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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.

Immissionsschutzrechtliche Berichtspflichten zum 31.5.2019 nicht vergessen!

Zum 31.5.2019 sind von den Betreibern bestimmter Anlagen im Sinne des Immissionsschutzrechts verschiedene jährlich wiederkehrende Meldepflichten erfüllen.

Meldepflichten zurm 31.5.2019 treffen insbesondere die Betreiber der folgenden Anlagen:
  • Großfeuerungs-, Gasturbinen- und Verbrennungsmotoranlagen (Anlagen > 50 MW): Diese haben die Pflicht zur Abgabe des jährlichen Schadstoffberichts für das Berichtsjahr 2018 nach § 25 der 13. BImSchV. 
  • Abfallmitverbrennende Großfeuerungsanlagen: Diese müssen nach § 22 der 17. BImSchV ihren jährlichen Emissionsbericht abgeben. 
  • Betriebseinrichtungen i.S.d. Anh. I der VO (EG) Nr. 166/2006 (z.B. bestimmte Energieerzeugungsanlagen, metallverarbeitende und chemische Industrie, Holzverarbeitung und Papierherstellung, Lebensmittel- und Getränkeherstellung etc.): Diese müssen den PRTR-Bericht nach § 3 des SchadRegProtAG abgeben, der Angaben nach § 5 der o.g. Verordnung u.a. zur Freisetzung von Schadstoffen in die Umweltmedien Luft, Wasser und Boden, die Abfallverbringung, die Entsorgung von Abwasser etc. im Jahr 2018 enthält.
  • IED-Anlagen (d.h. Anlagen i.S.d. EU-Industrieemissionen-Richtlinie 2010/75/EU, die im Anhang der 4. BImSchV mit einem „E“ gekennzeichnet sind): Diese haben eine jährliche Berichtspflicht nach § 31 Abs. 1 BImSchG. Das Gesetz selbst regelt hier zwar keine konkrete Meldefrist, sondern beschränkt sich darauf, dass der Bericht jährlich zu erstatten ist. Dennoch hat sich in der Verwaltung vielerorts in Anlehnung an sonstige immissionsschutzrechtliche Berichtspflichten, die Übung herausgebildet, diesen Bericht ebenfalls zum 31.5. zu verlangen, z.B. in Niedersachsen, Hessen und NRW. 
Treffen Sie rechtzeitig die erforderlichen Maßnahmen und Feststellungen, um Ihre immissionsschutzrechtlichen Berichtspflichten erfüllen zu können!

Netzentwicklungsplan Gas: Grüngas-Projekte sollen berücksichtigt werden

Unternehmen und Projektverantwortliche sollen Grüngas-Projekte melden

Netzbetreiber sind verpflichtet, alle zwei Jahre einen Netzentwicklungsplan zu erstellen, zu konsultieren und zu veröffentlichen. In diesem Plan werden die Maßnahmen für eine bedarfsgerechte Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Netzes und zur Versorgungssicherheit dargestellt sowie ein Zeitplan für die Durchführung von Maßnahmen festgelegt. Grundlage der Planung ist ein sog. Szenariorahmen, für den Annahmen zum Bedarf getroffen werden.
Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) bitten nun Unternehmen und Projektverantwortliche für den nächsten Netzentwicklungsplan Gas 2020-2030 (NEP Gas 2020) Grüngas-Projekte zu melden, damit diese in dem Szenariorahmen berücksichtigt werden können. Auf diese Weise soll dem NEP zukünftig stärker eine koordinierende Funktion zukommen, in dem grüne Gase in den Planungsszenarien der Fernleitungsnetze Eingang finden.
Zu den Vorhaben, die für den NEP relevant sind, zählen neben geplanten Anlagen auch die geplante Entnahme aus dem oder die Einspeisung von grünen Gasen in das Netz der FNB. Eine Meldung von Vorhaben wird bis zum 15. Mai 2019 erbeten.
Weitere Informationen finden Sie auf der Internetseite der Fernleitungsnetzbetreiber. 

Empfehlungsverfahren der Clearingstelle EEG/KWKG zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)

Ist die kaufmännisch-bilanzielle Einspeisung von Strom aus KWK-Anlagen in ein Netz förderfähig?

Die Clearingstelle EEG / KWKG hat am 10. April 2019 ein Empfehlungsverfahren zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) eingeleitet. Konkret geht es um die Frage, ob eine kaufmännisch-bilanzielle Einspeisung von Strom aus KWK-Anlagen mit einer elektrischen KWK-Leistung von mehr als 100 kW in ein Energieversorgungsnetz nach dem KWKG zuschlagsberechtigt, also förderfähig ist.

Hintergrund ist, dass ab dem KWKG 2016 eine Zuschlagsberechtigung grds. an die Voraussetzung geknüpft ist, dass der Strom aus einer KWK-Anlage in das Netz eingespeist wird. Die EEG / KWKG Clearingstelle stellt die Frage, ob eine kaufmännisch-bilanzielle Einspeisung von Strom für eine Förderung ausreichend ist, allerdings schon für die Regelungen ab dem KWKG 2012. Praxisrelevant ist diese Frage unter anderem für KWK-Anlagen, die in einer Kundenanlage angeschlossen sind und damit nur mittelbar in ein Netz einspeisen können.

Für bei der Clearingstelle EEG / KWKG registrierten öffentlichen Stellen und akkreditierte Interessensgruppen besteht die Möglichkeit der Stellungnahme bis zum
22. Mai 2019.

Der VEA wird sich mit einer Stellungnahme beteiligen.

Vor und zurück mit der Sektorkopplung im Blick

Mit dem NABEG geänderte Vorschrift zu Power-to-Gas soll zeitnah zurückgenommen und mit Blick auf die Sektorkopplung neu ausgestaltet werden

In dem am 4. April 2019 beschlossenen Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus (NABEG), vgl. BR-Drs. 150/19, (RGC berichtete) war in Art. 1 Nr. 34 eine Änderung an den Regelungen des § 118 Abs. 6 S. 6, 7 EnWG zur Netzentgeltbelastung von Power-to-Gas-Prozessen enthalten.

Die verabschiedete Neuregelung in § 118 Abs. 6 S. 7 EnWG lautet wie folgt:

„Auf Anlagen, in denen durch Wasserelektrolyse Wasserstoff erzeugt oder in denen Gas oder Biogas durch wasserelektrolytisch erzeugten Wasserstoff und anschließende Methanisierung hergestellt worden ist, sind die Sätze 1, 3 und 6 anzuwenden, soweit der erzeugte Wasserstoff oder das erzeugte Gas zur Stromerzeugung eingesetzt werden.“

Mit dieser Regelung wurde folglich allein dem Strom-zu-Strom-Pfad bei der Power-to-Gas-Technologie der Vorzug gegeben. Nicht berücksichtigt werden damit solche Ausgestaltungen des Prozesses, die der Kopplung mit anderen Sektoren, z.B. Gas, Wärme, Mobilität dienen (sog. „Power-to-X“).

In einer Protokollerklärung der Bundesregierung im Rahmen der 976. Sitzung des Bundestages am 12. April wurde nunmehr auf Veranlassung des Landes Schleswig-Holstein diesbezüglich ein Rückzieher gemacht und die zeitnahe Rücknahme und Neugestaltung der Regelung angekündigt:

„Synthetischer Wasserstoff kann in bestimmten Bereichen eine bedeutende Rolle im Rahmen der Energiewende einnehmen. Es besteht die Besorgnis, dass die genannte Regelung ein Hemmnis für die Nutzung von synthetischem Wasserstoff darstellen kann. Vor diesem Hintergrund wird die Bundesregierung bei der nächsten möglichen Gelegenheit einen Entwurf vorlegen, mit dem die entsprechende Regelung aus der NABEG-Novelle zunächst wieder zurückgenommen wird, um nach Beratung mit den Stakeholdern einen Vorschlag zu unterbreiten, wie die Rahmenbedingungen für den Einsatz von „Power to X“ insgesamt gestaltet werden können.“

Unternehmen, die Überlegungen anstellen, Power-to-Gas einzusetzen, sollten daher aufmerksam verfolgen, in welche Richtung der Gesetzgeber den Rechtsrahmen für die Technologie künftig entwickeln wird.

BNetzA stellt geplante Änderung der Bedingungen für abschaltbare Lasten zurück

Anpassung der Festlegung sofort und schnell abschaltbarer Lasten wurde ausgesetzt

Auf Grundlage der Verordnung für abschaltbare Lasten (AbLaV) führen die Übertragungsnetzbetreiber Ausschreibungen für sofort und schnell abschaltbare Lasten durch. Anbieter können an den Ausschreibungen teilnehmen, wenn sie zuverlässig ihre Verbrauchsleistung auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber um eine bestimmte Leistung reduzieren können und erhalten hierfür eine Vergütung. Die Kosten für die Bereitstellung und die Abschaltung der Last werden über die Abschaltbare Lasten-Umlage gedeckt.

Über die Situation der abschaltbaren Lasten müssen die Übertragungsnetzbetreiber einen Bericht vorlegen. Dieser, sowie eine Anhörung von Branchenvertretern Mitte letzten Jahres, hat gezeigt, dass die bisherige Gesamtabschaltleistung von 750 MW in der Höhe bisher nie benötigt wurde. Die BNetzA plante daher die Gesamtabschaltleistung auf 500 MW abzusenken und hatte einen Entwurf zur Änderung der Festlegung veröffentlicht. Die Änderungen sollten auch dazu beitragen, die Kosten, die mit der Umlage auf die Energieverbraucher umgelegt werden, zu senken. Die Konsultation lief bis zum 25. März 2019.

Nun hat die BNetzA bekannt gegeben, dass sie das Anpassungsverfahren aussetzt. Im Rahmen der Konsultation habe sich herausgestellt, dass sich der Bedarf an Abschaltleistungen in letzter Zeit nochmals wesentlich geändert habe. Die BNetzA will daher die Entwicklung der kommenden Monate abwarten, bevor sie entscheidet, ob das Anpassungsverfahren fortgesetzt wird.

Weitere Einzelheiten finden Sie auf der Internetseite der BNetzA.

OLG Düsseldorf weist weitere Beschwerden gegen einheitlichen Netznutzungsvertrag Strom zurück

Beschwerden von Industriekunden ohne Erfolg

Das OLG Düsseldorf hat mit Beschluss vom 16. Januar 2019 mehrere Beschwerden gegen den von der BNetzA festgelegten einheitlichen Muster-Netznutzungsvertrag Strom abschlägig beschieden. Den Beschlüssen lagen Beschwerden von Industriekunden gegen die BNetzA-Festlegung von einheitlichen Bedingungen zur Netznutzung im Bereich Strom (Az.: BK6-13-042) bzw. der Überarbeitung (BK6-17-168) zugrunde. Mit diesen Festlegungen hatte die BNetzA einen verbindlichen Mustervertrag für die Netznutzung im Bereich Strom sowohl für Lieferanten (Lieferantenrahmenvertrag) als auch für Letztverbraucher vorgegeben, der ab 1. Januar 2016 (bzw. ab 1. April 2018 für die Überarbeitung) von allen Netzbetreibern verwendet werden muss.
In den Entscheidungen sah das OLG Düsseldorf (Az.: VI-3 Kart 118/18 [V] u.a.) die detaillierten Vorgaben der BNetzA für die vertragliche Regelung der Netznutzung als rechtmäßig an. Insbesondere die Regelung, wonach Netzbetreiber eine Anpassung der Netzentgelte vornehmen könnten, soweit sich dies aus gesetzlichen, behördlichen oder gerichtlichen Vorgaben ergebe, sei zulässig. Das OLG Düsseldorf betonte, dass sichergestellt sein müsse, dass Veränderungen der Rechtslage oder Entscheidungen der Regulierungsbehörde und Gerichte nicht vom Netzbetreiber als eigenes Risiko getragen würden, sondern an den Vertragspartner durchgereicht werden könnten.
Auch die fristlose und ankündigungslose Unterbrechung der Stromentnahme bzw. des Netzanschlusses im Falle einer fehlenden Bilanzkreiszuordnung hält das OLG für sachgerecht. Es entspräche der gesetzgeberischen Wertung, dass der Netznutzer selbst dafür Sorge trage, dass seine Entnahmestelle einem Bilanzkreis zugeordnet ist. Auch wenn er diese Aufgabe einem Dritten (z.B. Lieferant) übertrage, bleibe er dafür verantwortlich. Für Letztverbraucher in Niederspannung habe der Gesetzgeber die Ersatzversorgung vorgesehen, weil er diese Kunden als besonders schutzwürdig ansehe. Zugunsten der Letztverbraucher in höheren Spannungsebenen habe der Gesetzgeber dagegen kein vergleichbares Auffangnetz geregelt, so dass diese selbst dafür verantwortlich blieben, alle Voraussetzungen für die Netznutzung sicherzustellen. 
Auch die weitgehende Haftungsbegrenzung sei angesichts der enormen finanziellen Belastung für den Netzbetreiber im Schadensfall der Höhe nach und auch unter Berücksichtigung von Zumutbarkeitskriterien der Letztverbraucher sachlich gerechtfertigt.
Die Entscheidung des OLG Düsseldorf war in der Form zu erwarten, da in anderen Beschwerdeverfahren ähnlich entschieden wurde (RGC berichtete). Die Entscheidungen sind aber vor allem deshalb problematisch, weil sie den ohnehin verhandlungsmächtigeren Netzbetreibern ein großes Schutzbedürfnis zusprechen und den Letztverbrauchern eine Verhandlungsmacht unterstellen, die in der Praxis nicht gegeben ist.