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BNetzA plant Fristverkürzung beim Lieferantenwechsel

Die Konsultation der Änderung der Festlegung GeLi Gas 2.0 läuft derzeit

Die Festlegung einheitlicher Geschäftsprozesse und Datenformate beim Wechsel des Lieferanten bei der Belieferung mit Gas, kurz GeLi Gas (Az. BK7-07-067) soll mit Hinblick auf die im Jahr 2018 eingeführten Marktlokations-Identifikationsnummern (MaLo-ID) und den erwarteten Roll out von Smart Metern geändert werden. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat hierfür im August eine Änderung der v.g. Festlegung veröffentlicht und zur Konsultation gestellt.

Die Änderungen betreffen sowohl den Geschäftsprozess „Anforderung und Weiterleitung von Messwerten“, als auch die Kommunikation über EDIFACT-Nachrichten. Zudem wird die Anlage zur Festlegung umfassend geändert; die Anlage enthält die schematischen Darstellungen der Wechselprozesse sowie detaillierte Vorgaben der Pflichten der Marktteilnehmer und die einzuhaltenden Fristen.

Insbesondere dürfte für Gaskunden von Interesse sein, dass die Frist für den Lieferantenwechsel von bisher zehn Werktagen auf sieben Werktage verkürzt werden soll, wenn der Kunde mittels seiner MaLo-ID identifizierbar ist. Auch bei der Aufbereitung und Übermittlung von Messwerten sind Änderungen geplant. Netzbetreiber sollen dann u.a. verpflichtet sein, auf Kundenwunsch stündliche Messwerte zu übermitteln, auch bei SLP-Entnahmestellen.

Die Ankündigung der Änderung und die einzelnen Konsultationsdokumente können Sie auf der Internetseite der BK7 herunterladen. Stellungnahmen zu den geplanten Änderungen sind noch bis zum 30. September 2019 unter Verwendung des entsprechenden Formulars möglich.

EU: Winterpaket II in Kraft

Vier weitere Rechtsakte des sog. „Winterpakets“ der EU (u.a.: geänderte Vorgaben zum Elektrizitätsbinnenmarkt) sind in Kraft getreten.

Zum Hintergrund:
Am 30. November 2016 veröffentlichte die Europäische Kommission das sogenannte Winterpaket mit neuen klima- und energiepolitischen Zielen bis 2030. Nachdem der erste Teil dieses Winterpakets bereits Anfang Januar in Kraft treten konnte (RGC berichtete hier und hier), wurden weitere vier Rechtsakte am 14. Juni 2019 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht.
Dies betrifft konkret:
  • die Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt und
  • die Richtlinie (EU) 2019/944 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU,
  • die Verordnung (EU) 2019/941 über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor und zur Aufhebung der Richtlinie 2005/89/EG und
  • die Verordnung (EU) 2019/942 zur Gründung einer Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden.
Die Neufassung der Strombinnenmarkt-Richtlinie soll die Rechte von Stromverbrauchern stärken. Alle Kundengruppen (Industrie, Gewerbe und Haushalte) sollen hierfür Zugang zu den Elektrizitätsmärkten erhalten und ihre flexible Kapazität ebenso wie ihre selbst erzeugte Elektrizität vermarkten können. Insbesondere Stromverbraucher sollen unmittelbar am Markt teilnehmen können, insbesondere indem sie ihren Verbrauch den Marktsignalen anpassen und im Gegenzug in den Genuss von niedrigeren Strompreisen oder von Anreizzahlungen kommen. So müssen Stromversorger mit mehr als 200.000 Kunden künftig flexible Stromtarife anbieten. Das ist vor allem für die Letztverbraucher interessant, die einen intelligenten Stromzähler („Smart Meter“) nutzen. Sie können einen Tarif wählen, mit dem sie zu bestimmten Zeiten günstigeren Strom beziehen, und ihr Verbrauchsverhalten daran ausrichten, wenn der Strom am wenigsten kostet.
Die neue Strommarkt-Richtlinie enthält erstmals zudem auch grundlegende Regeln, die die Arbeit von unabhängigen Aggregatoren erleichtern. Das sind Anbieter, die Kapazitäten mehrerer – durchaus unterschiedlicher – Verbraucher (Industrie, Gewerbe und Haushalte) bündeln und am Markt anbieten.
Die Neufassung der Strombinnenmarkt-Verordnung sieht unter anderem vor, dass die sogenannten Interkonnektoren stärker für den grenzüberschreitenden Stromhandel geöffnet werden. Laut der neuen Verordnung werden die dem Handel zur Verfügung gestellten Kapazitäten künftig schrittweise bis auf 70 Prozent steigen. Damit soll der EU-weite Stromhandel erhöht und somit unter anderem die Stromversorgung vergünstigt werden. Zudem werden die Anforderungen an die Mitgliedstaaten, wie mit internen Netzengpässen umzugehen ist, erhöht. Neu sind darüber hinaus europaweit verbindliche Anforderungen für Kapazitätsreserven und Kapazitätsmärkte. So wird etwa die Teilnahme von CO2-intensiven Kraftwerken an Kapazitätsmechanismen ausgeschlossen.

EEAG: Leitlinien für Energie- und Umweltbeihilfen werden konsultiert

Die Leitlinien für Energie- und Umweltbeihilfen werden verlängert. 

Beihilfeentscheidungen der Europäischen Kommission (EU-KOM) zum deutschen Energierecht beruhen insbesondere auf den sog. Leitlinien für europäische Energie- und Umweltbeihilfen (im Original: Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014 – 2020, kurz EEAG).
Die EU-KOM hat angekündigt, diese Leitlinien für zwei Jahre bis 2022 zu verlängern. Bis dahin sollen ergebnisoffene Konsultationen im Rahmen des sog. „Fitness-Checks“ des europäischen Beihilferechts erfolgen.
Von besonderem Interesse für energieintensive Unternehmen:
Die EU-KOM fragt gerade alle Betroffenen danach, ob in diesem Bereich eine „Überregulierung“ aus Europa erfolgt und denkt zudem darüber nach in bestimmten Fällen „Grundsatz-Ausnahmen“ (sog. General Block Exemption Regulation, kurz GBER) vom Beihilferecht zu genehmigen. Hierzu läuft derzeit eine Sonderkonsultation.
Interessierte können bis zum 10. Juli 2019 Stellung nehmen. Auf der Internetseite der EU-KOM finden Sie einen Überblick über die laufenden Konsultationen als auch Details und den Fragebogen zur allgemeinen Konsultation sowie zur Sonderumfrage zu den EEAG.

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.

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. 

BNetzA legt Reservierungsquoten für Gasspeicher fest

Ergänzung der Festlegung KARLA Gas legt Reservierungsquote von 20 % fest

Die Regelungen über die Kapazitätsvergabe im Gassektor für das Fernleitungsnetz stammen aus dem Jahr 2011. Seinerzeit hatte die BNetzA die sog. Festlegung KARLA Gas (Az.: BK7-10-001) veröffentlicht. Diese Festlegung wurde zuletzt am 14. August 2015 geändert (KARLA Gas 1.1, Az.: BK7-15-001). Danach wurden die Speicherkapazitäten nach dem „first come, first served“-Prinzip vergeben.

Nun hat die BNetzA die Festlegung an neue europäische Vorgaben angepasst und hat daher am 6. Dezember 2018 eine Ergänzung der Festlegung beschlossen und veröffentlicht. Fernleitungsnetzbetreiber müssen danach mindestens 20 % der technischen Kapazität an Ein- und Ausspeicherpunkten zu Speichern reservieren und in Jahres- und Quartals-Auktionen vermarkten. Damit ist das Prinzip, wonach der schnellste Kunde freie Kapazitäten erhält, für den reservierten Kapazitätsanteil aufgehoben.

Hintergrund der neuen Reservierungsquote ist die Verordnung (EU) 2017/459 zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungs¬netzen (sog. Netzkodex Kapazi¬tätszuweisung), der gemäß § 13 Abs. 1 S. 4 GasNZV bereits seit April 2018 in Deutschland gilt. Dem Wortlaut nach betrifft der Netzkodex Kapazitätszuweisung zunächst die Kapazitäten in den Leitungsnetzen. Die BNetzA ist aber zu dem Ergebnis gekommen, dass der Netzkodex auch auf Speicherpunkte anzuwenden ist.

Weitere Informationen zur Ergänzungsfestlegung finden Sie auf der Internetseite der BNetzA.

Zusammenlegung der Gasmarktgebiete von NCG und Gaspool

Neue Website mit allen Informationen zur Zusammenlegung der beiden Gasmarktgebiete

Bereits Mitte 2017 wurde die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) geändert und die Zusammenlegung der Gasmarktgebiete beschlossen. Hintergrund ist das Ziel der Regierung, eine einheitliche und diskriminierungsfreie Regulierung für beide Marktgebiete sicherzustellen. Außerdem wollte man hiermit den Plänen für eine Zusammenlegung von Marktgebieten auf europäischer Ebene Rechnung tragen. Bis spätestens zum 1. April 2022 sollen die jetzigen Marktgebiete NCG und Gaspool ein gemeinsames Marktgebiet bilden.

Informationen über die Zusammenlegung und zum Zeitplan und Antworten auf die wichtigsten Fragen haben die beiden Marktgebietsverantwortlichen auf einer Website veröffentlicht.

Beitragsserie zum Energiesammelgesetz (Teil 2): neue Regeln für den Netzanschluss an das L-Gasnetz

Beitragsserie zum EnSaG (Teil 2): neue Regeln für die Netzanschlusspflicht der Netzbetreiber für Anschlüsse an das L-Gasnetz.

Die Netzanschlusspflicht der Netzbetreiber für Anschlüsse an das L-Gasnetz soll zukünftig entfallen. Das Energiesammelgesetz (EnSaG) sieht eine entsprechende Anpassung der Regelungen des EnWG vor.

Mit dem EnSaG sind zahlreiche Änderungen des EEG und des KWKG geplant (RGC berichtete). Ein weiterer Bestandteil des EnSaG betrifft eine Änderung des EnWG hinsichtlich der Pflicht der Netzbetreiber jedermann an ihr Netz anzuschließen. Die Anschlusspflicht soll nach dem Willen des Gesetzgebers zukünftig entfallen, wenn es um einen Anschluss an das L-Gasnetz geht.

Das EnSaG sieht daher Änderungen für die entsprechenden Regelungen in §§ 17 und 18 EnWG vor. Diese beiden Vorschriften verpflichteten Netzbetreiber aktuell dazu, jedermann zu diskriminierungsfreien und wirtschaftlichen Konditionen an ihr Netz anzuschließen. Nur in eng begrenzten und überprüfbaren Ausnahmefällen durfte der Netzbetreiber den gewünschten Netzanschluss verweigern.

Aufgrund des Rückgangs der L-Gasreserven werden derzeit die L-Gasnetzgebiete in Deutschland auf die Gasqualität H-Gas umgestellt und unter dem Stichwort „Marktraumumstellung“ alle Verbrauchsgeräte und Anschlüsse der Letztverbraucher technisch umgerüstet. Vor diesem Hintergrund sollen Netzbetreiber keine weiteren Investitionen in die L-Gasnetze vornehmen. Diese Maßnahme dient auch dazu, die L-Gas-Bestandskunden zu schützen. Nach dem Willen des Gesetzgebers soll die Anschlusspflicht der Netzbetreiber für L-Gasnetze jedenfalls dann entfallen, wenn ein Anschluss an ein H-Gasnetz für den Anschlusspetenten wirtschaftlich zumutbar ist. Der Netzbetreiber darf dann zukünftig auch eine Erhöhung vorhandener Kapazitäten eines L-Gasanschlusses ablehnen, wenn dies einen Ausbau im L-Gasnetz notwendig machen würde.

Wenn Sie mehr zu den rechtlichen Grundlagen des Netzanschlusses wissen möchten; diese sind u.a. Gegenstand unseres Seminars am 27./28.11.2018 (Energie- und Umweltrecht für Unternehmen – Grundlagen und aktuelle Herausforderungen) in Hannover. Zur Anmeldung gelangen Sie hier.

Teil 1 unserer Beitragsserie finden Sie hier.

BNetzA legt abweichende Vorgaben zum Messstellenbetrieb Gas fest

BNetzA legt mit der Festlegung zur Zuweisung, Ausgestaltung und Anpassung der Marktrollen im
Gassektor an die Erfordernisse des Gesetzes zur Digitalisierung der
Energiewende abweichende Vorgaben zum Messstellenbetrieb Gas fest.

Die BNetzA hat am 20. August 2018 ihre Festlegung zur Zuweisung, Ausgestaltung und Anpassung der Marktrollen im Gassektor an die Erfordernisse des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende erlassen und sich für das Netzbetreiber-Modell entschieden.

Hintergrund der Festlegung ist das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), welches zu teilweise umfangreichen Änderungen für die Zuständigkeiten und Prozesse im Messwesen geführt hat. Die BNetzA hatte daraufhin im Dezember 2016 ihre Festlegungen zum Messwesen sowohl im Bereich Strom als auch im Bereich Gas angepasst (RGC berichtete) und zunächst ein sog. Interimsmodell eingeführt. Im Bereich Gas betraf das die Festlegung der Beschlusskammer 7 vom 21. Dezember 2016 (BK7-16-142).

Die zuständige Beschlusskammer hatte im Rahmen der v.g. Festlegung bereits angekündigt, dass vor der Entscheidung für ein Zielmodell im Gassektor zunächst einige Vorfragen zu klären seien. Insbesondere müsse mit den Marktbeteiligten geklärt werden, wie die Aufgabenverteilung zwischen Messstellenbetreibern und Netzbetreibern bei der Erhebung, Aufbereitung  und Verteilung von Messwerten gestaltet werden sollte.

Das MsbG geht vom sog. Messstellenbetreiber-Modell aus. Damit obliegt es grundsätzlich dem Messstellenbetreiber, die Messwerte aufzubereiten und in dem gesetzlich geforderten Umfang an die zum Datenempfang berechtigten Stellen zu übersenden. Er fungiert damit als zentrale Instanz, die nicht nur zur Gewährleistung der Datenqualität, sondern auch für die Abwicklung eines effizienten Datenverteilungsprozesses zuständig ist. Dies stellt eine Abkehr vom früheren  System dar, bei dem der Netzbetreiber als zentrale Datendrehscheibe angesehen wurde. Wegen der Besonderheiten bei der Messung im Gassektor (z.B. Umrechnung der Messwerte anhand von Brennwerten) sieht das MsbG aber die Möglichkeit vor, von dem gesetzlichen System abzuweichen.

Die Beschlusskammer 7 hat im Anschluss an die Festlegung des Interimsmodells zwei Modelle vorgeschlagen und im Jahr 2017 ein Konsultationsverfahren durchgeführt. Zur Diskussion standen das Modell des MsbG (Messstellenbetreiber-Modell) und das Netzbetreiber-Modell.

Mit der nun getroffenen Festlegung (Az.: BK7-17-050) hat die Beschlusskammer 7 im Gasbereich dem Netzbetreiber zukünftig die Funktion der zentralen Datendrehscheibe zugewiesen. Damit wird im Gasbereich – anders als im Strombereich – der Netzbetreiber für die Erhebung, Aufbereitung und Verteilung der Messwerte zuständig sein. Im Strombereich bleibt es dabei, dass gemäß dem MsbG der jeweilige Messstellenbetreiber diese Aufgaben wahrnimmt.

Bilanzkreisvertrag: pauschale Sicherheitsleistung zulässig

Das Oberlandesgericht Düsseldorf hat entschieden, dass die Forderung
einer pauschalen Sicherheitsleistung in Höhe von 100.000 Euro für
Neukunden von Bilanzkreisverträgen zulässig ist.

Dem Beschluss vom 6. Dezember 2017 (Az.: VI-3 Kart 137/16) lag der Fall zugrunde, dass ein im Jahr 2012 gegründetes Dienstleistungsunternehmen im Rahmen der Bilanzkreisverwaltung für Strom und Erdgas einen Bilanzkreisvertrag für Gas mit einem der beiden Marktgebietsverantwortlichen (MGV) abschließen wollte. Der MGV berief sich auf eine Regelung der Geschäftsbedingungen für Bilanzkreisverträge, die Bestandteil der Kooperationsvereinbarung Gas sind und wonach der MGV bei Vertragsschluss in begründeten Fällen eine Sicherheitsleistung in Höhe von 100.000 Euro fordern kann.

Das betroffene Dienstleistungsunternehmen strengte ein Missbrauchsverfahren an, denn es empfand die Forderung der hohen Sicherheitsleistung als eine Markteintrittsbarriere. Die angerufene BNetzA gab jedoch dem MGV Recht. Auch das OLG Düsseldorf befand, dass die Forderung einer pauschalen Sicherheitsleistung in diesem Fall keine unzulässige Netzzugangsbedingung darstelle. So stehe sowohl das Recht eine Sicherheitsleistung zu fordern mit den Vorgaben des EnWG und der Gasnetzzugangsverordnung im Einklang als auch die Höhe der Sicherheitsleistung an sich.

Im konkreten Fall hatte das betroffene Unternehmen wegen eines geringen Stammkapitals eine Kreditempfehlung in einem Bereich, die nach Auffassung des Gerichts ausreichte, eine erhebliche Besorgnis zu begründen, dass das Unternehmen seinen Verpflichtungen aus dem Bilanzkreisvertrag nicht nachkommen könne. Dass diese Einschätzung auf einem sog. Scoring-Verfahren beruhte, bei welchem lediglich mathematisch-statistische Wahrscheinlichkeiten berechnet werden und kein konkretes „Rating“ zugrunde lag, hielt das OLG für unschädlich.

Auch die Höhe der Sicherheitsleistung von 100.000 Euro sei unter Abwägung der Interessen der Beteiligten nicht zu beanstanden. Das betroffene Unternehmen versuchte die einschränkende Kreditempfehlung durch Vorlage einer Kontenbestätigung und unter Hinweis auf eine positive Geschäftsentwicklung zu entkräften. Das OLG urteilte jedoch, dass die Kontenbestätigung nicht ausreiche, da sich aus ihr nicht ablesen lasse, dass die liquiden Mittel dauerhaft zur Verfügung stünden. Auch die behauptete positive Geschäftsentwicklung erkannte das OLG nicht an, da diese aus den Bilanzen und vorgelegten Wertgutachten nicht ersichtlich wäre.

Damit durfte der MGV den Abschluss eines Bilanzkreisvertrages zur Abwicklung von Gasnetznutzungsverträgen von der Stellung einer Sicherheit in Höhe von 100.000 €uro abhängig machen.