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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.

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.

Die Regelungen zum Einspeisemanagement ziehen um

Mit dem sog. NABEG 2.0 wurden die Regelungen zum Einspeisemanagement aus dem EEG in das EnWG überführt.

Am 4. April 2019 hat der Bundestag auf der Grundlage der Beschlussempfehlung des Ausschusses für Wirtschaft und Energie (BT-Drs. 19/8913) das sog. NABEG 2.0 in geänderter Fassung angenommen.
Obwohl das Gesetz den prägnanten Titel „Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus“ trägt, verbergen sich dahinter noch eine Reihe weiterer Regelungsgegenstände. So werden bspw. die Regelungen für Ausschreibungen nach dem EEG geändert (insb. Absenkung des Höchstwertes von 8,91 Cent auf 7,50 Cent pro Kilowattstunde bei PV-Ausschreibung) und die Themen Redispatch und Einspeisemanagement neu geregelt. Die Neuregelungen treten erst zum 1.10.2021 in Kraft. 
Eine wichtige Neuerung ist, dass die Vorschriften zum Einspeisemanagement für EEG und KWK-Anlagen, die zuvor in den §§ 14, 15 EEG zu finden waren, nunmehr in das EnWG „umgezogen“ sind und in die Regelungen der §§ 13 ff EnWG zum sog. Redispatch integriert wurden. Diese ursprünglich bereits für das sog. Energiesammelgesetz, das am 01.01.2019 in Kraft trat, geplante Regelung soll die bislang parallelen Regelungen in EEG und EnWG zusammenführen und vereinheitlichen. 
Die Novellierung soll dem Ansatz Rechnung tragen, dass Eingriffe seitens der Netzbetreiber künftig generell so geplant und durchgeführt werden sollen, dass Netzengpässe mit möglichst geringen Gesamtkosten (sog. „voraussichtlich insgesamt geringste Kosten“) beseitigt werden. Obwohl damit generell vorgehsehen ist, dass Eingriffe so stattfinden, dass sie möglichst wirksam und kostengünstig sind, bleibt der generelle Einspeisevorrang von EE- und KWK-Strom dem Grundsatz nach erhalten, indem grundsätzlich nicht die tatsächlichen, sondern lediglich jeweils die kalkulatorischen Kosten angesetzt werden, vgl. § 13 Abs. 1a bis 1c EnWG n.F. Konkret bedeutet dies, dass EE- oder KWK-Anlagen nur dann abgeregelt werden dürfen, wenn stattdessen in einem deutlich größeren Umfang konventionelle Anlagen abgeregelt werden müssten, um das gleiche Ergebnis zu erzielen. Die Abregelung von privilegierten Anlagen soll nach dem Willen des Gesetzgebers mind. das Fünffache aber max. das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugungsleistung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzen können. Faktisch bleibt der Einspeisevorrang damit im Regelfall bestehen, wird lediglich leicht abgeschwächt. 
Die Regelungen zur Härtefallentschädigung für EE- und KWK-Anlagenbetreiber, die ehemals in § 15 EEG zu finden waren, werden in § 13a Abs. 2 EnWG ebenfalls mit den Regelungen zum Redispatch zusammengeführt, entsprechen aber im Wesentlichen der bisherigen Gestaltung.

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.

Helmut-Schaefer-Preis für Paul Hendrik Tiemann zum innovativen Stromspeichereinsatz

Paul Hendrik Tiemann gewinnt Helmut-Schaefer-Preis für seine Masterarbeit zum Stromspeichereinsatz in der Industrie

Am 2. April 2019 wurde im Rahmen der FfE-Energietage 2019 der Helmut-Schaefer-Preis von der Bayerischen Akademie der Wissenschaften verliehen. In der Kategorie „Externe Arbeiten“ hat Paul Hendrik Tiemann mit seiner Masterarbeit „Einsatz elektrischer Energiespeicher zur Reduktion der maximalen Netzbezugsleistung:  Eine großflächige Potenzialanalyse für industrielle Betriebe“ den ersten Platz belegt.

Diese Auszeichnung freut uns ganz besonders, da der Preisträger ein ehemaliger Student von Herrn Prof. Gent ist und die Arbeit in Zusammenarbeit mit dem Institut für Leistungssysteme der Leibniz Universität Hannover von Herrn Prof.  Hanke-Rauschenbach und dem Bundesverband der Energieabnehmer (VEA) entstanden ist.

In der Arbeit hat Herr Tiemann für über 5.000 VEA-Unternehmensstandorte auf Basis der Lastgänge und Preise der angeschlossenen Netzbetreiber untersucht, wie groß der jeweils günstigste Speicher zur Netzentgeltreduktion (allgemeines und beide individuellen) ist. Dabei konnte er bestimmen, unter welchen Bedingungen sich Speicher lohnen und wie die Anzahl der wirtschaftlichen Speicher bei sinkenden Speicherpreisen ansteigt.

Sofern Sie Fragen zu diesem relevanten Zukunftsthema haben, vermitteln wir gern den Kontakt zu Herrn Tiemann.

Foto: Lukas Barth (www.lukasbarth.com )

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.