Beiträge

Netzbetreiber verzichtet auf WP-Testat bei der Konzessionsabgabe

Erleichterung bei der Abgrenzung von Drittmengen

Vor kurzem hatten wir an dieser Stelle über die Aufforderung von Netzbetreibern berichtet, dass Unternehmen für die Abrechnung der Sonderkunden-Konzessionsabgabe sowohl für den Verbrauch von Dritten am Standort als auch für den selbstverbrauchten Strom WP-Testate vorlegen müssten (RGC berichtete).

Diese strikte Forderung nach WP-Testaten scheint nun teilweise gelockert zu werden. Wie in der Branche zu hören ist, gibt es Fälle, in denen der Netzbetreiber die Mengenmeldung in Form einer Eigenerklärung nach dem KWKG doch für die Berechnung der Konzessionsabgaben ausreichen lässt. Allerdings ist in diesem Zusammenhang die Frage noch nicht geklärt, ob die Abgrenzung der Drittmengen mit geeichten Zählern erfolgen muss oder nicht. In den hier bekannt gewordenen Fällen war jedenfalls die Abgrenzung mittels geeichter Zähler Voraussetzung für die Anerkennung der Eigenerklärung über Drittmengen.

Hintergrund dieser Problematik ist offenbar das Energiesammelgesetz (EnSaG). Dieses hatte neue Kriterien für die Abgrenzung von Strommengen nach dem EEG festgelegt. Da die KAV durch das EnSaG nicht betroffen war, ist es nur folgerichtig, die Vorgaben des EnSaG nicht auf die KAV zu erstrecken.

Bitte beachten Sie aber, dass eine andere Problematik unverändert besteht: Kann an einem als Kundenanlage betriebener Standort, der in Mittelspannung angeschlossen ist, für Dritte überhaupt eine Tarifkunden-Konzessionsabgabe anfallen (RGC berichtete)? Denn die Diskussion über die Forderung von WP-Testaten war ursprünglich deshalb ausgelöst worden, weil Netzbetreiber für die nach KWKG und EEG gemeldeten Dritten die Differenz zwischen der Konzessionsabgabe für Sondervertragskunden (0,11 Cent/kWh) und Tarifkunden (zwischen 1,32 und 2,39 Cent/kWh) nachfordern. Da die Diskussion über diese Rechtsauffassung noch nicht beendet ist, sollten Letztverbraucher, die Zweifel an der Korrektheit der Forderung ihres Netzbetreibers haben, ihren Lieferanten frühzeitig anweisen, solche Nachforderungen nicht bzw. nicht vorbehaltlos zu bezahlen.

Zu den Fragen rund um das Thema Messen und Schätzen im Rahmen des EnSaG und des neuen Leitfadens der BNetzA bringen wir Sie in unserem Workshop am 28. November auf den aktuellen Stand. Weitere Einzelheiten finden Sie hier.

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.

Drittmengenabgrenzung bei der Konzessionsabgabe

Netzbetreiber fordert Vorlage von WP-Testaten für Selbstverbrauch.

In den letzten Tagen haben zahlreiche Unternehmen in Baden-Württemberg von ihrem Netzbetreiber Aufforderungsschreiben im Zusammenhang mit der Höhe der Konzessionsabgabe erhalten. Darin fordert der Netzbetreiber sowohl für den Verbrauch von Dritten am Standort als auch für den selbstverbrauchten Strom die Vorlage von WP-Testaten und droht mit der Nachberechnung von Tarifkunden-Konzessionsabgabe für die gesamten Strommengen, wenn das Testat nicht fristgerecht vorgelegt wird. 
Offenbar wendet dieser Netzbetreiber die Kriterien für die Abgrenzung von Drittmengen nach dem Energiesammelgesetz (EnSaG) an. Dieses hatte neue Kriterien für die Abgrenzung von Strommengen festgelegt, die an dritte Unternehmen am gleichen Standort weitergeleitet werden. Die mit dem EnSaG eingeführte Definition von Drittmengen und deren Nachweis betrifft jedoch ausdrücklich nur das EEG. Die Konzessionsabgabenverordnung (KAV) wurde durch das EnSaG nicht geändert. Daher gibt es auch keine Änderung bei der Bestimmung von Drittmengen bzw. bei den Nachweispflichten für Drittmengen nach der KAV. Deshalb entbehrt die Forderung eines WP-Testats für selbstverbrauchte Strommengen aus unserer Sicht einer rechtlichen Grundlage.
Abgesehen davon dürfte für die selbstverbrauchten Mengen der allermeisten angeschriebenen Letztverbraucher die Tarifkundenkonzessionsabgabe ohnehin nicht in Betracht kommen, da diese in der Regel an das Mittelspannungsnetz angeschlossen sind.   
Hinsichtlich der weiteren Forderung des v.g. Schreibens, mittels eines WP-Testats nachzuweisen, dass die an Dritte weitergeleitete Strommenge die Voraussetzungen der Konzessionsabgabe für Sonderkunden erfüllt, ist dieses Vorgehen ebenfalls rechtlich zweifelhaft. Auch andere Netzbetreiber hatten für Drittmengen bereits im 1. Quartal dieses Jahres WP-Testate als Nachweise gefordert (RGC berichtete). Denn im Rahmen dieser Forderung ist zu beachten, dass ein als Kundenanlage betriebenes Werksnetz kein Netz im (energie-)rechtlichen Sinne und damit in der Regel nicht Grundlage der Konzession des Netzbetreibers ist.
  
Die pauschale Anwendung der nach EnSaG ermittelten und gemeldeten Drittmengen auf andere Tatbestände wie die Konzessionsabgabe ist nicht ohne weiteres möglich. Letztverbraucher müssen daher besonderes Augenmerk auf ihre Stromrechnungen legen, wenn sie ihren Strom im Rahmen einer all-inklusive-Belieferung beziehen. Der Lieferant wird Nachforderungen des Netzbetreibers ungeprüft mit der Stromabrechnung weitergeben, so dass die Gefahr besteht, dass ungerechtfertigte Nachforderungen der Netzbetreiber vorbehaltlos bezahlt werden. Betroffene Letztverbraucher, die Zweifel an der Korrektheit der Forderung ihres Netzbetreibers haben, sollten daher ihren Lieferanten frühzeitig anweisen, solche Nachforderungen nicht zu bezahlen bzw. ihre Stromrechnungen genau prüfen und sich ggf. rechtlich beraten lassen.

Clearingstelle EEG/KWKG zum Einsatz von Mess- und Regelungssystemen für den Nachweis förderfähiger Einspeisemengen nach EEG, KWKG und MsbG

Clearingstelle EEG/KWKG veröffentlicht Votum zum Nachweis von Einspeisemengen und Nulleinspeisungen

In dem Votumsverfahren hatte die Clearingstelle EEG / KWKG zu klären, welche Mess- und Regelungstechnik der Betreiber von mehreren Stromerzeugungsanlagen (im Beispielsfall einer KWK-Anlage und einer Solaranlage) mit gemeinsamer Einspeisung ins öffentliche Netz vorhalten muss, um nachweisen zu können, welche Strommenge nach EEG und/oder KWKG förderfähig ist.

Für Betreiber mehrerer Stromerzeugungsanlagen, die unter unterschiedliche Förderregime fallen (z.B. KWKG und EEG) können insbesondere folgende Aussagen der Clearingstelle EEG / KWKG relevant sein:

Die Erfassung der Gesamteinspeisemengen mittels eines Einspeisezählers am Netzverknüpfungspunkt entspricht nach Auffassung der Clearingstelle beim Einsatz von (mehreren) Erzeugungsanlagen nur dann den Anforderungen des EEG, KWKG und MsbG, wenn mittels eines Mess- und Regelungssystems plausibel und nachvollziehbar nachgewiesen werden kann, welche Strommenge aus welcher Anlage (EEG-Anlage oder KWK-Anlage) förderfähig in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird.

Ein solcher Nachweis sei gegeben, wenn die Darlegung für den jeweiligen Einzelfall Folgendes enthält:

  • Herstellerunterlagen des Mess- und Regelungssystems einschließlich Angaben zur Messunsicherheit und zu den zeitlichen Intervallen, in denen Messwerte abgerufen, miteinander verrechnet und an das Steuersystem weitergegeben werden,
  • eine nachvollziehbare Beschreibung der Verschaltung sowie der zur Steuerung zugrundegelegten Rechenvorschriften sowie
  • eine Bescheinigung des Installateurs des Mess- und Regelungssystems, aus der hervorgeht
  • dass das System installiert und verschaltet wurde wie beschrieben,
  • dass die Steuerung mit den beschriebenen Rechenvorschriften im System hinterlegt wurde,
  • dass Veränderungen im System nur durch hinreichend geschützten Zugang möglich sind und
  • dass bei Inbetriebsetzung des Mess- und Regelungssystems ein erfolgreicher Funktionstest durchgeführt wurde.

Solange dieser Nachweis nicht gelinge, werde ein Förderanspruch jedenfalls nach dem KWKG nicht fällig. Eine Ersatzwertbildung sei aber – bei worst-case-Betrachtung – zulässig.

Für Nicht-Verfahrensparteien ist das Votum der Clearingstelle EEG / KWKG unverbindlich. Es hat gleichwohl Aussagekraft.

BNetzA schränkt den Kundenanlagenstatus weiter ein – Ist bald jedes Mehrfamilienhaus ein Versorgungsnetz?

In ihrer Entscheidung vom 07.02.2019 (BK6-18-040)  hat sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) erneut damit befasst, unter welchen Voraussetzungen Energieanlagen (noch) als Kundenanlage (§ 3 Nr. 24a EnWG) einzustufen sind und wann sie bereits als reguliertes Versorgungsnetz gelten. Dabei hat sie den Anwendungsbereich für Kundenanlagen gegenüber ihrer bisherigen und durchaus restriktiven Praxis noch einmal deutlich eingeschränkt (vgl. zur bisherigen Regulierungs- und Gerichtspraxis u.a. unsere Beiträge vom 26.02.2019  und 09.05.2018).

Gegenstand der aktuellen Bewertung war ein Neubaugebiet mit insgesamt 11 Gebäuden (Mehrfamilienhäuser und Seniorenpflegeheim mit insgesamt 143 Wohneinheiten und 50 Pflegezimmern). Das Baugebiet umfasst eine Fläche von etwas mehr als 15.000 qm (ca. 1,5 Fußballfelder). Über die Energieanlagen zur Stromversorgung des Neubaugebiets soll eine Energiemenge von ca. 450.000 kWh/Jahr verteilt werden. 
Bei der Frage, ob die Versorgungsinfrastruktur als (regulierungsfreie) Kundenanlage oder als (der Regulierung unterliegendes) Netz einzustufen ist, kommt es in § 3 Nr. 24a EnWG u.a. darauf an, ob sie als wettbewerbsrelevant einzustufen ist oder nicht. Hierfür werden im Rahmen einer Gesamtbetrachtung u.a. die Anzahl der Letztverbraucher, die Menge des durchgeleiteten Stroms sowie die Ausdehnung des Gebiets herangezogen. 
Mit der nun vorliegenden Entscheidung hat die BNetzA bereits bei einer Anzahl von 143 Letztverbrauchern, einer durchgeleiteten Energiemenge von 450.000 kWh/Jahr (!) und einer geografischen Ausdehnung über ca. 1,5 Fußballfeldern (!) eine Wettbewerbsrelevanz bejaht und den Kundenanlagenstatus für die Infrastruktur abgelehnt. Sie ist demnach als der Regulierung unterliegendes Energieversorgungsnetz zu betreiben. 
Auch wenn Energieanlagen immer einzelfallabhängig zu bewerten sind, ist zu erwarten, dass diese Schwellenwerte nunmehr bis auf weiteres von den Regulierungsbehörden bei der Kundenanlagenbewertung herangezogen werden. Ausgenommen von dieser Wettbewerbsbetrachtung sind lediglich die Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung (§ 3 Nr. 24b EnWG) mit über 90% (konzern-) eigener Versorgung. Offen ist weiterhin die Frage, ob der Zweck der Energieversorgung (Haushaltskundenversorgung vs. Industriekundenversorgung) die Heranziehung abweichender Schwellenwerte rechtfertigt. 
Würde man die von der BNetzA in dieser Entscheidung zugrunde gelegten Schwellenwerte allgemein übertragen, erhöhte sich die Anzahl regulierungspflichtiger Netze in Deutschland massiv. Nahezu jeder Gewerbe- und Industriepark dürfte die Schwellenwerte deutlich überschreiten. Auch größere Mehrfamilienhäuser, Kleingartenvereine, Campingplätze etc. unterlägen den Netzbetreiberpflichten. 
Besonderes Schmankerl: Da sie mutmaßlich nicht über die Voraussetzungen eines geschlossenen Verteilernetzes nach § 110 EnWG verfügen (oder zumindest keinen entsprechenden Antrag gestellt haben), unterliegen sie den vollen Regulierungspflichten eines Netzbetreibers der allgemeinen Versorgung (Teilnahme an der Anreizregulierung, Einhaltung spezieller technischer Vorgaben, Marktkommunikation etc.). Ein Betrieb ohne Netzbetriebsgenehmigung stellt zudem eine Ordnungswidrigkeit dar, die mit einer Geldbuße von bis zu 100.000 Euro geahndet werden kann. 
Hoffnungsschimmer: Ein verbleibender Hoffnungsschimmer ist, dass derzeit drei obergerichtliche Verfahren, in denen es um die Abgrenzung der Kundenanlage vom Versorgungsnetz geht, beim BGH anhängig sind. Die höchstrichterliche Entscheidung steht also noch aus. 
Mit der aktuellen Rechtsprechung und Behördenpraxis sowie den praktischen Handlungsoptionen für Betreiber entsprechender Infrastrukturen befassen wir uns am 06.11.2019 in unserem Praxisworkshop „Kundenanlagen im Visier der Rechtsprechung“ , zu dem wir Sie herzlich einladen.

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.

Energierechtliche Folgen bei gesellschaftlichen Umstrukturierungen nicht außer Acht lassen!

Bei der gesellschaftlichen Umstrukturierung von Unternehmen besteht (vielfach unerkannt) das Risiko des Verlusts von energierechtlichen Privilegierungen und der Verletzung von Melde-, Mess- und sonstigen Pflichten.

Gesellschaftliche Umstrukturierungen gehören in der deutschen Konzernlandschaft vielfach zum Alltag. Unternehmen oder Unternehmensteile werden gekauft und verkauft, ein- und ausgegliedert, umgewandelt oder aufgespalten. Hierbei wird im Vorhinein regelmäßig die gesellschaftsrechtliche und steuerliche Situation bewertet, vielleicht noch der Übergang von Patenten und Markenrechten oder arbeitsrechtliche Fragen. Eine Prüfung der energierechtlichen Folgen einer Umstrukturierung wird jedoch vielfach unterlassen. Dabei kann die Änderung der Rechtspersönlichkeit eines energierechtlichen Akteurs weitreichende negative wirtschaftliche Konsequenzen haben, die in manchen Konstellationen sogar die sonstigen, z.B. steuerlichen Vorteile übersteigen.

So können gesellschaftliche Umstrukturierungen regelmäßig den Wegfall von energierechtlichen Privilegien nach sich ziehen, neue Mess- und Meldepflichten auslösen sowie Regulierungspflichten begründen. Gefahr besteht insbesondere für den Fortbestand von Privilegierungen bei der EEG-Umlage (Eigenversorgung, Besondere Ausgleichsregelung), KWK-Umlage, Sonderformen der Netznutzung (z.B. Atypik, 7000-Std.-Regelung), Energie- und Stromsteuern (z.B. § 9b oder 10 StromStG). 

Genießt ein Unternehmen beispielsweise eine EEG-Umlagen-Befreiung für den in der Eigenerzeugungsanlage selbst erzeugten und selbst verbrauchten Strom, entfällt diese Befreiung bei einer Verschmelzung, denn mit Untergang der eigenen Rechtspersönlichkeit des ursprünglichen Betreibers verliert die Eigenerzeugungsanlage ihren Bestandsschutz. Für den in der (übergegangenen) Eigenerzeugungsanlage erzeugten Strom kann die Muttergesellschaft allenfalls noch eine EEG-Umlagen-Reduzierung auf 40 % realisieren. Die „normalen“ Regelungen zur Rechtsnachfolge helfen an dieser Stelle nicht weiter. Ähnlich gravierende Auswirkungen können gesellschaftliche Änderungen auch für weitere Privilegierungen haben, wie z.B. nach der Besonderen Ausgleichsregelung, im Energie- oder Stromsteuerrecht oder für die Reduzierung von Netzentgelten.

Wird ein Unternehmensteil ausgegliedert, so können die Konsequenzen ähnlich ungünstig sein. Der ausgegliederte Unternehmensteil nimmt nach energierechtlichen Maßstäben den Status eines „Dritten“ ein. Auch die fortbestehende Zugehörigkeit zum Konzern ändert daran nichts. Damit können die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens generell nicht mehr in die Privilegierungstatbestände des Ausgangsunternehmens einbezogen werden. Sind beide Unternehmen in derselben Kundenanlage angesiedelt, sind zudem die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens mess- und eichrechtskonform, wenn eine Privilegierung für die Eigenversorgung in Rede steht, ggf. sogar viertelstundenscharf abzugrenzen. Bei fehlender oder fehlerhafter Abgrenzung kann die gesamte Privilegierung entfallen. Dies gilt auch bei unentgeltlicher Weitergabe von Strom. Zudem begründet die Stromweitergabe an das andere Unternehmen eine Reihe von energierechtlichen Meldepflichten, z.B. nach dem EEG, der Marktstammdatenregisterverordnung (MaStRV) etc.

Sind Umstrukturierungen des Unternehmens oder des Konzerns geplant, ist daher eine gesellschafts- und steuerrechtliche Analyse regelmäßig nicht ausreichend. Vielmehr ist dringend zu empfehlen, sich bereits im Vorfeld Gedanken über die energierechtlichen Auswirkungen der geplanten Maßnahmen zu machen und diese bei der wirtschaftlichen Bewertung und der gewählten Ausgestaltung zu berücksichtigen. Auf eine energierechtliche Begleitung von unternehmerischen Umgestaltungen sollte daher nicht verzichtet werden!

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.

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.

Stromnetzbetreiber kündigen an, für gemeldete Drittmengen die Tarifkunden-Konzessionsabgabe zu erheben

Netzbetreiber setzen Frist zur Vorlage von WP-Testaten um eine Nachberechnung der höheren Tarifkunden-Konzessionsabgabe zu vermeiden.

Verschiedene Stromnetzbetreiber und Lieferanten weisen derzeit Letztverbraucher darauf hin, dass im Fall von gemeldeten Drittmengen eine Nachforderung von Konzessionsabgaben erfolgen wird. 
Hintergrund ist, dass mit den Netzentgelten u.a. eine Konzessionsabgabe erhoben wird, deren Höhe sich in der Regel nach der Konzessionsabgabenverordnung (KAV) richtet. Die KAV unterscheidet zwischen sog. Tarifkunden mit einer höheren Konzessionsabgabe und Sondervertragskunden mit einer niedrigeren Konzessionsabgabe. Aus Anlass der Meldung von weitergeleiteten Strommengen innerhalb des Werksnetzes/Kundenanlage, nehmen diverse Netzbetreiber nun offenbar eine gesonderte Statusbewertung für das unmittelbar an das Versorgungsnetz angeschlossene Unternehmen (in der Regel der Kundenanlagenbetreiber) einerseits und die unmittelbar nur an das Werksnetz (bzw. die Kundenanlage) angeschlossenen Dritten andererseits vor. Für die im Werksnetz angeschlossenen Dritten wollen die Netzbetreiber dann offenbar den Tarifkundenstatus unterstellen, solange nicht der Nachweis des Sondervertragskundenstatus erbracht wurde und kündigen an, Nachzahlungen der Konzessionsabgabe für diese Dritten zu fordern.
Im Grundsatz sieht die KAV vor, dass Sondervertragskunde ist, wer nicht Tarifkunde (grundversorgte Haushaltskunden und ersatzversorgte Letztverbraucher) ist. Von diesem Grundsatz gibt es jedoch eine Ausnahme für Stromlieferungen aus dem Niederspannungsnetz. Jede Belieferung aus dem Niederspannungsnetz gilt danach als Tarifkundenbelieferung, es sei denn die gemessene Leistung des Kunden überschreitet in mindestens zwei Monaten des Abrechnungsjahres 30 kW und der Jahresverbrauch beträgt mehr als 30.000 kWh. Und eben diesen Nachweis scheinen nun einige Netzbetreiber in Bezug auf die Drittmengen in Form eines WP-Testats zu verlangen.
Aus rechtlicher Sicht steht der Annahme der Netzbetreiber, dass im Werksnetz/der Kundenanlage Tarifkunden beliefert werden, aber schon der Wortlaut der KAV entgegen. Dies jedenfalls dann, wenn die Dritten im Werksnetz auf Ebene der Mittelspannung mit Strom versorgt werden. Aber auch unabhängig von der Spannungsebene, auf der an Dritte im Werksnetz Strom weitergeleitet wird, ist zu beachten, dass ein als Kundenanlage betriebenes Werksnetz kein Netz im (energie-)rechtlichen Sinne und damit in der Regel nicht Grundlage der Konzession des Netzbetreibers ist. 
Es zeigt sich also, dass eine pauschale Anwendung der nach EnSaG ermittelten und gemeldeten Drittmengen (RGC berichtete) auf andere Tatbestände (z.B. Sondernetzentgelte, RGC berichtete, oder die Konzessionsabgabe) nicht ohne weiteres möglich ist. Besonderes Augenmerk auf ihre Stromrechnungen müssen deshalb Letztverbraucher haben, die ihren Strom im Rahmen einer all-inklusive-Belieferung beziehen. Der Lieferant wird Nachforderungen des Netzbetreibers ungeprüft mit der Stromabrechnung weitergeben, so dass die Gefahr besteht, dass ungerechtfertigte Nachforderungen der Netzbetreiber vorbehaltlos bezahlt werden. Betroffene Letztverbraucher sollten daher entsprechende Aufforderungen und Ankündigungen der Netzbetreiber bzw. ihre Stromrechnungen genau prüfen und sich ggf. rechtlich beraten lassen. Falls Sie unsicher sind, ob das von Ihnen betriebene Werksnetz eine Kundenanlage ist, möchten wir auf unseren Workshop am 28. März 2019 hinweisen.