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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.

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.