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Praxisbeispiele für Holz als alternativer Brennstoff in BHKWs

Neues Fachvideo von ENTRENCO für unseren Online-Kongress Energie und Klima

Die Holzpreise sind durch die vergangenen Dürrejahre im Keller. Die Wirtschaftlichkeit von klassischen mit Erdgas betriebenen BHKWs wird durch das Klimapaket gefährdet, wie wir z. B. hier berichtet haben. Da liegt es fast schon auf der Hand, dass man sich Holz als alternativen, klimaneutralen Brennstoff für BHKWs ansehen sollte.

Wir freuen uns daher sehr, dass wir die Firma ENTRENCO als Interviewpartner für unseren „VEA/RGC Online-Kongresses Energie und Klima“  gewinnen konnten. ENTRENCO wird uns an konkreten Fallbeispielen zeigen, wie mit dem Einsatz von Holz in BHKWs wirtschaftlich Strom und Wärme produziert werden kann.

Gemeinsame Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen

Bundesnetzagentur gibt die Anforderungen an Gebote der nächsten Ausschreibungsrunde bekannt Für Strom aus Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen ab einer Größe von 750 Kilowatt wird die Höhe der Förderung nach dem EEG in Ausschreibungsverfahren festgelegt. Der in dieser Ausschreibung ermittelte anzulegende Wert bestimmt die Höhe des Zahlungsanspruchs (Marktprämie).

Das Ausschreibungsverfahren wird von der Bundesnetzagentur (BNetzA) jedes Jahr in zwei Gebotsrunden durchgeführt.

Für die nächsten Gebotstermine am 01.Juni 2020 hat die BNetzA auf ihrer Internetseite die Teilnahmevoraussetzungen bekannt gegeben.

Details dazu finden Sie hier und hier.

Die Ausschreibung findet trotz der Ausnahmesituation durch das Corona-Virus statt. Gebote sind fristgerecht einzureichen. Die BNetzA weist aber darauf hin, dass sie die Gebote voraussichtlich nur zeitlich verzögert prüfen kann und sie die Zuschlagsentscheidung erst nach Beruhigung der Lage im Internet bekanntgeben wird. Weitere Infos dazu finden Sie hier.

20 Jahre voller Energie

Das EEG wird diese Woche 20 Jahre alt. Wir gratulieren herzlich und blicken auf eine bewegte Geschichte zurück.

Am 01.04.2000 trat das EEG (2000) in Kraft. Es ist das Ergebnis der Arbeit eines immer wieder mutigen und experimentierfreudigen Gesetzgebers. Man kann es guten Gewissens als Kernvorschrift der deutschen Energiewende betrachten. Darüber hinaus blickt es bereits jetzt auf eine bewegte Geschichte zurück, in 20 Jahren EEG hat sich also einiges getan. Einige Schlaglichter:

Zunächst einmal hat das EEG in den letzten 20 Jahren ordentlich zugelegt: Von der schlanken Urfassung mit 12 Paragrafen hat es sich in einen echten Brecher mit 174 Zählern verwandelt. 

Aber auch die Erfolge des EEG sind beachtlich. Durch die Fortführung der bereits seit dem Stromeinspeisegesetz geltenden EEG-Einspeisevergütung ist es gelungen, die erneuerbaren Energien in Deutschland landauf, landab heimisch zu machen. Um die „Erneuerbaren“ Richtung Marktreife zu führen, wurde mit dem EEG 2012 die Direktvermarktung eingeführt, die mit dem EEG 2014 zur üblichen Vermarktungsform ausgebaut wurde. Noch weiter ging der Gesetzgeber schließlich mit der Einführung des Regimes der Ausschreibungen im EEG 2017, mit der die Vermarktung von Strom aus Erneuerbaren dann endgültig erwachsen wurde. 

Die Statistik zeigt, dass diese konsequente Förderung Früchte getragen hat: Nach Angaben des BMWi stieg der Anteil der erneuerbaren Energien am deutschen Bruttostromverbrauch von 37,8 % im Jahr 2018 auf 42,1 % im Jahr 2019. Das bedeutet, dass 2019 aus Sonne, Wind, Wasser, Biomasse und Erdwärme insgesamt rund 244 Milliarden Kilowattstunden Strom erzeugt wurden, fast 9 Prozent über dem Niveau des Vorjahres (225 Milliarden Kilowattstunden).

Allerdings laufen nach 20 Jahren auch die ersten Förderungen bereits aus. In vielen Fällen ist noch unklar, wie es für die Anlagen dann weitergeht. Bei unserer Beratung erfahren wir aber zunehmend, dass sich auch unsere Mandanten intensiv mit der Post-EEG-Phase auseinandersetzen und teilweise sehr innovative und kreative Ideen entwickeln. Hier erwarten wir daher sehr spannende Entwicklungen und Projekte in den kommenden Jahren.

Auch die Regelungen für die Verbraucherseite haben uns vor allem in den letzten Jahren schwer beschäftigt: Über die EEG-Umlage werden die Kosten der Förderung von Erneuerbaren auf die Stromverbraucher umgelegt. Nicht selten hat aber das geltende Regelungsregime die im letzten Schritt des sog. EEG-Ausgleichsmechanismus mit der Umlage belasteten Letztverbraucher vor große Herausforderungen gestellt. In den Augen vieler dürfte das Wort „Drittmengenabgrenzung“ daher das energierechtliche Unwort der letzten (mindestens) vier Jahre gewesen sein. Mittlerweile haben sich allerdings die meisten von uns betreuten Unternehmen der Thematik angenommen, sich mit großem Engagement durch die vielen Fragestellungen gekämpft und können daher gelassener in die Zukunft blicken. Dennoch ist die Diskussion über diese Thematik mit Sicherheit noch lange nicht abgeschlossen, so steht z.B. der Hinweis der BNetzA zur Drittmengenabgrenzung weiterhin aus. 

Schließlich wird auch die kommende CO2-Bepreisung mit Sicherheit vielgestaltige Wechselwirkungen mit der EEG-Umlage und ihren Privilegierungen auslösen. Aktuell kann man hier nur einen Blick in die Glaskugel werfen. Wir erwarten aber, dass die Rechtslage in den kommenden Monaten deutlich klarer wird und verfolgen die Entwicklungen mit Blick auf die Interessen unserer Mandanten genau. 

Damit auch Sie stets auf dem Laufenden sind, haben wir mit unserem Infoportal #RGC-TOPKlima (www.industrie-klima.de) eine Plattform geschaffen, auf der wir und Dritte die für die Industrie relevanten Informationen rund um den Klimaschutz und insbesondere die CO2-reduzierte Umgestaltung von Versorgungskonzepten bereitstellen. Außerdem bereiten wir in unserem VEA/RGC Online-Kongress Energie und Klima strukturiert auf, was auf energieintensive Unternehmen mit dem Klimapaket zukommt, und stellen ihnen insbesondere Optionen zur klimafreundlichen und zukunftssicheren Umgestaltung von Versorgungskonzepten vor.

Auf die nächsten 20 Jahre voller Energie!

BNetzA zu EE- und KWK-Ausschreibungen in der Corona-Krise

Die BNetzA hat auf Ihrer Webseite Informationen zum Umgang mit Verzögerungen aufgrund der Corona-Krise für EE- und KWK-Ausschreibungen veröffentlicht.

Auch im Hinblick auf Ausschreibungen nach dem EEG und KWKG sind viele zeitkritische Prozesse relevant und Fristen einzuhalten. Es drohen Verzögerungen bei der Umsetzung noch ausstehender und bereits bezuschlagter Ausschreibungsprojekte. 

Branchenvertreter hatten daher an die Politik appelliert, Erleichterungen bei möglichen Projektverzögerungen ausgeschriebener Projekte zu schaffen, z.B. durch Fristverlängerungen und Verzicht auf Sanktionen. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat jetzt veröffentlicht, in welcher Form sie beabsichtigt, diesen Forderungen nachzukommen. 

Die BNetzA hat für laufende und künftige Ausschreibungen und für bereits bezuschlagte Projekte u.a. die folgenden Maßnahmen getroffen: 

  • Fristen für Ausschreibungsteilnehmer:

Ausschreibungen sollen grundsätzlich weiterhin zu den üblichen Terminen erfolgen, weil diese Termine gesetzlich festgeschrieben seien. Das bedeutet, dass die Teilnehmer an Ausschreibungen ihre Gebote auch fristgerecht einreichen müssen. Anders als nach der bisherigen Praxis sollen allerdings die Zuschlagsentscheidungen selbst zunächst nicht öffentlich bekanntgegeben werden. Die Fristen, die insb. Vertragsstrafen, Umsetzung des Projekts und Zahlung der Zweitsicherheit betreffen, beginnen noch nicht zu laufen. Dies soll erst nach einer Beruhigung der Lage erfolgen. 

Ausnahmen gelten allerdings für Biomasseanlagen, die einen Zuschlag erhalten haben und dann, wenn ein Bieter eine individuelle Vorabveröffentlichung wünscht. Hierzu kann ein formloser Antrag gestellt werden. 

  • Fristen für Projektierer, die bereits einen Zuschlag erhalten haben:

Auch für die Realisierung von bezuschlagten Onshore-Windenergieprojekten und Biomasseanlagen will die BNetzA eine Verlängerung der gesetzlichen Fristen zulassen. Auch diesbezüglich soll ein Antrag formlos per E-Mail möglich sein. 

Bei Projektverzögerungen bei ausschreibungspflichtigen, bereits bezuschlagten PV-Anlagen ist die Beantragung einer Zahlungsberechtigung vor der Inbetriebnahme der Anlage weiterhin möglich, wenn die geplante Anlage als Projekt im Marktstammdatenregister erfasst ist, d.h. der Zuschlag verfällt dann nicht. Bei der Beantragung der Zahlungsberechtigung sind die Gründe für die Verzögerung mitzuteilen. 

Im Hinblick auf die Zuschläge für ausschreibungspflichtige, bereits bezuschlagte KWK-Anlagen sieht die BNetzA aufgrund der grundsätzlich längeren Realisierungsfristen keinen Handlungsbedarf, will die Lage aber beobachten. 

Darüber hinaus will die BNetzA auf die Verhängung diverser Sanktionen verzichten. 

Weitere Einzelheiten teilt die BNetzA auf Ihrer Webseite mit. 

Durchschnittliche Strompreise für die Besondere Ausgleichsregelung 2020 – und die Auswirkungen des nationalen Emissionshandels

Das BAFA veröffentlicht die Strompreistabelle der maßgeblichen Stromkosten für das Antragsjahr 2020.

Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) hat die maßgeblichen Durchschnittsstrompreise für die Besondere Ausgleichsregelung im Antragsjahr 2020 veröffentlicht – zu der Tabelle gelangen Sie hier.

Seit einigen Jahren sind bei der Antragstellung im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung zur Reduzierung der EEG-Umlage für stromkostenintensive Unternehmen nicht mehr die tatsächlichen Stromkosten der antragstellenden Unternehmen bei der Ermittlung der Stromkostenintensität maßgeblich. Die Stromkosten werden statt der tatsächlichen Stromkosten der antragstellenden Unternehmen anhand der veröffentlichten Durchschnittsstrompreise errechnet.

Stromkostenintensive Unternehmen, deren Branchenschlüssel in der Anlage 4 des EEG zu finden ist und die folglich grundsätzlich in der Besonderen Ausgleichregelung antragsberechtigt sind, können nun anhand der Stromkostentabelle prüfen, ob die Gegenüberstellung ihrer maßgeblichen Stromkosten zur Bruttowertschöpfung die erforderliche Stromkostenintensität (14 % bei Liste 1 bzw. 20 % bei Liste 2) für die diesjährige Antragstellung liefert.

Zukünftig könnte sich genau bei diesen durchschnittlichen Strompreisen durch den nationalen Emissionshandel ein Problemkreis für die grundsätzlich antragsberechtigten Unternehmen ergeben, denn – gemäß § 3 Abs. 4 DSPV enthalten die durchschnittlichen Strompreise die volle EEG Umlage. Werden die Einnahmen aus dem nationalen Emissionshandel zukünftig genutzt, um die EEG-Umlage abzusenken, wirkt sich dies mit einer entsprechenden Senkung auf die maßgeblichen Strompreise aus. Dem Nenner der Bruttowertschöpfung steht somit bei der Ermittlung der Stromkostenintensität ein schwächerer Zähler in Form der maßgeblichen Stromkosten gegenüber. Dies hätte eine schwächere Stromkostenintensität zur Folge, die bei Unternehmen am Rande der Schwellenwerte zu einem Entfall der Privilegierung führen kann. Zu diesem Thema finden Sie auch ein Interview mit Herrn Dr. Sebastian Bolay, Referatsleiter Strommarkt, Erneuerbare Energien, Energiepolitik des Deutschen Industrie- und Handelskammertages (DIHK) in unserer Rubrik #RGCfragtnach.

#RGC-fragtnach: Fünf Fragen an Dr. Sebastian Bolay, Energieexperte des DIHK zu den Auswirkungen der kommenden CO2-Bepreisung auf die deutsche Industrie

In Teil drei unserer Interview-Reihe #RGCfragtnach sprechen wir mit Herrn Dr. Sebastian Bolay, Referatsleiter Strommarkt, Erneuerbare Energien, Energiepolitik des Deutschen Industrie und Handelskammertages (DIHK), über die Auswirkungen des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) auf energierechtliche Privilegierungen der deutschen Industrie, wie insbesondere die Besondere Ausgleichsregelung im EEG.

Herr Dr. Bolay, in den letzten Wochen haben die IHKs in größerem Umfang Informationen von deutschen Industrieunternehmen zu den Auswirkungen des BEHG auf deren wirtschaftliche Situation abgefragt. Welche Effekte sollten hierbei ermittelt werden?

Es ging darum, zu schauen, wie viele Unternehmen von der Senkung der EEG-Umlage durch Einnahmen aus dem BEHG betroffen sind. Betroffen heißt in diesem Fall, dass die Unternehmen Nachteile in Form steigender Stromkosten durch die Senkung der EEG-Umlage erleiden. Dass das überhaupt möglich ist, zeigt übrigens auch, in was für ein Regelungsdickicht wir uns mit der Energiewende mittlerweile verstrickt haben und wie paradox dies teilweise ist. 

Konkret ging es um die Unternehmen in der Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR) im EEG. Auch für Eigenversorger ergeben sich natürlich Probleme. Diese standen bei der aktuellen Abfrage aber nicht im Fokus. Auch die zusätzliche Belastung der Unternehmen durch das BEHG auf der Wärmeseite blieb in der Betrachtung außen vor.

Welche Ergebnisse lassen sich aus Ihrer Abfrage ableiten? Sind bestimmte Branchen besonders betroffen?

Wir haben über die IHKs versucht, möglichst viele Unternehmen in der BesAR anzusprechen. Derzeit haben wir einen Rücklauf von 7%. Aber es kommen laufend weitere Rückmeldungen. Die Daten lassen bereits Rückschlüsse auf die Effekte zu: Etwa ein Viertel aller BesAR-Unternehmen sind von höheren Stromkosten betroffen, wenn die EEG-Umlage um 1,5 Cent/kWh sinkt. Wir haben außerdem Daten erhoben für den Fall der Senkung der EEG-Umlage um 2 ct und um 3 ct. Bei 2 ct entstehen Mehrkosten bei rd. 39%, bei 3 ct bei über 50% der Betriebe. Es lässt sich also feststellen: Die Senkung der EEG-Umlage führt zu Problemen bei einer erheblichen Anzahl von BesAR-Unternehmen. 

Es sind dabei unterschiedliche Fälle zu betrachten: 

  • Unternehmen in der BesAR-Härtefallregelung fallen vielfach komplett aus der BesAR und zahlen damit die volle EEG-Umlage. Zumindest bei einer Absenkung der EEG-Umlage um 3 ct dürfte dies alle Unternehmen in der Härtefallregelung treffen. 
  • Bei Unternehmen mit einer regulären Begrenzung von 15% führt eine Absenkung um 3 ct dazu, dass diese mindestens in die Härtefallregelung fallen. Teilweise fallen Sie ebenfalls ganz aus der BesAR heraus. 
  • Unternehmen in Cap oder Super Cap fallen auf die normale Reduzierung von 15 % oder in die Härtefallregelung. Beides geht mit erheblichen Mehrkosten einher, bei großen Unternehmen geht es in allen Fällen schnell um Millionenbeträge. 

Außerdem verzeichnen wir einen doppelten Effekt auf die Stromkostenintensität durch die Senkung der EEG-Umlage: Durch die sinkenden Stromkosten wird zunächst der Zähler des Bruches kleiner, es wird aber auch der Nenner größer, weil die Stromkosten sinken und damit die Bruttowertschöpfung steigt.  Man muss also beide Teile des Bruchs anschauen. 

Besonders betroffen sind die Branchen, die sich an den Schwellenbereichen der BesAR gruppieren. Dies haben wir zwar nicht gesondert erhoben, aber erfahrungsgemäß betrifft dies beispielsweise Gießereien oder Betriebe aus der Lebensmittelindustrie. 

Welche Empfehlungen geben Sie mit Blick auf diese Wirkungen der CO2-Bepreisung und Ihre Folgeeffekte an die Politik ab?

Mit Blick auf die BesAR sollte die Politik überlegen, inwieweit man die bestehenden Schwellenwerte senken kann. Zunächst stellt sich die Frage, ob das EEG künftig weiterhin als Beihilfe eingeordnet werden wird. Da laufen derzeit die Verhandlungen zwischen BMWi und der Generaldirektion Wettbewerb, Ausgang ungewiss. Wenn das EEG und damit die BesAR-Beihilfen bleiben, hätte man bei Unternehmen der Liste 1 trotzdem einen relativ großen Gestaltungsspielraum, weil diese Unternehmen deutlich stärker im internationalen Wettbewerb stehen und die Beihilfeleitlinien hier weitergehende Maßnahmen erlauben. Bei Liste 2-Unternehmen sähe dies anders aus. Dieses Problem ist dem BMWi aber durchaus bewusst. Wenn die BesAR keine Beihilfe ist, ist der Gestaltungsspielraum natürlich wesentlich größer. 

Neben den Auswirkungen auf Unternehmen, die die Besondere Ausgleichsregelung nutzen, dürften die neuen Regelungen des BEHG auch die wirtschaftliche Situation von Industrieunternehmen beeinflussen, die verstärkt auf die Eigenversorgung, z.B. mit BHKW, gesetzt haben. Welche Effekte erwarten Sie hier? 

Unternehmen, die Erdgas einsetzen und hocheffiziente KWK-Anlagen unter 2 MW betreiben, können weiterhin stromsteuerfrei selbsterzeugten Strom verbrauchen. Mit der Belastung des eingesetzten Erdgases durch das BEHG wird dieser Strom dann aber erstmalig belastet, weil diese Anlage aufgrund der Größe nicht in den ETS fallen. Für Anlagen über 2 MW, die Stromsteuer zahlen, kommt eine Energiesteuerbefreiung in Betracht.  Aber auch diese bezahlen für das eingesetzte Erdgas den nationalen CO2-Preis oder den Preis aus dem europäischen Emissionshandel. Bei jeder Anlagengröße ergeben sich also Nachteile. Durch die Absenkung der EEG-Umlage zieht sich auch die Amortisationszeit der Anlage länger hin, weil der ökonomische Vorteil gegenüber dem Fremdstrombezug deutlich kleiner wird. 

Zum Gas gibt es auch in aller Regel keine kurzfristigen Alternativen: Biogas und Wasserstoff sind derzeit noch nicht wirtschaftlich. Unternehmen können also nur die Belastung tragen oder die benötigte Wärme auf anderem Wege erzeugen. Letzteres ist aber bei bestimmten Produktionsprozessen gar nicht möglich. Zudem muss auch bei einer direkten Nutzung von Erdgas der CO2-Preis ab 2021 bezahlt werden. 

Wir kennen einige Beispiele, bei denen daher die Stromerzeugung in BHKWs und in der Folge sämtliche Aktivitäten am Standort Deutschland nicht mehr wirtschaftlich sind. Ein spezielles süddeutsches Problem ist außerdem, das jede süddeutsche Anlage, die stillgelegt wird, ein Problem für die Versorgungssicherheit zulasten aller anderer Unternehmen darstellt. 

Ist die deutsche Industrie Ihrer Auffassung nach ausreichend für das Inkrafttreten der neuen CO2-Bepreisung gewappnet? Wie können sich Unternehmen bestmöglich auf die kommenden Umbrüche vorbereiten?

Nein, sie können in der Regel gar nicht gewappnet sein, weil es kaum wirtschaftliche bzw. technische Alternativen gibt. Strom ist aufgrund des hohen Preises für Unternehmen außerhalb der BesAR auch keine wirkliche Alternative. 

Die kommenden Preise aus der nationalen CO2-Bepreisung bis 2026 sind ja bekannt. Unternehmen sollten auf dieser Grundlage in einem ersten Schritt analysieren, welche Kosten auf sie zukommen. Dann sollte man die Augen offenhalten, ob künftig noch eine Kompensationsregelung geschaffen wird. Außerdem sollten Unternehmen verstärkt schauen, wo sie noch mehr Energie einsparen können. Jetzt werden solche Projekte schneller rentabel. Unternehmen sollten außerdem prüfen, an welchen Stellen man auf Erneuerbare Energien umsteigen kann. In beiden Bereichen (Energieeffizienz und Erneuerbare) müssten also jetzt neue Wirtschaftlichkeitsberechnungen erfolgen. Der DIHK befürchtet aber, dass keine ausreichenden Kompensationen, zumindest für eine Übergangszeit, gewährt werden und damit industrielle Wertschöpfung aus Deutschland abwandert. 

Danke, Herr Dr. Bolay. Sie bestätigen damit unsere Einschätzung, dass das BEHG BesAR-Nutzer und Eigenerzeuger mit massiven Mehrkosten belasten wird. Umso wichtiger wird es, dass möglichst viele betroffene Unternehmen der Bitte folgen, uns politisch mit ihrer Teilnahme am VEA/RGC Klimakongress 2020 am 12./13. Mai 2020 in Berlin zu unterstützen.

Klimapaket gefährdet Eigenerzeuger und Nutzer der Besonderen Ausgleichsregelung

Dringender Handlungsbedarf für Gesetzgeber und energieintensive Unternehmen

Eine CO2-reduzierte Produktion ist ein Muss! Die Aktivitäten des Gesetzgebers zur Erreichung der Klimaziele sind richtig und müssen mit allen Kräften unterstützt werden. Die gesetzlichen Maßnahmen müssen jedoch so gestaltet werden, dass sie auch von energieintensiven Unternehmen bewältigt werden können.

Unmittelbar betroffen von den kommenden CO2-Preisen sind zunächst Unternehmen, die fossile Brennstoffe entweder für ihre Prozesse oder zur Wärme- und Stromerzeugung nutzen, also insbesondere Betreiber von KWK-Eigenerzeugungsanlagen. Aber auch Nutzer der Besonderen Ausgleichsregelung können indirekt betroffen sein. Es wäre aber keinem geholfen, wenn die Unternehmen wegen Überbelastungen ihre Wettbewerbsfähigkeit verlieren, ihre Produktion in Länder mit geringeren CO2-Vorgaben verlagern oder ihre Investitionen in hocheffiziente Eigenerzeugungskonzepte zum strandet investment werden. Eine Klimapolitik, die global CO2 einsparen will, muss die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Unternehmen also mit berücksichtigen.

Das Klimapaket wird diesen Anforderungen noch nicht gerecht. Es enthält ein undurchsichtiges Dickicht von Maßnahmen, die massive, teilweise existenzielle Auswirkungen auf energieintensive Unternehmen haben. Das ist bisher nur wenigen Unternehmen bewusst und wird politisch nicht ausreichend diskutiert. 

  • Zunächst ist völlig unklar, welchen Inhalt die Sofortprogramme haben werden, die nach dem Klimaschutzgesetz im Fall des Nichterreichens der Klimaziele binnen dreier Monaten umzusetzen sind. Müssen die Unternehmen im Ernstfall sogar mit Beschränkungen bei CO2-lastigen Produktionen rechnen? 
  • Außerdem gefährdet das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) Eigenerzeugungskonzepte durch steigende Brennstoffpreise wie z. B. für Erdgas und durch die angekündigte Senkung der EEG-Umlage reduzieren sich zugleich die Vorteile gegenüber einem Ankauf von Strom.
  • Hinzu kommt, dass eine fallende EEG-Umlage für Nutzer der Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR) einen negativen Einfluss auf die Stromkostenintensität haben und im Zweifel zum Wegfall der Entlastung führen kann. Das sind Effekte der – im Übrigen sehr zu begrüßenden – Verringerung der EEG-Umlage, die nicht übersehen werden dürfen.

Einen systemischen Schutz sieht das aktuelle Klimapaket für energieintensive Unternehmen nicht vor. Es gibt zwar eine Härtefallklausel in § 11 Abs. 1 BEHG. Diese dürfte aber nur in extremen Einzelfällen greifen. Im Weiteren beschränkt sich das Gesetz im Wesentlichen auf Ermächtigungen zum Erlass von Rechtsverordnungen, die zum einen Doppelbelastungen aus dem europäischen und nationalen Emissionshandel vermeiden sollen und zum anderen die vorrangige finanzielle Unterstützung für klimafreundliche Investitionen vorsehen. 

Übergangsvorschriften zur Sicherung bestehender Versorgungskonzepte mit BesAR-Entlastung oder Eigenerzeugung lassen sich nicht finden. Betroffen sind hiervon nicht nur die Großindustrie, sondern gerade auch der Mittelstand und öffentliche Einrichtungen, wie z.B. Krankenhäuser, die in großer Zahl hocheffiziente KWK-Eigenerzeugungsanlagen betreiben.  

Es besteht deshalb dringender Handlungsbedarf. Der Gesetzgeber muss bei der endgültigen Ausgestaltung des Klimapakets dafür Sorge tragen, dass auch die Belange der energieintensiven Unternehmen berücksichtigt sind. 

Hierzu möchten wir als Kanzlei RITTER GENT COLLEGEN, die rd. 3.500 Unternehmen mit hohem Energiebedarf aus Mittelstand und Großindustrie im Energie- und Umweltrecht berät, und der Bundesverband der Energieabnehmer (VEA) einen Beitrag leisten und veranstalten den VEA/RGC Klimakongress 2020“ am 12./13. Mai 2020 in Berlin. Der Kongress hat das Ziel, den Unternehmen strukturiert darzustellen, was auf sie zukommt, und ihnen Optionen zur klimafreundlichen Umgestaltung ihrer Versorgungskonzepte aufzuzeigen. Außerdem möchten wir den am Kongress teilnehmenden Vertretern der Politik verdeutlichen, dass energieintensive Unternehmen (zumindest übergangsweise) auf Kompensationen angewiesen sind. Das kann nur gelingen, wenn zahlreiche Unternehmen unserer Bitte folgen, am 12./13. Mai 2020 zu unserem Kongress nach Berlin zu kommen und das Angebot zum Austausch mit der Politik nutzen! 

RGC fragt nach: Interview mit Tobias Meßmann zur Stromautarkie bei der Winkelmann Group

Mit unserer Rubrik RGC fragt nach veröffentlichen wir in unregelmäßigen Abständen Kurz-Interviews mit Innovatoren, Experten und anderen spannenden Persönlichkeiten, um gemeinsam über den Tellerrand zu schauen. 

Im zweiten Teil unserer Interview-Reihe spricht Frau Dr. Franziska Lietz mit Herrn Tobias Meßmann von der Winkelmann Group GmbH & Co. KG, die im letzten Jahr die Stromautarkie ihres Industriestandortes in Ahlen umgesetzt hat und so eine vollständige EEG-Umlagefreiheit für den gesamten selbstverbrauchten Strom erreicht hat. Weitere ähnliche Projekte sind bereits in Planung, allerdings stellt die kommende CO2-Steuer ein besonderes Risiko für die Umsetzung dar.

Herr Meßmann, könnten Sie uns kurz beschreiben, mit welchen Mitteln Sie an Ihrem Produktionsstandort die Stromautarkie umgesetzt haben? 
Wir betreiben an unserem Produktionsstandort sechs BHKW mit je 1,5 MW el und 1,6 MW thermischer Leistung. Die machen bei uns die Arbeit und müssen unseren Strombedarf von 19 Mio. kWh decken. 
Die Herausforderung ist vor allem, dass wir einen sehr volatilen Lastgang haben: Am Wochenende bleibt es bei 400 kW und in der Woche sind es zwischen 2,5 und 3 MW. Es entstehen zudem Lastspitzen von bis zu 1 MW. Diese Spitzen fangen wir mit zwei Schwungmassen ab. Diese leistungsstarken Schwungmassen können 1,5 MW Leistung in 25 Millisekunden zur Verfügung stellen. Damit sind die Schwungmassen sozusagen die „führende Größe“, um die Autarkie ohne Nachteile für die Produktion umsetzen zu können. Damit bei Ausfällen der Produktion keine Überspannung entsteht, setzen wir die Schwungmassen bei Bedarf auch als „Stabilizer“ ein, d.h. zum Verbrauch überschüssiger elektrischer Energie. 
Zusätzlich betreiben wir eine Batterie mit 980 kW Leistung und 1 MW Kapazität. Wenn ein BHKW bspw. im vollen Lauf ausfällt, übernimmt zuerst die Schwungmasse, kurze Zeit später springt die Batterie zur Überbrückung des Ausfalls an. Wer sich für die Details interessiert, kann sich auch ein kurzes Video auf  Youtube  über das Projekt anschauen. 
Das klingt nach einem sehr durchdachten Konzept. Wieviel Zeit ist zwischen den ersten Überlegungen bis zur völligen Strom-Autarkie vergangen?
Vor sechs Jahren, als ich in das Unternehmen kam, haben wir uns als Ziel gesetzt, dass wir eines Tages an allen Standorten weltweit nicht nur strom-, sondern sogar energieautark sein möchten. Ursprünglich wollten wir in Deutschland damit beginnen, durch den Einsatz von Windenergieanlagen zunächst teilautark zu werden. Probleme gab es allerdings wegen des Artenschutzrechts, weil sich bei uns windkraftsensible Arten angesiedelt hatten. Dann kamen vor einigen Jahren auch die neuen Regelungen des EEG zu Ausschreibungen von Windenergieanlagen, die eine gleichzeitige Eigenversorgung ausschließen, womit das Projekt in dieser Form endgültig scheiterte. Das Thema Windkraft wird aber in anderer Form weiterverfolgt.
Nachdem wir eine Autarkie über BHKW zunächst mit einer Masterarbeit wirtschaftlich geprüft haben, sind wir ab Anfang 2017 in die Planung des heute umgesetzten Konzeptes eingestiegen. Ende 2017 wurde dann mit einem Dienstleister der Vertrag unterzeichnet, Anfang 2018 die Einkaufsprozesse gestartet und Anfang März 2018 mit der Bauausführung begonnen. Im Oktober 2018 haben wir die Kaltinbetriebnahme vorgenommen und im November folgten die vierwöchigen Lastbanktests, um die Anlage auf Herz und Nieren zu prüfen, z.B. für Extremsituationen. Im Laufe des Dezembers wurden die Stationen nacheinander vom Netz genommen und seit dem 19.12.2018 sind wir vollständig stromautark. Und seitdem läufts.
Ihr Unternehmen ist im Bereich Heizung und Wasser aber auch als Zulieferer für die Branchen Automotive sowie Luft- und Raumfahrt tätig. Würden Sie sagen, dass Ihr damit sehr innovatives Geschäftsfeld begünstigt hat, sich auch in eigener Sache an zukunftsweisenden Projekten zu erproben?
Nicht unbedingt. Wir sind vor allem aus wirtschaftlichen Erwägungen in die Autarkie gegangen, denn das Projekt ist für uns wirtschaftlich. Unser Bestreben war es vor allem, unabhängig zu sein. Dass wir dafür auch innovativ sein mussten, ist eher ein Nebeneffekt, auf den wir aber natürlich auch stolz sind. 
Würden Sie sagen, dass in Ihrem Industriezweig die Ausgangsbedingungen für Autarkie besonders günstig sind oder ist dies industriezweigunabhängig? 
Eigentlich ist unser Industriezweig sogar eher ungünstig für ein derartiges Projekt, da wir keine wärmegeführten Prozesse haben und daher zunächst nicht wussten, was wir mit der Wärme aus den BHKWs machen sollten. In der Lebensmittelindustrie wären die Bedingungen wegen des hohen Wärmebedarfes beispielsweise viel günstiger. Aber wir haben Lösungen gefunden, die das Projekt für uns dennoch wirtschaftlich machen, z.B. durch den Einsatz von Absorptionskältemaschinen und die Direktlieferung von Wärme an benachbarte Unternehmen und Haushalte. 
Ist das Projekt von Anfang an wie geplant verlaufen oder gab es Überraschungen? Wenn ja, welche waren dies?
Bis zum ersten Tag der Autarkie hat der Wechselrichter der Batterie nicht richtig funktioniert. Erst Anfang April 2019 war die Batterie voll einsatzfähig. Das war ein holpriger Start, aber es hat dennoch funktioniert. Damit konnten wir sogar zeigen, dass es mit einer modifizierten Steuerung der BHKWs auch ohne Batterie funktioniert. Allerdings ist es deutlich wirtschaftlicher, wenn auch die Batterie eingesetzt wird. 
Außerdem sind wir zwar stromautark, aber derzeit noch von der Erdgasversorgung mit L-Gas aus der Niederlande abhängig. Falls diese einmal nicht zur Verfügung steht, haben wir uns mit einem Dieselaggregat abgesichert und zudem die Möglichkeit, CNG, also Compressed Natural Gas, einzusetzen. 
Dass Sie weitere Autarkieprojekte planen oder sogar schon umgesetzt haben, belegt, dass Sie mit dem Ergebnis Ihres Projektes zufrieden sind. Was würden Sie anderen Unternehmen, die ihren Industriestandort stromautark betreiben möchten, mit auf den Weg geben? 
Es gibt meiner Meinung nach drei Punkte, die man bei einem derartigen Projekt beachten sollte: 
  • Man sollte den Gaspreis durch langfristige Gaslieferverträge absichern.
  • Man sollte in eine gute Rechtsberatung investieren, um im Hinblick auf die komplexen rechtlichen Anforderungen abgesichert zu sein. Und das sage ich jetzt nicht nur, weil Sie von Ritter Gent mich gerade interviewen.
  • Man sollte außerdem auch selbst die aktuellen Gesetzesänderungen ständig im Blick behalten, z.B. könnte die kommende CO2-Steuer das Projekt bedrohen. Wir werden die Entwicklung in diesem Bereich also besonders intensiv beobachten. 

RGC fragt nach: Netzentgeltoptimierung mit Stromspeichern: Sechs Fragen an Paul Hendrik Tiemann

Mit unserer neuen Rubrik „RGC fragt nach“ führen wir in unregelmäßigen Abständen Kurz-Interviews mit Innovatoren, Experten und anderen spannenden Persönlichkeiten, um gemeinsam über den Tellerrand zu schauen. 
Im 1. Teil unserer Interview-Reihe spricht Dr. Franziska Lietz mit Herrn Paul Hendrik Tiemann – auch Referent beim RGC Kanzleiforum 2019 – über die Studie, die aus seiner Masterarbeit „Einsatz elektrischer Energiespeicher zur Reduktion der maximalen Netzbezugsleistung: Eine großflächige Potenzialanalyse für industrielle Betriebe“ hervorgegangen ist. 

RGC: Herr Tiemann, für Ihre Masterarbeit haben Sie den Helmut-Schaefer-Preis der Forschungsstelle für Energiewirtschaft gewonnen. Dazu erst einmal herzlichen Glückwunsch! Was war Ihr Forschungsgegenstand?

Mittels eines Werkzeugs vom Institut für Elektrische Energiesysteme habe ich Lastgangdaten von über 5.300 Unternehmensstandorten ausgewertet und berechnet, mit welcher Kapazität und Leistung ein elektrischer Energiespeichereinsatz dort bereits heute wirtschaftlich sein kann.

Insgesamt wurden drei Fälle zur Netzentgeltreduktion untersucht: die Spitzenlastkappung für ein Reduzieren des allgemeinen Netzentgeltes sowie ein Erreichen eines der beiden individuellen Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV (intensive und atypische Netznutzung). Bei der Spitzenlastkappung und der intensiven Netznutzung werden die Speicher dabei für ein Begrenzen der maximalen Netzbezugslast im gesamten Kalenderjahr dimensioniert, während bei der atypischen Netznutzung lediglich Lastspitzen innerhalb der sog. Hochlastzeitfenster verringert werden.

Dabei war es eine Herausforderung, mit der sehr großen Datenmenge umzugehen. Die Zusammenhänge mussten verstanden und im Anschluss die Ergebnisse nachvollziehbar visualisiert werden.

Am Ende konnte ich nachweisen, für welche Betriebe unter Berücksichtigung der unternehmens-individuellen Leistungspreise ein Speicher bereits heute wirtschaftlich sein kann und welche Speicherkapazitäten und -leistungen dafür erforderlich sind. Außerdem habe ich die Faktoren und deren Einfluss auf die resultierende Wirtschaftlichkeit untersucht.

RGC: Können Sie auf Grundlage Ihrer Forschungsergebnisse sagen, dass es für Unternehmen interessant ist, Speicher zur Netzentgeltoptimierung einzusetzen? 

Ein Ergebnis der Arbeit war, dass ein Energiespeichereinsatz im hohen Maße wirtschaftlich sein kann. Es wurde das Potenzial für kurze Amortisationszeiten untersucht. Dabei haben sich bei beiden individuellen Netzentgelten zum Teil theoretisch mögliche Amortisationszeiten von unter drei und sogar unter einem Jahr ergeben.

Interessant ist dabei für Unternehmen, dass der Speicher ihren Energiebezug verändert, ohne dass in Produktionsprozesse eingegriffen werden muss. 

RGC: Für welche Unternehmen ist diese Art des Speichereinsatzes besonders attraktiv?

Die heißesten Kandidaten für eine Investition in einen Energiespeicher mit kurzer Amortisationszeit sind solche Unternehmen, die durch herkömmliche Maßnahmen zur Spitzenlastbegrenzung, wie z.B. einer Leistungssteuerung, die Anforderungen für ein individuelles Netzentgelt mit nicht allzu großem Abstand verfehlen. Ein vergleichsweise kleiner Speicher könnte hier eingesetzt werden und das Netzentgelt erheblich verringern. Darüber hinaus begünstigt selbstverständlich ein hoher Leistungspreis die Wirtschaftlichkeit, ist aber als alleiniges Kriterium ungeeignet, um diese zu bewerten. Zu guter Letzt kommt es einer Investition in einen Speicher entgegen, wenn mit den zu reduzierenden Leistungsspitzen nicht übermäßig viel Energiebezug zeitlich verschoben werden muss. Um diese Energie aufzunehmen, müsste nämlich die Speicherkapazität größer dimensioniert werden. Da diese zusätzliche Kapazität keinen Beitrag zur Leistungs- und damit zur weiteren Entgeltreduktion liefert, verschlechtert sie die Wirtschaftlichkeit. In diesem Zusammenhang ist auch die spezifische Kapazität der einzusetzenden Speichertechnologie zu beachten. Sie ist ein Maß dafür, in welcher Zeit ein leerer Speicher geladen oder ein voller Speicher entladen werden kann.

RGC: Wie sollten Unternehmen vorgehen, wenn sie in die Planung von Speichern zur Netzentgeltoptimierung einsteigen möchten? 

Am Anfang eines Energiespeicherprojekts steht immer eine Entscheidung, welche(r) von den drei genannten Ansätzen zur Netzentgeltreduktion verfolgt werden soll. Für diese(n) sollte eine Speicherdimensionierung inklusive einer Wirtschaftlichkeitsberechnung durchgeführt werden. Dabei ist ein Berücksichtigen der individuellen Lastgangdaten unbedingt zu empfehlen. Das Ganze kann dabei im Rahmen einer Beratung durch das Institut für Elektrische Energiesysteme, Fachgebiet Energiespeicher, und alternativ durch Unterstützung des VEA erfolgen. Firmen, die am Markt Energiespeicher verkaufen, bieten diese Leistung ebenfalls an.

Ferner ist es zu empfehlen, sich vor der Investition in einen Speicher mit den mit einem Betrieb verbundenen regulatorischen Pflichten auseinanderzusetzen.

RGC: Welche Risiken bestehen bei derartigen Projekten?

Die wissenschaftlichen Untersuchungen der Studie unterliegen einigen Annahmen, die in einem tatsächlich umzusetzenden Speicherprojekt nicht gelten müssen. Zur Dimensionierung der Energiespeicher sind wir von einer perfekten Prognose der gemessenen Leistungswerte ausgegangen. Damit wurde der kleinste sinnvolle Speicher ermittelt. Für die reale Umsetzung sollten Sicherheitsaufschläge einkalkuliert werden, was ggf. die Wirtschaftlichkeit reduziert. 

Daneben ist die rechtliche Situation der individuellen Netzentgelte in den letzten Jahren immer wieder z.B. von der Bundesnetzagentur angegriffen worden. Bisher gelten die Regelungen allerdings noch. Für langfristige Investitionen in diesem Bereich ergibt sich jedoch ein gewisses Risiko, dass sich der regulatorische Rahmen ändert.

Außerdem sind Energiespeicher nach aktuellem Recht häufig als Eigenerzeugungsanlagen zu verstehen – mit allen damit verbundenen Pflichten und Risiken. Welche Änderung hier das im Eckpunktepapier zum Klimaschutzgesetz angekündigte Vorhaben, Energiespeicher nur noch als Letztverbraucher zu verstehen, haben wird, wird zu sehen sein.

RGC: Und zuletzt ein Blick in die Glaskugel: Handelt es sich um ein zukunftsfähiges Konzept mit einem breiten Anwendungsspektrum oder wird die Netzentgeltreduktion mittels Speicher eine Nischenanwendung bleiben? 

Die Technik wird im Feld bereits eingesetzt. Bisher höre ich grundsätzlich positive Rückmeldungen von Firmenvertretern, bei denen Energiespeicher bereits im Einsatz sind. Zwar kann es sein, dass die individuellen Netzentgelte vom Gesetzgeber gekippt werden oder sich die Netzentgeltsystematik generell ändert. In jedem Fall wird aber in einem elektrischen Energiesystem mit einer hohen Durchdringung von dezentralen Erzeugungsanlagen die Flexibilität gebraucht, die ein Energiespeicher von sich aus mitbringt. Daher bin ich mir sicher, dass es weiterhin Anreize geben wird, die einen Speicher refinanzieren – sei es innerhalb einer neuen Netzentgeltsystematik oder z.B. durch dezentrale Flexibilitätsmärkte.

Lieber Herr Tiemann, herzlichen Dank für das Interview!

Die EEG-Umlage steigt

Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen Höhe der EEG-Umlage für 2020

Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW haben Dienstag auf ihrer gemeinsamen Informationsplattform die Höhe der EEG-Umlage für das Jahr 2020 bekannt gegeben. Nachdem die EEG-Umlage im Vorjahr um 5,7 % auf 6,405 Cent/kWh gesunken war, steigt sie nunmehr für das Jahr 2020 wieder um 5,5 % auf 6,756 Cent/kWh an. Trotz des erneuten Anstieges, liegt sie damit aber immer noch unterhalb des EEG-Umlage-Betrages in den Jahren 2017 und 2018. 

Als Grund für die Erhöhung führen die Übertragungsnetzbetreiber die Entwicklung des sog. EEG-Kontos an. Zwar habe dieses zum Stichtag am 30. September 2019 ein Guthaben in Höhe von 2.190 Millionen € ausgewiesen. Da der Kontostand aber rund 40 % niedriger sei als im Vorjahr, führe dies zu einem Anstieg der EEG-Umlage für das Jahr 2020.