Beiträge

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.

Betreibe ich eine Kundenanlage oder doch ein reguliertes Netz?

Seit den obergerichtlichen Entscheidungen zur Abgrenzung von Kundenanlage und (reguliertem) Netz im vergangenen Jahr befassen sich zahlreiche Betreiber von Industrieparks, Gewerbearealen, Universitäts-, Krankenhaus- und Messegeländen etc. mit der Frage, ob sie ihre Einrichtungen zur Elektrizitäts- und/oder Gasverteilung als Kundenanlagen einstufen können oder ob es sich dabei um regulierte Netze handelt.

Hintergrund:
Sowohl das OLG Düsseldorf wie auch das OLG Frankfurt entschieden in 2018 zu der Frage, welche Voraussetzungen eine Kundenanlage erfüllen muss und konkretisierten dabei die unbestimmten Rechtsbegriffe des § 3 Nr. 24 a/b EnWG (Definition der Kundenanlage und Kundenanlage zur betrieblichen Eigenversorgung – RGC berichtete). Beide Gerichte betonen dabei den Ausnahmecharakter einer Kundenanlage im Vergleich zu einem Netz. Bei der Beurteilung spielten u.a. die Anzahl der versorgten Dritten, die Menge des weitergeleiteten Stroms und die Ausdehnung des Gebietes eine Rolle, wobei eine absolute und nicht eine relative Betrachtungsweise anzusetzen sei. Diese restriktive Rechtsprechungstendenz veranlasst viele Unternehmen, die derzeit ihre Energieanlagen als Kundenanlage betreiben, zur Vornahme einer neuen energierechtlichen Bewertung.

Die Abgrenzung zwischen Kundenanlage und Netz spielt in zahlreichen Versorgungsinfrastrukturen von Unternehmen eine Rolle, die (auch kleinere) Industrieparks, Universitätsgelände, Krankenhäuser und ähnliches betreiben. Denn die Kundenanlage unterliegt – im Gegensatz zu einem Netz – nicht der Regulierung durch das Energiewirtschaftsgesetz und der Bundesnetzagentur. Ein weiterer Vorteil liegt darin, dass in einer Kundenanlage keine Netzentgelte und keine damit verbundenen Netzumlagen anfallen. Andererseits stellt der Betrieb eines Versorgungsnetzes ohne Genehmigung (weil fälschlicherweise als Kundenanlage eingestuft) eine Ordnungswidrigkeit dar, die mit einem Bußgeld von bis zu 100.000 EURO geahndet werden kann.

Vor diesem Hintergrund sollten Betreiber von Versorgungsstrukturen prüfen, wie rechtssicher sie die Selbsteinschätzung, eine Kundenanlage zu betreiben, tatsächlich abgeben können oder ob alternativ der Betrieb eines geschlossenen Verteilernetzes die bessere Wahl wäre.   

Workshop:
Für Interessierte ein Hinweis auf unseren Workshop, den wir am 28. März 2019 in Hannover abhalten:
Die Zukunft der Kundenanlage – Unterliegen Werksnetze demnächst der Regulierung?
Weitere Informationen und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie hier.

BNetzA veröffentlicht IT-Sicherheitskatalog für Energieanlagen

Der IT-Sicherheitskatalog dient dem Schutz gegen Bedrohungen von Telekommunikations- und EDV-Systemen beim sicheren Betrieb von Energieanlagen.

Im Dezember 2018 hat die BNetzA Einzelheiten zur Sicherstellung der IT-Sicherheit von Energieanlagen in einer Allgemeinverfügung festgelegt und den IT-Sicherheitskatalog veröffentlicht, der die Anforderungen an den sicheren Betrieb von Energieanlagen im Bereich Telekommunikation und EDV konkretisiert.

Betreiber von bestimmten Energieanlagen sind gemäß § 11 Abs. 1b EnWG verpflichtet, Vorkehrungen vor Bedrohungen ihrer Telekommunikations- und EDV-Systeme zu treffen. Die detaillierten Anforderungen hat die BNetzA nun in dem IT-Sicherheitskatalog veröffentlicht. Eine der wesentlichen Anforderung ist die betriebsinterne Einführung eines Informationssicherheits-Managementsystems (ISMS) und die Zertifizierung nach DIN EN ISO/IEC 27001 bis spätestens zum 31. März 2021. Außerdem müssen betroffene Unternehmen der BNetzA bis zum 28. Februar 2019 einen Ansprechpartner für IT-Sicherheit benennen.

Betroffen sind Betreiber von sog. Kritischen Infrastrukturen, die das Bundesamt für die Sicherheit in der Informationstechnologie (BSI) in einer Verordnung (Verordnung zur Bestimmung Kritischer Infrastrukturen nach dem BSI-Gesetz, kurz: BSI-KritisV) definiert hat (RGC berichtete). Für den Bereich Energie zählen u.a. Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen, großen Messstellen, Heizwerken oder Wärmenetzen oder die Wasserversorgung dazu, aber auch Betreiber von Raffinerien oder Lageranlagen für Rohöl oder Mineralölprodukten. Die Einordnung als Kritische Infrastruktur setzt neben der Branchenzugehörigkeit aber voraus, dass die in der BSI-KritisV festgelegten Schwellenwerte erreicht werden. Denn betroffen sind nur Anlagen, die wegen ihrer Größe von einer gewissen Bedeutung für die Sicherstellung der Energieversorgung für die Allgemeinheit sind.

BGH zu § 19 Abs. 3 StromNEV: Singuläre Nutzung von Betriebsmitteln auch bei mittelbarer Nutzung Dritter

Mit zwei Beschlüssen vom 9. Oktober 2018, Az. EnVR 42/17 und EnVR 43/17 hat der BGH entschieden, dass für die Voraussetzungen eines individuellen Netzentgelts bei singulär genutzten Betriebsmitteln gem. § 19 Abs. 3 StromNEV eine anschlussbezogene Betrachtung der konkreten Entnahmestelle vorzunehmen ist. Darauf, ob auch Dritte mittelbar an die betroffenen Betriebsmittel angeschlossen sind, kommt es demnach nicht an.

Zwei örtliche Netzbetreiber verlangten von ihren jeweils vorgelagerten Netzbetreibern die Gewährung eines individuelles Netzentgelt gem. § 19 Abs. 3 StromNEV. Nach dieser Norm ist gegenüber dem Netzkunden, der singuläre Betriebsmittel nutzt, nicht das allgemeine Netzentgelt seiner Anschlussebene zu erheben, sondern er ist bzgl. seines Netzentgelts so zu stellen, als sei er direkt an die nächsthöhere Netz- oder Umspannebene angeschlossen. Der Netzkunde zahlt dann das allgemeine Netzentgelt der vorgelagerten Netzebene zzgl. der Kosten der von ihm individuell genutzten Betriebsmittel der Anschlussnetzebene. Diese Berechnungsweise führt in vielen Fällen zu einer Vergünstigung.

Die beiden örtlichen Netzbetreiber verfügten über einen unmittelbaren Anschluss an „nur von ihnen genutzte“ Betriebsmittel des vorgelagerten Netzbetreibers. Lediglich mittelbar waren auch Dritte an diese Betriebsmittel angeschlossen. Die vorgelagerten Netzbetreiber hielten dem Verlangen entgegen, dass die Betriebsmittel nicht ausschließlich durch die örtlichen Netzbetreiber genutzt würden. Vielmehr würden die örtlichen Netzbetreiber eine Vielzahl von Kunden versorgen, so dass eine Vielzahl von Netznutzern diese Betriebsmittel zumindest mittelbar mitnutzen würden.

Sowohl die BNetzA als auch das OLG Düsseldorf bejahten in beiden Fällen den Anspruch auf Gewährung eines individuellen Netzentgelts gem. § 19 Abs. 3 StromNEV. Hiergegen wandten sich die vorgelagerten Netzbetreiber mit ihren Rechtsbeschwerden, die der BGH nunmehr ablehnte. Die vorgelagerten Netzbetreiber sind also verpflichtet, den nachgelagerten Netzbetreibern individuelle Netzentgelte nach § 19 Abs. 3 StromNEV zu gewähren. So komme es laut BGH einzig darauf an, dass an die betroffenen Betriebsmittel keine weiteren Netznutzer direkt angeschlossen sind. Es sei unerheblich, ob die singulär genutzten Betriebsmittel einer Netz- oder Umspannebene von dem örtlichen Netzbetreiber zur Versorgung weiterer, nicht unmittelbar an die Betriebsmittel angeschlossenen Netzkunden genutzt würden oder ob im (n-1)-Fall das nachgelagerte Netz des Anschlussnetzbetreibers zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit des Netznutzers erforderlich sei. Gegenstand der Betrachtung für § 19 Abs. 3 StromNEV sei die konkrete Entnahmestelle.

Diese Grundsatzentscheidung, von der zunächst einmal Netzbetreiber profitieren können, ist ggf. auch auf andere Anschlusssituationen, wie z.B. die eines Kundenanlagenbetreibers nach § 3 Nr. 24a/b EnWG übertragbar.