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Zeitplan für die Zusammenlegung der Gasmarktgebiete steht

BNetzA veröffentlicht die Meilensteine des Zusammenlegungsprozesses

In Deutschland gibt es zwei Gas-Marktgebiete: NetConnect Germany und Gaspool. Während im Strombereich ein Handel und eine Lieferung über alle Netze deutschlandweit unproblematisch abgewickelt werden, sind diese Möglichkeiten im Gasbereich nur eingeschränkt verfügbar. Die unbeschränkte Nutzung der Netze, bei der eingespeistes Gas zu einem einheitlichen Preis an jeden beliebigen Entnahmepunkt desselben Marktgebietes geliefert werden und zwischen Marktteilnehmern über einen sog. virtuellen Handelspunkt gehandelt werden kann, war nur innerhalb des jeweiligen Marktgebietes gegeben. Marktgebietsübergangskapazitäten ebenso wie die Grenzübergangskapazitäten zu Nachbarländern sind knapp und haben den Handel zwischen den Marktgebieten beeinträchtigt, was teilweise zu unterschiedlichen Preisen für Erdgas führte.

Aus diesem Grund wurde bereits im Jahr 2017 die GasNZV geändert und die Zusammenlegung der beiden deutschen Marktgebiete angeordnet (RGC berichtete).

Nach der Planung der betroffenen Netzbetreiber sollen zum Beginn des Gaswirtschaftsjahres 2021/2022 die jetzigen Marktgebiete ein gemeinsames Marktgebiet unter dem Namen „Trading Hub Europe“ bilden. Den Prozess der Zusammenlegung begleitet eng die BNetzA. Diese hat nun auch die Meilensteine und den Zeitplan auf ihrer Internetseite veröffentlicht. Auch die beiden Marktgebietsverantwortlichen haben Informationen über die Zusammenlegung und Antworten auf die wichtigsten auf einer Website veröffentlicht.

BNetzA-Workshop zu Hinweis Messen und Schätzen am 05.12.2019

Eine gelungene Veranstaltung mit diversen Zwischenergebnissen

Die BNetzA hat im Rahmen ihrer Konsultation des Hinweises Messen und Schätzen am 05.12.2019 einen Workshop durchgeführt. Unterstützt wurde die BNetzA durch das BMWi und das BAFA. Teil nahmen rd. 200 Vertreter von zumeist energieintensiven Unternehmen, Netzbetreibern, Verbänden, Energiedienstleistern, Wirtschaftsprüfern und Anwaltskanzleien. Unter den Teilnehmern waren natürlich auch RA Prof. Kai Gent und RAin Annerieke Walter für RGC sowie RAin Eva Schreiner und GF Christian Otto für den VEA.

In dem Workshop präsentierte die BNetzA die Inhalte ihres Hinweises und der eingegangenen Stellungnahmen. Über die Inhalte wurde in offener und konstruktiver Weise diskutiert. Zudem ließ die BNetzA einige Zwischenergebnisse ihrer weiteren Überlegungen zur möglichen Modifikation des Hinweises anklingen. Betont wurde jedoch ausdrücklich, dass es sich um vorläufige und unverbindliche Einschätzungen handelt.

Hier einige ausgewählte Highlights:

  • Die Endfassung des Hinweises soll im 1. Quartal 2020 veröffentlicht werden. 
  • Es wird daran gearbeitet, den Hinweis in Abstimmung mit BMWi und BAFA zu finalisieren, um eine einheitliche Auslegungshilfe zu schaffen. 
  • Die BNetzA betonte, dass diejenigen, die sich um eine Drittmengenabgrenzung auf Grundlage des Hinweises bemühen, das sog. Infektionsrisiko regelmäßig nicht fürchten müssen. Als Infektionsrisiko wird das Risiko bezeichnet, dass auch geringe Fehler bei der Drittmengenabgrenzung EEG-Privilegien für die Gesamtstrommengen eines Unternehmens entfallen lassen können. Die BNetzA stellte aber auch zugleich klar, dass sich jeder EEG-Begünstigte dringend um das Thema kümmern sollte!
  • Besonders plastisch hat die BNetzA auch ihre Überzeugung formuliert, dass die Hinweise dazu dienen, Sinnvolles zu tun, aber „Quatsch zu vermeiden“. Darin kann man sie nur bestärken!
  • Das wichtigste Kernstück des Hinweises sind die Beispielsfälle, bei denen grds. ein geringfügiger Verbrauch, also eine Bagatelle, auch bei der Überschreitung eines Haushaltskundenverbrauchs vorliegen soll. Hierzu stellte die BNetzA in Aussicht, die Fälle weiter zu konkretisieren. Es wird wohl weniger Beispiele für Verbrauchsgeräte, aber mehr Verbrauchskonstellationen geben, in denen eine Bagatelle zu unterstellen ist.
  • Die für andere Bagatellfälle relevante Grenze des Haushaltskundenverbrauchs wird wohl nicht angehoben, sondern bleibt bei maximal 3.500 kWh/Jahr.    
  • Erfreulich und besonders praxistauglich ist die neue Überlegung, in einem Jahr geschätzte Werte – ggf. mit Sicherheitsaufschlägen – ohne weitere Darlegungen für andere Jahre verwenden zu können, sofern die Voraussetzungen der Schätzungen in diesen Jahren vorliegen. Das ist sehr zu begrüßen, da Unternehmen, die eine Schätzung für das vergangene Jahr vorgenommen haben, diese Werte in die Vergangenheit und zumindest bis einschließlich 2020 nutzen können. Voraussetzung ist dabei jedoch, dass es keine wesentlichen Änderungen gab.  
  • Die BNetzA betonte, dass Schätzungen ab 2021 nur noch in den Ausnahmefällen des § 62b Abs. 2 EEG rechtmäßig sind. Wann jedoch eine Messung unvertretbar und wirtschaftlich unzumutbar ist, konnte sie nicht konkretisieren. Sie ermunterte jedoch dazu, ihr Vorschläge für eine praktikable Berechnungsformel zu präsentieren. Ein Angebot, dass insbesondere die Verbände nutzen sollten, um in diesem wichtigen Punkt mehr Rechtssicherheit zu schaffen.
  • Für Verwirrung sorgte die Aussage der BNetzA, dass dauerhafte, geeichte Beispielmessungen, die auf eine Vielzahl von gleichartigen Geräten oder Gerätepools übertragen werden, nicht einer geeichten Messung gleichstehen, sondern (ab 2021) nur unter den Voraussetzungen des § 62b Abs. 2 EEG möglich sind. Das hatten die meisten Teilnehmer, RGC einschließlich, bisher anders im Hinweis verstanden. Rauszuhören war jedoch, dass in diesen Fällen zumindest an die Voraussetzungen des § 62b Abs. 2 EEG keine allzu hohen Anforderungen gestellt werden müssen. Dies forderte RGC massiv ein.
  • Besonders intensiv wurde diskutiert, ob und ggf. in welchen Fällen die für die Eigenerzeugung und Eigenversorgung benötigten ¼ h-Werte geschätzt werden sollten. In dem aktuellen Hinweis erwähnt die BNetzA als Schätzungsmethoden ausschließlich SLP´s und die gewillkürte Nachrangregelung. RGC hat sich mit Nachdruck dafür eingesetzt, dass darüber hinaus auch ¼ h-Schätzungen nach denselben Grundsätzen wie bei Schätzungen von Jahresmengen (z.B. für BesAR-Nutzer) ermöglicht werden. Gerade bei der Anerkennung von ¼ h-Schätzungen bis einschließlich 2020 sind wir optimistisch.

Sobald die endgültige Fassung des Hinweises veröffentlicht ist, werden wir Sie selbstverständlich hier wieder informieren und einen Praxisworkshop zur Anwendung der neuen Vorgaben anbieten.

BNetzA veröffentlicht Leitfaden zur Kostenerstattung bei der Marktraumumstellung

Große Industrieanlagen können anerkennungsfähige Umstellungskosten vorab bewerten lassen

Die Marktraumumstellung bezeichnet die Umstellung von Netzgebieten mit L-Gasversorgung auf die Gasqualität H-Gas. Diese Umstellung ist notwendig, weil die L-Gas-Vorkommen immer weiter zurückgehen. Aufgrund sinkender Fördermengen ist ein sukzessiver Umstieg auf die ausreichend vorhandene Gasqualität H-Gas erforderlich. Sie erfolgt, indem alle Gasanwendungen und alle Gasverbrauchsgeräte in dem jeweiligen Netzgebiet technisch umgerüstet werden.
Die dabei entstehenden Kosten für Material- und Arbeitsaufwand werden gemäß § 19a EnWG über eine deutschlandweite Umlage finanziert (RGC berichtete). Zusätzlich regelt die GasGKErstV eine Kostenerstattung für den Fall, dass ein Gasheizgerät, das im Rahmen einer häuslichen oder vergleichbaren Nutzung eingesetzt wird, nicht umgerüstet werden kann, sondern ersetzt werden muss (RGC berichtete). 
Da die BNetzA die entstandenen Kosten im Nachhinein auf ihre Umlagetauglichkeit prüft, besteht das Risiko, dass einzelne Kostenpositionen dann nicht anerkannt werden und dann der Letztverbraucher diese Kosten selbst tragen muss. Daher hat die BNetzA nun einen Leitfaden zur Umlage von Kosten für die technischen Anpassungen der Netzanschlüsse, Kundenanlagen und Verbrauchsgeräte im Rahmen der Marktraumumstellung veröffentlicht.
Um das Risiko einer nachträglichen Ablehnung der Kosten für die Beteiligten zu minimieren, bietet die BNetzA die Möglichkeit einer informellen ex-ante-Prüfung für Umstellungsmaßnahmen an, wenn die voraussichtlichen Kosten 5.000 € überschreiten. Damit können vor allem größere Industrieanlagen die Unsicherheiten über die Anerkennungsfähigkeit signifikanter Umstellungskosten vorab prüfen lassen, um spätere Kürzungen im förmlichen Prüfungsverfahren zu vermeiden. Daneben enthält der Leitfaden auch Aussagen darüber, welche Material-, Personal- und Planungskosten grundsätzlich anerkennungsfähig sind.

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.