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EEG 2021: Anforderungen zur Steuerbarkeit von EE- und KWK-Anlagen

Bis zur Einbauverpflichtung intelligenter Messsysteme schafft das EEG 2021 übergangsweise abgestufte technische Vorgaben.

Im EEG 2021 hat der Gesetzgeber die technischen Anforderungen zur Steuerbarkeit von Erneuerbaren-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen im § 9 EEG 2021 übergangsweise abgestuft, bis alle Anlagen den neuen Grundsätzen der Digitalisierung nach den Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes genügen.

Wichtig für die Betreiber von neuen EE-Anlagen und KWK-Anlagen ist dabei, dass nun bis die Verpflichtung zur Ausstattung der Anlagen mit einem intelligenten Messsystem besteht, Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt mit technischen Einrichtungen auszustatten sind, die es dem Netzbetreiber ermöglichen, jederzeit die Einspeiseleistung ganz oder teilweise zumindest bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren zu können (§ 9 Abs. 2 Nr. 1 EEG 2021). Die bisher zur Steuerbarkeit geltende Leistungsgrenze von mehr 100 Kilowatt wurde damit abgesenkt.

Besondere Anforderungen können sich darüber hinaus ergeben, wenn der Anlagenbetreiber mit dem Netzbetreiber die netzdienliche Steuerung nach § 14a EnWG vereinbart hat.

Für Bestandsanlagen (gemeint sind Anlagen, die vor dem 01. Januar 2021 in Betrieb gegangen sind oder deren Zuschlag vor dem 01. Januar 2021 erteilt worden ist) gibt es übergangsweise im neuen § 100 Abs. 4 EEG 2021 eine Erleichterung. Bis auch Betreiber dieser Anlagen die Pflicht zum Einbau intelligenter Messsysteme trifft, haben die Anlagenbetreiber nur die technischen Anforderungen zu erfüllen, die nach der für diese Anlagen maßgeblichen Fassung des EEG galten – also zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme. Wie schon im Gesetzesentwurf vorgesehen (RGC berichtete), sind die Verpflichtungen auch erfüllt, wenn die technischen Einrichtungen nur dazu geeignet sind,

  • die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung stufenweise ferngesteuert zu reduzieren,
  • die Anlage oder die KWK-Anlage vollständig ferngesteuert abzuschalten oder
  • die Anforderungen zu erfüllen, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber oder dem Betreiber der KWK-Anlage zur Erfüllung der Pflicht vor der Inbetriebnahme der Anlage übermittelt hat.

Betreiber von Bestandsanlagen sollten daher unbedingt Schriftstücke des Netzbetreibers zu den bei der Inbetriebnahme ihrer Anlage geforderten technischen Einrichtungen sichten und aufbewahren.

Änderungen für Großfeuerungs- und Abfallverbrennungsanlagen in Sicht

Bundeskabinett hat Änderungen an der 13. und der 17. BImSchV beschlossen.

Das Bundeskabinett hat am 2.12.2020 die finale Fassung der Verordnung zur Änderung der sog. 13. BImSchV (Verordnung über Großfeuerungs-, Gasturbinen- und Verbrennungsmotoranlagen) und zur Änderung der Verordnung über die Verbrennung und die Mitverbrennung von Abfällen (17. BImSchV) beschlossen. Sie müssen noch Bundestag und Bundesrat passieren.

Gegenstand der 13. BImSchV sind Anforderungen an sog. Großfeuerungsanlagen ab 50 MW Feuerungswärmeleistung. Sie legt unter anderem Emissionsgrenzwerte sowie Vorgaben für die Anlagenüberwachung fest.

Voraus ging die Veröffentlichung der sog. BVT-(Beste verfügbare Techniken) Schlussfolgerungen für Großfeuerungsanlagen durch die EU (Durchführungsbeschluss 2017/1442) bereits im Jahr 2018. BVT-Schlussfolgerungen der EU werden grundsätzlich nach vier Jahren verbindlich. Im Falle der Grenzwerte für Großfeuerungsanlagen wären diese ab dem Veröffentlichungsdatum 17.8.2021 zu berechnen.

Die BVT-Schlussfolgerungen für Großfeuerungsanlagen regeln u.a. deutliche Verschärfungen für Emissionsgrenzwerte. Es wurde zwischenzeitlich diskutiert, ob Deutschland hiergegen vorgehen sollte, dies jedoch verworfen. Obwohl BVT-Schlussfolgerungen eigentlich binnen Jahresfrist umzusetzen sind, hat sich der deutsche Gesetzgeber diesmal relativ viel Zeit gelassen und die Umsetzung erst durch die aktuelle Änderung an der 13. BImSchV erfüllt.

Es folgte ein Referentenentwurf, der jedoch in vielen Punkten z.B. von Verbänden und anderen Akteuren scharf kritisiert wurde, z.B. mit Blick darauf, dass der Methan-Grenzwert für Gasmotoren deutlich strenger war, als die insgesamt ohnehin bereits strengen BVT-Schlussfolgerungen es vorsahen. Der Wortlaut des Referentenentwurfes konnte außerdem so verstanden werden, dass Anlagenbetreiber diesen Methan-Grenzwert nur im Volllastbetrieb erreichen können, was wiederum einige daran gehindert hätte, ihre Anlagen flexibel bzw. bedarfsgerecht zu betreiben.

Die jetzt verabschiedete finale Fassung der 13. BImSchV sieht weitreichende Änderungen gegenüber der bisherigen Fassung vor und unterscheidet sich in manchen Punkten auch noch einmal deutlich vom Referentenentwurf.

Zunächst ändern sich Anwendungsbereich und Systematik der 13. BImSchG: Diese bezieht sich nun auf verschiedene Großfeuerungsanlagentypen. Damit erhöht sich auch die Anzahl der Vorschriften deutlich.

Einbezogen werden z.B. jetzt auch Großfeuerungsanlagen, die unter die BVTs für Papier (Durchführungsbeschluss EU 2014/687), die Herstellung von organischen Grundchemikalien (Durchführungsbeschluss EU 2017/2117) und Raffinerien (Durchführungsbeschluss EU 2014/738) fallen. Nicht anwendbar ist die 13. BImSchV dagegen nunmehr ausdrücklich auf Feuerungsanlagen, die der Forschung, Entwicklung oder Erprobung neuerer Brennstoffe dienen.

Schwerpunkt der Änderungen sind vor allem die Regelungen zu den Grenzwerten. Dies betrifft zunächst die Lockerung des Zusammenrechnungstatbestandes: Hier kann die Behörde von der Zusammenfassung mehrerer Emissionsströme u.U. absehen, selbst wenn diese über den gleichen Schornstein abgeleitet werden (Voraussetzung: „plausible Gründe“, ein unbestimmter Rechtsbegriff, der zukünftig in der Praxis zu vielen Diskussionen führen könnte). Auch die Anforderungen an Messungen und Messverfahren wurden umfassend geändert und teilweise deutlich strenger geregelt. Zudem wurden neue Grenzwerte u.a. für Stickstoffdioxid, Staub, Formaldehyd, Schwefeldioxid, Kohlenmonoxid und Methan festgesetzt. Bei letzterem hat die Bundesregierung auf die geäußerte Kritik reagiert und weitere Differenzierungen vorgenommen, z.B. nach Art des Motors und bei den Grenzwerten ausdrücklich Bezug auf den Volllastbetrieb genommen.

Für Bestandsanlagen sollen die neuen Regelungen grundsätzlich ab dem 18.8.2021 gelten, für alle neuen Anlagen gelten sie ohne Übergangsfrist.

Auch die 17. BImSchV wurde angepasst, wobei jedoch auffällt, dass die Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen für Abfallverbrennung (Durchführungsbeschluss 2019/2010) damit noch nicht erfolgt ist, sodass wir zeitnah eine weitere Änderung der 17. BImSchV erwarten.

Nach dem Entwurf für ein EEG 2021 wird die Pflicht zur stufenweisen Steuerbarkeit von EE- und KWK-Anlagen entschärft

Im zuletzt veröffentlichten Gesetzesentwurf für ein EEG 2021 findet sich eine wichtige Neuregelung für die Fernsteuerbarkeit von EE- und KWK-Anlagen.

Zum Hintergrund: Viele EE- und KWK-Anlagen älteren Semesters sind oft nur in Form von An-/Aus fernsteuerbar und die Einspeiseleistung ist nicht stufenweise reduzierbar. Ein BGH-Urteil von Anfang diesen Jahres (RGC berichtete hier zum Urteil und hier zur Übertragbarkeit auf KWK-Anlagen) sorgte für viel Wirbel.

Der BGH (Urteil vom 14. Januar 2020, Az.: XIII ZR 5/19) ging davon aus, dass der Gesetzeswortlaut des EEG verlange, dass eine stufenweise Steuerbarkeit gegeben sein müsse. Ansonsten seien die Anforderungen des EEG nicht erfüllt, Rückforderung von Förderzahlungen drohten. Damit bestand für viele Anlagenbetreiber eine äußerst unsichere Rechtslage.

Nunmehr möchte der Gesetzgeber im EEG 2021 die Situation entschärfen. Mit einem neuen § 100 Abs. 4 EEG-E soll für Anlagen ab 15 kW installierter Leistung vorübergehend zulässig sein, dass Anlagen nicht stufenweise regelbar sind, vgl. § 100 Abs. 4 S. 3 Nr. 2 – bis zu dem Zeitpunkt zu dem genug intelligente Messsysteme vom BSI zertifiziert sind. 

Der § 100 Abs. 4 in der Entwurfsfassung lautet wie folgt (Hervorhebungen und Kommentare ergänzt):

„Betreiber von Anlagen nach Absatz 1 [Anmerkung: gemeint sind EE-Anlagen, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen wurden oder deren Zuschlag vor dem 1. Januar 2021 erteilt wurde] und KWK-Anlagen, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen worden sind, müssen ihre Anlagen, sofern diese eine  installierte  Leistung von mehr als 1 Kilowatt und höchstens 15 Kilowatt haben, spätestens fünf Jahre, nachdem das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik bekanntgegeben hat, dass die technische Möglichkeit für die Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem nach dem  Messstellenbetriebsgesetz für die entsprechende Einbaugruppe besteht, mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber oder ein anderer Berechtigter jederzeit über ein intelligentes Messsystem die Ist-Einspeisung abrufen kann.
Betreiber von Anlagen nach Absatz 1 und KWK-Anlagen, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen worden sind, müssen ihre Anlagen, sofern diese eine installierte Leistung von mehr als 15 Kilowatt haben, spätestens fünf Jahre nach der Bekanntgabe nach Satz 1 mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber oder ein anderer Berechtigter jederzeit über ein intelligentes Messsystem

  1. die Ist-Einspeisung abrufen kann und

  2. die Einspeiseleistung stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit besteht, stufenlos ferngesteuert regeln kann.

    Bis zur Erfüllung der Verpflichtung nach Satz 2 gilt die Pflicht zur Ausstattung von Anlagen und KWK-Anlagen mit technischen Einrichtungen, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann, nach der für die Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien Gesetzes auch als erfüllt, wenn die technischen Einrichtungen nur dazu geeignet sind

  1. die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung stufenweise ferngesteuert zu reduzieren,

  2. die Anlage oder die KWK-Anlage vollständig ferngesteuert abzuschalten oder

  3. die Anforderungen zu erfüllen, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber oder dem Betreiber der KWK-Anlage zur Erfüllung der Pflicht vor der Inbetriebnahme der Anlage übermittelt hat.


Satz 3 ist rückwirkend anzuwenden. Ausgenommen von den Bestimmungen in den Sätzen 3und 4sind Fälle, in denen vor dem 1. Januar 2021 ein Rechtsstreit zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber rechtskräftig entschieden wurde.


Sofern das EEG 2021 in dieser Form verabschiedet würde, könnten die betroffenen Anlagenbetreiber also erstmal aufatmen. Sie sollten jedoch stets verfolgen, ob intelligente Messsysteme zertifiziert werden und ab wann eine Nachrüstpflicht entsteht.

BGH: Zu den Anforderungen an eine technische Einrichtung zur Fernsteuerung der Einspeiseleistung einer PV-Anlage im Sinne des § 6 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012

Urteil vom 14. Januar 2020, Az.: XIII ZR 5/19

In dem vorstehenden Rechtsstreit zwischen einem Netzbetreiber und dem Betreiber einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage) hat der BGH entschieden, dass eine technische Einrichtung, die dem Netzbetreiber nur das ferngesteuerte Abschalten einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien ermöglicht, nicht den technischen Vorgaben des § 6 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 genügt.

Relevanz: Die neue höchstrichterliche Rechtsprechung zu den Tatbestandsvoraussetzungen der PV-Förderung nach dem EEG 2012 ist für all jene Unternehmen von Interesse, die PV-Anlagen betreiben, die während der Geltung des EEG 2012 in Betrieb genommen wurden und nach den Förderregelungen des EEG 2012 gefördert werden. Die Anlage muss danach mindestens stufenweise regelbar gewesen sein. 

Hintergrund: Die Parteien stritten um die Zahlung und Rückzahlung von Einspeisevergütung nach dem EEG. Die zentrale Frage des Rechtsstreites war, ob die in § 6 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 vorgesehene Möglichkeit des „Reduzierens“ der Einspeiseleistung einer Anlage durch den Netzbetreiber bereits dann erfüllt ist, wenn die Anlage ferngesteuert an- und abgeschaltet werden kann. Im Ergebnis soll dies nach Auffassung des BGH nicht genügen. Vielmehr muss die Fernsteuerungseinrichtung einer Photovoltaik-Anlage auch eine stufenweise Abregelung ermöglichen, um den gesetzlichen Anforderungen des § 6 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2012 zu genügen, denn dies sei auch in den Gesetzesmaterialien zum EEG 2012 vorgesehen. Er begründet seine Entscheidung zudem mit dem Erfordernis der Netzsicherheit und dem damit einhergehenden Bedürfnis des Netzbetreibers, flexibel agieren zu können.

Eingriffe in EE-Eigenversorgungsanlagen ab 01.10.2021: Deutsches Redispatch-Regime vs. Europarecht

Die neuen Regelungen zu Redispatch, die in Deutschland ab dem 01.10.2021 gelten, könnten im Hinblick auf die Steuerung von EE-Eigenversorgungsanlagen gegen Europarecht verstoßen.

Zum 01.10.2021 tritt in Deutschland ein neues, geändertes Redispatch-Regime in Kraft (RGC berichtete). 

Die Möglichkeit des Netzbetreibers zu steuernden Eingriffen in reine Eigenversorgungsanlagen waren bislang im Gesetz nicht ausdrücklich geregelt. Dass sie dennoch möglich sind, wurde von der herrschenden Meinung zwar bejaht, aufgrund der bestehenden Rechtsunsicherheit aber in der Praxis regelmäßig nicht gelebt.

Dies könnte sich jetzt ändern. Nach neuer Rechtslage ab 01.10.2021 ergibt sich ganz klar aus dem Gesetzeswortlaut, dass auch reine Eigenversorgungsanlagen (ggf. erst ab 100 kW), z.B. PV-Anlagen, BHKWs etc., geregelt werden dürfen: § 13a Abs. 1 S. 1 n.F. lautet künftig wie folgt: 

Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, sind verpflichtet, auf Aufforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden.“

Der Gesetzgeber begründet die Ausdehnung der Steuerungsbefugnisse auf nicht in das Netz einspeisende Anlagen damit, dass die Wirkleistungsreduzierung physikalisch für die Engpassentlastung gleich wirksam sei und zu einer Reduzierung des Redispatch-Volumens und der Redispatch-Kosten beitragen könne (vgl. BT-Drs. 19/7375, S. 52, Gesetzesbegründung NABEG 2.0). 

Einige Netzbetreiber verlangen daher jetzt die Einrichtung geeigneter Steuerungstechnik (soweit dies nicht ohnehin vom EEG bereits gefordert wird) und haben bereits deutlich gemacht, dass sie von dem Recht zur Steuerung auch Gebrauch machen werden. 

Einschränkend dürfte hierbei jedoch zu berücksichtigen sein, dass nach dem neuen Redispatch-Regime bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung eines Eingriffs bei Eingriffen in Erneuerbare regelmäßig große Aufschläge zu machen sind, sodass das zumindest in Erneuerbare allgemein voraussichtlich auch zukünftig immer als letztes eingegriffen werden wird. Hierbei erfolgt allerdings keine Unterscheidung zwischen EE-Anlagen, die in das Netz einspeisen und EE-Anlagen zur Eigenversorgung. 

Dies könnte allerdings den europarechtlichen Vorgaben widersprechen, die einen Eingriff in EE-Eigenversorgungsanlagen grds. nur als letztes Mittel erlauben wollen:

Seit dem 01.01.2020 gilt nämlich auch ein neues Redispatch-Recht auf europäischer Ebene. Nach der neuen Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (EU) 2019/943 darf nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus EE- oder KWK-Anlagen nicht Gegenstand eines Redispatch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen, vgl. nach Art. 13 Abs. 6 lit. c) EU-EltVO: 

„Nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, darf nicht Gegenstand von abwärts gerichtetem Redispatch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen.“

Damit dürfte ein Widerspruch bestehen zwischen den Redispatch-Regelungen des EnWG und der vorrangigen EU-Verordnung, die unmittelbar auch in den Mitgliedsstaaten gilt. Sofern der EU-Verordnungsgeber nicht ausdrücklich einen solchen einräumt, hat der nationale Gesetzgeber zu den in einer Verordnung geregelten Fragen keinen Gestaltungsspielraum.

Wie ab dem 01.10.2021 mit diesem Widerspruch umgegangen wird, dürfte derzeit noch unklar sein. Denkbar ist, dass Netzbetreiber mit Blick auf die Rechtsunsicherheit nur zurückhaltend in Eigenversorgungsanlagen eingreifen, sicher ist dies jedoch nicht. Denkbar ist auch, dass der Gesetzgeber noch einmal nachsteuert oder die BNetzA die Anforderungen für die deutschen Netzbetreiber mit Blick auf die europäischen Vorgaben mit einer Festlegung konkretisiert. Die Betreiber betroffener Anlagen sollten daher das Geschehen aufmerksam beobachten. 

Ende einer Verteuerung der Netzentgelte nicht in Sicht

Auch für das Jahr 2020 haben zahlreiche Netzbetreiber die Netzentgelte erhöht

Für die Nutzung der Strom- und Gasnetze müssen Letztverbraucher ein sog. Netznutzungsentgelt zahlen. Dieses Netzentgelt ist inzwischen der größte einzelne Preisbestandteil beim Strom. Zwar sind die Netzbetreiber bei der Preisgestaltung nicht frei. Vielmehr sollte die 2005 eingeführte umfassende Netzentgeltregulierung dem Ziel einer preiswerten Energieversorgung dienen. Dennoch sind die Netzentgelte in den letzten 10 Jahren massiv gestiegen. So zahlte ein Industriekunde im Jahr 2019 durchschnittlich 0,9 Cent/kWh mehr an Netzentgelten als noch 2009. Bei Gewerbekunden betrug der Anstieg durchschnittlich 1,32 Cent/kWh, bei Haushaltskunden sogar 1,42 Cent/kWh.

Hinzu kommt, dass das derzeitige Preissystem der Netzentgelte die Energiewende erschwert, da es energieeffizientes Verhalten nicht unbedingt belohnt. Auch sind wegen der vermehrt dezentralen Stromerzeugung immer mehr Ausgleichs- und Unterstützungsmaßnahmen der Netzbetreiber nötig, um das Netz stabil zu halten. Die Kosten hierfür betrugen im Jahr 2018 ca. 1,4 Mrd. Euro.

Es gab daher in den letzten Jahren immer wieder die Absicht, das gesamte Netzentgeltsystem zu verändern. Diskutiert wurde vor allem eine Netzentgeltsystematik der Verursachungsgerechtigkeit und Netzdienlichkeit. Das BMWi hat zu diesem Thema bereits drei Studien in Auftrag gegeben, wie sie in der Antwort auf eine Kleine Anfrage mitteilte. Bereits im Jahr 2018 gab es klare Empfehlungen für eine Umgestaltung der Netzentgelte (RGC berichtete). Ein weiteres Gutachten beleuchtete auch den Aspekt der Sektorkoppelung. Dieses wurde im August 2019 veröffentlicht. Schließlich gibt es noch ein weiteres, jedoch unveröffentlichtes Gutachten zu den Potenzialen des Strommarktdesigns in der Industrie.

Dennoch sind alle bisherigen Ansätze einer Neugestaltung der Netzentgelte im Sande verlaufen. Und es ist auch keine Reform der Netzentgelte in Sicht: Die Große Koalition wollte in dieser Legislaturperiode das Thema angehen; die Netzentgeltreform war Gegenstand des Koalitionsvertrages. Nun heißt es in der o.a. Antwort auf die Kleine Anfrage jedoch nur noch, dass eventuell eine Weiterentwicklung von § 14a EnWG bei der effizienten Netznutzung helfen könne und ggf. im Jahr 2020 ein Entwurf für die Änderung von § 14a EnWG vorgelegt werde. Abgesehen davon, dass diese Aussage mehr als vage ist, regelt § 14a EnWG ohnehin nur die Netzentgeltermäßigung für eine netzdienliche Verbrauchssteuerung im Niederspannungsnetz. Von einer umfassenden Reform der Netzentgelte ist die Regierung derzeit offenbar weit entfernt, so dass Letztverbraucher mit weiter steigenden Netzentgelten rechnen müssen. 

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.

Bundes-Klimaschutzgesetz

BMU legt Referentenentwurf vor

Die Bundesregierung hatte in ihrem Klimapaket aus September bereits angekündigt, schnell in die Gesetzgebung einsteigen zu wollen (RGC berichtete). Nun hat das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit den Referentenentwurf für ein Klimaschutzgesetz (KSG) vorgelegt.

Wir werten den Entwurf gerade aus und werden Sie an dieser Stelle unterrichtet halten. Bereits jetzt ist aber erkennbar, dass nicht jeder im Klimapaket beschlossene Punkt eine Umsetzung im Referentenentwurf gefunden hat.

BNetzA genehmigt Standardbedingungen für die Erbringung von Kapazitätsreserve

Am 02.08.2019 hat die Bundesnetzagentur die Standardbedingungen der vier ÜNB für die Kapazitätsreserve bis 2022 genehmigt.

Die sog. Kapazitätsreserve soll den Strommarkt absichern, wenn zu wenig Erzeugungskapazität zur Verfügung steht. Künftig sollen alle zwei Jahre zwei Gigawatt Kapazität für die Reserve ausgeschrieben werden. An der Ausschreibung teilnehmen können zum Einen Stromerzeuger, aber auch Stromspeicher und Anbieter ab- und zuschaltbarer Lasten. 

Die von der Bundesnetzagentur (BNetzA) am 02.08.2019 genehmigten Standardbedingungen der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sollen die rechtlichen Vorgaben festschreiben, zu denen Reserveanlagen von den ÜNB unter Vertrag genommen werden können. Die Standardbedingungen gelten für den Erbringungszeitraum vom 01.10.2020 bis 30.09.2022. Rechtsgrundlage sind die im Juni 2016 mit dem Strommarktgesetz in das EnWG eingefügten §§ 13e und h sowie die Kapazitätsreserveverordnung (KapResV), deren Wirksamwerden durch ein Beihilfeverfahren der Europäischen Kommission erheblich verzögert wurde. Die Standardbedingungen regeln nun viele wichtige Fragen im Hinblick auf die Erbringung der Kapazitätsreserve, wie bspw. die zu zahlende Vergütung, die Verfügbarkeit und den Einsatz von Reserveanlagen und mögliche Vertragsstrafen. 

Teilweise (z.B. vom BNE) wird an diesen Standardbedingungen allerdings kritisiert, dass diese vor allem für Kraftwerke geschrieben seien und Anbieter von ab- und zuschaltbaren Lasten, d.h. insbesondere Großverbraucher, z.B. aus der Stahl- oder chemischen Industrie, generell benachteiligen würden.

Aktuelles Urteil kippt sog. Mischpreisverfahren am Regelenergiemarkt

Das OLG Düsseldorf hat entschieden, dass das Mischpreisverfahren bei der Ausschreibung von Regelenergie nicht dem geltenden Rechtsrahmen entspricht.

Während zuvor für die Gebote am Regelenergiemarkt ein reines Leistungspreisverfahren galt, war Mitte Oktober 2018 für Sekundärregelenergie und Minutenreserve das sog. Mischpreisverfahren eingeführt worden. Nach letzterem werden Leistungs- und Arbeitspreis bei den Geboten im Regelenergiemarkt einbezogen. Laut BNetzA wurde damit beabsichtigt, „bei der Beschaffung von Regelenergie den Wettbewerbsdruck auf die Arbeitspreise zu erhöhen und damit das Beschaffungssystem effizienter zu machen.“

Am Mischpreisverfahren wurde u.A. kritisiert, dass Bilanzkreistreue weniger belohnt werde. Das Mischpreisverfahren habe im Juni bereits Unterdeckungen im Netz (mit-)verursacht. Die Zeitspanne bis zur Zusammenführung der Regelenergiebereitstellung in einem einheitlichen EU-Regelarbeitsmarkt sei zudem zu lang, um sie mit dem Mischpreisverfahren zu überbrücken.

Am letzten Montag, 22.07.2019, unterlagen die Bundesnetzagentur (BNetzA) und die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) vor dem OLG Düsseldorf. Gegen das Mischpreisverfahren geklagt hatte der Kölner Aggregator Next-Kraftwerke, der unter anderem Regelenergie unter Einsatz von aggregierten Biogasanlagen anbietet. Das OLG entschied, dass Gebote für Regelenergie künftig wieder nach dem Leistungspreisverfahren abgegeben werden sollen. Unter anderem würden fossile Erzeuger durch das Mischpreisverfahren bevorzugt.

Auf ihrer Internetseite hat die BNetzA angekündigt, dass nunmehr die Geltung des Leistungspreisverfahrens wieder auflebe. Hinsichtlich des genauen Umstellungszeitpunktes sollten Unternehmen, die Regelenergie anbieten, die Mitteilungen der ÜNB verfolgen.