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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, 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.

Ausstieg aus Kohle- und Atomkraft kann zu massiver Erhöhung der individuellen Netzentgelte bei der 7.000 h-Regelung führen

Der Kohle- und Atomausstieg Deutschlands ist beschlossene Sache. Dass dieser Einfluss auf die Berechnung und Höhe des individuellen Netzentgelts nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV haben kann, wurde bisher kaum berücksichtigt. Netznutzer mit 7.000 h-Regelung sollten Auswirkungen auf ihren physikalischen Pfad prüfen.

Viele der in Deutschland ansässigen stromintensiven Unternehmen mit einem kontinuierlichen Strombezug profitieren von individuellen Netzentgelten aufgrund der sog. 7.000 h-Regelung des § 19 Abs. 2 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV). Insgesamt ist hier eine Entlastung in Höhe von bis zu 80% gegenüber des allgemeinen Netzentgelts möglich.

Durch den beschlossenen Kohle- und Atomausstieg droht diesen Unternehmen eine massive Erhöhung des individuellen Netzentgelts. Der Grund hierfür liegt in der Berechnungsgrundlage der 7.000-h-Regelung. Nach einer Festlegung der BNetzA (BK4-13-739 wird das individuelle Netzentgelt gemäß § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV auf Basis des physikalischen Pfades berechnet. Genaueres dazu findet sich im gemeinsamen Positionspapier der Landesregulierungsbehörden und der BNetzA zur Betriebskostenkalkulation im physikalischen Pfad nach § 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV. Für die Bestimmung des physikalischen Pfades wird ausgehend vom betreffenden Netzanschlusspunkt des jeweiligen Unternehmens eine fiktive Leitungsnutzung bis zu einer geeigneten Stromerzeugungsanlage auf bereits bestehenden Trassen berechnet. Das heißt: Je weiter die nächste Stromerzeugungsanlage entfernt ist, desto höher ist das individuelle Netzentgelt nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV.

Der BNetzA ist die Konsequenz daraus grundsätzlich bewusst: Sie weist auf ihrer Homepage explizit darauf hin, dass bei der Stilllegung von Kraftwerken bei bereits bestehender 7.000 h-Regelung eine Neukalkulation des physikalischen Pfades zu einer anderen Stromerzeugungsanlage vorzunehmen ist.

Ein Interessenverband beklagt nun, dass durch die Stilllegungen insbesondere Aluminium- und Stahlproduzenten von steigenden Netzentgelten betroffen sein werden, die in einigen Fällen existenzgefährdend sein könnten. Er fordert daher, dass die Höhe der Netzentgelte vom Gesetzgeber durch ein kurzfristig wirkendes Moratorium auf dem bisherigen Niveau belassen wird.

Ob sich die Politik dieser Forderung annimmt, bleibt abzuwarten. Wir halten Sie über die weitere Entwicklung auf dem Laufenden.

Ungeachtet dessen sollten sich Unternehmen, die die 7.000 h-Regelung in Anspruch nehmen, unbedingt Kenntnis darüber verschaffen, ob sie von Kraftwerksstilllegungen betroffen sind. Denn auch wenn die Berechnung des physikalischen Pfades durch den Netzbetreiber erfolgt, muss der Netznutzer im Zweifel eigenständig aktiv werden und auf eine Änderung der Berechnung hinwirken. Die zu ändernde Vereinbarung über das individuelle Netzentgelt muss nach der Praxis von Regulierungsbehörden und Gerichten bis spätestens zum 30.9. des jeweiligen Geltungsjahres bei der zuständigen Regulierungsbehörde angezeigt werden (RGC berichtete).  Wird eine relevante Änderung nicht fristgerecht angezeigt, kommen zulasten des Netznutzers die allgemeinen Netzentgelte zur Anwendung.

Praxistipps kurz und knapp zu Einzelthemen in unserer neuen Video-Serie „RGC-Fokus“

Zum Start erläutern wir Ihnen alles Wichtige zu den EEG-Meldepflichten und zur Registrierung im Marktstammdatenregister

Immer mehr Mandanten nutzen unsere Video-Tutorials und geben uns ein großartiges Feedback. Besonders werden Verständlichkeit, strukturierte Darstellung, zeitliche Flexibilität, Möglichkeit zum „Zurückspulen“ und unsere Praxistipps gelobt. Zudem erreichten uns viele Anfragen, ob wir nicht außerhalb unserer Tutorials, die grds. aus mehreren Videos zu einem Themenkomplex bestehen, Einzelvideos zum Umgang mit drängenden Praxisthemen bereitstellen könnten.

Diesem Wunsch möchten wir gern mit unserer neuen Video-Serie „RGC-Fokus“ nachkommen. Zum Start stehen ab jetzt die Videos

  • „RGC-Fokus: EEG-Meldepflichten für Eigenerzeuger, EltVU und BesAR-Unternehmen“
  • „RGC-Fokus: Registrierung im Marktstammdatenregister“

in unserer Mediathek zur Buchung bereit. Unsere Mediathek finden Sie unter „Video&Podcast“ in der RGC Manager App oder unserem RGC Manager Portal.

Beide Videos sind ein Muss für diejenigen, die Meldungen aus dem EEG oder der MaStRV als Eigenerzeuger, EltVU oder BesAR-Unternehmen erfüllen müssen, da bei Verstößen scharfe Sanktionen drohen!

Viel Spaß mit unserer neuen Videoreihe!

Erster Gesetzentwurf zur Regulierung von Wasserstoffnetzen

Umfangreiche Regulierungsvorschriften für Wasserstoffnetze im EnWG geplant

Wir hatten hier berichtet, dass die BNetzA eine Konsultation zur Regulierung von Wasserstoffnetzen (H2-Netzen) durchgeführt hat. In einem Fachvideo, das sicher viele von Ihnen gesehen haben, hat unsere Kollegin Annerieke Walter die umfangreichen Inhalte dieser Konsultation zusammengefasst.

Jetzt liegt der erste Referentenwurf vor, der auf die Aufnahme von Regulierungsvorschriften für H2-Netze in das EnWG abzielt. Zuerst wird Wasserstoff (H2) nach § 3 Nr. 14 EnWG-RefE neben Elektrizität und Gas als selbständige neue Energieform definiert, soweit er zur leitungsgebundenen Energieversorgung verwendet wird. Sodann wird in § 3 Nr. 39a EnWG-RefE klargestellt, welche H2-Netze von den Regulierungsvorschriften erfasst werden sollen. Es handelt sich um Netze zur Versorgung von Kunden mit Wasserstoff, die von der Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Kunden ausgelegt sind, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Kunden offenstehen.

Von den denkbaren H2-Netzstrukturen, die die BNetzA in der Konsultation betrachtet hat, ist also nur das „Szenario III: Engmaschige Verteilernetze mit einzelnen langen Transportleitungen“ betroffen. „Szenario I: Lokale Inselnetze“ und „Szenario II: Lokale Inselnetze mit zusätzlichen langen Transportleitungen“ sind nicht erfasst.

Zudem wird im RefE erkannt, dass die Situation von H2-Netzen anders als diejenige ist, die bei Einführung der Regulierung der Strom- und Gasnetznetze bestand. Die Regulierung von Strom- und Gasnetzen setzte auf eine bereits vorhandene, regelmäßig vermaschte Netzstruktur auf. Die Existenz zum Beispiel von Inselnetzen oder einzelner Leitungen, die nicht mit dem allgemeinen Versorgungsnetz verbunden waren, war in Deutschland kein gesondert zu adressierender Sachverhalt. Die besondere Herausforderung im Bereich der Regulierung von H2-Netzen ist hingegen, dass die Einführung von Aufsichtsstrukturen für einen Monopolbereich parallel zu dem Aufbau entsprechender Netze und dem Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft insgesamt erfolgt.

Hierzu passt, dass es den Betreibern von Wasserstoffnetzen im Referentenentwurf freigestellt wird, ob sie sich der Regulierung unterwerfen wollen (§ 28j EnWG-RefE). Dazu findet sich aber auch der Hinweis, dass diese Freiwilligkeit nur in der Hochlaufphase bestehen werde und damit mittelfristig eine zwingende Regulierung absehbar sei.

Entscheiden sich H2-Netz-Betreiber für eine Regulierung ihres Netzes, haben sie insbesondere harte (vertikale, gesellschaftsrechtliche) Entflechtungsvorgaben (§ 28l EnWG-RefE) zu erfüllen, verhandelten, diskriminierungsfreien und transparenten Netzzugang zu gewähren (§ 28m EnWG-RefE) und ihre Entgelte auf Grundlage einer kostenbasierten Bedarfsprüfung genehmigen zu lassen (§§ 28n, 28o EnWG-RefE). Da der Gegenstand einer solchen Bedarfsprüfung die Kosten des Betriebs der H2-Netze wäre, wäre die diskutierte Quersubventionierung des Ausbaus der H2-Netzstruktur über Entgelte der „normalen“ Gasnetze vom Tisch.

Der nun vorliegende gesetzgeberische Vorstoß ist wichtig! Wir begleiten in unserer Beratung H2-Projekte vielerorts in ganz unterschiedlicher Größe. Diese Projekte benötigen einen sicheren Rechtsrahmen. Ohne diesen können keine Investitionsentscheidungen getroffen werden.

Für richtig halten wir auch, dass das Regulierungsregime für Strom und Gas nicht einfach auf H2 gespiegelt wird, wie es dem Anschein nach von der BNetzA im Konsultationspapier und von vielen Gasnetzbetreibern favorisiert wurde. Damit würde man den unterschiedlichen Ausgangslagen bei der damaligen Einführung der Strom- und Gas-Regulierung und der heutigen H2-Regulierung nicht gerecht, sondern würde ausschließlich den bestehenden Gasnetzbetreibern einen Wettbewerbsvorteil einräumen und andere, neue Wettbewerber von Investitionen abhalten.

Für nachvollziehbar halten wir auch die Entscheidung, den H2-Netzaufbau nicht über Quersubventionen aus Gasnetzentgelten zu finanzieren. Anderenfalls würde der die Entgeltregulierung prägende und bewährte Grundsatz der Verursachergerechtigkeit unterlaufen und wiederum den Gasnetzbetreibern ein beträchtlicher, aus unserer Sicht schädlicher Wettbewerbsvorteil gewährt. Starke Bedenken haben wir jedoch, ob sich der H2-Ausbau gerade in der Anfangsphase allein durch H2-Netzentgelte finanzieren lässt. Der Zufluss von staatlichen Mitteln wird unumgänglich sein. Die Staatsgelder wären hierfür aber deutlich besser eingesetzt, als z.B. für die diskutierte Abschaffung der EEG-Umlage, mit der der Markt seit Jahren umzugehen gelernt hat.  

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!

BREAKINGNEWS: Einigkeit zur Verlängerung der Schätzungsoption für die Drittmengenabgrenzung um 1 Jahr!

Die Fristverlängerung soll am 17.12.2020 im Bundestag beschlossen werden.

Aus mehreren Quellen haben wir erfahren, dass sich CDU und SPD darauf verständigt haben, Schätzungen bei der Drittmengenabgrenzung um ein weiteres Jahr, also auch für das Kalenderjahr 2021, zuzulassen. 

Nach aktueller Rechtslage müssen all diejenigen, die als Eigenerzeuger oder BesAR-Unternehmen von einer reduzierten EEG-Umlage profitieren, die ab dem 1. Januar 2021 an dritte Letztverbraucher weitergeleiteten Strommengen im Rahmen eines Messkonzepts über geeichte Zähler abgrenzen. Schätzungen sind nur in sehr begrenzten Ausnahmefällen zulässig. Das Entsprechende gilt für die Unternehmen, die eine Reduzierung von netzseitigen Umlagen beanspruchen, wie z.B. für die § 19 StromNEV-Umlage.

Die betroffenen Unternehmen haben deshalb unter Hochdruck daran gearbeitet, bis zum Ende des Jahres gesetzeskonforme Messkonzepte zu errichten. Corona hat diese Vorhaben jedoch für viele Unternehmen unmöglich gemacht. Zähler sind nicht lieferbar. Montagefirmen konnten Betriebsgelände nicht betreten. 

Vor diesem Hintergrund haben sich die Regierungsparteien jetzt nach intensivster politscher Intervention zahlreicher Verbände und auch uns darauf geeinigt, den Unternehmen für die Errichtung von Messkonzepten ein weiteres Jahr Zeit zu geben. Diese Verlängerung ist dringend notwendig, da die Unternehmen, die das Messkonzept nicht fristgerecht hätten errichten können, ihre Privilegierungen ganz oder teilweise verloren hätten. Die Fristverlängerung soll am 17.12.2020 im Bundestag mit dem EEG 2021 verabschiedet werden. Weitere Details finden Sie dazu hier

Gleichwohl sollten Unternehmen ihre Aktivitäten zur Errichtung ihrer Messkonzepte jetzt nicht einstellen, sondern diese weiter vorantreiben. Bekanntlich ist ein Jahr schneller um, als man anfangs glaubt. Wer eine Anleitung zur Drittmengenabgrenzung sucht, wird mit unserem Drittmengen-Tutorial fündig. Wir unterstützen Sie auch gern bei der notwendigen Dokumentation Ihres Messkonzepts.    

Anforderungen an die schriftliche Dokumentation des EEG-Messkonzepts (§ 104 Abs. 10 und 11 EEG)

Erklärung sollte alle Schritte der Drittmengenabgrenzung im Detail beschreiben!

Sofern Unternehmen EEG-Privilegien oder eine Reduzierung der StromNEV-Umlage in Anspruch nehmen, müssen sie bekanntlich ihren Selbst- vom Drittverbrauch abgrenzen. Zudem müssen sie bei den hierzu im Kontext zu erbringenden Meldungen im nächsten Jahr dokumentieren, ab dem 1. Januar 2021 ein gesetzeskonformes Messkonzept zu betreiben. Dies ist zumindest dann erforderlich, wenn die für das Kalenderjahr 2020 zu meldenden Mengen geschätzt wurden oder das Leistungsverweigerungsrecht für EEG-Forderungen der Kalenderjahre 2017 und früher genutzt wird.

Welchen Inhalt die Dokumentation haben muss, lässt sich § 104 Abs. 10 EEG entnehmen. Dort heißt es wie folgt:
„ …, wenn eine Erklärung vorgelegt wird, mit der dargelegt wird, wie seit dem 1. Januar 2021 sichergestellt ist, dass § 62b eingehalten wird.“

Es muss also erläutert werden, dass das seit dem 1. Januar 2021 praktizierte Messkonzept den EEG-rechtlichen Vorgaben genügt. Das heißt nach unserem Verständnis, dass alle Prüfungsschritte der Drittmengenabgrenzung schriftlich im Detail erläutert werden müssen. Hierzu zählen Ausführungen zu den Grundlagen der Drittmengenabgrenzung, der Erforderlichkeit der Drittmengenabgrenzung, dem Verfahren zur Ermittlung von Drittmengen, zur Bestimmung von Bagatellen und zum „Wie“ der Abgrenzung, also zum Messen und Schätzen. Eigenerzeuger sollten zusätzlich begründen, weshalb die verbauten Zähler dazu geeignet sind, mess- und eichrechtskonform den ¼ h-Nachweis zu führen. Außerdem sollten Sie drittabnehmerbezogen Angaben zur sog. gewillkürten Nachrangregelung machen, sofern diese bei Ihnen zum Einsatz kommt. Abgerundet werden sollte die Dokumentation durch technischen/schematischen Skizzen.

Die Gliederung der Dokumentation könnte danach z.B. wie folgt aussehen:

I.    Grundlagen der Drittmengenabgrenzung
II.    Erforderlichkeit der Drittmengenabgrenzung
III.    Ermittlung von Drittenmengen
IV.    Bagatellen (§62a EEG)
V.    Grundsatz: Mess- und eichrechtskonforme Messung (§ 62b Abs. 1 EEG)
VI.    Ausnahme: Schätzungen (§ 62b Abs. 2 EEG)
VII.    (Ggfs.) Nachweis der Zeitgleichheit (§ 62b Abs. 5 EEG)
VIII.    Technische/schematische Skizzen

Wie Sie sehen, halten wir somit bloße grafische oder tabellarische Darstellungen mit allgemeinen Zitaten aus dem EEG und dem Leitfaden der BNetzA, wie wir sie häufig vorgelegt bekommen, für ungenügend. Außerdem beachten Sie, dass mit der Dokumentation des Messkonzepts die Erfüllung gesetzlicher Vorgaben belegt werden soll, es sich also um eine vorwiegend rechtliche/rechtsberatende Tätigkeit handelt, die nicht ohne Ihren Rechtsberater vorgenommen werden sollte.

Wenn Sie weitere Fragen zur Dokumentation Ihres Messkonzepts haben, melden Sie sich gern bei uns. Sie können bei uns die Formulierung von Messkonzepten zu einem Pauschalpreis beauftragen.