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Die Regelungen zum Einspeisemanagement ziehen um

Mit dem sog. NABEG 2.0 wurden die Regelungen zum Einspeisemanagement aus dem EEG in das EnWG überführt.

Am 4. April 2019 hat der Bundestag auf der Grundlage der Beschlussempfehlung des Ausschusses für Wirtschaft und Energie (BT-Drs. 19/8913) das sog. NABEG 2.0 in geänderter Fassung angenommen.
Obwohl das Gesetz den prägnanten Titel „Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus“ trägt, verbergen sich dahinter noch eine Reihe weiterer Regelungsgegenstände. So werden bspw. die Regelungen für Ausschreibungen nach dem EEG geändert (insb. Absenkung des Höchstwertes von 8,91 Cent auf 7,50 Cent pro Kilowattstunde bei PV-Ausschreibung) und die Themen Redispatch und Einspeisemanagement neu geregelt. Die Neuregelungen treten erst zum 1.10.2021 in Kraft. 
Eine wichtige Neuerung ist, dass die Vorschriften zum Einspeisemanagement für EEG und KWK-Anlagen, die zuvor in den §§ 14, 15 EEG zu finden waren, nunmehr in das EnWG „umgezogen“ sind und in die Regelungen der §§ 13 ff EnWG zum sog. Redispatch integriert wurden. Diese ursprünglich bereits für das sog. Energiesammelgesetz, das am 01.01.2019 in Kraft trat, geplante Regelung soll die bislang parallelen Regelungen in EEG und EnWG zusammenführen und vereinheitlichen. 
Die Novellierung 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 generell vorgehsehen ist, dass Eingriffe so stattfinden, dass sie möglichst wirksam und kostengünstig sind, bleibt der generelle Einspeisevorrang von EE- und KWK-Strom dem Grundsatz nach erhalten, indem grundsätzlich nicht die tatsächlichen, sondern lediglich jeweils die kalkulatorischen Kosten angesetzt werden, vgl. § 13 Abs. 1a bis 1c EnWG n.F. 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 von privilegierten Anlagen soll nach dem Willen des Gesetzgebers mind. das Fünffache aber max. das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugungsleistung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzen können. Faktisch bleibt der Einspeisevorrang damit im Regelfall bestehen, wird lediglich leicht abgeschwächt. 
Die Regelungen zur Härtefallentschädigung für EE- und KWK-Anlagenbetreiber, die ehemals in § 15 EEG zu finden waren, werden in § 13a Abs. 2 EnWG ebenfalls mit den Regelungen zum Redispatch zusammengeführt, entsprechen aber im Wesentlichen der bisherigen Gestaltung.

Neue Spielregeln bei der Bestimmung der Netzebene?

Gehören Anschlussleitungen zum Netzanschluss oder zum Netz?

Mit der Änderung von § 19 Abs. 3 StromNEV, die am 22. März 2019 wirksam wurde, hat der Verordnungsgeber das singuläre Netzentgelt für Spannungsebenen unterhalb Mittelspannung abgeschafft (RGC berichtete). Fragen wirft jedoch die Begründung der Verordnungsänderung auf (BT Drs. 13/19). Darin hält der Verordnungsgeber das Sonderentgelt nach § 19 Abs. 3 StromNEV für überflüssig, „soweit ein singulär genutztes Betriebsmittel ein Netzanschluss an die vorgelagerte Netzebene ist“.

Ausweislich der Verordnungsbegründung sei der Netzanschluss regulatorisch von dem Verteilernetz zu unterscheiden. Der Netzanschluss verbinde eine elektrische Anlage des Kunden mit dem örtlichen Verteilernetz. Der Netzanschluss werde nach § 6 NAV zwar vom Netzbetreiber hergestellt, sei aber nicht Bestandteil des Verteilernetzes, solange der Netzanschluss allein die Kundenanlage eines Anschlussnehmers mit dem Verteilernetz verbinde. Konsequenterweise geht der Verordnungsgeber deshalb davon aus, dass Netzentgelte der vorgelagerten Netzebene vereinbart werden könnten, wenn ein Betriebsmittel (die Anschlussleitung) singulär dem Anschluss einer Kundenanlage an eine dem Niederspannungsnetz vorgelagerte Netzebene diene und dieses Betriebsmittel als Netzanschluss errichtet und finanziert worden sei. Den „Umweg“ über § 19 Abs. 3 StromNEV bedürfte es in dieser Konstellation nicht.

Soweit ersichtlich haben Netzbetreiber – bis auf wenige Ausnahmen – bisher flächendeckend die Netzebene vom Netzanschlusspunkt abhängig gemacht und diesen Punkt wiederum anhand der Eigentumsgrenze bestimmt. Anders gewendet, war entscheidend, in wessen Eigentum die jeweiligen elektrischen Anlagen standen. Entsprechende Regelungen enthalten die meisten Netzanschlussverträge. Dies führte dann oft zu unbefriedigenden Ergebnissen, wenn der Letztverbraucher z.B. den Bau einer Anschlussleitung bis zur Ortsnetzstation oder zu einem Umspannwerk finanzierte, diese dann aber in das Eigentum des Netzbetreibers überging, der die Leitung seinem Netz zurechnete. Die Eigentumsgrenze verblieb dann quasi am Werkstor mit der Folge, dass weiterhin das Netzentgelt für die Netzebene anfiel, in der am Werkstor der Strom übergeben wurde.

Diese vielfach geübte Praxis der Netzbetreiber steht im Widerspruch zur Betrachtungsweise des Verordnungsgebers, wonach (singulär genutzte und finanzierte) Anschlussleitungen als Teil des Netzanschlusses und nicht des Verteilnetzes angesehen werden. Daher steht die Frage im Raum, ob Netzbetreiber weiterhin die Anschlussnetzebene schlicht anhand der Eigentumsgrenze bestimmen dürfen.

Hieran bestehen erhebliche Zweifel, weil es in der Verordnungsbegründung heißt, dass lediglich klargestellt werde, was seit Inkrafttreten der NAV gegolten habe. Dies unterstellt, hätten zahlreiche Letztverbraucher seit 2006 zu hohe Netzentgelte entrichtet, weil ihre Netzanschlüsse der falschen Netzebene zugeordnet wurden.

Netzbetreiber stützen sich demgegenüber darauf, dass der Netzanschluss Teil des Netzes sei. Aus der Kostentragung für die Herstellung des Netzanschlusses könnten – so die Auffassung der Netzbetreiber – keine Schlüsse über dessen regulatorische Einordnung gezogen werden.

Vor dem Hintergrund der üblichen Praxis von Netzbetreibern, größeren Stromverbrauchern in der Regel einen Netzanschluss nur über eine gesonderte und vom Anschlussnehmer finanzierte Anschlussleitung an die Ortsnetzstation oder das Umspannwerk zu gewähren, stellt die vom Verordnungsgeber beschriebene Einordnung der Netzanschlussebene jedoch eine gerechte Lösung dar. Denn die Kosten für die Errichtung, Unterhaltung und den Ausbau des Netzes werden über die Netznutzungsentgelte finanziert; individuelle Netzanschlüsse sind aber gerade kein Bestandteil des Netzes. Demnach ist der Netznutzer konsequenterweise nicht mit den Netznutzungsentgelten dieser Netzebene zu belasten.

Klarheit in dieser umstrittenen Frage wird aber letztlich wohl nur der Gesetzgeber oder eine obergerichtliche Entscheidung bringen können.

KFW Förderprogramm für mehr Energieeffizienz im Unternehmen

Mit ihrem Förderprogramm 295 fördert die KFW Energieeffizienzmaßnahmen im Unternehmen.

Das KFW-Förderprogramm 295 („Energieeffizienz und Prozesswärme aus Erneuerbaren Energien in der Wirtschaft – Energiekosten durch hocheffiziente Technologien minimieren“) richtet sich an Unternehmen aller Größenordnungen ohne Beschränkung auf bestimmte Branchen. Darüber hinaus werden auch kommunale Unternehmen, freiberuflich Tätige sowie unter Umständen sogar Landwirte bei bestimmten Maßnahmen gefördert. 
Gegenstand der Förderung sind Energieeffizienz-Projekte, die in der Förderbekanntmachung in vier Module eingeteilt werden:
  • Das Modul 1 betrifft sog. Querschnittstechnologien. Gefördert werden z.B. der Ersatz oder die Neuanschaffung einzelner hocheffizienter Anlagen oder Aggregate, wie bspw. Elektromotoren und Antriebe, Pumpen, Ventilatoren oder Druckluftanlagen.
  • Im Modul 2 wird die Bereitstellung von Prozesswärme aus erneuerbaren Energien, z.B. mittels Solarkollektoranlagen, Biomasseanlagen oder Wärmepumpen gefördert.
  • Modul 3 fördert den Kauf und die Installation von Mess-, Steuer- und Regelungstechnik, Sensorik und Energiemanagement-Software, z.B. Systeme zum Monitoring und der effizienten Regelung von Energieströmen zur Einbindung in ein Energie- oder Umweltmanagementsystem oder in ein alternatives System, Energiemanagement-Software inklusive Schulungskosten.
  • Im 4. Modul fördert die KFW die energetische Optimierung von Anlagen und Prozessen, z.B. durch energetische Optimierung von Produktionsprozessen oder Abwärmenutzung.

Zu allen vier Modulen finden sich Formulare bzw. Merkblätter zu den technischen Mindestanforderungen. Die geförderten Projekte müssen mindestens drei Jahre in Betrieb sein.
Von einer Förderung ausgeschlossen sind allerdings unter anderem: Energieeinsparungen, die nur durch den Ersatz von Energieträgern durch fossile Energieträger erzielt werden oder die durch Reduktion der Produktion erzielt werden, Neuanlagen zur Wärmeerzeugung aus Kohle oder Öl, Kohlekraftwerke und Heizwerke auf Kohlebasis und bereits begonnene Maßnahmen.
Die KFW schüttet die Förderung in Form eines zinsgünstigen Kredites mit bis zu 55 % Tilgungszuschuss aus. Dieser umfasst bis zu 100% der förderfähigen Investitionskosten. Pro Vorhaben kann eine Förderung von Investitionen bis zu 25 Millionen Euro beantragt werden. Die KFW bietet hierzu drei Laufzeitvarianten an, Mindestlaufzeit ist jedoch stets zwei Jahre. 
Sofern ihr Unternehmen gerade Energieeffizienzmaßnahmen plant, könnte sich daher die Prüfung lohnen, ob eine Förderung nach dem Förderprogramm 295 in Betracht kommt.

Bald freie Fahrt für Elektrokleinstfahrzeuge im deutschen Straßenverkehr

Bundesrat stimmt Verordnungsentwurf der Bundesregierung zu Elektrokleinstfahrzeugen zu.

Elektrokleinstfahrzeuge in Form von sog. E-Rollern bzw. E-Scootern sind im Trend. Die kleinen, schnittigen Fahrzeuge werden bereits in einigen Unternehmen für kurze Wege auf dem Betriebsgelände, vielfach aber auch im privaten Bereich oder von Pendlern genutzt. Bislang war ihr Einsatz im öffentlichen Straßenverkehr aber vom deutschen Recht nicht gedeckt. Denn nach § 1 StVG (Straßenverkehrsgesetz) müssen alle Fahrzeuge, die am Straßenverkehr teilnehmen, auch hierfür zugelassen sein. In Deutschland sind kleine bzw. kleinste Elektrofahrzeuge aber bislang nur in der MobHV (Mobilitätshilfenverordnung) geregelt. Diese erfasst aber keine E-Roller bzw. E-Scooter.
Vergangenen Freitag hat der Bundesrat dem Entwurf der Elektro-Kleinstfahrzeugeverordnung (eKFV) der Bundesregierung zugestimmt, die erstmalig Regelungen für die praktischen kleinen Flitzer enthalten soll. 
Der Bundesrat stimmt dem Entwurf zwar grundsätzlich zu, will allerdings noch einige Beschränkungen (Bundesrats-Drucksache 158/19/Beschluss) für mehr Sicherheit umgesetzt wissen. Unter Anderem wird gefordert, dass E-Roller nicht ab 12, sondern erst von Fahrern mit einem Mindestalter von 14 Jahren genutzt werden dürfen. Sie sollen nicht schneller als 20 km/h fahren und müssen über Bremsen und einer Beleuchtungsanlage verfügen. Darüber hinaus fordert der Bundesrat eine Versicherungspflicht. Nicht kommen soll jedoch eine Helmpflicht sowie eine Führerscheinpflicht, was ebenfalls bereits diskutiert wurde. 
Damit rückt die rechtskonforme Nutzung von E-Scootern auf deutschen Straßen in greifbare Nähe. In einem nächsten Schritt muss jetzt die Bundesregierung die vom Bundesrat beschlossenen Änderungen noch umsetzen, dann kann die Verordnung im Bundesgesetzblatt verkündet werden.

BNetzA-Festlegung zur Anpassung des Bilanzkreisvertrages Strom

Änderungen betreffen auch das Fahrplanmanagement

Die BNetzA hat am 12. April 2019 eine umfangreiche Festlegung (Az.: BK6-18-061) veröffentlicht, mit der die Bedingungen eines neuen Standard-Bilanzkreisvertrages (Strom) festgeschrieben werden. Mit Wirkung zum 1. Mail 2020 wird der neue Bilanzkreisvertrag Strom den derzeit gültigen Standard-Bilanzkreisvertrag (Az.: BK6-06-013, Festlegung vom 29. Juni 2011) ersetzen. Die bisherige BNetzA-Festlegung wird dann zum Ablauf des 30. April 2020 widerrufen.

Im Wesentlichen beruht der neue Bilanzkreisvertrag auf einer Weiterentwicklung des aktuell gültigen Standardbilanzkreisvertrages, dessen Überarbeitung bereits seit Dezember 2013 zwischen Bundesnetzagentur, Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) und Verbänden umfassend diskutiert wurde (RGC berichtete). Hintergrund ist u.a. der regelenergieintensive Missbrauch von Bilanzkreisen durch die Bilanzkreisverantwortlichen. Daher sieht der neue Vertrag nun bei erheblichen Über- und Unterdeckungen ein außerordentliches Kündigungsrecht vor, ebenso wenn sich aus den Fahrplanmeldungen ein Ausfallrisiko erkennen lässt.

Hinzu kam das Inkrafttreten der sog. Electricity Balancing Guideline, die in deutsches Recht umzusetzen war. Daher enthält der neue Bilanzkreisvertrag Strom neben dem konkreten Pflichtenverhältnis zwischen den Bilanzkreisverantwortlichen und den ÜNBs u.a. Regelungen zur finanziellen Verantwortung sowie Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen, zur Bereitstellung von Daten und Informationen, zu Sanktionen für Pflichtverstöße sowie zum Fahrplanmanagement.

Hinsichtlich der Abwicklung des Austausches von Fahrplandaten, sind bereits Änderungen zum 1. Oktober 2019 nötig, da dann Fahrpläne mittels Signatur abzusichern sind und zusätzliche spezifische Kontaktdaten ausgetauscht werden müssen. Um das zu gewährleisten, werden die ÜNB wahrscheinlich kurzfristig auf die Bilanzkreisverantwortlichen zugehen und Anlage 2 des bestehenden Bilanzkreisvertrages gegen eine neue Version ersetzen.

Die Festlegung der BNetzA, die Prozessbeschreibung Fahrplanmanagement sowie weitere Informationen hat die BK6 auf Ihrer Internetseite veröffentlicht.

Singuläres Netzentgelt für Niederspannungskunden läuft aus

Anwendungsbereich des singulären Netzentgelts wird eingeschränkt

Mit der „Verordnung zur Berechnung der Offshore-Netzumlage und zu Anpassungen im Regulierungsrecht“ (Drucksache 13/19), die im März in Kraft getreten ist, wurde u.a. der Anwendungsbereich von § 19 Abs. 3 StromNEV eingeschränkt. Nunmehr wird ein Sondernetzentgelt für singulär genutzte Betriebsmittel nicht mehr gewährt, wenn die Betriebsmittel in der Netzebene Umspannung von Mittel- in Niederspannung bzw. direkt in der Niederspannungsebene liegen. Voraussetzung für das vergünstigte Netzentgelt ist jetzt, dass die ausschließlich selbst genutzten Betriebsmittel mindestens in der Mittelspannungsebene liegen.
Auf Grundlage der Regelung in § 19 Abs. 3 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) erhielten Netznutzer bisher ein Sondernetzentgelt, wenn sie die von ihnen genutzten Betriebsmittel einer Netz- oder Umspannebene ausschließlich selbst nutzten. Dabei war unerheblich, in welcher Netzebene sich die genutzten Betriebsmittel befanden. In der Vergangenheit stand der Fortbestand dieser Sonderregelung immer wieder in der Diskussion (RGC berichtete). Nun hat der Verordnungsgeber die Voraussetzungen des sog. singulären Netzentgelts verschärft. Die Änderung dient dem Ziel der sachgerechten Ermittlung von Netzentgelten. Dies sei nicht gewährleistet, wenn es sich um eine ausschließliche Nutzung von Niederspannungsleitungen handele. 
Vereinbarungen über singulär genutzte Betriebsmittel in der Netzebene Umspannung von Mittel- zu Niederspannung bzw. in Niederspannung, die am 22. März 2019 bereits bestanden haben, können noch auf Basis der bisherigen Regelung bis zum 31. Dezember 2019 fortgeführt werden. Ab dem 1. Januar 2020 werden diese Vereinbarungen jedoch unzulässig. Ab diesem Zeitpunkt müssen die betroffenen Letztverbraucher die regulären Netzentgelte zahlen. Für Neuanschlüsse gilt die Neuregelung bereits jetzt. Bei Netzanschlüssen unterhalb der Mittelspannung darf kein singuläres Netzentgelt mehr gewährt werden.

Helmut-Schaefer-Preis für Paul Hendrik Tiemann zum innovativen Stromspeichereinsatz

Paul Hendrik Tiemann gewinnt Helmut-Schaefer-Preis für seine Masterarbeit zum Stromspeichereinsatz in der Industrie

Am 2. April 2019 wurde im Rahmen der FfE-Energietage 2019 der Helmut-Schaefer-Preis von der Bayerischen Akademie der Wissenschaften verliehen. In der Kategorie „Externe Arbeiten“ hat Paul Hendrik Tiemann mit seiner Masterarbeit „Einsatz elektrischer Energiespeicher zur Reduktion der maximalen Netzbezugsleistung:  Eine großflächige Potenzialanalyse für industrielle Betriebe“ den ersten Platz belegt.

Diese Auszeichnung freut uns ganz besonders, da der Preisträger ein ehemaliger Student von Herrn Prof. Gent ist und die Arbeit in Zusammenarbeit mit dem Institut für Leistungssysteme der Leibniz Universität Hannover von Herrn Prof.  Hanke-Rauschenbach und dem Bundesverband der Energieabnehmer (VEA) entstanden ist.

In der Arbeit hat Herr Tiemann für über 5.000 VEA-Unternehmensstandorte auf Basis der Lastgänge und Preise der angeschlossenen Netzbetreiber untersucht, wie groß der jeweils günstigste Speicher zur Netzentgeltreduktion (allgemeines und beide individuellen) ist. Dabei konnte er bestimmen, unter welchen Bedingungen sich Speicher lohnen und wie die Anzahl der wirtschaftlichen Speicher bei sinkenden Speicherpreisen ansteigt.

Sofern Sie Fragen zu diesem relevanten Zukunftsthema haben, vermitteln wir gern den Kontakt zu Herrn Tiemann.

Foto: Lukas Barth (www.lukasbarth.com )

EU beschließt Reformen

Der Europäische Rat hat am 15. April die Reform der Gasmarktrichtlinie abgesegnet.

Der Europäische Rat hat am 15. April die Reform der Gasmarktrichtlinie abgesegnet. Mit der beschlossenen Änderung unterliegen künftig auch Gasfernleitungen aus Drittstaaten den Vorschriften des Gasbinnenmarkts. Weitere Informationen finden Sie hier. Die neue Richtlinie tritt 20 Tage nach ihrer Veröffentlichung im EU-Amtsblatt in Kraft und muss dann innerhalb von neun Monaten in nationales Recht umgesetzt werden.

Bereits am 26. März hat zudem das Europäischen Parlament die vier verbliebenen des acht Vorschriften umfassenden Winterpakets („Clean Energy Package“, RGC berichtete) formell angenommen (Pressemitteilung). Die vier Rechtsakte betreffen im Einzelnen die Strommarkt-Richtlinie sowie die Strommarkt-, die ACER- und die Risikovorsorge-Verordnung. Diese muss der Europäische Rat noch abzeichnen.

Die Verordnungen sind in allen ihren Teilen verbindlich und sollen in jedem Mitgliedstaat ab dem 1. Januar 2020 gelten. Die Richtlinie müssen die Mitgliedstaaten innerhalb von zwölf Monaten nach Veröffentlichung im EU-Amtsblatt in nationale Gesetze gießen.

Ritter Gent Collegen sucht Rechtsanwalt (m/w/d) für Energierecht

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Neuer Formularzwang im EEG – Registrierung in den Meldeportalen der ÜNB

Zum 31. Mai haben viele Unternehmen aus unterschiedlichen Marktrollen Meldepflichten bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) zu erfüllen. Betroffene sollten sich möglichst kurzfristig im Portal ihres ÜNB registrieren, weil dieser Prozess einige Zeit in Anspruch nimmt.

Für viele Unternehmen stehen zum 31. Mai wieder Meldungen bei den ÜNB an, etwa weil sie 
  • die Besondere Ausgleichsregelung in Anspruch nehmen,
  • Strom an Dritte weiterleiten oder
  • von einer EEG-Eigenerzeugung/-versorgung profitieren und sich dabei für sie die Zuständigkeit des ÜNB aus § 61j EEG ergibt. 
In diesem Jahr müssen Betroffene ihre Meldungen zum ersten Mal in den Portalen der ÜNB vornehmen, da mit dem Energiesammelgesetz ein entsprechender Formularzwang in §§ 74 Abs. 3, 74a Abs. 4 EEG aufgenommen wurde. Im letzten Jahr war die Nutzung der Portale noch optional. Wer sich dort bislang noch nicht registriert hat, sollte dies möglichst kurzfristig nachholen, da dieser Prozess aus mehreren Schritten besteht und einige Zeit in Anspruch nehmen kann.