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BECV: Zweite Runde des nachträglichen Anerkennungsverfahrens startet

Das nachträgliche Anerkennungsverfahren im Rahmen der BECV geht in die zweite Runde. Anträge für die Jahre 2023 bis 2025 können ab sofort gestellt werden.

Das von der Deutschen Emissionshandelsstelle („DEHSt“) durchgeführte nachträgliche Anerkennungsverfahren nach §§ 18 ff. der BEHG-Carbon Leakage Verordnung (BECV) richtet sich an Unternehmen aus (Teil-)Sektoren, die aufgrund steigender CO2-Preise abwanderungsgefährdet sind (sog. Carbon Leakage Risiko), aber noch nicht als beihilfeberechtigt im Rahmen der BECV anerkannt wurden. Zudem ist für bereits als beihilfeberechtigt gelistete (Teil-)Sektoren ein sog. Besonderes Einstufungsverfahren zur Anpassung des Kompensationsgrades vorgesehen. Zunächst konnte bis zum 28. April 2022 ein entsprechender Antrag für die Jahre 2021 bis 2025 gestellt werden. RGC berichtete zur BECV und den genannten Antragsverfahren u.a. hier.

Die DEHSt hat nunmehr einen aktualisierten Leitfaden und neue Antragsformulare veröffentlicht, die die Antragsjahre 2023-2025 betreffen. Für diese Jahre können Interessenverbände und Unternehmenszusammenschlüsse für Sektoren oder Teilsektoren, die bislang nicht als carbon-leakage-gefährdet eingestuft sind, einen Antrag auf nachträgliche Anerkennung stellen. Auch das besondere Einstufungsverfahren zur Anpassung des Kompensationsgrades kann für die genannten Antragsjahre angestrebt werden.

Wichtigster Unterschied zwischen den beiden Antragsrunden ist die Tatsache, dass in der „zweiten Runde“ (Antragsjahre 2023-2025) auch diejenigen Brennstoffe berücksichtigt werden, die erst ab 2023 in den nationalen Emissionshandel einbezogen sind. Diese sind in Anlage 1 zum BEHG gelistet – hierzu gehören beispielsweise Kohle- und Abfallbrennstoffe.

Die Antragsfrist endet am 31. Dezember 2022.


Veranstaltungshinweis:
Unternehmen, die mit ihrem (Teil-)Sektor bereits im Rahmen der BECV beihilfeberechtigt sind, stehen ab dem Jahr 2023 vor der Frage, wie die dort geforderten ökologischen Gegenleistungen erfüllt werden können und wie sich diesbezüglich das Zusammenspiel mit anderen Privilegierungstatbeständen (insb. BECV, BesAR, Strompreiskompensation, Energiesteuer) darstellt. Diese und weitere Fragen beleuchten unsere Kolleginnen Lena Ziska und Sandra Horn gemeinsam mit Mark Jüttner (cp energie) und Martin Ahlert (BP) in ihrem Workshop zur „Projektierung ökologischer Gegenleistungen als neue Voraussetzung für energierechtliche Privilegien“ am 2. November 2022 (in Hannover) und am 9. November 2022(online).

Autorinnen: Sandra Horn
                       Lena Ziska

BNetzA beanstandet Preiserhöhungen bestimmter Energielieferanten

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat klargestellt, dass Preiserhöhungen durch den Lieferanten anzukündigen sind, und einige Lieferanten verpflichtet, insoweit rechtswidrige Preiserhöhungen zurückzunehmen.

Die BNetzA prüft fortlaufend, ob Lieferanten ihren energierechtlichen Verpflichtungen nachkommen. Dabei hat sie die Möglichkeit, aufsichtsrechtliche Schritte einzuleiten, wenn der Verdacht besteht, es könnte gegen das EnWG verstoßen worden sein. Bei Feststellung eines tatsächlichen Verstoßes kann die BNetzA derartiges rechtswidriges Verhalten dann untersagen.

So auch hier:

Die BNetzA hatte im Mai dieses Jahres Aufsichtsverfahren gegen einige Energielieferanten eingeleitet, nachdem sie feststellte, dass gegenüber Haushaltskunden Preisänderungen vorgenommen wurden, ohne die gesetzlich vorgesehene Ankündigungsfrist von einem Monat (§ 41 Abs. 5 S. 2 Alt. 2 EnWG) zu beachten.

Im Ergebnis wurden die entsprechenden Lieferanten verpflichtet, die rechtswidrigen Preiserhöhungen zurückzunehmen. Sollten die Lieferanten dies missachten, droht ein Zwangsgeld in Höhe von 100.000 Euro. Die BNetzA betonte, Preiserhöhungen ohne Wahrung der Ankündigungsfristen seien nicht gerechtfertigt. Lieferanten müssten Preiserhöhungen rechtzeitig ankündigen, damit sich Energieverbraucher darauf einstellen könnten. Nur so könnten die Kunden informierte Entscheidungen treffen. Dies gelte auch in der aktuell angespannten Marktsituation.

Zur Pressemitteilung der BNetzA geht es hier.

Die konkrete Entscheidung der BNetzA betraf ausschließlich Lieferverträge mit Haushaltskunden, dürfte aber auf Unternehmensverträge übertragbar sein:

Dort ist allerdings die zu beachtende Frist kürzer: Preisänderungen müssen anders als bei Haushaltskunden (siehe oben) spätestens zwei Wochen vor Eintritt der Änderung mitgeteilt werden (vgl. § 41 Abs. 5 S. 2 Alt. 1 EnWG). Erhöht Ihr Versorger also ohne entsprechende Ankündigung die Preise, sollten Sie sich rechtlich beraten lassen. Das gilt allerdings auch bei fristgerecht angekündigten Preisänderungen. Denn auch diese können unwirksam sein (beispielsweise weil eine hierzu berechtigende Klausel im Vertrag fehlt oder deren Bedingungen nicht erfüllt sind. Wir unterstützen Sie gern.

Autorinnen: Michelle Hoyer, LL.M.
                       Yvonne Hanke

Pflicht zur Umsetzung von Effizienzmaßnahmen kommt (EnSimiMaV)

Eine weitere Energieeinsparverordnung, mit der der Gasverbrauch angesichts einer drohenden Gasmangellage reduziert werden soll, wird zum 1. Oktober 2022 in Kraft treten. Relevant ist diese insbesondere für Eigentümer von Gebäuden und für energieauditpflichtige Unternehmen.

Nach der Kurzfristenergieversorgungssicherungsmaßnahmenverordnung (EnSikuMaV), die seit dem 1. September 2022 für eine Dauer von sechs Monaten in Kraft ist, folgt ab dem 1. Oktober 2022 mit der „Verordnung zur Sicherung der Energieversorgung über mittelfristig wirksame Maßnahmen“ (EnSimiMaV) eine weitere Verordnung mit Pflichten für Gebäudeeigentümer und diverse Unternehmen (RGC berichtete bereits hier und hier).

Besonders relevant für Unternehmen ist die in § 4 EnSimiMaV vorgesehene Pflicht zur Umsetzung wirtschaftlicher Energieeffizienzmaßnahmen. Die Pflicht betrifft solche Unternehmen, die zur Durchführung eines Energieaudits nach § 8 EDL-G verpflichtet sind bzw. über ein Energie- oder Umweltmanagement verfügen und die einen jährlichen Gesamtenergieverbrauch bezogen auf die letzten drei Jahre von mehr als 10 GWh haben.

Im Wesentlichen sind im Rahmen dieser Pflicht folgende Punkte zu berücksichtigen:

  • In einem ersten Schritt sind alle wesentlichen Energieeffizienzmaßnahmen aus dem Energieaudit bzw. dem Energie- oder Umweltmanagementsystems zu identifizieren.
  • Es folgt eine Prüfung der wirtschaftlichen Durchführbarkeit der einzelnen Energieeffizienzmaßnahmen nach Maßgabe der EnSimiMaV.
  • Alle als wirtschaftlich durchführbar bewerteten Maßnahmen sind innerhalb von 18 Monaten ab dem 1. Oktober 2022 umzusetzen.
  • Über die Umsetzung wirtschaftlich durchführbarer bzw. die Nichtumsetzung wirtschaftlich nicht durchführbarer Maßnahmen bedarf es einer Bestätigung, bspw. durch einen Zertifizierer.

Daneben enthält die EnSimiMaV weitere Pflichten für Gebäudeeigentümer, bspw. die Pflicht zur Heizungsprüfung und -optimierung sowie die Pflicht zum hydraulischen Abgleich von Heizsystemen.

In seiner Sitzung vom 16. September 2022 hat der Bundesrat der EnSiMiMaV zugestimmt, sodass diese zum 1. Oktober 2022 in Kraft tritt. Die Verordnung hat eine Geltungsdauer von zwei Jahren.


Veranstaltungstipp
: Es stellt sich die Frage nach dem Zusammenspiel der Pflicht zur Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen nach der EnSimiMaV auf der einen Seite und dem Erfordernis der Durchführung von ökologischen Gegenleistungen im Rahmen diverser Privilegierungstatbeständen (insb. BECV, BesAR, Strompreiskompensation, Energiesteuer) auf der anderen Seite. Diese Frage beleuchten unsere Kolleginnen Lena Ziska und Sandra Horn gemeinsam mit Mark Jüttner (cp energie) und Martin Ahlert (BP) in ihrem Workshop zur „Projektierung ökologischer Gegenleistungen als neue Voraussetzung für energierechtliche Privilegien“ am 2. November 2022 (in Hannover) und am 9. November 2022 (online).

Autorinnen: Sandra Horn
                       Yvonne Hanke
                       Lena Ziska

Gasauktionsmodell und warum dieses nicht hält, was es verspricht

THE hat die Produktbeschreibung zum sog. „Gasauktionsmodell“ veröffentlicht. Es soll planmäßig zum 1. Oktober 2022 starten. Die Hoffnung, dass hiermit ein Modell geschaffen wird, das echte wirtschaftliche Anreize zur Einsparung von Gas bei energieintensiven Verbrauchern setzt, dürfte enttäuscht werden.

Das BMWK und die BNetzA hatten den Marktgebietsverantwortlichen für Gas – die Trading Hub Europe GmbH (kurz THE) – damit beauftragt, ein zusätzliches Regelenergieprodukt, das sog. Gasauktionsmodell, zu entwickeln. Große Letztverbraucher von Gas sollen hierüber die Möglichkeit erhalten, der THE „Abschaltpotenziale“ im Gasbereich anzubieten (RGC berichtete hier).

Nun hat THE die Produktparameter des neuen Regelenergieprodukts „Load Reduction“ (kurz LRD) auf ihrer Internetseite veröffentlicht und ermöglicht präqualifizierten Anbietern, Angebote abzugeben.

Energieintensive Unternehmen, die gehofft hatten, über diese Plattform einen kalkulierbaren Gegenwert für planbare Gaseinsparungen (z.B. im Rahmen von vorgezogenen Wartungsarbeiten an gasbetriebenen BHKW, verlängerten Betriebsferien oder zuletzt auch Kurzarbeit u.a.) erzielen zu können, werden in dieser Hoffnung voraussichtlich eher enttäuscht.

Zum einen können sich – wie schon länger bekannt – ausschließlich Bilanzkreisverantwortliche (das ist in der Regel der Versorger / Lieferant) präqualifizieren und Angebote einstellen. Wer Abschaltpotenziale einstellen will, muss also zumindest einen Vertrag mit seinem Versorger schließen, der alle Details (technisch und wirtschaftlich) regelt.

Ein stärkeres Hemmnis dürften aber die Anforderungen an die Bereitstellung des Lastpotenzials sein. Hier nur ein paar Beispiele aus der Produktbeschreibung der THE:
Die Stunde, in der THE das Angebot zur Lastreduktion abruft, um einen regionalen Engpass auszugleichen (ob und wann nicht vorhersehbar), gibt letztlich vor, welche physische Einsparung zu realisieren ist.

Die in dieser Stunde vom RLM-Kunden verbrauchte Leistung (konkret: „die an der bzw. den Referenzentnahmestelle/n gemessene Ausspeisemenge in der Stunde, in welcher der Abruf erfolgt“) bildet die Referenzmenge. Zu diesem ist eine Leistungsreduzierung für den angebotenen Zeitraum zu realisieren. Konkret muss „die Leistung ausgehend von der Referenzmenge in Höhe der (durch THE) abgerufenen Menge“ so reduziert werden, dass im Abrufzeitraum die Summe der tatsächlichen stündlichen Ausspeisung/en der Referenzentnahmestelle/n (Entnahmestelle des RLM-Kunden) die Differenz aus der Referenzmenge und der angebotenen Losgröße nicht überschreiten.

Und: Die Verbrauchsänderung, sprich die Leistungsreduzierung, darf erst zielgerichtet auf Grund des Abrufs erfolgen. Sie darf insbesondere nicht bereits zum Zeitpunkt des Abrufs „veranlasst gewesen sein“. Der Versorger / Bilanzkreisverantwortliche muss die gesamte Zeit weiter physisch einspeisen – so dass für das Netz die erforderliche Entlastung durch eine echte physische Gasverbrauchsreduzierung beim Letztverbraucher erzielt wird.

Dagegen ist es noch das kleinere Übel, dass auf Grund des Auktionsmodells auch nur derjenige im Ernstfall den Zuschlag erhält, der hierfür das günstigste Angebot gemacht hat.

Damit handelt es sich beim Gasauktionsmodell in erster Linie um ein marktliches Instrument, welches es THE ermöglicht, kurzfristige regionale Engpässe im Gasnetz zu verwalten. Auch das ist im Ernstfall wertvoll. Es stellt sich aber die Frage, inwieweit die weiterhin erforderlichen Gasverbrauchsreduzierungen in der Industrie hierdurch angereizt werden können.

Sollten Sie Interesse daran haben, sich Gasbezugseinsparungen vergüten zu lassen, schauen Sie in Ihren Gasliefervertrag, ob er das zulässt, und in § 50g EnWG und sprechen Sie mit Ihrem Versorger. Dieser ist in fast allen Fällen ohnehin einzubeziehen.

Industrieunternehmen sollten sich daher von der Nutzung des Gasauktionsmodells nicht allzu viel versprechen. Wir empfehlen, vorrangig zu prüfen, welche Flexibilitäten der konkrete Gasliefervertrag bietet (z.B. Rückgabe von Gasmengen an den Lieferanten zum Börsenpreis abzüglich Dienstleistungsgebühr/Aufwandspauschale o.ä.). Zu prüfen ist auch die Nutzung der neuen Flexibilisierungsmöglichkeiten aus § 50g EnWG: Dessen Absatz 1 setzt grundsätzlich Mindestabnahmeverpflichtungen außer Kraft und ermöglicht dem Unternehmen den Weiterverkauf nicht benötigter Mengen; Abs. 2 legt für Industriekunden mit einer Anschlussleistung von mehr als 10 MWh/h sogar fest, dass der Lieferant nicht benötigte Mengen abzüglich einer Aufwandspauschale von 10 Prozent an der Börse zugunsten des Kunden verkaufen muss. In den meisten Fällen erscheint es insoweit stets ratsam, Gespräche mit dem Versorger aufzunehmen und sich über geeignete Flexibilisierungsmöglichkeiten abzustimmen.

Autorinnen: Yvonne Hanke
                       Dr. Franziska Lietz

BNetzA ordnet die Fortgeltung individueller Netzentgelte aus dem Jahr 2021 im Gasmangelfall an und konsultiert neue Festlegung

Die Energiekrise kann dazu führen, dass individuelle Netzentgelte im Bereich Strom gefährdet sind. Konkret betrifft dies die 7.000-Std.-Regelung und die Atypik. Aktuell hat die BNetzA unter bestimmten Anforderungen deren Fortgeltung aus 2021 angeordnet und konsultiert parallel einen diesbezüglichen Entwurf mit kurzer Frist.

Der geänderte § 118 Abs. 46 EnWG enthält seit der letzten Novelle eine Verordnungsermächtigung, mittels derer neue Regelungen für individuelle Netzentgelte im Kontext der Energiekrise geschaffen werden können (RGC berichtete).

Nunmehr hat die BNetzA ein Eckpunktepapier veröffentlicht und konsultiert dieses mit kurzer Stellungnahmefrist bis zum 5.10.2022. Diese Konsultation können Sie hier einsehen.

Laut BNetzA ist mit der geplanten Festlegung bezweckt, Unternehmen, die im Zusammenhang mit einem Gasmangel bereit und in der Lage wären, durch Verminderung ihres Gasbezuges ihre Produktion zu reduzieren, nicht noch zusätzlich dadurch zu belasten, dass diese in Folge einer damit verbundenen Anpassung ihres Netznutzungsverhaltens auch noch ihren sich aus § 19 Abs. 2 S. 2-4 StromNEV ergebenden Anspruch auf Netzentgeltreduktion verlieren.

Im Grundsatz soll die Festlegung ermöglichen, dass Unternehmen, die im Jahr 2021 ein individuelles Netzentgelt erhalten haben, dieses auch für das Jahr 2022 erhalten sollen, sofern die Alarmstufe gilt. Auch für die Bemessung der Vollbenutzungsstundenzahl soll auf die Werte aus dem 2021 abzustellen sein. Für die Berechnung des physikalischen Pfades sollen allerdings die aktuellen Verbrauchsdaten aus dem Jahr 2022 maßgeblich sein. Eine Neuanzeige soll nur dann erforderlich werden, wenn sich für das Jahr 2022 die Voraussetzungen im Hinblick auf das individuelle Netzentgelt geändert haben. Zudem enthält die Festlegung Anforderungen, wie der Netznutzer seinen verminderten Gasbezug nachzuweisen hat.

Für den Zeitraum, bis die Festlegung in Kraft ist, hat die Bundesnetzagentur diesbezüglich bereits eine sog. vorläufige Anordnung nach § 72 EnWG erlassen. Dies dürfte der nahenden Frist für die Anzeige zum 30.9. geschuldet sein. Auch die vorläufige Anordnung enthält den Grundsatz der Fortgeltung individueller Netzentgelte aus dem Jahr 2021 sowie Nachweispflichten, wie insbesondere eine Gegenüberstellung zum Vorjahresverbrauch.

In diesem Kontext ist schließlich auch noch darauf hinzuweisen, dass der aktuelle Entwurf für ein EnSiG 3.0 (RGC berichtete) noch eine weitere Ergänzung des § 118 EnWG enthält. Ein geplanter §118 Abs. 46a EnWG regelt weitere Festlegungskompetenzen für die Flexibilisierung der Last industrieller Großverbraucher. Dies soll insbesondere die Flexibilisierung der Regelungen zu den individuellen Netzentgelten betreffen, z.B. um es Industrieunternehmen zu erleichtern, Regelenergie anzubieten.

Dieser lautet in der Entwurfsfassung wie folgt:

„(46a) Um die Flexibilisierung der Netznutzung zu fördern, kann die Regulierungsbehörde durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 für den Zeitraum bis zum 31. Dezember 2023 Regelungen zu den Sonderfällen der Netznutzung und den Voraussetzungen für die Vereinbarung individueller Entgelte für den Netzzugang treffen, die von einer Rechtsverordnung nach § 24 abweichen oder eine Rechtsverordnung nach § 24 ergänzen. Im Rahmen einer Festlegung nach Satz 1 kann die Regulierungsbehörde insbesondere

  1. die Methoden zur Ermittlung sachgerechter individueller Netzentgelte näher ausgestalten und
  2. die Voraussetzungen anpassen oder ergänzen, unter denen im Einzelfall individuelle Entgelte für den Netzzugang vorgesehen werden können.

Voraussetzungen nach Satz 2 Nummer 2 können insbesondere auch auf eine von den Unternehmen bei ihrem Strombezug zu erreichende Benutzungsstundenzahl bezogen sein sowie Vorgaben dazu sein, wie bei der Bemessung oder Ermittlung einer erforderlichen Benutzungsstundenzahl eine Teilnahme von Unternehmen am Regelleistungsmarkt oder eine Reduzierung ihres Strombezugs bei einer in der Festlegung bestimmten Preishöhe am börslichen Großhandelsmarkt für Strom zu berücksichtigen ist. Sofern eine Vereinbarung über individuelle Netzentgelte bis zum 30. September 2021 oder bis zum 30. September 2022 bei der Regulierungsbehörde angezeigt wurde, die angezeigte Vereinbarung rechtmäßig ist und die Voraussetzungen der Vereinbarung im Jahr 2021 oder 2022 erfüllt worden sind, darf die Regulierungsbehörde nicht zu Lasten der betroffenen Unternehmen von den Voraussetzungen abweichen. Sonstige Festlegungsbefugnisse, die sich für die Regulierungsbehörde aus einer Rechtsverordnung nach § 24 ergeben, bleiben unberührt.“

Autorinnen: Dr. Franziska Lietz
                       Yvonne Hanke

Umfangreiche Materialien unseres Kanzleiforums jetzt zum Download verfügbar!

Unsere Materialien von unserem 17. Kanzleiforum „Gas in der Krise“ stehen nun auch für alle diejenigen, die nicht teilnehmen konnten, zum Download zur Verfügung.

Am 8. und 9. September haben wir mit rund 200 Teilnehmern bei unserem 17. RGC-Kanzleiforum das Thema „Gas in der Krise“ diskutiert. Wir freuen uns noch immer sehr über die zahlreiche Teilnahme und die schöne Gelegenheit, einmal wieder mit unseren Mandanten persönlich ins Gespräch zu kommen.

Leider konnten jedoch nicht alle von Ihnen dabei sein. Aufgrund vielfacher Nachfrage möchten wir daher auch denjenigen Mandanten und Interessenten, die nicht teilnehmen konnten, unsere umfangreichen Präsentationsunterlagen zur Verfügung stellen. Diese können Sie unter folgenden Link zum Preis von 150 € exkl. USt. erwerben und für eigene Zwecke nutzen.

Ihr RGC-Team

Gasumlage wird überarbeitet

Presseberichten zufolge wird die Gasumlage aktuell überarbeitet, vor allem soll der Kreis der Begünstigten beschränkt und die Inanspruchnahme an zusätzliche Voraussetzungen geknüpft werden.

Die Gasumlage, die ab dem 1.10. auf Grundlage von § 26 EnSiG und einer konkretisierenden Verordnung erhoben werden soll, ist stark umstritten. Neben dem Umstand, dass sie sämtliche aus dem Netz bezogenen Gasverbräuche mit 2,4 ct pro kWh belastet und damit für Unternehmen erschwerend zu den ohnehin stark steigenden Energiepreisen hinzukommt, steht ihre Konformität mit dem deutschen Verfassungsrecht in der Diskussion.

Ein maßgebliches Argument, warum die Gasumlage in ihrer derzeitigen Ausgestaltung nicht mit dem Verfassungsrecht konform gehen soll, ist der Umstand, dass die Umlage auch Unternehmen begünstigen soll, die durch die Steigerung von Kosten des Gasbezuges nicht in Bedrängnis geraten sind.

Aus der Terminübersicht des Bundestages ist ersichtlich, dass eine Befassung mit der Novelle der Gasumlage sowie des EnSiG insgesamt („Zweites Gesetz zur Änderung des EnSiG“) in der nächsten Sitzung am 23.9. stattfinden soll. Nach einer ersten Lesung am 13.10. und Anhörungen am 17.10. soll geplant sein, die Novelle am 20./21. Oktober in 2. und 3. Lesung zu verabschieden. Die Gasumlage soll für die Bilanzkreisverantwortlichen weiterhin zum 1.10. planmäßig an den Start gehen, eine erstmalige Weitergabe an die Gasimporteure aber frühestens zum 31.10. erfolgen.

Wesentliches Ziel der Änderungen ist es, den Kreis der Begünstigten zu optimieren und strengere Regeln für die Inanspruchnahme zu schaffen. Geplant ist daher die Eingrenzung des Begünstigtenkreises auf Unternehmen, die einen Anteil von 1% am deutschlandweiten Gasverbrauch liefern. Wären also bislang noch 12 Unternehmen berechtigt, Vorteile aus der Gasumlage in Anspruch zu nehmen, so könnten einige kleinere Gasimporteure aus dem Berechtigtenkreis herausfallen. Auch sollen die begünstigen Unternehmen ihrer Führungsebene keine Boni auszahlen und dürfen in dem Quartal, in dem sie den Vorteil erhalten, keine Gewinne machen. Geplant ist außerdem im Zuge dieser Novelle, die Gasumlage auch auf Fernwärmekunden auszuweiten.

Mit diesen Maßnahmen werden zwar einige wichtige, aber nicht alle Kritikpunkte an der Gasumlage behoben. Weiterhin bleibt es bspw. bei dem Umstand, dass der Kreis der Belasteten Fragen aufwirft. Belastet sind bspw. weiterhin auch Biomethan-Kunden, bei deren Lieferanten die Beschaffungskosten nicht gestiegen sind, oder Unternehmen, die ihr Gas direkt an der Börse kaufen und damit die drastischen Preissteigerungen ohnehin selbst tragen und durch die Gasumlage zusätzlich belastet wären.

Darüber hinaus wirft auch die geplante Verstaatlichung von Uniper finanzverfassungsrechtliche Fragen im Zusammenhang mit der Gasumlage in ihrer derzeitigen Konzeption auf, vertiefend hier.

Autorinnen: Yvonne Hanke
                       Dr. Franziska Lietz

BNetzA äußert sich zur Sicherheitsplattform Gas und möglichen Anordnungen als Bundeslastverteiler

Die BNetzA hat diese Woche (14.09.22) eine online-Veranstaltung zur Sicherheitsplattform Gas abgehalten.

Das Video können Sie hier herunterladen:

Bundesnetzagentur – Infoveranstaltung zur Sicherheitsplattform Gas

Dort stellt die BNetzA im Detail den aktuellen Stand der Sicherheitsplattform Gas dar. Sie äußert sich aber auch erstmals konkret zu möglichen Anordnungen von Gasverbrauchsreduktionen als Bundeslastverteiler – u.a. auch zum möglichen Referenzwert einer solchen Anordnung.

Wir halten Sie an dieser Stelle informiert.

Autorinnen: Yvonne Hanke
                       Dr. Franziska Lietz

Energiesicherungsgesetz 3.0 und weitere Gesetzesänderungen im Zusammenhang mit dem Gasmangel in Planung


Das Bundeskabinett hat am Mittwoch eine Formulierungshilfe für einen Gesetzentwurf zur Änderung des Energiesicherungsgesetzes (EnSiG) und anderer energiewirtschaftlicher Vorschriften beschlossen.

Die geplanten Änderungen zielen darauf ab, die Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien kurzfristig zu erhöhen und die Transportkapazitäten im Stromnetz zu steigern, um zur Reduzierung des Gasverbrauches in den Winterzeiträumen der nächsten Jahre beizutragen sowie die LNG-Einspeisung abzusichern. Zudem werden Optionen zur Lastflexibilität industrieller Großverbraucher erweitert.

Das Gros der Regelungen folgt damit unmittelbar aus den Ergebnissen des sog. zweiten Netzstresstests (RGC berichtete).

Nachfolgend geben wir Ihnen einen Überblick über die relevantesten Regelungen für Industrieunternehmen:

Geplante Änderungen des EnSiG:
Die erst vor kurzem eingeführten §§ 27 und 28 EnSiG, die die Beschränkung von Leistungsverweigerungsrechten der Gasversorger gegenüber ihren Kunden und den Ausgleich von daraus folgenden Vermögensnachteilen regeln, entfallen wieder. Zudem wird in einem neuen § 30a EnSiG die Erlaubnis zum nicht genehmigten Betrieb von überwachungsbedürftigen Anlagen nach der Betriebssicherheitsverordnung geregelt.

Geplante Änderungen des BImSchG:
In den neuen § 16 Abs. 7 und 8 BImSchG sind Erleichterungen bei Genehmigung bzw. Änderung von Windenergieanlagen sowie nach § 31k BImSchG Abweichungen von Vorgaben zu nächtlichen Geräuschwerten und zur Vermeidung von Schattenwurf bei Windenergieanlagen möglich. Darüber hinaus werden die Übergangsregelungen für die neuen Vorschriften aktualisiert.

Geplante Änderungen des EnWG:
§118 Abs. 46a EnWG regelt neue Festlegungskompetenzen für die Flexibilisierung der Last industrieller Großverbraucher. Dies soll insbesondere die Flexibilisierung der Regelungen zu den individuellen Netzentgelten betreffen, z.B. damit es Industrieunternehmen erleichtert wird, Regelenergie anzubieten.

Nach § 50b EnWG gelten die Vorgaben zur Brennstoffbevorratung der Ersatzreserve ausschließlich während der Vorhaltung in der Netzreserve, nicht während der Teilnahme am Strommarkt.

§ 49b EnWG regelt (wie sich insbesondere beim Stresstest als sinnvoll gezeigt hat) Maßnahmen zur vorübergehenden Höherauslastung des Höchstspannungsnetzes u.a. durch Einsatz der Reservekraftwerke.

In § 35h EnWG soll eine Entschädigungsregelung bei Genehmigungsversagung einer Gasspeicherstillegung sowie eine Antragspflicht bei Umstellung einer Gasspeicheranlage von L-Gas auf H-Gas geregelt werden.


Geplante Änderungen des EEG:

Neu kommen soll einmalig zum 15. Januar 2023 eine „Krisensonderausschreibung für Solaranlagen“ (Freiflächen) mit einem Volumen von 1500MW. Diese Regelung steht allerdings noch unter Beihilfevorbehalt.

Die bereits für den 1. Januar 2023 beschlossene Abschaffung der 70-Prozent-Regel für PV-Neuanlagen bis 25kW wird vorgezogen. Sie soll zudem auch ab dem 1. Januar 2023 bei PV-Bestandsanlagen bis einschließlich 7 kW installierter Leistung aufgehoben werden.

Mit der Ergänzung von § 100 Abs. 16 EEG wird für die Jahre 2022 und 2023 eine Sonderregelung für die EEG-Förderung von Biogasanlagen geschaffen. Zudem wird eine befristete Flexibilisierung des Güllebonus eingeführt, vgl. § 100 Abs. 17 EEG. Die Regelung steht ebenfalls unter Beihilfevorbehalt.

Geplante Änderungen des KWKG:
Eine Änderung betrifft zudem das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz bzw. die Änderung des entsprechenden Änderungsgesetzes diesen Sommers. Hier werden Erleichterungen bei der unterjährigen Inbetriebnahme von innovativen KWK-Projekten rückwirkend zum 1. Dezember 2021 und nicht wie geplant zum 1. Januar 2023 geregelt.

Geplante Änderungen des NABEG und des Bundesbedarfsplangesetzes:
Die geplanten Regelungen enthalten zusätzliche Maßnahmen zur Beschleunigung des Stromnetzausbaus sowie zur Erhöhung der Transportkapazitäten des bestehenden Stromnetzes im Sinne der sich aus dem Stresstest ergebenden Potentiale zur Höherauslastung.

Geplante Änderungen des LNG-Beschleunigungsgesetzes:
Das noch junge LNG-Beschleunigungsgesetz erhält Verfahrenserleichterungen zur Absicherung einer möglichst großen LNG-Einspeisung an den Standorten Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Lubmin.

In der Formulierungshilfe sind im Übrigen weder Regelungen im Hinblick auf die geplante Atomkraft-Reserve noch Anpassungen der Gasumlage, die sich in den letzten Wochen starker Kritik ausgesetzt sah, enthalten, obwohl deren Umsetzung auch über das EnSiG erfolgen soll.

Weitere Information finden Sie in der Pressemitteilung des BMWK.

Autorinnen: Yvonne Hanke
                       Dr. Franziska Lietz

THE veröffentlicht Produktbeschreibung zum Gas-Auktionsmodell

Die Trading Hub Europe GmbH (THE) hat in einer Pressemitteilung nähere Informationen zum Gas-Auktionsmodell sowie eine Produktbeschreibung und Präqualifikationsregeln veröffentlicht.

Das neue Regelenergieprodukt trägt den Namen „Load Reduction“ (LRD) und zielt auf die Aktivierung von Abschaltpotenzialen von Industrieverbrauchern ab.

Industrielle Verbraucher können ihre Abschaltpotenziale über den Bilanzkreisverantwortlichen bei freier Wahl des Preismodells (Preis in Euro je MWh oder in Euro je abgerufenem Gastag) für jeweils maximal sieben dem betrachteten Gastag nachfolgende Gastag zur Verfügung stellen. Bei entsprechendem Regelenergiebedarf erfolgt dann ein Abruf dieser Potenziale durch die THE zum Ausgleich fehlender Gasmengen im Marktgebiet.

Die Angebotsabgabe soll ab Mitte September 2022 starten, ein Abruf kann ab dem 1. Oktober 2022 erfolgen.

Die Pressemitteilung sowie die Produktbeschreibung und weitere Unterlagen finden Sie hier.

Autorinnen: Yvonne Hanke
                       Dr. Franziska Lietz
                       Sandra Horn