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Anbindung von Onshore-Windparks an Industriestandorte

Ältere Onshore-Windparks findet man deutschlandweit. Immer mehr Industrieunternehmen sehen diese auch als Option, grüne, günstige und regionale Energie für ihre Produktion einzusetzen.

Während die dezentrale Stromversorgung der Industrie bislang hauptsächlich mittels BHKWs oder PV-Anlagen stattfand, rückt das Thema Windenergie zunehmend in den Fokus: In diesen Jahren fallen etliche Windparks aus der zwanzigjährigen Förderung. Diese sind in der Regel abgeschrieben und für die Betreiber stellt sich (trotz der mit dem EEG 2021 neu geschaffenen Möglichkeiten zur Weiterförderung) oft die Frage, ob es Sinn macht, diese weiterzubetreiben.

Befindet sich ein solcher Windpark in einem realistischen Radius zu einem Industrieunternehmen oder Industriepark, befassen sich immer mehr Unternehmen damit, ob es sich lohnen kann, diesen Windpark zur Ergänzung und Optimierung der Energieversorgung ihres Betriebes einzusetzen.

Dabei kommen verschiedene Varianten in Betracht. Eine davon ist die Übernahme des Windparks durch das Industrieunternehmen oder eine neu gegründete Gesellschaft und der Aufbau einer sog. Eigenversorgung.

Durch den zu erwartenden Wegfall der EEG-Umlage ist die Eigenversorgung aber nicht mehr der einzig mögliche Weg. Schließt man Lieferkonstellationen nicht aus, bietet sich auch der Abschluss eines Stromliefervertrages mit dem Betreiber des Windparks an. Dies wird oft als PPA (Power Purchase Agreement) bezeichnet.

In beiden Fällen ist außerdem zu prüfen, wie der Strom zum Industriestandort transportiert werden soll. Hierbei kann ein vorhandenes Netz genutzt oder eine Direktleitung errichtet werden. Letzteres oft um ein Vielfaches attraktiver, weil die sog. netzbezogenen Strompreisbestandteile, wie Netzentgelte, nicht anfallen. Gleichzeitig ergeben sich aber zusätzliche Rechtsfragen, z.B. wer Betreiber der Anschlussleitung sein sollte oder welche Auswirkungen eine solche Konstellation auf bestehende Netz- und Lieferverträge hat.

In unserem RGC-Fokus am 8.6.2022 werden wir diese und weitere Rechtsfragen zur Anbindung von Windparks in 1,5 Stunden für Sie beleuchten. Weitere Informationen und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie hier.

Autorinnen: Dr. Franziska Lietz
                       Yvonne Hanke

Bereitstellung von Unterzählpunkten hinter Unterzählern in Kundenanlagen

Beschluss der BNetzA verpflichtet den Netzbetreiber zur Einrichtung von Unter-Unterzählpunkten

Hintergrund der Entscheidung ist eine Auseinandersetzung zwischen einem Messstellenbetreiber und einem Anschlussnetzbetreiber über die Einrichtung notwendiger Zählpunkte zur Umsetzung eines Messkonzepts für ein als Kundenanlage betriebenes Büro- und Geschäftshaus. Das Messkonzept sah u.a. für Unterzähler mehrere Ebenen vor. Auf der ersten Ebene hinter dem Summenzähler sollten sich die Unterzähler befinden. Auf der zweiten Ebene hinter dem Summenzähler, also in der Ebene hinter den Unterzählern waren weitere Zähler, also Unter-Unterzähler vorgesehen, über die einzelne Untermieter beliefert werden sollten. Das Messkonzept war so ausgestaltet, dass der Messstellenbetreiber alle Messdaten erfassen, aufbereiten und dem Netzbetreiber bereinigte Messwerte in Excel-Dateiform zur Verfügung stellen wollte. Denn die am Summenzähler und an den Unterzählern der ersten Ebene ermittelten Verbräuche müssen jeweils um die Verbräuche der Unter-Unterzähler korrigiert werden. Dem Netzbetreiber würde trotz dieses Konzepts ein Mehraufwand von ca. 1,5 Std/Jahr entstehen.

Der Messstellenbetreiber war der Auffassung, dass der Netzbetreiber gemäß § 20 Abs. 1d EnWG neben den Zählpunkten für die Unterzähler auch für die Unter-Unterzähler Zählpunkte einrichten müsse. Der Netzbetreiber lehnte dies aus verschiedenen Gründen ab; u.a. war er der Auffassung, dass ein Unterzählpunkt in einer Kundenanlage eine direkte physikalische Verbindung zum Summenzähler und damit zum Netz des Netzbetreibers voraussetze. Darüber hinaus sei das vorliegende Messkonzept nicht massengeschäftstauglich und es bestünde die Gefahr, dass solche (mit Mehraufwand verbundenen) Messkonzepte zukünftig zunähmen.

Die BNetzA entschied die streitige Frage nach dem Scheitern eines Schlichtungsversuchs im Rahmen eines Missbrauchsverfahrens zugunsten des Messstellenbetreibers (Az.: BK6-21-086). Die Vorschrift in § 20 Abs. 1d EnWG verpflichte Netzbetreiber dazu, bilanzierungsrelevante Unterzählpunkte in einer Kundenanlage bereitzustellen. Der Gesetzgeber habe die Pflicht zur Zählpunktbereitstellung erkennbar auf „bilanzierungsrelevante Unterzähler“ erstreckt. Somit käme es maßgeblich darauf an, ob die Unter-Unterzähler für die Realisierung einer Drittbelieferung notwendig seien. Eine Beschränkung auf die erste Ebene von Unterzählern sei der Norm nicht zu entnehmen. Auch eine unmittelbare physikalische Verbindung der Unterzähler sei nicht Gegenstand der Norm. § 20 Abs. 1d EnWG beinhalte die Aussage, dass der Netzbetreiber in einer Kundenanlage überall dort Zählpunkte bereitzustellen hat, die durch einen dritten Stromlieferanten beliefert werden sollen.

Die BNetzA schloss sich auch dem Argument des Netzbetreibers nicht an, wonach das Messkonzept massengeschäftstauglich sein müsste. Zwar sollten Netzzugangsregelungen grundsätzlich massengeschäftstauglich sein; dies gelte aber nicht ausnahmslos.

Zudem stellte die BNetzA klar, dass der Netzbetreiber den Netzzugang nicht ohne sachlichen Grund ausschließen oder erschweren dürfe. Sachliche Gründe für eine Ablehnung des streitgegenständlichen Messkonzepts sah die Behörde indes nicht. Selbst wenn es zu den vom Netzbetreiber befürchteten Verstößen gegen das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) käme, sei das kein zulässiger Grund, das Messkonzept abzulehnen. Verstöße gegen das MsbG hätten ggf. vertragliche oder aufsichtsrechtliche Konsequenzen gegen den Messstellenbetreiber. Ein abstrakt befürchteter Verstoß gegen das MsbG sei kein Grund, vorsorglich den Netzzugang zu beschränken. Auch weitere Bedenken des Netzbetreibers (z.B. Schwierigkeiten der Sperrung von Unterzählern bei Zahlungsverzug) lehnte die Behörde mit dem Argument ab, dass dies allgemeine Probleme beim Betrieb einer Kundenanlage seien und diese unabhängig vom Messkonzept auftreten können.

Schließlich bewertete die BNetzA den erheblichen Mehraufwand, den der Messstellenbetreiber hätte, wenn er das vom Netzbetreiber geforderte Messkonzept umsetzen müsste (Umstellung der Unter-Unterzähler zu Unterzählern der ersten Ebene durch unmittelbaren Anschluss an den Summenzähler). Dieser Aufwand wurde als erheblich höher eingeschätzt, als der Mehraufwand des Netzbetreibers bei Durchführung des vorgelegten Messkonzepts.

Die vorliegende Entscheidung ist aus Kundensicht erfreulich. Denn sie bringt mehr Klarheit in den Umfang der Verpflichtung aus § 20 Abs. 1d EnWG zur Einrichtung von Unterzählpunkten in Kundenanlagen und einige grundsätzliche Aussagen lassen sich ggf. auf andere Messkonzepte übertragen, wenn es darum geht, Drittbelieferungen über Unterzählpunkte abzuwickeln.

Die BNetzA betont allerdings, dass es sich vorliegend um eine Einzelfallentscheidung zu dem konkreten Messkonzept handele. Bei veränderten Umständen (z.B. Umstellung auf intelligente Messsysteme, Wechsel des Messstellenbetreibers, weitere Zählpunkte u.ä.) müsse der Mehraufwand des Netzbetreibers neu auf seine Zumutbarkeit bewertet werden. Im Zweifel sollten Betreiber von Kundenanlagen oder Messstellenbetreiber ein geplantes Unterzähler-Messkonzept deshalb juristisch bewerten lassen.

Autorin: Tanja Körtke

Neues Jahr, neue energierechtliche To-Do-Liste!

Ab dem 19.01.22 geht unsere beliebte VEA/RGC-To-Do-Liste-Schulung in die nächste Runde: In vier Online-Terminen präsentieren wir Ihnen die wichtigsten Pflichten und Fristen, die produzierende Unternehmen im Energierecht kennen müssen.

Und jährlich grüßt die To-Do-Liste… Wir nehmen Sie mit auf eine Reise durch die energierechtlichen Pflichten und Fristen Ihres Unternehmens. Am Ende des Workshops steht Ihre eigene To-Do-Liste, die Sie sich mit uns gemeinsam auf Ihrem To-Do-Liste-Bogen erarbeiten.

Gerade dieses Jahr wird es bestimmt nicht langweilig: Im Jahr 2021 ist der CO2-Preis nach dem BEHG angelaufen, 2022 können erstmalig die Privilegien nach der BECV genutzt bzw. beantragt werden. Wie erklären Ihnen, wie es geht.

Auch die 4. Handelsperiode im EU-ETS ist 2021 angelaufen. Wir geben einen Überblick über die wichtigsten Pflichten und Fristen.

Ein weiteres neues Thema für viele Industrieunternehmen, die nicht mit Kraftstoffen handeln, dürfte die THG-Quote sein: denn ab 1.1.2022 können Sie selbst Quoten für Ihre öffentlichen Ladepunkte und Elektrofahrzeuge handeln. Die Fristen für die Antragstellung erhalten Sie von uns kurz und knapp erklärt.

  • Weitere Themen auf unserer Agenda sind:

  • Pflichten und Fristen nach dem EEG und KWKG: Drittbelieferung, Eigenstromerzeugung, Redispatch 2.0 und Besondere Ausgleichsregelung (BesAR)
  • Strom- und energiesteuerliche Pflichten 2022: Begünstigungen, Vordrucke und Drittbelieferung
  • Netzthemen: Konzessionsabgabe, individuelle Netzentgelte und StromNEV-Umlagebegrenzung
  • Weitere Pflichten: Strompreiskompensation, EMIR/REMIT/EnWG, Mess- und Eichrecht, Marktstammdatenregister, E-Mobilität (LSV, GEIG), Verjährung und Beschaffung

Die VEA/RGC-To-Do-Liste-Schulung im Online-Livestream findet an den folgenden Terminen statt:

  • Mittwoch, 19.1.2022
  • Dienstag, 25.1.2022
  • Donnerstag, 27.1.2022
  • Mittwoch, 2.2.2022

Hier geht es zur Anmeldung.

Autorinnen: Aletta Gerst
                       Lena Ziska
                       Dr. Franziska Lietz

Übertragungsnetzbetreiber haben die „kalkulatorischen Preise“ für die Abregelung von EE- und KWK-Strom im redispatch 2.0 veröffentlicht

Diese kalkulatorischen Preise müssen Netzbetreiber nun bei ihrer Auswahlentscheidung zur Abschaltreihenfolge von Erzeugungsanlagen ansetzen.

Nach dem ab dem 01.10.2021 geltenden neuen System des redispatch 2.0 sind für die Anpassung von Erzeugungsanlagen bei Netzengpässen die Maßnahmen vom Netzbetreiber auszuwählen, die am wirksamsten sind und zugleich die voraussichtlich insgesamt geringsten Kosten verursachen.

Damit für EE- und KWK-Strom-Kapazitäten der Einspeisevorrang grundsätzlich gewahrt werden kann, hat die BNetzA für die Reduzierung der Wirkleistung dieser Anlagen sog. Mindestfaktoren festgelegt.  Dieser Mindestfaktor entscheidet mit über die Abschaltreihenfolge im Rahmen des redispatch.  Mit ihrer Festlegung vom 30.11.2020 hat die BNetzA für die Reduzierung der Wirkleistung von EE-Anlagen einen Mindestfaktor von 10 und für KWK-Anlagen von 5 bestimmt (RGC berichtete). 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 dieser privilegierten Anlagen soll nach dem Willen des Gesetzgebers mind. das Fünffache, aber max. das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugungsleistung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzen können (sog. Mindestfaktor).

Für die Anwendung der Mindestfaktoren sind geeignete „kalkulatorische Preise“ für die Abregelung von EE- und KWK-Strom zu bestimmen. Die BNetzA hat die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, diese Preise einheitlich zu bestimmen und jährlich bis 01.09. eines Jahres zu veröffentlichen.

Für den Bemessungszeitraum 01.10.2021 bis 30.09.2022 haben die Übertragungsnetzbetreiber nun für EE-Anlagen einen kalkulatorischen Preis von 590,60 €/MWh, für hocheffiziente KWK-Anlagen von 251,25 €/MWh und für die Netzreserve von 251,09 €/MWh angesetzt. Die Veröffentlichung und weitere Informationen zur Ermittlung der Preise finden Sie hier.

Diese Festlegung dient den Netzbetreibern jetzt als Faktor zur Festlegung der Abschaltreihenfolge gemäß § 13 Abs. 1 S. 2 EnWG. Hervorzuheben ist, dass diese kalkulatorischen Preise nur eine rein fiktive Größe sind, sie bilden nicht die tatsächlichen Kosten für betroffene Anlagenbetreiber ab. Insbesondere sind diese Kosten unerheblich für mögliche Entschädigungszahlungen der Anlagenbetreiber für tatsächlich durchgeführte Redispatch-Maßnahmen.

Redispatch 2.0: Zwei weitere Festlegungen zur Informationsbereitstellung durch Anlagenbetreiber und Netzbetreiber

Anlagenbetreiber aufgepasst: Die Bundesnetzagentur konkretisiert mit zwei neuen Festlegungen weitere Vorgaben für das am 1. Oktober 2021 in Kraft tretende Redispatch 2.0. Eine der Festlegungen enthält insbesondere für Anlagenbetreiber Vorgaben dazu, welche Daten von ihnen an die Netzbetreiber zu übermitteln sind. Die andere Festlegung regelt den Informationsaustausch der Netzbetreiber untereinander.

Es wird ernst! Am 1. Oktober 2021 startet das neue Redispatch-Regime und den Marktbeteiligten bleibt nicht mehr viel Zeit, die notwendigen Vorbereitungen zu treffen, damit das neue Regime fristgerecht starten kann.

Die für Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speicheranlagen besonders relevante Festlegung BK6-20-061 vom 23. März 2021 regelt, für welche Anlagen welche Daten von den Anlagenbetreibern an ihre Anschlussnetzbetreiber zu übermitteln sind, um ein erfolgreiches und effizientes Redispatch zu ermöglichen. Betroffen von den Vorgaben sind die Betreiber von beinahe 100.000 Anlagen mit einer Leistung größer 100 kW. Anlagen mit einer Nennleistung von weniger als 100 kW können von den Netzbetreibern unabhängig von den Kosten nachrangig für Redispatch eingesetzt werden.

Die Festlegung regelt die Verpflichtungen zur Datenübermittlung zwischen Anlagenbetreibern zum Anschlussnetzbetreiber. Die Festlegung regelt nicht die Art und Weise der Datenübermittlung, hierfür sind die Vorgaben der Festlegung BK6-20-059 zu beachten (RGC berichtete).  

Die Anlagenbetreiber müssen Stammdaten, Informationen zu Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten zur aktuellen Einspeiseleistung ihrer Anlagen übermitteln. Für Anlagen, für die sogenannte Einspeisefahrpläne zur Vorhersage der geplanten Einspeisung erstellt werden, gibt es zusätzliche Datenlieferpflichten. Durch die Festlegung werden bereits derzeit bestehende Datenlieferpflichten für Anlagen größer 10 MW ergänzt und erweitert.

Die Stammdaten sind erstmals auf Verlangen des Anschlussnetzbetreibers frühestens zum 1. Juli 2021 zu übermitteln. Die Planungsdaten sind für Zeiträume ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln. Echtzeitdaten sind spätestens ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln.

In der Begründung der Festlegung verstecken sich einige Besonderheiten zu der grundsätzlichen Datenübermittlungspflicht:

  • Die Netzbetreiber müssen zwischen wärmegeführten und nicht wärmegeführten Leistungsscheiben hocheffizienter KWK-Anlagen unterscheiden, damit sie die gesetzlichen Vorgaben zum negativen Redispatch mit KWK-Strom einhalten können. Denn wärmegeführte KWK-Anlagen sind im Rahmen der Auswahlentscheidung nachrangig gegenüber nicht wärmegeführten Anlagen zu berücksichtigen.
  • Für Notstromaggregate, die allein der Notstromversorgung dienen, müssen lediglich die Stammdaten übermittelt werden. Eine Ausnahme gilt jedoch, wenn diese Anlagen auch für marktliche Zwecke genutzt werden (z.B. für die Erbringung von Regelleistung, als Absicherung gegen Preisspitzen oder zur Verringerung von Leistungsspitzen). In dem Falle entfällt die Besserstellung der Notstromaggregate, so dass alle Vorgaben der Festlegung erfüllt werden müssen und das Notstromaggregat kann grundsätzlich ebenso zum Redispatch herangezogen werden.
  • Eigenerzeuger von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung müssen ihre geplanten Selbstversorgungsmengen melden, da diese nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität grundsätzlich nicht Gegenstand von negativem Redispatch sein soll.
  • Für die Verpflichtung zur Übermittlung der Wirkleistung in Echtzeit muss die aktuelle Summe der Erzeugungs- oder Verbrauchswirkleistung von Erzeugungsanlagen oder Speichern direkt am Einspeisepunkt der steuerbaren Ressource gemessen übermittelt werden. Hierfür kann im Ausnahmefall eine Nachrüstung von Messtechnik und Datenschnittstellen bei den betroffenen Anlagen erforderlich sein.

In der Festlegung BK6-20-060, welche am 24. März 2021 im Amtsblatt der BNetzA veröffentlicht wurde, sind die Verpflichtungen der Netzbetreiber zur Informationsbereitstellung für andere Netzbetreiber sowie prozessuale Fragen der Informationsbereitstellung geregelt. Ziel dieses koordinierten Engpassmanagements zwischen den Netzbetreibern ist es, den Einsatz von Redispatch-Maßnahmen so zu gestalten, dass für jede Netzebene Engpässe behoben werden, ohne neue Engpässe hervorzurufen oder bestehende Engpässe zu verschärfen. Aus dieser Festlegung entsteht für Anlagenbetreiber kein unmittelbarer Handlungsbedarf.  

Die Anschluss- und Verteilernetzbetreiber haben untereinander bestimmte Mitteilungspflichten bezogen auf die relevanten Stamm-, Bewegungs- und Plandaten der Anlagen. Für diese Mitteilungen ist ein fortlaufender Meldeprozess zwischen den Netzbetreibern festgeschrieben, in dessen Rahmen die wesentlichen Daten ausgetauscht und wiederkehrend aktualisiert werden. Bei Einhaltung bestimmter Kriterien besteht die Möglichkeit Anlagen zusammenzufassen (sog. Clustering).

Redispatch 2.0: Netzbetreiber informieren die Anlagenbetreiber zu Datenlieferverpflichtungen

Mit einem Musterschreiben des bdew werden die Netzbetreiber alle Betreiber von Stromerzeugungsanlagen auffordern, zeitnah Vorbereitungen zur Umsetzung des neuen Einspeisemanagements zu treffen.

Ab dem 01.Oktober 2021 treten die Neuregelungen zum Redispatch 2.0 im Energiewirtschaftsgesetz in Kraft. Die Vorbereitungen der Netzbetreiber für eine fristgerechte Umsetzung schreiten voran. Ziel des neuen Redispatch ist die Vermeidung von Netzengpässen und die Sicherung der Stabilität der Stromnetze. Es kommen dabei künftig auch neue Aufgaben auf die Anlagenbetreiber zu! Neue Prozesse sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren.

In das Redispatch 2.0 werden alle EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, einbezogen. Auch Anlagen, die nur zur Eigenversorgung genutzt werden und keinen Strom in das vorgelagerte Netz einspeisen, müssen die Anforderungen des neuen Einspeisemanagements erfüllen und netzbetreiberseitige Eingriffe in ihre Anlagen dulden.

Die Bundesnetzagentur hat bereits zwei Festlegungen zu den neuen Anforderungen und Verantwortlichkeiten getroffen. In der ersten (BK6-20-059) hat die BNetzA Bilanzierungsmodelle festgelegt und die Form der neuen Kommunikationsprozesse bestimmt (RGC berichtete). In der zweiten Festlegung wurden sog. Mindestfaktoren beschlossen für das künftig anzuwendende Verfahren zur Auswahl, d.h. die Rangfolge, nach der Anlagen geregelt werden (RGC berichtete).

In einem weiteren bereits laufenden Festlegungsverfahren (BK6-20-061) werden die konkreten Datenlieferungsverpflichtungen aller betroffenen Marktteilnehmer bestimmt. Die zentrale Kommunikationsschnittstelle wird das vom Netzbetreiberprojekt „Connect+“ bereitgestellte IT-System „RAIDA“ sein. Zur Vorbereitung der nächsten Umsetzungsschritte wenden sich die Netzbetreiber in den nächsten Wochen mit einem einheitlichen vom bdew erstellten Anschreiben an alle Anlagenbetreiber. Darin wird eine erste Information zu den künftig an die neue IT-Plattform zu liefernden Daten gegeben (u.a.): Stammdaten der Anlagen, Bewegungsdaten im Prognosemodell (Information zu marktbedingten Anpassungen und Nichtbeanspruchbarkeiten), vom Anlagenbetreiber selbst erstellte Prognose- und Plandaten der Erzeugung im Planwertmodell. Einen ersten Überblick zur praktischen Umsetzung der Kommunikationsprozesse hat der bdew in seiner hier abrufbaren Anwendungshilfe erarbeitet.

Da schon für den Sommer 2021 ein erster Testbetrieb des neuen Regimes geplant ist, werden die Netzbetreiber alle Anlagenbetreiber darauf hinweisen, dass ihre Anlagen zeitnah mit einer Steuerungstechnik auszurüsten sind – soweit diese noch nicht vorhanden ist. Denn alle Stromerzeugungsanlagen müssen auf Aufforderung des Netzbetreibers ferngesteuert ihre Wirk- und Blindleistungserzeugung anpassen können. Betreiber von (Eigen-)Erzeugungsanlagen sollten daher unbedingt prüfen, ob sie die Steuerbarkeit ihrer Anlagen erfüllen können oder Nachrüstungen erforderlich sind.

Clearingstelle EEG/KWKG zur kaufmännisch-bilanziellen Weitergabe im Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)

Die Clearingstelle äußert sich zum Anspruch auf Zuschlagszahlungen für KWK-Strom, der nur kaufmännisch-bilanziell in ein Netz eingespeist wird.

In der Empfehlung vom 25.01.2021 werden die Fragen geklärt, ob

  • eine kaufmännisch-bilanzielle Einspeisung von Strom aus KWK-Anlagen in ein Energieversorgungsnetz im KWKG generell zulässig ist,
  • dies insbesondere auch für KWK-Anlagen mit einer elektrischen KWK-Leistung von mehr als 100 kW zulässig ist und
  • ob dann der KWK-Strom aus diesen KWK-Anlagen zuschlagsberechtigt, also förderfähig ist.

Dabei hat die Clearingstelle das KWKG bis zur Fassung vom 14.08.2020 berücksichtigt.

Nach Auffassung der Clearingstelle bestehe generell für alle KWK-Anlagen gemäß KWKG 2012 und KWKG 2016 das Recht zur kaufmännisch-bilanziellen Weitergabe von in der KWK-Anlage erzeugtem Strom in das Netz der allgemeinen Versorgung – insbesondere auch für KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von mehr als 100 kW bis zu 1 MW und von mehr als 50 MW, die unter die Direktvermarktungspflicht fallen. Dieses Recht wird auch bejaht für innovative KWK-Systeme (§ 8b KWKG) und für KWK-Anlagen in Kundenanlagen oder Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung, sowie für KWK-Anlagen, die gemäß § 4 Abs. 3b KWKG 2012 in elektrische Anlagen einspeisen.

Weiterhin bestehe nach Ansicht der Clearingstelle ein Zuschlagsanspruch für mittelbar eingespeisten KWK-Strom (gemäß §§ 6 Abs. 1, 7 Abs. 1 KWKG 2016, 8a Abs. 2 KWKG 2016). Damit wird eine rein physikalische Betrachtung für die Förderfähigkeit von KWK-Strom abgelehnt. Der KWK-Zuschlag könne aber maximal in Höhe der KWK-Nettostromerzeugung bestehen. Kraftwerkseigenverbrauch sei nicht förderfähig. Zudem wird in der Empfehlung klargestellt, dass die Anlagenbetreiber mit ihrem Netzbetreiber einig sein müssen, wie die zuschlagsfähigen Strommengen bei einer kaufmännisch-bilanziellen Weitergabe ermittelt werden. Tatsächliche und rechnerische Transport- und Umwandlungsverluste seien im Einzelfall zu betrachten und – wie diese einzuordnen sind – mit dem Netzbetreiber zu vereinbaren. Die Anwendung der kaufmännisch-bilanziellen Weitergabe setze voraus, dass der KWK-Zuschlag auf der Grundlage von Messungen ermittelt wird. Wie dies messtechnisch korrekt erfolgen kann, dafür gibt die Clearingstelle in ihrer Empfehlung Beispiele für verschiedene typische Konstellationen und Konzepte.

Diese für die KWK-Anlagenbetreiber positive Empfehlung der Clearingstelle hat hohe Aussagekraft für die KWK-Förderung. Leider fehlt es aber bislang an einer entsprechenden ausdrücklichen Regelung im KWKG. Es ist zu hoffen, dass diese mit der nächsten Novelle des KWKG eingefügt wird und so die Rechtsansicht der Clearingstelle auch im Gesetz fest verankert wird.

Aktuelles zu Sondernetzentgelt wegen singulärer Nutzung, § 19 Abs. 3 StromNEV

Das Sondernetzentgelt für die sog. Singularität“

„Sofern ein Netznutzer sämtliche in einer Netz- oder Umspannebene oberhalb der Umspannung von Mittel- zu Niederspannung von ihm genutzte Betriebsmittel ausschließlich selbst nutzt, ist zwischen dem Betreiber dieser Netz- oder Umspannebene und dem Netznutzer für diese singulär genutzten Betriebsmittel gesondert ein angemessenes Entgelt festzulegen.“ So lautet die gesetzliche Regelung in § 19 Abs. 3 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), die die Vereinbarung eines (in aller Regel günstigeren) Sondernetzentgelts im Falle der sog. Singularität vorsieht.

Die singuläre Nutzung war in den vergangenen Monaten und Jahren immer wieder Gegenstand regulierungsbehördlicher und gerichtlicher Verfahren sowie gesetzlicher Änderungen und ist gewissermaßen ein „Dauerbrenner-Thema“ für unsere Mandanten. Daher fassen wir in diesem Beitrag die Eckpunkte zusammen und weisen auf aktuelle Entwicklungen hin.

Die Regelung zur singulären Nutzung richtet sich entsprechend dem Wortlaut nur an Unternehmen, die mindestens auf Ebene der Mittelspannung angeschlossen sind. Zwar waren früher auch darunter liegende Netzebenen erfasst. Seit der Gesetzesänderung im Jahr 2019 (RGC berichtete) gilt aber die Beschränkung auf Mittelspannung und höher. Eine Ausnahme kann für Netzanschlüsse gelten, die zum Zwecke des Anschlusses der einzelnen Kundenanlage an die nächsthöhere Netzebene errichtet und vom Anschlussnehmer finanziert wurden (betrifft die Betriebsmittel zwischen Kundenanlage und Netz). In diesem Fall soll laut Gesetzesbegründung die Vereinbarung des allgemeinen Netzentgelts für die vorgelagerte Netzebene gerechtfertigt sein.

Unternehmen, die in Mittelspannung oder höher an das vorgelagerte Netz angeschlossen sind, haben gegenüber ihrem Anschlussnetzbetreiber bei Vorliegen der Voraussetzungen nach wie vor einen Anspruch auf Festlegung eines Sondernetzentgelts. Hierfür muss das Unternehmen „sämtliche […] von ihm genutzten Betriebsmittel ausschließlich selbst“ nutzen.

Da der Letztverbraucher die vorgelagerte Netztopologie im Zweifel nicht umfassend kennt, kann er selbst nicht abschließend bewerten, ob eine singuläre Nutzung vorliegt. Aus diesem Grund hat der Bundesgerichtshof in seiner Entscheidung vom 15.12.2015 (EnZR 70/14) folgendes ausgeführt:

„Um gleichwohl dem Anliegen des § 19 Abs. 3 StromNEV zu genügen, ist es daher Aufgabe des Netzbetreibers, auf eigene Initiative die entsprechenden Feststellungen zur Anschlusssituation zu treffen und dem Netznutzer eine Vereinbarung über ein individuelles Netzentgelt anzubieten.“

Netzbetreiber sind daher verpflichtet, ihren angeschlossenen Netznutzern proaktiv ein individuelles Netzentgelt wegen singulärer Nutzung anzubieten, wenn die gesetzlichen Voraussetzungen erfüllt sind. Der BGH geht sogar so weit, dass das individuelle Netzentgelt dann nicht nur für die Zukunft ab Abschluss der Vereinbarung, sondern rückwirkend ab Bestehen der singulären Anschlusssituation zu gewähren ist. Die dreijährige Regelverjährung beginnt erst, wenn der Netznutzer Kenntnis von der singulären Anschlusssituation erlangt, in der Regel also erst, wenn er die entsprechenden Informationen vom Netzbetreiber erhalten hat. Demnach sind hier Zahlungsansprüche bis weit in die Vergangenheit denkbar.

Zu beachten ist außerdem eine weitere Entscheidung des BGH, wonach die mittelbare Nutzung der Betriebsmittel durch Dritte einer Singularität nicht entgegensteht (BGH, 9.10.2018, EnVR 42/17 und 43/17, RGC berichtete). Dies kann insbesondere für die Betreiber von Kundenanlagen relevant sein, die über ihre Infrastruktur auch Strom an Dritte durchleiten. Dies steht einer singulären Nutzung nicht per se entgegen.  

Es kann daher – wenn es nicht bereits offensichtlich ausgeschlossen ist – sinnvoll sein, den Netzbetreiber proaktiv anzusprechen und ihn zu bitten, mitzuteilen, ob eine ausschließlich singuläre Nutzung von Betriebsmitteln im Sinne des § 19 Abs. 3 StromNEV vorliegt. Denkbar ist auch, dass Netzbetreiber aufgrund der BGH-Rechtsprechung proaktiv auf ihre Kunden zugehen, bei denen die Voraussetzungen der singulären Nutzung gegeben sind, und diesen ein individuelles Netzentgelt anbieten.

Lehnt ein Netzbetreiber die Vereinbarung einer singulären Nutzung ab, sollte immer eine detaillierte Begründung angefordert und überprüft werden, ob die Ablehnung im Einklang mit der Rechtsprechung steht.

Bietet der Netzbetreiber ein Sondernetzentgelt wegen singulärer Nutzung an, sollte überprüft werden, ob die Gewährung des singulären Netzentgelts vorteilhaft für das Unternehmen ist. Dies ist meist der Fall, kann aber insbesondere in Kombination mit einem individuellen Netzentgelt nach § 19 Abs. 2 StromNEV (Atypik und 7.000-h-Regelung) auch wirtschaftlich nachteilig sein, weil sich die Reduktion des individuellen Netzentgelts nach § 19 Abs. 2 StromNEV nicht auf das Sondernetzentgelt für die singulär genutzten Betriebsmittel auswirkt. Ebenso sind weitere energierechtliche Wechselwirkungen, z.B. im Zusammenhang mit der Besonderen Ausgleichsregelung des EEG zu beachten (Auswirkungen auf die Bruttowertschöpfung denkbar).

Ist das Angebot wirtschaftlich vorteilhaft, sollte geprüft werden, ob die Vorgaben der Rechtsprechung berücksichtigt werden, dass das individuelle Netzentgelt ab Bestehen der singulären Anschlusssituation und nicht erst ab Abschluss der Vereinbarung zu gewähren ist. Die Vereinbarung müsste also gegebenenfalls auch Zeiträume in der Vergangenheit berücksichtigen.
Wir stehen Ihnen bei diesen Fragestellungen gern unterstützend zur Verfügung. Sprechen Sie uns einfach an!

Redispatch 2.0 die Zweite – Neue Festlegung der BNetzA zu Mindestfaktoren für EE- und KWK-Anlagen

Die BNetzA konkretisiert mit ihrer Festlegung vom 30.11.2020 weiter die Vorgaben für das neue, ab dem 01.10.2021 geltende Redispatch-Regime. Sie hat nunmehr Mindestfaktoren festgelegt, die für die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von EE- und KWK-Anlagen gelten sollen, weshalb die Festlegung gerade für die Betreiber dieser Anlagen, z.B. auch beim Betrieb als Eigenversorgungsanlage, besonders relevant ist.

Erst vor einigen Tagen veröffentlichte die BNetzA ihre erste Festlegung zum Redispatch in ihrem Amtsblatt (wir berichteten).  Darin ging es in erster Linie um den bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen sowie um die Ausgestaltung massengeschäftstauglicher Kommunikationsprozesse. Mit ihrer Festlegung vom 30.11.2020 hat die BNetzA nun für die Reduzierung der Wirkleistung von EE-Anlagen einen Mindestfaktor von 10 und für KWK-Anlagen von 5 bestimmt. Dieser Mindestfaktor entscheidet letztlich mit über die Abschaltreihenfolge im Rahmen des Redispatch.

Hintergrund ist, dass EE- und KWK-Anlagen in der Vergangenheit aus dem Redispatch ausgeklammert waren und im Rahmen des Einspeisemanagements eine Sonderregelung erfahren haben. Mit dem NABEG 2.0 (Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes) hat der Gesetzgeber ein neues Redispatch-Regime ab dem 01.10.2021 etabliert, das auch EE- und KWK-Anlagen einbezieht (wir berichteten).  Dies 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 vorgesehen ist, dass Eingriffe so stattfinden, dass sie möglichst wirksam und kostengünstig sind, soll der generelle Einspeisevorrang von EE-Strom und – gegenüber dem EE-Strom nachrangig – KWK-Strom dem Grundsatz nach erhalten bleiben.

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 dieser privilegierten Anlagen soll nach dem Willen des Gesetzgebers mind. das Fünffache aber max. das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugungsleistung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzen können (sog. Mindestfaktor). In dieser Spanne bewegt sich die BNetzA, indem sie den Mindestfaktor für EE-Anlagen auf 10 und für (hocheffiziente) KWK-Anlagen auf 5 festgelegt. Grundlage hierfür sind verschiedene von der BNetzA durchgeführte Simulationen, um die Auswirkungen auf die Indikatoren des Redispatch-Volumens, der CO2-Emissionen und der Redispatch-Kosten zu untersuchen.

Zudem verpflichtet die BNetzA die Übertragungsnetzbetreiber, jährlich den kalkulatorischen Preis zur Ermittlung der kalkulatorischen Kosten für die Reduzierung der Wirkleistung von EE-Anlagen einerseits und KWK-Anlagen andererseits bis zum 1. September mit Wirkung zum 1. Oktober des Kalenderjahres zu veröffentlichen. Für 2021 gilt die Veröffentlichungspflicht abweichend erst zum 1. Oktober.

Hervorzuheben ist, dass die Festlegung die Vorgaben für die Auswahlentscheidung zur Heranziehung von Anlagen zum Redispatch konkretisiert. Hiervon zu unterscheiden sind die mit einem Redispatch einhergehenden Entschädigungsansprüche betroffener Anlagenbetreiber für tatsächlich durchgeführte Redispatch-Maßnahmen. Diese sind nicht Gegenstand der Festlegung.

Gegen die Entscheidung ist das Rechtsmittel der Beschwerde zulässig.

Anlagenbetreiber und Eigenerzeuger aufgepasst: Erste Festlegung der BNetzA zum neuen Redispatch-System (BK6-20-059) im Amtsblatt veröffentlicht

Am 1. Oktober 2021 treten die Neuregelungen zum Redispatch 2.0. in Kraft. Dafür hat die BNetzA die erste finale Festlegung veröffentlicht, die insbesondere für Eigenerzeuger von hoher Relevanz ist.

Die Festlegung der Bundesnetzagentur zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen sowie zu massengeschäftstauglichen Kommunikationsprozessen im Zusammenhang mit dem Datenaustausch wurde am 25.11.2020 im Amtsblatt bekanntgemacht. Damit liegt die erste finale Festlegung der BNetzA zu den ab 1. Oktober 2021 geltenden Redispatch-Maßnahmen vor. Es ist zu erwarten, dass weitere Festlegungen folgen werden (u.a. zur Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen, Netzbetreiberkoordinierung etc.).

Das Thema Redispatch 2.0 betrifft in unserer Mandantschaft besonders stark die Unternehmen, die Eigenerzeugungsanlagen betreiben. Denn im Wege des Redispatch können Netzbetreiber in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken eingreifen, um die Überlastung einzelner Leistungsabschnitte zu vermeiden. Betroffen hiervon können grundsätzlich alle Betreiber von Erzeugungsanlagen sein. Zu beachten ist hierbei, dass nach den neuen gesetzlichen Vorgaben auch reine Eigenversorgungsanlagen geregelt werden dürfen (wir berichteten) .

Für Betreiber industrieller (Eigen-)Erzeugungsanlagen relevant sind insbesondere die nicht im Tenor, sondern in den Entscheidungsgründen zu findenden Ausführungen zur grundsätzlich vollen Redispatch-Fähigkeit auch wärmegeführter KWK-Anlagen. Zudem äußert sich die BNetzA in der Festlegung dahingehend, dass KWK-Anlagen bei der Abschaltreihenfolge nicht grundsätzlich nachrangig zu berücksichtigen seien. Damit setzt sich die BNetzA über die von Anlagenbetreibern im Konsultationsverfahren geäußerten diesbezüglichen Einwände hinweg. Daher müssen sich alle Betreiber von Stromerzeugungsanlagen grundsätzlich auf netzbetreiberseitige Eingriffe im Wege des Redispatch einstellen. 

Betreiber von Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung unter 100 kW sind nach der Begründung zwar nicht vom Anwendungsbereich der Festlegung erfasst, können jedoch trotzdem von Redispatch betroffen sein. Die Anlagenbetreiber müssen sich aber nicht an die in den Anlagen geregelten Prozesse halten. 

Die Festlegung gilt entsprechend der gesetzlichen Vorgaben erst für Redispatch-Maßnahmen ab dem 01.10.2021.

Betreiber von (Eigen-)Erzeugungsanlagen sollten prüfen, ob sie die Anforderungen der Festlegung ohne Weiteres erfüllen können. Sollte dies nicht der Fall sein, ist zu entscheiden, ob gegen die aktuelle Festlegung der BNetzA Beschwerde eingelegt wird. Zudem ist die Beteiligung an den weiteren laufenden Festlegungsverfahren der BNetzA zum Thema Redispatch zu erwägen.

Mit der Veröffentlichung im Amtsblatt wird die 1-monatige Beschwerdefrist ausgelöst, die in der Regel spätestens 2 Wochen nach Veröffentlichung beginnt.