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Europäisches Gericht bestätigt Nichtigkeit der früheren Netzentgeltbefreiung

Die von der EU-Kommission im Jahre 2018 festgestellte Nichtigkeit der Netzentgeltbefreiung in § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV a. F. wurde in erster Instanz gerichtlich bestätigt.

Hintergrund ist die im Jahr 2011 in § 19 Abs. 2 S. 2 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) geschaffene Möglichkeit, große Stromverbraucher vollständig von den Stromnetzentgelten zu befreien, wenn der Jahresverbrauch 10 GWh und 7.000 Benutzungsstunden überstieg.

Gegen diese Regelung wurde von der EU-Kommission bereits im März 2013 ein europäisches Beihilfeprüfverfahren gegen Deutschland eingeleitet. Im Mai 2018 hatte die EU-Kommission dann entschieden, dass die Netzentgeltbefreiung der Jahre 2012 und 2013 eine staatliche Beihilfe darstelle, da diese durch die § 19-Umlage finanziert werde (RGC berichtete).

Mehrere betroffene Unternehmen und die Bundesregierung waren vor das Europäische Gericht (EuG) gezogen und hatten den Beihilfecharakter der Netzentgeltbefreiung bestritten. Sie bezogen sich u.a. auf eine Entscheidung des EuG aus dem Jahr 2019, mit welchem das Gericht geurteilt hatte, dass Umlagen aus dem EEG 2012 keine staatliche Beihilfe darstellten und wollten diese Sichtweise auf die Netzentgeltbefreiung übertragen. Das EuG sah den Beihilfecharakter in Bezug auf die Netzentgeltbefreiung aber als gegeben an. Die Entscheidung vom 6. Oktober 2021 finden Sie hier

Die Netzentgeltbefreiung war kurz nach Eröffnung des Beihilfeverfahrens im Jahr 2014 abgeschafft und durch eine Neuregelung von § 19 Abs. 2 S. 2-4 StromNEV ersetzt worden, die nicht Gegenstand des vorgenannten Verfahrens ist. 

Autor Tanja Körtke (RGC)

ÜNBs starten Netzsaldo-Ampel

Das digitale Tool soll Erleichterung für Teilnehmer am Regelenergiemarkt bringen

Die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) haben eine sog. Netzsaldo-Ampel entwickelt und stellen diese den Teilnehmern am Regelenergiemarkt zur Verfügung. Die Ampel soll es den Marktakteuren ermöglichen, schneller als bisher auf Ungleichgewichte in ihren Bilanzkreisen zu reagieren.

Die ÜNBs optimieren gemeinsam die Vorhaltung und den Einsatz von Regelenergie im deutschen Stromnetz. Bislang wurden entsprechende Daten kurz nach Ablauf einer Viertelstunde veröffentlicht. Mit der neuen Ampel wird das Monitoring schneller, weil sie die Situation viertelstundengenau abbildet.

Die neue Netzsaldo-Ampel zeigt dabei die Situation in der Systembilanz in drei Stufen an: Bei unkritischem Saldo wird ein grünes Ampelsignal übermittelt. Bei erhöhten oder angespannten Saldi wird ein gelbes oder rotes Ampelsignal gesendet. Dabei wird auch angezeigt, ob zu viel Strom im System ist (Überdeckung) oder Strom fehlt (Unterdeckung). Die Marktteilnehmer können somit ihre eigenen Positionen bzw. Ungleichgewichte schneller erkennen und am Markt ausgleichen.

Weitere Informationen finden Sie hier.

Referentenentwurf für eine Verordnung zur Bestimmung der Netzentgelte für den Zugang zu H2-Netzen (Wasserstoff NEV)

Zahlreiche Verbände üben in Konsultation deutliche Kritik!

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat am 6. September 2021 den Entwurf der „Verordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen und zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung (Wasserstoff NEV)“ veröffentlicht und zur Konsultation gestellt.

In dem Referentenentwurf werden Regelungen – wie in der StromNEV oder GasNEV –  zu Netzanschluss- und Baukostenzuschüssen, den Grundsätzen und Einzelheiten zur Netzkostenermittlung und der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung getroffen. Es gibt jedoch auch spezifische Vorgaben zu Förderzuschüssen, der Umwidmung bestehender Gasinfrastrukturen auf Wasserstoff und einem Plan-Ist-Kostenvergleich.

Die Wasserstoff NEV muss von Betreibern von H2-Netzen eingehalten werden, die sich nach § 28j Absatz 3 EnWG für eine Teilnahme an der Regulierung entschieden haben. Über die Regulierung der H2-Netze gemäß dem novellierten EnWG haben wir hier berichtet.

Im Entwurf werden nur Grundzüge der Entgeltbestimmung für die H2-Netze festgelegt. Sich hierauf zu beschränken und keine umfassenden Vorgaben zur Entgeltbestimmung vorzusehen, ist eine bewusste Entscheidung des Verordnungsgebers, um insbesondere die Markthochlaufphase der Wasserstoffwirtschaft und des Wasserstoffnetzbetriebs zu unterstützen. Die Betreiber von Wasserstoffnetzen sollen während der Markthochlaufphase die Möglichkeit erhalten, verschiedene geeignete Konzepte zu erproben und darauf aufbauend „best-practice“-Ansätze für den Wasserstoffnetzbetrieb zu entwickeln.  

Diese „Freiheit“ wird von zahlreichen Verbänden kritisiert. Denn keine konkreten Vorgaben zu machen, berge die Gefahr, dass sich Netzentgeltsystematiken verschiedener Wasserstoff-Netzbetreiber auseinanderentwickeln. Insbesondere bei von Anfang an zusammenhängenden Wasserstoffnetzen könne dies zu Marktverzerrungen führen und die Entwicklung eines Wasserstoffmarktes hemmen.

Außerdem ist die Regelung zu Baukostenzuschüssen unklar. Damit kann nicht ausgeschlossen werden, dass über diese Zuschüsse die in der Aufbauphase sehr hohen Netzerstellungskosten auf die wenigen ersten H2-Kunden gewälzt werden. Ein Netzanschluss wäre dann für die „Pioniere“ der H2-Kunden kaum bezahlbar.

Bei der Netzentgeltberechnung dürfen die bilanziellen und kalkulatorischen Kosten für die Wasserstoffnetzinfrastruktur angesetzt werden. Begrenzt ist dies auf die Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren  H2-Netzbetreibers. Dieser Ansatz ist zwar grds. zu begrüßen, aber gerade in der Aufbauphase der H2-Netze nicht praktikabel. Denn es wird schlicht an Vergleichsnetzen fehlen.

Studie sieht bestehendes Stromnetzentgeltsystem als Hindernis auf dem Weg zur Klimaneutralität

Die aktuellen Stromnetzentgelte verhinderten Investitionen von Großverbrauchern in den Sektoren Industrie und Verkehr in moderne Technologien

Eine Reform der Netzentgelte für die Nutzung der Stromnetze wird seit Jahren immer wieder diskutiert und stand zuletzt auch als ein Ziel im Koalitionsvertrag. Eine Einigung, in welche Richtung eine solche Reform gehen könnte, gab es bisher jedoch nicht.

Das Institut Agora Energiewende hat untersuchen lassen, welche Hindernisse abgebaut werden müssten, damit die Netzentgeltstruktur Investitionen in z.B. Schlüsseltechnologien für mehr Klimaschutz fördert oder jedenfalls nicht verhindert. Da die Netzentgelte immer weiter steigen, habe deren Höhe Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in strombasierte Prozesse. Die Ergebnisse der Untersuchung hat Agora Energiewende in einem Impulspapier zusammengefasst.

Dieses kommt zu dem Ergebnis, dass die fehlenden örtlichen und zeitlichen Komponenten bei der Festlegung der Netzkosten für Großverbraucher ein wesentliches Hemmnis für Investitionen im Bereich Industrie oder Verkehr geworden sind. Im Rahmen der Energiewende und des Ausbaus erneuerbarer Energien seien u.a. moderne Verbrauchseinrichtungen, die sich an einem flexiblen Stromangebot orientierten, notwendig. Für mehr Klimaneutralität müsste in den Sektoren Verkehr und Industrie z.B. in Elektromobilität, Wärmepumpen oder Wasserstoff-Elektrolyseure investiert werden. Das bestehende Netzentgeltsystem wirke sich jedoch kontraproduktiv aus, da verbrauchsseitige Flexibilität nicht gefördert würde.

Außerdem kommt die Studie zu dem Ergebnis, dass die Netzentgeltkosten unfair verteilt seien. Denn Verteilernetze mit viel Windkraft hätten aktuell die höchsten Netzentgelte, weil die Anschlusskosten für neue Erzeugungsanlagen nur in dem jeweiligen Verteilnetz anfielen und nicht auf alle Netze gewälzt würden. Dies sei sowohl aus Fairnessgründen, als auch von der Anreizwirkung her falsch. Strom solle dort billig sein, wo er erzeugt wird, so die Studie.

Das Impulspapier enthält Vorschläge für eine Netzentgeltreform. Ob diese von der nächsten Regierung aufgegriffen werden, bleibt abzuwarten.

Bundesnetzagentur ist nicht unabhängig genug

Europäischer Gerichtshof fordert für die Bundesnetzagentur größere Unabhängigkeit von der deutschen Regierung

Der Europäische Gerichtshof (EuGH) hat mit seinem Urteil vom 2. September 2021 (Az.: C-718/18) Deutschland aufgefordert, der für die Regulierung der Strom- und Gasnetze zuständigen Bundesnetzagentur (BNetzA) mehr Unabhängigkeit einzuräumen. Die EU-Kommission hatte die Bundesrepublik verklagt, weil diese die europäischen Vorgaben zur Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur missachte und die BNetzA ohne politische Vorgaben handeln können müsse.

Die Richter hoben in der Entscheidung hervor, dass eine völlige Unabhängigkeit der nationalen Regulierer notwendig sei, um zu gewährleisten, dass diese gegenüber Wirtschaftsteilnehmern und öffentlichen Einrichtungen unparteiisch und nicht diskriminierend handeln. Die BNetzA untersteht dem Bundeswirtschaftsministerium; sie legt die Regelungen für den Zugang zu den Strom- und Gasnetzen und die dafür erhobenen Netzentgelte auf Basis von verschiedenen Verordnungen fest. Da Verordnungen von der Bundesregierung erlassen werden, befanden die europäischen Richter, dass diese politischen Vorgaben zu eng seien und den Gestaltungsspielraum der Behörde zu stark beschränken würden.

Das Urteil bedeutet also faktisch einen Machtzuwachs für die BNetzA, weswegen befürchtet wird, dass gerichtlich nicht überprüfbare Entscheidungsspielräume für die Behörde entstünden. Zwar hat die BNetzA angekündigt, dass sie ihr Handeln vorerst am bisherigen Rechtsrahmen ausrichten werde. Man werde versuchen, rechtliche Unsicherheiten in der Übergangsphase so weit wie möglich zu reduzieren. Derzeit ist aber völlig unklar, welche konkreten Auswirkungen das EuGH-Urteil auf das Handeln der BNetzA haben wird und wann der deutsche Rechtsrahmen an die Vorgaben des Urteils angepasst sein wird.

Neben der Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde adressiert das EuGH-Urteil auch Probleme bei der Umsetzung der europäischen Entflechtungsvorgaben. Bei der Trennung von Erzeugung, Vertrieb und Transport hinke das deutsche Regulierungsrecht den Vorgaben der EU-Richtlinien hinterher. Deshalb werden auch die Entflechtungsvorgaben im Energiewirtschaftsgesetz nachgebessert werden müssen.

BNetzA veröffentlicht neuen Leitfaden zur Ermittlung von Sondernetzentgelten nach § 20 Abs. 2 GasNEV

Die Bundesnetzagentur hat den Leitfaden zur Ermittlung von Sondernetzentgelten nach § 20 Abs. 2 GasNEV überarbeitet; Neuerungen bringen Vorteile für Industriekunden

In Fällen, in denen ein Letztverbraucher eine eigene Gasanschlussleitung an ein anderes Netz errichten könnte, um so in den Genuss eines geringeren Netzentgelts zu kommen, besteht gemäß § 20 Abs. 2 Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) die Möglichkeit zur Reduzierung des Netzentgelts. Mangels verbindlicher rechtlicher Vorgaben für die konkrete Kalkulation des Sondernetzentgelts hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Leitfaden veröffentlicht, in dem sie die anwendbaren Grundsätze der Ermittlung des Netzentgelts dargestellt hat.

Die Neufassung des Leitfadens zur Ermittlung von Sondernetzentgelten gilt ab April 2021 und bringt nicht nur inhaltlich einige Neuerungen, sondern ist auch strukturell neu aufgebaut. Insbesondere die neue Darstellung der Vorgaben zur Kalkulation des Sondernetzentgelts bringt eine neue Übersichtlichkeit. Zudem wird in Umsetzung zwischenzeitlicher Rechtsprechung klargestellt, dass ein in In-Sich-Geschäft unzulässig ist. Es wird ausdrücklich klargestellt, dass Petent und gewährender Verteilernetzbetreiber zwei unterschiedliche Rechtssubjekte sein müssen.

Weiterhin gilt, dass für die Gewährung eines Sondernetzentgelts ein Direktleitungsbau durch den Petenten tatsächlich drohen muss. Um dies nachweisen zu können, muss neben einer Erklärung des Letztverbrauchers, dem Verteilernetzbetreiber diese Erklärung anhand von vorzulegenden Unterlagen glaubhaft gemacht werden. Dazu listet der neue Leitfaden Mindestanforderungen der beizubringenden Unterlagen auf, darunter unter anderem eine Investitionsrechnung, eine Verpflichtung zur Zahlung des Sondernetzentgelts und eine Netzkarte mit Trassenverlauf. Klargestellt wird außerdem, dass der Verteilnetzbetreiber nur auf Antrag des Letztverbrauchers tätig werden muss (anders als z.B. im Strombereich beim singulären Netzentgelt).

Hervorzuheben ist die Berechnung des Sondernetzentgelts, die in dem neuen Leitfaden geändert und umstrukturiert wurde. Hinsichtlich der Kapitalkosten werden konkrete Parameter für die Berechnung festgelegt. Eine aus Industrie-/Gewerbekundensicht erfreuliche Änderung gab es beim Parameter der Annuität: die Abschreibungsdauer darf nun maximal 15 Jahre betragen. Der vorherige Leitfaden sah hier lediglich vier Jahre vor, was für viele Unternehmen bedeutete, dass sich kein Sondernetzentgelt rechtfertigen ließ.

Eine weitere wesentliche Änderung betrifft die Gültigkeitsdauer des Sondernetzentgelts. War das Entgelt zuvor für fünf Jahre gültig, so muss das Sondernetzentgelt nun jährlich neu kalkuliert werden. Somit ändert sich das Sondernetzentgelt während der gesamten Laufzeit regelmäßig. Begründet wird dies damit, dass sich die vorgelagerten Netzkosten, die im Rahmen der Investitionsrechnung herangezogen werden, jährlich ändern (können) und das Sondernetzentgelt im Hinblick auf die betroffenen Interessen angepasst werden muss. In diesem Zusammenhang stellt die BNetzA nun klar, dass die grundsätzliche Verpflichtung zur Zahlung über die gesamte gewählte Nutzungsdauer auch dann nicht erlischt, wenn eine Neuberechnung des Sondernetzentgelts unvorteilhaft gegenüber dem regulären Entgelt ist.

Neu ist auch, dass die BNetzA im Leitfaden eine konkrete Vorgabe dazu macht, wie der Verteilnetzbetreiber die gewährten Sondernetzentgelte veröffentlichen muss. Hierzu ist u.a. vorgesehen, dass der jeweilige Kunde mit Firma und Anschrift und Höhe des Entgelts genannt wird.

Letztverbraucher, für die sich in der Vergangenheit ein Sondernetzentgelt wegen der kurzen Abschreibungsdauer nicht begründen ließ, sollten dieses erneut kalkulieren. Durch die neue Abschreibungsdauer von bis zu 15 Jahren könnte sich das Sondernetzentgelt nach § 20 Abs. 2 GasNEV nun rechnen.

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. 

Corona-bedingt unterschrittene Mindestabnahmemengen

Einleitung: Auf Zahlungsaufforderungen aufgrund einer vereinbarten  Mindestabnahmeverpflichtung sollte nicht vorschnell gezahlt werden.

Die Corona-Pandemie und der damit verbundene Lockdown der Wirtschaft wirkt sich auch auf die Stromwirtschaft aus. Die Maßnahmen, die zur Bekämpfung von Covid-19 ergriffen wurden, führten zu einem deutlichen Rückgang des Stromverbrauchs in Deutschland.

Einige Lieferverträge sehen eine bestimmte Mindestabnahmemenge vor, sodass der Lieferant zur Lieferung einer bestimmten Strommenge verpflichtet ist und der Kunde im Gegenzug dazu verpflichtet ist, diesen Strom abzunehmen und zu vergüten. Eine pauschale Antwort auf die sich dadurch aufdrängende Frage, wer das Risiko trägt, wenn Mindestabnahmeverpflichtungen nicht eingehalten werden können, gibt es nicht. Denn es kommt stets auf die Regelungen im konkreten Liefervertrag an.

Viele Lieferverträge enthalten eine Klausel zum Umgang mit „höherer Gewalt“ (RGC berichtete). Hierbei handelt es sich um die vertragliche Regelung im Falle von Leistungsstörungen, wenn ein von außen kommendes Ereignis, das keinen betrieblichen Zusammenhang aufweist und auch durch äußerste Sorgfalt nicht abwendbar ist, eintritt. Dessen Anwendbarkeit ist anhand des konkreten Einzelfalls zu prüfen, da vom genauen Wortlaut der jeweiligen Klausel abhängig ist, ob die Folgen der Pandemie als höhere Gewalt anzusehen sind.

Doch auch wenn Ihr Liefervertrag eine solche Klausel nicht enthält, gibt es gesetzliche Verteidigungsmöglichkeiten gegen Zahlungsforderungen aufgrund der Mindestabnahmeverpflichtung. So könnte die Pflicht zur Abnahme des Stroms entfallen, wenn die Leistung für den Kunden unmöglich ist. Auch hier bedarf es einer Einzelfallprüfung, bei der unter anderem geprüft werden muss, ob den Kunden im Gegenzug eine Schadensersatzpflicht treffen könnte.

Zu prüfen ist auch, ob ein Fall der Störung der Geschäftsgrundlage vorliegt, bei dem als Rechtsfolge eine Vertragsanpassung zu erfolgen hat. Dies ist der Fall, wenn sich Umstände, die zur Grundlage des Vertrages geworden sind, nach Vertragsschluss schwerwiegend geändert haben und die Parteien den Vertrag in dieser Form nicht geschlossen hätten, wenn sie die Veränderung hätten voraussehen können. Dabei ist zu bewerten, wie die Risikosphären der Parteien gegeneinander abzugrenzen sind, die sich aus den vertraglichen Regelungen und dem Vertragszweck selbst ergeben, sodass auch die gesetzlich normierte Möglichkeit der Vertragsanpassung vom konkreten Einzelfall abhängig ist.

Unabhängig davon, ob Ihr Vertrag eine Höhere-Gewalt-Klausel enthält, empfiehlt es sich daher, nicht vorschnell die aufgrund der Mindestabnahmeverpflichtung geforderten Zahlungen zu leisten. Wenn Sie Fragen haben oder diesbezüglich eine Prüfung Ihres Liefervertrages wünschen, sprechen Sie uns gern an.

Bilanzausgleichspreis wird um Knappheitskomponente erweitert

Die BNetzA hat den Vorschlag der ÜNB angenommen und beschlossen, dass in bestimmten Situationen der Preis für Bilanzungleichgewichte angepasst wird.

Stromeinspeisungen und -entnahmen werden im deutschen Stromnetz über Bilanzkreise erfasst und müssen stets ausgeglichen sein. Für Ungleichgewichte im Bilanzkreis durch Über- oder Unterspeisungen werden Ausgleichsenergiepreise erhoben. Dieser Ausgleichspreis wird über den Intraday-Markt bestimmt. Grundsätzlich kann ein effizienter Systemausgleich im Stromnetz über diese bereits etablierte Börsenpreiskopplung des regelzonen¬übergreifenden einheitlichen Bilanzausgleichsenergiepreises (reBAP) erreicht werden. Dennoch waren in jüngster Zeit gravierende Ungleichgewichte in den Bilanzkreisen aufgetreten. Deshalb sahen ÜNB und BNetzA die Notwendigkeit, die Ausgestaltung der Börsenpreiskopplung um eine zusätzliche Absicherung zu ergänzen, die weitere Anrei¬ze zur Vermeidung systemgefährdender Bilanzungleichgewichte setzen soll.

Aufgrund der EU-Verordnung zur „Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem“ ((EU) 2017/2195) sind die deutschen ÜNB ermächtigt, Vorgaben für den Ausgleichenergiepreis zu entwickeln und der BNetzA zur Genehmigung vorzulegen. Das haben die ÜNB im Jahr 2020 getan und einen Vorschlag für die Bestimmung des Ausgleichsenergiepreises gemacht, wenn eine sog. Knappheitskomponente vorliegt. Diesen Vorschlag hat die BNetzA nun mit Beschluss vom 11. Mai 2021 (Az.: BK6-20-345) festgelegt.

Der Vorschlag für eine Anpassung des reBAP soll insbesondere in Zeitpunk¬ten starker Systemungleichgewichte die Anreize für die Marktteilnehmer erhöhen, für einen ausgeglichenen Bilanzkreis zu sorgen. Dazu dient die sog. Knappheitskomponente: in Viertelstunden, in denen der Saldo des deutschen Netzregelverbundes einen Wert von mehr als 80 % der kontrahierten Regelleistung in der entsprechenden Richtung ausweist, wird im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung bei Unter- und bei Überspeisungen der reBAP nach einer neuen Preisformel berechnet, die zu deutlichen Verteuerungen führen kann.

Die Änderungen beim Ausgleichsenergiepreis werden spätestens sechs Monate nach ihrer Genehmigung wirksam.

Recht wenige Unternehmen profitieren von der BEHG-Carbon-Leakage-Verordnung (BECV) – nicht begünstigte Unternehmen sollten mit ihren Verbänden daher dringend die nachträgliche Aufnahme ihrer Sektoren in die BECV prüfen!

Anträge zur Anerkennung sind binnen Frist von 9 Monaten nach Inkrafttreten der BECV zu stellen.

Wir haben hier berichtet, dass die Bundesregierung am 31. März 2021 die BECV verabschiedet hat. Die Zustimmung des Bundestages steht noch genauso aus, wie die beihilferechtliche Genehmigung der EU-KOM. Wesentliche Änderungen werden jedoch nicht mehr erwartet.

Die BECV wird von vielen Seiten kritisiert. Zur Kritik gehört, dass die Entlastung der berechtigten Unternehmen zu gering ausfällt. Das liegt unter anderem daran, dass die Zuschusszahlungen zu den nationalen CO2-Zertifikatskosten regelmäßig als Gegenleistungen Investitionen in Klimamaßnahmen voraussetzen. Die Investitionen müssen für das Abrechnungsjahr 2023 und 2024 zumindest 50 % der erhaltenen Entlastungen entsprechen.

Aber auch wenn die Entlastungen somit unter dem Strich begrenzt sind, finanziert der Staat durch dieses „Gegenleistungssystem“ – quasi durch die Hintertür – teilweise die Klimamaßnahmen von Unternehmen mit, die sie eh umsetzen müssten. Kein Unternehmen wird zukünftig ohne Investitionen in eine klimafreundlichere Ausrichtung wettbewerbsfähig sein.

Es ist daher bitter, dass sich nur recht wenige privilegierte Sektoren und Teilsektoren in den Tabellen 1 und 2 der BECV finden. Gehört die Tätigkeit eines Unternehmens hier nicht dazu, hat es keinen Anspruch auf Zuschusszahlungen, muss also dauerhaft die vollen CO2-Zertifikatskosten ohne Kompensationen entrichten. Wer prüfen möchte, ob der (Teil-)Sektor seines Unternehmens in den Tabellen aufgezählt ist, findet die BECV hier zum Download.

Besondere Wichtigkeit bekommt somit die Möglichkeit, dass (Teil-)Sektoren nachträglich in die BECV-Tabellen aufgenommen werden können. Hierfür bedarf es eines Antrages, der in einer Frist von 9 Monaten nach Inkrafttreten der BECV zu stellen ist. Bei der Antragstellung ist besondere Sorgfalt walten zu lassen, da für jeden (Teil-)Sektor nur ein Antrag gestellt werden darf. Es gibt also nur einen Versuch, der sitzen muss.

Antragsberechtigt ist u.a. ein für den jeweiligen (Teil-)Sektor tätige Interessenverband, dem Unternehmen angehören, die im dritten Jahr vor der Antragstellung mindestens 50 Prozent des in Deutschland erzielten Umsatzes dieses (Teil-)Sektors erwirtschaftet haben.

Der Antrag ist erfolgreich, wenn entweder sogenannte quantitative oder qualitative Kriterien vorliegen. Das quantitative Kriterium ist bei (Teil-)Sektoren produzierender Wirtschaftszweige erfüllt, wenn deren nationaler Carbon-Leakage-Indikator 0,2 übersteigt. Der Carbon-Leakage-Indikator ist das Produkt aus der Handelsintensität und der Emissionsintensität des (Teil-)Sektors, jeweils bezogen auf den Durchschnittswert des zweiten bis vierten Jahres vor der Antragstellung. Zu den qualitativen Kriterien zählen u.a. die Möglichkeit zur Reduzierung von CO2, Markbedingungen und die Gewinnspanne als Indikator für langfristige Investitionen zur Emissionsreduzierung.

Die wesentlichen Angaben im Antrag sind zu testieren.

Nach alldem sollten sich bisher nicht privilegierte Unternehmen zur Meidung von dauerhaften Nachteilen mit ihren Fachverbänden kurzschließen und die Möglichkeit prüfen, die Aufnahme ihres (Teil-)Sektors in die Tabellen der BECV zu beantragen.

Sofern Sie hierbei Unterstützung benötigen, melden Sie sich gern bei uns. Wir arbeiten bei diesen Anfragen auf Wunsch mit einem von uns seit vielen Jahren geschätzten Wirtschaftsprüfer zusammen.