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Bundesrat hat MsbG-Novelle gebilligt: Smart-Meter-Rollout kann neu starten

Das Gesetz „zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ ermöglicht den zügigen Einbau von intelligenten Messsystemen. 

Der Bundesrat hat die vom Bundestag beschlossene Novelle des Messtellenbetriebsgesetzes (MsbG) in seiner Sitzung am 12. Mai 2023 gebilligt. Der Einbau der Smart-Meter mit dem System des „agilen Rollout“ wird so gesetzlich verankert und ermöglicht den zügigen Einbau von schon zertifizierten Geräten. Er beginnt in 2023 bis schließlich 2030 alle Haushaltskunden mit den Messsystemen ausgestattet sein sollen. Der Rollout für die Industrie (Verbraucher über 100.000 kWh/Jahr und Erzeuger über 100 kW installierte Leistung) startet erst ab 2025; der Pflichtrollout ab 2028.

Das Gesetz enthält neue Vorgaben für die Datenspeicherung, Löschung und Anonymisierung; dafür entfällt aber künftig die Freigabe der Messsysteme durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik.

Die Zustimmung des Bundesrates erging, da seine Kritikpunkte am ursprünglichen Gesetzesentwurf vom Bundestag teilweise aufgriffen wurden. Die jetzt verabschiedeten Änderungen des MsbG enthalten wesentliche Erleichterungen für Messkonzepte in Mehrfamilienhäusern. Die Umrüstkosten für private Haushaltskunden wurden gedeckelt.

Das Gesetz kann nun nach seiner Verkündung in Kraft treten.

Eine weitere Erleichterung wird die Abschaffung der Eichfrist für Smart-Meter-Gateways bringen. Die Geräte verfügen über eine Selbsttestfunktion, mit der sie sich selbstständig bei einer Fehlfunktion beim Gateway-Administrator melden – eine Prüfung der Geräte kann daher entfallen! Dies soll mit einem beschlossenen Antrag zur Änderung des Mess- und Eichrechts erfolgen.

Autorin: Aletta Gerst

Neustart bei der Digitalisierung der Energiewende ¬– der Smart-Meter-Rollout soll schon bald wieder neu in Gang kommen.

Der Gesetzesentwurf zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende wurde vom Bundeskabinett gebilligt. Die Regierung setzt in ihrem Entwurf auf gerechte Kostenverteilung, Entbürokratisierung und vor allem einen schnellstmöglichen Ausbau digitaler Messgeräte.

Das Messtellenbetriebsgesetz (MsbG) regelt das Prozedere für den künftigen Einbau von intelligenten Messsystemen, sog. Smart-Meter-Rollout. Dieser Rollout war letztes Jahr durch das OVG Münster gestoppt worden, weil die notwendige Freigabe zum Einbau der neuen Messtechnik vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) wegen fehlender Funktionen der geprüften Smart-Meter nicht rechtswirksam war (RGC berichtete).

Mit einem neuen Gesetzesentwurf will die Bundesregierung nun das MsbG umfangreich novellieren, damit Rechtssicherheit schaffen und so Digitalisierung und Smart-Meter-Rollout auf eine neue Stufe heben. Smart-Meter sollen einen Beitrag leisten im künftigen klimaneutralen Energiesystem mit flukturierendem Verbrauch und schwankender Erzeugung. Das BMWK soll ermächtigt werden, dem BSI die inhaltliche, zeitliche und prozessuale Umsetzung des Projektes vorzugeben.

Der Gesetzesentwurf verankert dafür einen neuen Rollout-Fahrplan, dessen Ziel es ist, bis 2030 die digitale Infrastruktur bereitzustellen. Die bisher geltende Regel, dass für jede Entwicklungsstufe zunächst drei Smart-Meter-Gateways unterschiedlicher Hersteller vom BSI zertifiziert werden müssen, soll entfallen! Die Bundesregierung hält das Marktangebot für Smart-Meter inzwischen für ausreichend und daher die Zertifizierung für entbehrlich. Der innovativste Hersteller soll das Tempo vorgeben.

Geplant ist ein „agiler Rollout“, der sofort startet mit den in 2020 zertifizierten Geräten bei Verbrauchern bis 100.000 kWh (optional < 6.000 kWh) und Erzeugern bis 25 kW (optional 1 bis 7 kW). Weitere - jetzt noch fehlende - Funktionen der Geräte könnten auch später über Anwendungsupdates bereitgestellt werden. Ab 2025 folgt die nächste Gruppe, Betreiber von Erzeugungsanlagen < 100 kW installierter Leistung. Die meisten Unternehmen sollen erst später in den Rollout-Fahrplan einsteigen, denn bei Verbrauchern mit einem Stromverbrauch von mehr als 100.000 kWh und Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kW soll der Rollout erst ab 2025 zulässig und ab 2028 verpflichtend vorgesehen sein.

Der Gesetzesentwurf sieht außerdem eine stärkere Kostenbeteiligung der Netzbetreiber vor. Dafür sollen die Netzbetreiber erweiterte Datenkommunikationsmöglichkeiten unter Einhaltung verschärfter Datenschutzanforderungen erhalten. Darüber hinaus soll das MsbG detailliert Preisobergrenzen der Messentgelte regeln. Die Messstellenbetreiber könnten künftig von den Letztverbrauchern je nach Jahresstromverbrauch an einem Zählpunkt nur gedeckelte Entgelte für die Ausstattung mit Smart-Meter und für ihre weiteren Dienstleistungen verlangen.

Zudem soll es ab 2025 die Verpflichtung für alle Stromlieferanten geben, ihren Kunden mit intelligentem Messystem einen dynamischen Stromtarif anzubieten. So sollen auch Privathaushalte von tageszeitabhängigen niedrigen und sogar negativen Preisen an den Strombörsen profitieren.

Weiter soll der digitale Netzanschluss gesetzlich geregelt werden; das Smart-Meter-Gateway als Infrastruktur wäre im Grundsatz am Netzanschlusspunkt einzubauen. Mehrere Verbraucher/Ladeeinrichtungen könnten dann gebündelt und selbständig am Markt teilnehmen.

Zu dem Gesetzesentwurf der Bundesregierung gelangen Sie hier. Das Gesetzgebungsverfahren soll noch in diesem Frühjahr abgeschlossen werden; wir werden dazu weiter berichten.

Autorinnen: Sarah Schönlau
                       Aletta Gerst

RGC-Netzwerk-Mitglieder sind top informiert!

Inhaltsreiche Vorträge im Klima-Netzwerk von RGC mit der Veranstaltung „Koalitionsvertrag, Klima-Sofortprogramm, Green Deal und Märkte: Neue Spielregeln für Energie und Klima!“.

Die Ereignisse im Energiemarkt und Klimarecht überschlagen sich, so dass zwischen der Aufstellung unserer Agenda und den Vorträgen am 15. März 2022 eine solche Dynamik entstand, dass wir weitere aktuelle Themen in unser prallgefülltes Programm eingebettet haben. Mit dabei waren:


Eva Schreiner
vom VEA zum „Koalitionsvertrag und Klima-Sofortprogramm“, Lena Ziska von RGC zum „Nationalen CO2-Handel“ und dem „Green Deal“, Sebastian Gallehr von GALLEHR + PARTNER zu Carbon Contracts of Difference, Aletta Gerst von RGC zu „Neuen Konzepten einer Eigenversorgung“, Anke Höller von Porsche mit einem Praxiseinblick in eine klimaneutrale Energieversorgung aus einem ausgeförderten Windpark, Fabian Koschoreck aus dem Portfoliomanagement der enercity AG zu den Hintergründen der aktuellen Energiepreisentwicklung, Paul Dicke vom VEA zu Energieeinkaufstrategien und Yvonne Hanke von RGC zu Praxistipps bei einer aktuell möglichen Gasmangellage.

Wir bedanken uns bei den Referenten für die informativen Vorträge und den auf Themenvielfalt bedachten Präsentationen! Wir bedanken uns auch bei den Teilnehmern für das tolle Feedback! Und wir freuen uns auf die anstehenden Netzwerkveranstaltungen und den Austausch mit Ihnen!

Wir zeichnen all unsere Veranstaltungen auf, so dass die Teilnehmer diese im Nachgang in unserer Mediathek in der RGC Manager App und dem RGC Manager Portal nochmals nachverfolgen können.

Möchten auch Sie Teil unseres Klima-Netzwerks werden? Dann steigen Sie gern mit ein.

Im Netzwerk „RGC-Praxisforum Zukunft“ arbeiten wir für die beteiligten Unternehmen regelmäßig alle praxisrelevanten Entwicklungen aus dem Energie-, Umwelt- und Klimarecht auf und bieten ihnen die Möglichkeit zum Wissensaustausch.

Welche Leistungen sind in der Jahresgebühr des RGC-Praxisforums Zukunft enthalten?

  • Drei Veranstaltungen pro Jahr: Zwei Onlineworkshops + unser traditionelles RGC Kanzleiforum.
  • Zugang zu unseren Rechtsregistern mit Aktualitätendienst für die Bereiche Energie- und Umweltrecht in der RGC Manager APP.
  • 50 % Rabatt auf alle Fachvideos und Tutorial aus der RGC-Mediathek.
  • Geplante Themen: PV-Projekte, BEHG/BECV, H2-Versorgung von Mittelstand und Großindustrie, Brennstoffwechsel BHKWs, Nutzung von EE, Redispatch 2.0, E-Mobilität, langfristiger Bezug von erneuerbaren Energien (ppa´s), BImSchG usw.
  • Teilnahmebescheinigung.

Zur Anmeldung geht es hier. Weitere Veranstaltungen finden Sie hier.

Autoren: Prof. Dr. Kai Gent
                 Lena Ziska

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

Neues zum Schätzen im EEG: Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen ihr Grundverständnis zur Schätzbefugnis

Eigenerzeuger, BesAr-Unternehmen und alle, die ihre § 19 StromNEV-Umlage begrenzen lassen, bekommen auf den letzten Metern der Umsetzung des EEG-Messkonzepts Hilfe. Denn die ÜNB haben jetzt geklärt, wann Schätzungen zukünftig ausnahmsweise zulässig bleiben.

Das Grundverständnis zur Schätzbefugnis der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ist Pflichtlektüre für alle Eigenerzeuger und BesAr-Nutzer. Sie lässt sich auf der gemeinsamen Homepage der Übertragungsnetzbetreiber hier abrufen. Die wichtigsten Infos:

  • Die ÜNB stellen zunächst klar, dass eine Schätzung zukünftig nur noch zulässig ist, wenn eine messtechnische Abgrenzung
  1. sowohl technisch unmöglich / mit einem unvertretbaren Aufwand verbunden ist, als auch
  2. eine Abgrenzung am vorgelagerten Punkt nicht wirtschaftlich zumutbar ist. Diese Doppeltprüfung ist in § 62b EEG angelegt und deshalb keine Überraschung. 
  • Neu ist jedoch, dass die ÜNB für die unbestimmten Rechtsbegriffe „unvertretbarer Aufwand“ und „wirtschaftliche Unzumutbarkeit“ jeweils eine Formel erstellt haben, mit der man hier endlich zu einem eindeutigen Ergebnis kommt. Genau das hat im Markt bislang gefehlt.
  • Für die Berechnung des unvertretbaren Aufwands und der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit haben die ÜNB Beispielsfälle in einer Exceltabelle aufbereitet, die Sie hier ganz unten finden. Die Exceltabellen können Unternehmen direkt für ihre eigenen Berechnungen heranziehen – das ist für die Praxis sehr hilfreich.
  • Eine Vereinfachung sehen die ÜNB für sog. exemplarische Messungen (z.B. von Getränkeautomaten) vor:

    Sie nehmen an, dass der unvertretbare Aufwand hierbei im Regelfall gegeben ist. Für den zweiten Prüfungsschritt, die wirtschaftliche Unzumutbarkeit, muss zwar grundsätzlich eine finanzielle Bewertung vorgenommen werden. Diese Bewertung ist jedoch ebenfalls entbehrlich, wenn die exemplarisch gemessene Strommenge im Verhältnis zur durchmischten Strommenge hinter dem nächsten vorgelagerten Punkt unwesentlich ist. Damit wird eine Berechnung im typischen Fall, der exemplarischen Messung von Getränkeautomaten, meist entbehrlich sein.

Sind Sie unsicher, ob Sie Ihre Drittmengenabgrenzung richtig durchgeführt haben? Zum Gegencheck empfehlen wir Ihnen unser RGC Video-Tutorial: Dritte richtig bestimmen, abgrenzen, messen und melden. 

Kunden sind gegenüber ihrem Energielieferanten zur Mitteilung geänderter Zählpunktbezeichnungen verpflichtet

Das Versäumnis der Mitteilung einer geänderten Zählpunktbezeichnung kann teuer werden.

Selbst gewerblichen Kunden ist oft nicht ohne Weiteres geläufig, dass zur Identifizierung und Anmeldung von Entnahmestellen die Zählpunktbezeichnung (Marktlokations-ID) von hoher Bedeutung ist. Fakt ist aber, dass die Änderung der Zählpunktbezeichnung dem Energielieferanten unbedingt mitgeteilt werden sollte. Andernfalls kann dies teure Konsequenzen haben. 

So entschied kürzlich das LG Osnabrück (5 O 1038/20), dass ein belieferter Kunde sich schadensersatzpflichtig macht, wenn er es unterlässt, dem Energielieferanten die Änderung der Zählpunktbezeichnung mitzuteilen. Dies setzt jedoch voraus, dass der zugrundeliegende Energieliefervertrag den Kunden verpflichtet, den gesamten Strombedarf über den Energielieferanten zu decken. 

Der Stromlieferant machte Zahlungsansprüche aus dem Stromlieferungsvertrag und hilfsweise Schadensersatzansprüche geltend. Der Stromliefervertrag enthielt eine Regelung die vorsah, dass der Kunde den gesamten Strombedarf über den Stromlieferanten deckt. Während der Laufzeit des Liefervertrages beantragte der Kunde eine Verstärkung des Netzanschlusses, woraufhin er eine neue Entnahmestelle und eine neue Zählpunktbezeichnung erhielt. Der Kunde versäumte jedoch, die neue Zählpunktbezeichnung dem Stromlieferanten mitzuteilen, sodass dieser den Kunden an dem neuen Anschluss nicht beliefern konnte. Dies führte dazu, dass der Kunde für drei Monate von einem anderen Energielieferanten ersatzversorgt wurde. 

Nach der Entscheidung des LG Osnabrück ist der Kunde – zusätzlich zu den im Vergleich hohen Ersatzversorgungskosten -, zur Zahlung von Schadensersatz aufgrund entgangenen Gewinns des Stromlieferanten verpflichtet. Es sei eine Leistungspflicht des Kunden gewesen, an der benannten Lieferstelle den gesamten elektrischen Bedarf von demselben Lieferanten zu beziehen. 

Ein Zahlungsanspruch aus dem Stromlieferungsvertrag lehnte das Gericht hingegen ab, da der Kunde in diesem Zeitraum gerade nicht von dem Stromlieferanten beliefert wurde. Denn der Vergütungsanspruch nach der vertraglichen Vereinbarung sei von der tatsächlich bezogenen Strommenge abhängig. 

Das Urteil macht deutlich, dass es allein in der Verantwortungssphäre des Kunden liegt, sicherzustellen, dass sein Energielieferant rechtzeitig über eine neue Zählpunktbezeichnung informiert wird. Um unnötige Kosten zu vermeiden, sollte dies von den Kunden stets berücksichtigt werden. 

Übertragungsnetzbetreiber segnen RGC-Dokumentation zum EEG-Messkonzept ab!

Mit den EEG-Meldungen zum 31. Mai wurden den Übertragungsnetzbetreibern die ersten von uns dokumentierten Messkonzepte vorgelegt. Das Feedback hierzu freut uns sehr.

Zu den Meldefristen 28. Februar, 31. März oder 31. Mai 2022 ist dem jeweils zuständigen Anschluss- oder Übertragungsnetzbetreiber („ÜNB“) gemäß § 104 Abs. 10, 11 EEG eine Dokumentation dazu vorzulegen, wie Drittmengen ab dem 1. Januar 2022 gesetzeskonform abgegrenzt werden. Mit dieser Pflicht stellt der Gesetzgeber sicher, dass die Netzbetreiber alle Infos an die Hand bekommen, die sie für die Überprüfung der rechtskonformen Drittmengenabgrenzung zum Stichtag 1. Januar 2022 benötigen.

Wir unterstützen unsere Mandanten, indem wir die Erstellung der Dokumentation im Teamplay zum Pauschalpreis anbieten (Details gibt´s hier).

Die ersten, von uns dokumentierten Messkonzepte wurden schon in diesem Jahr mit den EEG-Meldungen zum 31. Mai an die Übertragungsnetzbetreiber übersandt. Die Rückmeldungen der ÜNB fallen dabei durchweg positiv aus. So bestätigte uns ein ÜNB:

Die in dem Messkonzept geschilderte Vorgehensweise zur Abgrenzung ist aus unserer Sicht gut beschrieben und genügt den Anforderungen des EEG sowie des BNetzA-Leitfadens.

Nach diesem super Feedback sind wir für die Fristen im nächsten Jahr gut aufgestellt – melden Sie sich also gern, falls Sie hier auf unsere Unterstützung setzen möchten.

Drittmengen und die Konzessionsabgabe: Erste Netzbetreiber bestätigen, dass nur entgeltliche Stromweiterleitungen relevant sind

Schon seit den letzten Jahren haben einige Netzbetreiber für Drittmengen, die bei der Meldung zur § 19 StromNEV-Umlagebegrenzung angegeben werden, eine erhöhte Konzessionsabgabe berechnet. Erste Netzbetreiber kündigen jetzt an, dies zukünftig nur noch bei entgeltlichen Stromweiterleitungen zu tun.

Zum 31. März 2021 müssen alle Unternehmen, die ihre § 19 StromNEV-Umlage für 2020 begrenzen lassen möchten, ihren im letzten Jahr bezogenen und selbst verbrauchten Strom melden. Drittmengen sind dabei abzugrenzen.

Schon in den letzten Jahren haben einige Netzbetreiber angekündigt, dass sie diese Drittmengen auch für die Konzessionsabgabe heranziehen werden und dafür eine erhöhte Konzessionsabgabe in Rechnung stellen werden (RGC berichtete).

Dem hat sich RGC stets mit verschiedenen Argumenten entgegengestellt. Eines der Argumente ist, dass für die § 19 StromNEV-Umlagebegrenzung aufgrund eines Verweises auf das EEG wohl der Drittbelieferungsbegriff des EEG gelten dürfte, nach dem auch unentgeltliche Stromweiterleitungen abzugrenzen sind. Bei der Konzessionsabgabe muss man hingegen auf den Drittbelieferungsbegriff des ENWG schauen, der stets eine Entgeltlichkeit (also den Verkauf von Strom) voraussetzt. Aber selbst wenn eine Drittbelieferung im Sinne des EnWG vorliegt, heißt das noch nicht, dass sich dies auf die Konzessionsabgabe auswirken muss.

Erfreulich ist, dass sich mittlerweile die ersten Netzbetreiber unserer Argumentation zur Entgeltlichkeit anschließen. Sie fordern Unternehmen dementsprechend auf, bei ihrer Meldung zur § 19 StromNEV-Umlagebegrenzung stets auch anzugeben, welche Dritte entgeltlich beliefert wurden. Dieser Bitte sollten betroffene Unternehmen nachkommen, da dies zu einer geringeren Nachberechnung der Konzessionsabgabe führen dürfte.

Kritisch sehen wir dabei jedoch, dass in Einzelfällen dafür die Abgabe einer eidesstattlichen Versicherung verlangt wird. Betroffene Unternehmen sollten hier im ersten Schritt eine Eigenerklärung anbieten, die wir gern für Sie formulieren.

Gericht kippt die Einbaupflicht für Smart Meter

Eilbeschluss des OVG Münster setzt die Vollziehung der Smart-Meter-Einbaupflicht aus

Das OVG Münster hat mit einem Eilbeschluss vom 4. März 2021 die Vollziehbarkeit einer Allgemeinverfügung des Bundesamtes für die Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) ausgesetzt. Das hat zur Folge, dass nun vorläufig weiterhin andere (herkömmliche) Messsysteme eingebaut werden dürfen.

Hintergrund ist eine Regelung im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), wonach keine herkömmlichen Messsysteme mehr verbaut werden dürfen, wenn die technische Möglichkeit zum Einbau von Smart-Metern besteht (es also entsprechende intelligente Zähler gibt). Diese Feststellung hatte das BSI im Januar 2020 getroffen (RGC berichtete).

Der Einbau von solchen intelligenten Messsystemen war danach für bestimmte Einbaufälle vorgeschrieben (RGC berichtete).
Nun hat das OVG Münster befunden, dass die Feststellung der technischen Möglichkeit der Ausrüstung von Messstellen mit intelligenten Messsystemen voraussichtlich rechtswidrig sei. Die Vollziehung dieser Feststellung wurde vorläufig ausgesetzt. Zur Begründung gab das Gericht an, dass die am Markt verfügbaren intelligenten Messsysteme nicht den gesetzlichen Anforderungen genügten. Insbesondere erfüllten sie nicht die im MsbG geforderte Interoperabilität. Bestimmte Funktionalitäten, die intelligente Messsysteme nach dem MsbG erfüllen müssten, wären in der Prüfung des BSI nicht abgefragt worden. Die Kompetenz des BSI gehe nicht so weit, gesetzlich festgelegte Mindestanforderungen unterschreiten zu dürfen.

Der Beschluss des OVG Münster (Az.: 21 B 1162/20) ist in einem Eilverfahren getroffen worden. Die Entscheidung im sog. Hauptsacheverfahren steht noch aus. Das OVG Münster bestätigte zudem, dass dort noch etwa 50 gleich gelagerte Beschwerdeverfahren von Messstellenbetreibern anhängig seien, über die in Kürze entschieden werden soll.