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(Vorerst) keine Ausnahmegenehmigung für Nord Stream 2

BNetzA verweist Nord Stream 2-Betreibergesellschaft wegen der Freistellung von Regulierungspflichten auf den Rechtsweg Die parallel zur Gasfernleitung Nord Stream 1 verlaufenden Gasfernleitung Nord Stream 2 dient zur Durchleitung von Gas zwischen Russland und Deutschland. Während Nord Stream 1 schon seit längerer Zeit in Betrieb ist, befand sich Nord Stream 2 seit Januar 2017 bis zuletzt noch im Errichtungsstadium.

Insoweit als problematisch erwies sich für die Errichter der Nord Stream 2 die Änderung und Umsetzung europäischer Vorgaben aus der geänderten Gasrichtlinie (2009/73/EG). Denn durch die am 23. Mai 2019 in Kraft getretene Richtlinie zur Änderung der Gasrichtlinie 2009/73/EG wurden bestimmte Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt, u. a. Vorgaben zur Entflechtung der Eigentumsverhältnisse, auch auf Gasfernleitungen aus Drittländern erstreckt. Seither treffen Betreiber von Gasfernleitungen bzgl. des Leitungsabschnitts, der sich zwischen einem Mitgliedstaat und einem Drittland bis zum Hoheitsgebiet der Mitgliedstaaten oder im Küstenmeer des Mitgliedstaats befindet, Pflichten zur Entflechtung der Fernleitungsnetze sowie zur Schaffung eines Systems für den nichtdiskriminierenden Zugang Dritter zum Fernleitungs- und Verteilernetz. In Deutschland werden diese Vorgaben insbesondere durch den neu in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingefügten § 28b EnWG umgesetzt. Dieser sieht unter bestimmten Voraussetzungen aber auch eine Freistellung für Gasfernleitungen zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern vor, die bereits vor dem 23. Mai 2019 fertiggestellt wurden.

Die Nord Stream 2-Betreibergesellschaft wollte genau diese Ausnahme für sich nutzen, nachdem sie mit einer Klage vor dem Gericht der Europäischen Union (EuG) gegen die generelle Änderung der Gasrichtlinie bereits gescheitert war (RGC berichtete). Sie beantragte daher eine Freistellung bei der BNetzA. Im Rahmen der Bearbeitung dieser Anfrage stand die Frage im Zentrum, ob die Nord Stream 2 am 23. Mai 2019 bereits fertiggestellt oder eben noch nicht fertiggestellt war.

Die Nord Stream 2-Betreibergesellschaft vertrat insoweit – in ihrem Interesse – ein wirtschaftlich funktionales Verständnis und knüpfte für die Frage des Zeitpunktes der Fertigstellung an die zeitlich weit vor dem 23. Mai 2019 liegende Investitionsentscheidung an. Die BNetzA lehnte diese Auffassung und damit im Ergebnis auch den Antrag auf Freistellung ab, da die Nord Stream 2 nach ihrer Bewertung zum 23. Mai 2019 noch nicht komplett verlegt war. Die zuständige Beschlusskammer der BNetzA verstand den Begriff der Fertigstellung hierbei „baulich-technisch“. Die Einzelheiten des Beschlusses (BK7-20-004) können Sie hier einsehen.

Der erste Punkt geht damit an die BNetzA. Der Nord Stream 2-Betreibergesellschaft steht aber gegen die Entscheidung der Rechtsweg offen. Insoweit kann wohl davon ausgegangen werden, dass in dieser Angelegenheit das letzte Wort noch nicht gesprochen ist.

In diesem Zusammenhang interessant liest sich eine kürzlich veröffentlichte Antwort der Bundesregierung (Drucksache 19/20199) auf eine Kleine Anfrage, in welcher die Bundesregierung auf die Frage „Wie viel Prozent des Abschnitts der Pipeline Nord Stream 2, der durch deutsche Hoheitsgewässer verläuft, wurden nach Kenntnis der Bundesregierung bis zum 23. Mai 2019 fertiggestellt […]“ wie folgt antwortet: „Nach Kenntnis der Bundesregierung waren bis zum 23. Mai 2019 100 Prozent der Pipeline Nord Stream 2 in den deutschen Hoheitsgewässern verlegt.“

BEHG-Ausführungsverordnungen in der Verbändeanhörung

Mit der Berichterstattungsverordnung 2022 und der Brennstoffemissionshandelsverordnung liegen nun die zwei ersten BEHG-Ausführungsverordnungen im Entwurfsstadium vor.

Das Bundesumweltministerium hat am 07.07.2020 zwei Referentenentwürfe zur Durchführung des BEHG auf seiner Internetseite zur Konsultation gestellt. Es handelt sich um die Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV) und die Berichterstattungsverordnung 2022 (BeV 2022).

Die BEHV enthält die Regelungen zum Verkauf der Emissionszertifikate im nationalen Emissionshandel und dem nationalen Emissionshandelsregister. Hierüber werden wir nochmal im Detail gesondert berichten.

Die BEV 2022 legt erstmals genauere Vorgaben für die Überwachung, Ermittlung und Berichterstattung von Brennstoffemissionen in den Jahren 2021 und 2022 fest. Hierzu die ersten Details:

  • Die Verordnung enthält die Erleichterung, dass für die Jahre 2021 und 2022 kein Überwachungsplan einzureichen ist. Stattdessen gibt die BEV 2022 selbst vor, wie die Emissionen zu ermitteln sind. Dies soll ausschließlich über die in der Verordnung festgelegten Standardemissionsfaktoren geschehen. So wird zum Beispiel Erdgas ein Standardemissionsfaktor von 0,056 t CO2 pro Gigajoule zugewiesen.
  • Die Emissionsberichte müssen in den Jahren 2021 und 2022 noch nicht von einem Auditor verifiziert werden.
  • Für die rechnerische Ermittlung der Brennstoffmengen werden ausschließlich die Energiesteueranmeldungen zugrunde gelegt, um Doppelarbeit zu vermeiden.
  • Für den Bioenergieanteil kann bei Vorliegen entsprechender Nachhaltigkeitsnachweise bis zu einer bestimmten Obergrenze der Emissionsfaktor Null angesetzt werden.
  • Es gibt Regelungen zur Vermeidung von Doppelerfassungen, die durch das Aufsetzen auf dem Energiesteuerrecht entstehen können, etwa wenn ein in Verkehr gebrachter Brennstoff wieder in das Steuerlager aufgenommen wird.
  • Die Regelungen zur Vermeidung von Doppelbelastungen bei ETS-Anlagen werden konkretisiert, allerdings unzureichend, da bisher nur Direktlieferungen an ETS Anlagen berücksichtigt werden und auch keine Pflicht des Inverkehrbringers geregelt wird, diese Emissionen von vornherein abzuziehen.

Zu den Entwürfen können noch bis zum bis 11. August 2020, 18:00 Uhr, über die E-Mail-Adresse IKIII2@bmu.bund.de Stellungnahmen abgegeben werden.

Gericht erklärt Klausel in Stromliefervertrag für unwirksam

Das Recht, die Zahlung einer fehlerhaften Rechnung zu verweigern, darf durch den Energielieferanten nicht in seinen AGB eingeschränkt werden.

In den Allgemeinen Geschäftsbedingungen vieler Energielieferanten wird das Recht zur Zahlungsverweigerung bei fehlerhaften Rechnungen ausgeschlossen. Die Kunden müssen dann die Rechnung zunächst bezahlen und einen ggf. zu viel gezahlten Betrag in einem Folgeprozess vom Lieferanten zurückfordern. Nur dann, wenn die Fehlerhaftigkeit der Rechnung völlig offensichtlich ist, darf der Kunde seine Zahlung zunächst zurückbehalten und eine Klärung herbeiführen. Ein weiterer Ausnahmefall von der umfassenden Zahlungspflicht wird eingeräumt, wenn der abgerechnete Verbrauch ohne ersichtlichen Grund mehr als doppelt so hoch ist, wie der vergleichbare Verbrauch im vorherigen Abrechnungszeitraum; jedoch muss gleichzeitig eine Zählerprüfung durch den Kunden eingeleitet werden. Diese Regelung hat das Landgericht Düsseldorf im Verhältnis eines Stromlieferanten mit seinem Sondervertragskunden für unwirksam erklärt.

Die streitige Regelung stammt aus den Strom- und Gas-Grundversorgungsverordnungen. Mit diesen Rechtsverordnungen werden die Bedingungen festgeschrieben, zu denen Energieversorgungsunternehmen Haushaltskunden in Niederspannung beliefern müssen. In der Praxis verwenden aber die meisten Lieferanten Regelungen aus diesen Verordnungen in ihren Allgemeinen Geschäftsbedingungen, auch wenn es nicht um die Belieferung von Haushaltskunden, sondern um die Belieferung von Unternehmen geht. Dies hat seinen Grund darin, dass viele der in den Grundversorgungsverordnungen enthaltenen Regelungen günstig für den Lieferanten sind. Da die Belieferung einer Vielzahl von Haushaltskunden ein Massengeschäft ist, wollte der Verordnungsgeber den Lieferanten vor unvertretbar hohem Aufwand bei der Begründung und Abwicklung von Vertragsverhältnissen schützen. Sonst könnte z. B. der (unberechtigte) Einwand eines Kunden gegen die Stromrechnung zu massiven Verzögerungen bei der Realisierung von Preisforderungen führen, obwohl der Strom bereits geleistet wurde.

Im Verhältnis zu Sonderkunden (z. B. gewerbliche Stromverbraucher) wurde es in der Vergangenheit ebenfalls für zulässig gehalten, Klauseln der Grundversorgungsverordnung vertraglich zu vereinbaren. Eine rechtliche Überprüfung war für Kunden fast nicht möglich. Im Jahr 2013 entschied jedoch der Bundesgerichtshof, dass eine Vertragsklausel in einem Sonderkundenvertrag an den Vorgaben des AGB-Rechts zu messen sein müsse, auch wenn die Klausel aus der Grundversorgungsverordnung stammt.

Das LG Düsseldorf hat in einem jetzt veröffentlichten Urteil vom 13. November 2019 (Az.: 12 O 14/19) daher die Pflicht, Rechnungen trotz Einwänden zunächst bezahlen zu müssen, einer Prüfung nach AGB-Recht unterworfen und entschieden, dass diese Pflicht eine unangemessene Benachteiligung des Kunden darstellt. Die Erwägung, die im Haushaltskundenbereich den Schutz der Lieferanten begründet, sei nicht auf den Bereich der Sonderkundenbelieferung übertragbar. Eine solche Regelung führe dazu, dass eine Rechnung faktisch eine Forderung begründe. Dem sei jedoch nicht so. Eine Rechnung könne zwar Fälligkeitsvoraussetzung für eine Zahlungsforderung sein. Sie könne jedoch nicht die Forderung selbst begründen. Daher müsse der Sondervertragskunde stets die Möglichkeit haben, Einwände gegen eine Rechnung zu erheben und die Zahlung bis zur Klärung zurückzustellen.

Diese Sichtweise des LG Düsseldorf ist erfreulich. Als Kunde können Sie daher eine Zahlung an den Strom- oder Gaslieferanten vorläufig verweigern, wenn Sie einen begründeten Einwand gegen die Rechnung bzw. deren Höhe haben, selbst wenn in einer allgemeinen Geschäftsbedingung ihres Lieferanten etwas anderes steht.

BNetzA legt Rabatte für unterbrechbare Kapazitäten im Gasnetz fest

Die finale Festlegung „Margit 2021“ der BNetzA ist nun veröffentlicht worden.

Die Gasnetzentgeltverordnung sieht auf Fernleitungsebene abweichende Netzentgelte für bestimmte Kapazitätsprodukte vor. Bereits im Dezember 2019 hatte die BNetzA das Festlegungsverfahren für die als „MARGIT 2021“ bezeichnete Festlegung eingeleitet, um neue Vorgaben für die besonderen Netzentgelte festzulegen. Am 27. Mai 2020 hat die BNetzA nun den Inhalt der Festlegung beschlossen.

Die Festlegung (Az.: BK9-19/612) enthält Vorgaben für die Entgeltbildung im Gasbereich, die dort auf Fernleitungsebene anwendbar sind. Es geht u. a. um die relevanten Multiplikatoren für die Umrechnung von Jahres-Kapazitätsprodukten in Quartals-, Monats- oder Tagesprodukte bzw. untertägige Produkte sowie um die Preisabschläge für unterbrechbare Kapazitätsprodukte. Im Grundsatz geht die BNetzA davon aus, dass bei unterbrechbaren Produkten ein Abschlag von 10 % angemessen ist, es sei denn die Unterbrechungswahrscheinlichkeit ist überdurchschnittlich hoch.  

Die Vorgaben sind ab 1. Januar 2021 anwendbar und betreffen somit die Entgeltbildung für das Kalenderjahr 2021. Die BNetzA behält sich allerdings weitere Anpassungen und Änderungen vor.

EuG: Nord-Stream-Klagen gegen Änderung der Gasrichtlinie unzulässig

Beschlüsse vom 20. Mai 2020, Az.: T-530/19 und T-526/19 In dem vorstehenden Klageverfahren der Betreiber der Gasfernleitungen Nord Stream 1 und 2 hat das Gericht der Europäischen Union (EuG) die Klagen gegen die Änderung der Gasrichtlinie 2009/73/EG als unzulässig abgewiesen, da die Betreiber der Gasfernleitungen durch die Richtlinie nicht unmittelbar betroffen seien. Erst durch die Umsetzung in nationales Recht durch die Mitgliedstaaten werden die Betreiber der Gasfernleitungen den Verpflichtungen aus der geänderten Richtlinie unterworfen. Zudem steht es den Mitgliedsstaaten bzw. den nationalen Regulierungsbehörden frei unter bestimmten Voraussetzungen Ausnahmen von einigen Vorschriften der geänderten Richtlinie, etwa für die neuen großen Gasinfrastrukturen oder für Gasfernleitungen zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern, die bereits vor in Kraft treten der Änderungsrichtlinie am 23. Mai 2019 fertiggestellt waren, zu gewähren.

Relevanz: Die Umsetzung der Vorgaben aus der Änderungsrichtlinie (EU) 2019/692 ist in Deutschland durch das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/692 erfolgt. Die erforderlichen Änderungen des EnWG hat der Deutsche Bundestag bereits am 13. November 2019 beschlossen. Im Zentrum der Änderung steht neben der Anpassung der Definition der Verbindungsleitung (§ 3 Nr. 34 EnWG) der neu eingefügte § 28b EnWG. Dieser sieht unter bestimmten Voraussetzungen eine Freistellung für Gasfernleitungen zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern vor, die bereits vor dem 23. Mai 2019 fertiggestellt wurden. Für diese lief bis zum 24. Mai 2020 ein Verfahren zur Freistellung von den Vorgaben des Regulierungsrechts.

Hintergrund: Durch die am 23. Mai 2019 in Kraft getretene Richtlinie zur Änderung der Gasrichtlinie 2009/73/EG wurden bestimmte Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt, u. a. Vorgaben zur Entflechtung der Eigentumsverhältnisse, auch auf Gasfernleitungen aus Drittländern erstreckt. Seit dem Inkrafttreten der Änderungsrichtlinie müssen Betreiber von Gasfernleitungen bzgl. des Leitungsabschnitts, der sich zwischen einem Mitgliedstaat und einem Drittland bis zum Hoheitsgebiet der Mitgliedstaaten oder im Küstenmeer des Mitgliedstaats befindet, die Richtlinie 2009/73/EG sowie die jeweiligen nationalen Vorschriften zu ihrer Umsetzung beachten. Hieraus resultiert insbesondere die Pflicht, zur Entflechtung der Fernleitungsnetze und der Fernleitungsnetzbetreiber sowie zur Schaffung eines Systems für den nichtdiskriminierenden Zugang Dritter zum Fernleitungs- und Verteilernetz. Die Gasfernleitung Nord Stream 1 dient zur Durchleitung von Gas zwischen dem russischen Wyborg und Lubmin in Deutschland. Die parallel hierzu verlaufenden Gasfernleitung Nord Stream 2 befindet sich seit Januar 2017 in der Errichtung, war aber zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der Änderungsrichtlinie am 24. Februar 2020 zu etwa 95 % abgeschlossen. Mit ihrer Klage begehrten die Betreiber der Gasfernleitungen die Änderungsrichtlinie für nichtig zu erklären.

Zeitplan für die Marktraumumstellung von L-Gas auf H-Gas

Einige Netzbetreiber setzen die Umstellung Corona-bedingt vorübergehend aus Seit dem Jahr 2015 läuft in Deutschland die sogenannte Marktraumumstellung. Hierbei werden Gasnetz und Gasverbrauchsgeräte auf die Kompatibilität mit einer neuen Gasbeschaffenheit umgestellt. Nachdem weite Teile Deutschlands bisher mit niederkalorischem Gas (L-Gas) aus deutschen und niederländischen Vorkommen versorgt wurden, geht die Förderung aus diesen Quellen zurück. Nach derzeitigem Kenntnisstand soll ab dem 1. Oktober 2029 kein L-Gas mehr fließen. Die Umstellung erfolgt auf hochkalorisches Gas (H-Gas). Dieses stammt überwiegend aus Norwegen, Russland und Großbritannien.

In einer Pressemitteilung haben Bundesnetzagentur und Bundeswirtschaftsministerium sich dahingehend geäußert, dass das vorläufige Absehen weiterer Anpassungsarbeiten aus Sicht des Bundes verständlich sei. Die gesetzliche Verantwortung für die Marktraumumstellung liege aber bei den Netzbetreibern. Sie entscheiden, ob eine Verschiebung der Umstellmaßnahmen angezeigt ist. Da die Umstellung der Verbrauchsgeräte durch Monteure bei den Haushalts-, Gewerbe- oder Industriekunden vor Ort durchgeführt werden muss, können Corona-bedingt Verzögerungen auftreten. Zwar wird die Situation von den Netzbetreibern abhängig von der jeweiligen Region in Deutschland unterschiedlich eingeschätzt. Teilweise halten sie es noch für möglich und vertretbar, neue Anpassungen einzuleiten. Es gibt aber auch Gegenden, in denen die Anpassungsarbeiten aufgrund der Einschränkungen des täglichen Lebens jedenfalls derzeit nicht möglich sind. In diesen Gegenden haben Netzbetreiber angekündigt von weiteren Maßnahmen und Vorort-Terminen vorerst absehen zu wollen.

In jedem Fall müsse laut Bundesnetzagentur und Bundeswirtschaftsministerium aber sichergestellt werden, dass einmal begonnene Umstellungen geordnet zu Ende gebracht werden, um eine sichere Versorgung der Endkunden mit Gas zu jeder Zeit zu gewährleisten. Zu der Pressemitteilung von BNetzA und BMWi gelangen Sie hier.

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.