengen-Tutorial fündig. Wir unterstützen Sie auch gern bei der notwendigen Dokumentation Ihres Messkonzepts.    

Änderungen für Großfeuerungs- und Abfallverbrennungsanlagen in Sicht

Bundeskabinett hat Änderungen an der 13. und der 17. BImSchV beschlossen.

Das Bundeskabinett hat am 2.12.2020 die finale Fassung der Verordnung zur Änderung der sog. 13. BImSchV (Verordnung über Großfeuerungs-, Gasturbinen- und Verbrennungsmotoranlagen) und zur Änderung der Verordnung über die Verbrennung und die Mitverbrennung von Abfällen (17. BImSchV) beschlossen. Sie müssen noch Bundestag und Bundesrat passieren.

Gegenstand der 13. BImSchV sind Anforderungen an sog. Großfeuerungsanlagen ab 50 MW Feuerungswärmeleistung. Sie legt unter anderem Emissionsgrenzwerte sowie Vorgaben für die Anlagenüberwachung fest.

Voraus ging die Veröffentlichung der sog. BVT-(Beste verfügbare Techniken) Schlussfolgerungen für Großfeuerungsanlagen durch die EU (Durchführungsbeschluss 2017/1442) bereits im Jahr 2018. BVT-Schlussfolgerungen der EU werden grundsätzlich nach vier Jahren verbindlich. Im Falle der Grenzwerte für Großfeuerungsanlagen wären diese ab dem Veröffentlichungsdatum 17.8.2021 zu berechnen.

Die BVT-Schlussfolgerungen für Großfeuerungsanlagen regeln u.a. deutliche Verschärfungen für Emissionsgrenzwerte. Es wurde zwischenzeitlich diskutiert, ob Deutschland hiergegen vorgehen sollte, dies jedoch verworfen. Obwohl BVT-Schlussfolgerungen eigentlich binnen Jahresfrist umzusetzen sind, hat sich der deutsche Gesetzgeber diesmal relativ viel Zeit gelassen und die Umsetzung erst durch die aktuelle Änderung an der 13. BImSchV erfüllt.

Es folgte ein Referentenentwurf, der jedoch in vielen Punkten z.B. von Verbänden und anderen Akteuren scharf kritisiert wurde, z.B. mit Blick darauf, dass der Methan-Grenzwert für Gasmotoren deutlich strenger war, als die insgesamt ohnehin bereits strengen BVT-Schlussfolgerungen es vorsahen. Der Wortlaut des Referentenentwurfes konnte außerdem so verstanden werden, dass Anlagenbetreiber diesen Methan-Grenzwert nur im Volllastbetrieb erreichen können, was wiederum einige daran gehindert hätte, ihre Anlagen flexibel bzw. bedarfsgerecht zu betreiben.

Die jetzt verabschiedete finale Fassung der 13. BImSchV sieht weitreichende Änderungen gegenüber der bisherigen Fassung vor und unterscheidet sich in manchen Punkten auch noch einmal deutlich vom Referentenentwurf.

Zunächst ändern sich Anwendungsbereich und Systematik der 13. BImSchG: Diese bezieht sich nun auf verschiedene Großfeuerungsanlagentypen. Damit erhöht sich auch die Anzahl der Vorschriften deutlich.

Einbezogen werden z.B. jetzt auch Großfeuerungsanlagen, die unter die BVTs für Papier (Durchführungsbeschluss EU 2014/687), die Herstellung von organischen Grundchemikalien (Durchführungsbeschluss EU 2017/2117) und Raffinerien (Durchführungsbeschluss EU 2014/738) fallen. Nicht anwendbar ist die 13. BImSchV dagegen nunmehr ausdrücklich auf Feuerungsanlagen, die der Forschung, Entwicklung oder Erprobung neuerer Brennstoffe dienen.

Schwerpunkt der Änderungen sind vor allem die Regelungen zu den Grenzwerten. Dies betrifft zunächst die Lockerung des Zusammenrechnungstatbestandes: Hier kann die Behörde von der Zusammenfassung mehrerer Emissionsströme u.U. absehen, selbst wenn diese über den gleichen Schornstein abgeleitet werden (Voraussetzung: „plausible Gründe“, ein unbestimmter Rechtsbegriff, der zukünftig in der Praxis zu vielen Diskussionen führen könnte). Auch die Anforderungen an Messungen und Messverfahren wurden umfassend geändert und teilweise deutlich strenger geregelt. Zudem wurden neue Grenzwerte u.a. für Stickstoffdioxid, Staub, Formaldehyd, Schwefeldioxid, Kohlenmonoxid und Methan festgesetzt. Bei letzterem hat die Bundesregierung auf die geäußerte Kritik reagiert und weitere Differenzierungen vorgenommen, z.B. nach Art des Motors und bei den Grenzwerten ausdrücklich Bezug auf den Volllastbetrieb genommen.

Für Bestandsanlagen sollen die neuen Regelungen grundsätzlich ab dem 18.8.2021 gelten, für alle neuen Anlagen gelten sie ohne Übergangsfrist.

Auch die 17. BImSchV wurde angepasst, wobei jedoch auffällt, dass die Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen für Abfallverbrennung (Durchführungsbeschluss 2019/2010) damit noch nicht erfolgt ist, sodass wir zeitnah eine weitere Änderung der 17. BImSchV erwarten.

Hohe Resonanz zur ersten Ausschreibungsrunde des Kohleausstiegs

Die Bundesnetzagentur gab am 01. Dezember 2020 die erfolgreichen Gebote der ersten Ausschreibungsrunde bekannt.

Nach dem Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung (KVBG) soll die Verstromung von Kohle bis Ende 2038 auf null reduziert werden. Deutschland hat beschlossen, die frühzeitige Stilllegung von Steinkohlekraftwerken mithilfe einer im Rahmen von Ausschreibungen ermittelten Stilllegungsprämie (Steinkohlezuschlag) zu fördern.

In der ersten von der Bundesnetzagentur (BNetzA) durchgeführten Ausschreibungsrunde war das Interesse der Betreiber von Steinkohleanlagen groß: Die ausgeschriebene Menge von 4 GW war deutlich überzeichnet. Schließlich haben 11 Gebote einen Zuschlag erhalten, kein Gebot musste von dem Verfahren ausgeschlossen werden. Nach dem Verfahren erhält jeder Bieter den Zuschlag in der Höhe seines individuellen Gebotswertes. Bei der Gewichtung der Gebote war nicht nur der Gebotswert entscheidend, sondern auch das Verhältnis der verlangten Zahlung zu der voraussichtlich bewirkten CO2-Reduzierung – Steinkohleanlagen mit einem hohen Kohlendioxidausstoß erhalten bei gleicher Gebotshöhe zuerst einen Zuschlag. Die Gebotswerte der bezuschlagten Gebote reichten in der ersten Ausschreibungsrunde von 6.047 bis 150.000 Euro pro MW. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert liegt nach der Bekanntgabe der BNetzA bei 66.259 Euro pro MW. Der hohe Wettbewerb hat die Zuschläge deutlich unter den für diese erste Ausschreibungsrunde gesetzlich festgelegten Höchstpreis gedrückt. Insgesamt wurden Zuschläge für eine Gesamtsumme von 317 Mio. Euro erteilt.
 
Mit dem Zuschlag wird für die Anlagenbetreiber ab dem 01.Januar 2021 ein Vermarktungsverbot für die mit Kohle erzeugte Leistung oder Arbeit ihrer Anlage wirksam.

Im nächsten Schritt müssen die Übertragungsnetzbetreiber jetzt prüfen, ob sie die bezuschlagten Anlagen als systemrelevant einstufen (§ 13 b EnWG).  Sollte dies für eine Anlage der Fall sein, kann die BNetzA auf Antrag des Übertragungsnetzbetreibers die Ausweisung einer Anlage als systemrelevant genehmigen. Die Anlage steht dann in kritischen Situationen zur Absicherung der Stromnetze weiterhin zur Verfügung.  

Der nächste Ausschreibungstermin ist der 04. Januar 2021. Informationen dazu gibt die BNetzA bereits auf ihrer Internetseite.

PV-Pflicht für neue Nichtwohngebäude und Parkflächen in B-W

Mit der Novelle des Klimaschutzgesetzes in Baden-Württemberg besteht künftig die Pflicht, auf oder an neuen Nicht-Wohngebäuden sowie Parkflächen ab 75 Stellplätzen PV-Anlagen zu installieren.

Am 23.10.2020 wurde die Novelle des Klimaschutzgesetzes Baden-Württemberg im Landes-Gesetzblatt veröffentlicht.

Die Novelle enthält eine Reihe von unterschiedlichen Regelungen zur Stärkung des Klimaschutzes, die teilweise nur Behörden binden und folglich nur mittelbar Auswirkungen für Unternehmen haben.

Äußerst relevant für Unternehmen sind jedoch die neu aufgenommenen Verpflichtungen zur Installation von PV-Anlagen nach den §§ 8a ff KSG. Diese greifen bei Neubauten von Nich-Wohngebäuden (§8a) und Parkflächen (§ 8b) ein.

Die neue Pflicht nach § 8a KSG gilt nur für Nichtwohngebäude und besteht nicht, sobald mehr als 5 % der Gebäudefläche dem Wohnen dient. Grundsätzlich ist die PV auf dem Dach anzubringen, ersatzweise ist aber nach § 8a Abs. 2 KSG auch das Anbringen auf anderen Außenflächen des Gebäudes oder in dessen unmittelbarer räumlichen Umgebung möglich, sofern der hierdurch in Anspruch genommene Flächenanteil auf die Pflichterfüllung angerechnet werden wird. Zur Erfüllung der Pflichten können ersatzweise auch solarthermische Anlagen zum Einsatz kommen, vgl. § 8a Ab. 3 KSG. Auch Pachtmodelle sind möglich, vgl. § 8a Abs. 4 KSG. Eine weitere Ausnahme besteht, wenn öffentlich-rechtliche Pflichten (z. B. zwingende Bauvorschriften, die die Installation von PV unmöglich machen) entgegenstehen.

Nach § 8b KSG ist beim Neubau eines für eine Solarnutzung geeigneten offenen Parkplatzes mit mehr als 75 Stellplätzen für Kraftfahrzeuge über der für eine Solarnutzung geeigneten Stellplatzfläche eine Photovoltaikanlage zu installieren.

Die beiden Pflichten nach §§ 8a und 8b KSG greifen jeweils erst dann ein, wenn der Antrag auf Baugenehmigung ab dem 1. Januar 2022 bei der zuständigen unteren Baurechtsbehörde eingeht. Es besteht auch die Option, dass künftig per Rechtsverordnung hierzu weitere Einzelheiten geregelt werden.

Zum Nachweis der Pflichterfüllung ist jeweils die Registrierung im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur maßgeblich.

Redispatch 2.0 die Zweite – Neue Festlegung der BNetzA zu Mindestfaktoren für EE- und KWK-Anlagen

Die BNetzA konkretisiert mit ihrer Festlegung vom 30.11.2020 weiter die Vorgaben für das neue, ab dem 01.10.2021 geltende Redispatch-Regime. Sie hat nunmehr Mindestfaktoren festgelegt, die für die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von EE- und KWK-Anlagen gelten sollen, weshalb die Festlegung gerade für die Betreiber dieser Anlagen, z.B. auch beim Betrieb als Eigenversorgungsanlage, besonders relevant ist.

Erst vor einigen Tagen veröffentlichte die BNetzA ihre erste Festlegung zum Redispatch in ihrem Amtsblatt (wir berichteten).  Darin ging es in erster Linie um den bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen sowie um die Ausgestaltung massengeschäftstauglicher Kommunikationsprozesse. Mit ihrer Festlegung vom 30.11.2020 hat die BNetzA nun für die Reduzierung der Wirkleistung von EE-Anlagen einen Mindestfaktor von 10 und für KWK-Anlagen von 5 bestimmt. Dieser Mindestfaktor entscheidet letztlich mit über die Abschaltreihenfolge im Rahmen des Redispatch.

Hintergrund ist, dass EE- und KWK-Anlagen in der Vergangenheit aus dem Redispatch ausgeklammert waren und im Rahmen des Einspeisemanagements eine Sonderregelung erfahren haben. Mit dem NABEG 2.0 (Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes) hat der Gesetzgeber ein neues Redispatch-Regime ab dem 01.10.2021 etabliert, das auch EE- und KWK-Anlagen einbezieht (wir berichteten).  Dies soll dem Ansatz Rechnung tragen, dass Eingriffe seitens der Netzbetreiber künftig generell so geplant und durchgeführt werden sollen, dass Netzengpässe mit möglichst geringen Gesamtkosten (sog. „voraussichtlich insgesamt geringste Kosten“) beseitigt werden. Obwohl damit vorgesehen ist, dass Eingriffe so stattfinden, dass sie möglichst wirksam und kostengünstig sind, soll der generelle Einspeisevorrang von EE-Strom und – gegenüber dem EE-Strom nachrangig – KWK-Strom dem Grundsatz nach erhalten bleiben.

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). In dieser Spanne bewegt sich die BNetzA, indem sie den Mindestfaktor für EE-Anlagen auf 10 und für (hocheffiziente) KWK-Anlagen auf 5 festgelegt. Grundlage hierfür sind verschiedene von der BNetzA durchgeführte Simulationen, um die Auswirkungen auf die Indikatoren des Redispatch-Volumens, der CO2-Emissionen und der Redispatch-Kosten zu untersuchen.

Zudem verpflichtet die BNetzA die Übertragungsnetzbetreiber, jährlich den kalkulatorischen Preis zur Ermittlung der kalkulatorischen Kosten für die Reduzierung der Wirkleistung von EE-Anlagen einerseits und KWK-Anlagen andererseits bis zum 1. September mit Wirkung zum 1. Oktober des Kalenderjahres zu veröffentlichen. Für 2021 gilt die Veröffentlichungspflicht abweichend erst zum 1. Oktober.

Hervorzuheben ist, dass die Festlegung die Vorgaben für die Auswahlentscheidung zur Heranziehung von Anlagen zum Redispatch konkretisiert. Hiervon zu unterscheiden sind die mit einem Redispatch einhergehenden Entschädigungsansprüche betroffener Anlagenbetreiber für tatsächlich durchgeführte Redispatch-Maßnahmen. Diese sind nicht Gegenstand der Festlegung.

Gegen die Entscheidung ist das Rechtsmittel der Beschwerde zulässig.

Anlagenbetreiber und Eigenerzeuger aufgepasst: Erste Festlegung der BNetzA zum neuen Redispatch-System (BK6-20-059) im Amtsblatt veröffentlicht

Am 1. Oktober 2021 treten die Neuregelungen zum Redispatch 2.0. in Kraft. Dafür hat die BNetzA die erste finale Festlegung veröffentlicht, die insbesondere für Eigenerzeuger von hoher Relevanz ist.

Die Festlegung der Bundesnetzagentur zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen sowie zu massengeschäftstauglichen Kommunikationsprozessen im Zusammenhang mit dem Datenaustausch wurde am 25.11.2020 im Amtsblatt bekanntgemacht. Damit liegt die erste finale Festlegung der BNetzA zu den ab 1. Oktober 2021 geltenden Redispatch-Maßnahmen vor. Es ist zu erwarten, dass weitere Festlegungen folgen werden (u.a. zur Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen, Netzbetreiberkoordinierung etc.).

Das Thema Redispatch 2.0 betrifft in unserer Mandantschaft besonders stark die Unternehmen, die Eigenerzeugungsanlagen betreiben. Denn im Wege des Redispatch können Netzbetreiber in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken eingreifen, um die Überlastung einzelner Leistungsabschnitte zu vermeiden. Betroffen hiervon können grundsätzlich alle Betreiber von Erzeugungsanlagen sein. Zu beachten ist hierbei, dass nach den neuen gesetzlichen Vorgaben auch reine Eigenversorgungsanlagen geregelt werden dürfen (wir berichteten) .

Für Betreiber industrieller (Eigen-)Erzeugungsanlagen relevant sind insbesondere die nicht im Tenor, sondern in den Entscheidungsgründen zu findenden Ausführungen zur grundsätzlich vollen Redispatch-Fähigkeit auch wärmegeführter KWK-Anlagen. Zudem äußert sich die BNetzA in der Festlegung dahingehend, dass KWK-Anlagen bei der Abschaltreihenfolge nicht grundsätzlich nachrangig zu berücksichtigen seien. Damit setzt sich die BNetzA über die von Anlagenbetreibern im Konsultationsverfahren geäußerten diesbezüglichen Einwände hinweg. Daher müssen sich alle Betreiber von Stromerzeugungsanlagen grundsätzlich auf netzbetreiberseitige Eingriffe im Wege des Redispatch einstellen. 

Betreiber von Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung unter 100 kW sind nach der Begründung zwar nicht vom Anwendungsbereich der Festlegung erfasst, können jedoch trotzdem von Redispatch betroffen sein. Die Anlagenbetreiber müssen sich aber nicht an die in den Anlagen geregelten Prozesse halten. 

Die Festlegung gilt entsprechend der gesetzlichen Vorgaben erst für Redispatch-Maßnahmen ab dem 01.10.2021.

Betreiber von (Eigen-)Erzeugungsanlagen sollten prüfen, ob sie die Anforderungen der Festlegung ohne Weiteres erfüllen können. Sollte dies nicht der Fall sein, ist zu entscheiden, ob gegen die aktuelle Festlegung der BNetzA Beschwerde eingelegt wird. Zudem ist die Beteiligung an den weiteren laufenden Festlegungsverfahren der BNetzA zum Thema Redispatch zu erwägen.

Mit der Veröffentlichung im Amtsblatt wird die 1-monatige Beschwerdefrist ausgelöst, die in der Regel spätestens 2 Wochen nach Veröffentlichung beginnt.