Energierecht bezeichnet ein Rechtsgebiet, das unter anderem das Regulierungsrecht, das Energiewirtschaftsrecht sowie das Energieumweltrecht bzw. das Recht der erneuerbaren Energien umfasst. Alle Bereiche des Energierechts unterliegen einem ständigen Wandel, angetrieben durch Entwicklungen im EU-Energierecht, technische Innovationen und nicht zuletzt die mittlerweile alle Bereiche des Energierechts beeinflussende Digitalisierung. Damit besitzt das Energierecht mittlerweile auch vielfache Bezüge zum IT-Recht und zum Datenschutzrecht.

Carbon Leakage Schutz beim nationalen Emissionshandel

Für die Geltendmachung von Beihilfen im Rahmen des nationalen Emissionshandels vor dem Hintergrund des Risikos von Carbon Leakage (d.h. der Abwanderung von Industrieunternehmen ins Ausland, um nationale Kostenbelastungen zu vermeiden) sind bis zur erfolgreichen Inanspruchnahme für Unternehmen einige Hürden vorgesehen.  

Nach der Formulierung eines Eckpunktepapiers (RGC berichtete) liegt derzeit ein kontrovers diskutierter Referentenentwurf der BEHG-Carbon-Leakage-Verordnung (BECV) vor (RGC berichtete). Der ursprüngliche Referentenentwurf aus Dezember 2020 ist seit dem 11. Februar 2021 in einer überarbeiteten Fassung verfügbar. Zu dem aktuellen Stand gelangen Sie hier.

In dem den nationalen Emissionshandel regelnden Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) ist in § 11 Absatz 3 eine Regelung zum Schutz vor Carbon Leakage angelegt. Die Unterstützung steht nach dem Gesetz jedoch unter folgender Einschränkung: „Die Maßnahmen sollen vorrangig durch finanzielle Unterstützung für klimafreundliche Investitionen erfolgen.“

Und dieser Vorrang findet sich nunmehr in den sog. „Klimaschutzmaßnahmen“ gemäß § 12 BECV-E wieder, die als Gegenleistungen für beihilfeberechtigte Unternehmen ausgestaltet sind. Die aktuelle Fassung der Verordnungsbegründung spricht von einem „notwendigen Transformationsprozesses der Industrieproduktion“ (S. 42 des Entwurfs). Die Frage der Investition in Klimaschutzmaßnahmen bei den Produktionsprozessen ist damit auch bei den Carbon Leakage gefährdeten Unternehmen weniger eine Frage des „ob“, als vielmehr eine Frage des „wie“.

Welche Anpassungen gibt es gegenüber der Erstfassung? Es wird industriefreundlicher – zumindest ein wenig:

  • Hinsichtlich des Umfangs der nachzuweisenden Investitionsmittel wird neben den ursprünglich vorgesehenen 80 % nun als weitere Entscheidungsvariante 50 % des Investitionsbetrages der gewährten Beihilfe definiert. Danach müssen die Unternehmen mindestens 50 % bzw. 80 % des im Vorjahr gewährten Beihilfebetrags in Klimaschutzmaßnahmen investieren.
  • Daneben wird klargestellt, dass sofern Investitionen nur unterhalb der 50 % bzw. 80 %-Schwelle möglich sind, die Nachweispflicht für Klimaschutzmaßnahmen nur in dieser geringeren Höhe anfällt.
  • Es erfolgte zudem die Klarstellung, dass soweit in einem Unternehmen keine weiteren Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz identifiziert werden können, die Voraussetzung der Klimaschutzmaßnahmen auch ohne im Abrechnungsjahr getätigte Investitionen als erfüllt gilt. Die Verpflichtung greift damit nur, soweit im Rahmen des Energiemanagementsystems des Unternehmens weitere wirtschaftlich durchführbare Maßnahmen identifiziert wurden.
  • Sofern sehr umfangreiche Investitionsvorhaben durchgeführt werden, ist deren Anrechnung nicht auf das Abrechnungsjahr begrenzt, sondern kann in den bis zu vier nachfolgenden Jahren auf die erforderlichen Investitionsnachweise angerechnet werden.
  • Darüber hinaus sind nun zwei Entscheidungsvarianten zur Bewertung der wirtschaftlichen Durchführbarkeit der umzusetzenden Maßnahmen definiert.
  • Die Nachweispflicht für Investitionen gilt noch nicht für das Abrechnungsjahr 2021, sondern wegen der notwendigen Vorlaufzeit für die Realisierung solcher Maßnahmen, erstmalig für Investitionen ab dem Abrechnungsjahr 2022 d.h. „Im ersten Abrechnungsjahr 2021 haben die Unternehmen die Gelegenheit, entsprechende Investitionsmöglichkeiten zu identifizieren und eine Umsetzung in den Folgejahren vorzubereiten.“
  • Zur Gewährung der Beihilfe für das Abrechnungsjahr 2021, ist demnach noch kein Nachweis über Investitionsmaßnahmen notwendig.

Die Anpassungen sind hier nicht abschließend dargestellt, wir werten die Änderungen aktuell für Sie weiter aus. Feststellen können wir aber, dass die Regelung sehr komplex ist, die Anforderungen für eine Begünstigung sehr hoch und gerade viele mittelständische Unternehmen hiervon nicht profitieren werden. Auf diese Mängel weisen zahlreiche Verbände in der noch bis heute laufenden Verbändeanhörung hin.

Ob sich jedoch die teilweise geforderte vollständige Neugestaltung der Verordnung mit deutlicher Erweiterung des Anwendungsbereichs durchsetzen lässt, ist wegen der beihilferechtlichen Schranken fraglich. Aus unserer Sicht sollte daher ein alternativer Weg diskutiert werden. Begünstigungen bei den nationalen CO2-Kosten könnten beihilferechtskonform z.B. als Gegenleistung für die Umsetzung klimafreundlicher Maßnahmen oder für eine im Rahmen von Energiemanagementsystemen nachgewiesene Reduzierung des Energiebedarfs gewährt werden.

Unabhängig von diesen Regelungen sind die Pflichten aus dem BEHG bereits seit dem 1. Januar 2021 zu erfüllen. Darauf müssen die Unternehmen reagieren. Zu Ihrer Unterstützung haben wir in drei Fachvideos die wesentlichen Informationen zu den Grundsätzen des nationalen Emissionshandels, den Pflichten der sog. Inverkehrbringer sowie To-Do’s für die Industrie zusammengefasst. Weitere Infos erhalten Sie in unserer News. Zur Anmeldung gelangen Sie hier.

Natürlich stehen wir Ihnen auch für Ihre individuelle Beratung zur Verfügung! Bei Interesse melden Sie sich gerne bei Rechtsanwalt Prof. Dr. Kai Gent (gent@ritter-gent.de), Jens Nünemann (nuenemann@ritter-gent.de) oder Rechtsanwältin Lena Ziska (ziska@ritter-gent.de).

„Nur, wenn wir wissen, wo wir stehen, können wir entscheiden, welche Schritte wir als nächstes gehen“

Der Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“ begleitet die Entwicklung der Energiewende und dient so auch der Überprüfung, inwieweit die gesteckten Ziele der Energiewende mit Blick auf eine wirtschaftliche, sichere und umweltverträgliche Energieversorgung erreicht und welche Maßnahmen dazu umgesetzt werden.

Im Rahmen des Monitoring-Prozesses wird eine Vielzahl verfügbarer energiestatistischer Informationen gesammelt und verständlich gemacht. Bereits realisierte Maßnahmen stehen in der Analyse, genauso wie die Frage, in welchen Bereichen zukünftig Anstrengungen erforderlich sind. Zentrale Quelle für die energiestatistischen Informationen ist die amtliche Energiestatistik. Weitere Daten und Statistiken liefern u. a. die BNetzA, das Umweltbundesamt, das Kraftfahrt-Bundesamt, das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung, die „Statistik der Kohlenwirtschaft“ sowie verschiedene Arbeitsgruppen. Die Daten sind in Dateiform hier öffentlich zugänglich. Das Monitoring der Energiewende wird federführend durch das BMWi sowie wissenschaftlich durch eine unabhängige Expertenkommission begleitet. So findet sich auf den Seiten des BMWi auch das schöne Motto unter dem das Monitoring steht: „nur, wenn wir wissen, wo wir stehen, können wir entscheiden, welche Schritte wir als nächstes gehen.“

Das Herzstück des Monitoring-Prozesses ist der jährliche Monitoring-Bericht. Er liefert neue Fakten zur Energiewende. Der 8. Monitoring-Bericht dokumentiert den Stand der Energiewende für die Jahre 2018 und 2019 und bewertet den Fortschritt bei der Erreichung der 2020-Ziele. Als Kernbotschaft des Monitoring-Berichts lässt sich hervorheben, dass nach Auffassung der Bundesregierung die Energiewende insgesamt „auf Kurs“ sei. In allen zentralen Bereichen seien große Fortschritte gemacht worden. So sei das Wirtschaftswachstum zunehmend vom Energieverbrauch entkoppelt, die Treibhausgasreduktionen könnten sich sehen lassen und das Ziel des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung sei übertroffen worden. Auch könne ein erneutes Ansteigen der EEG-Umlage wohl ausgeschlossen werden. Hierneben sind die von der Expertenkommission dargestellten Perspektiven interessant. Mit dem neuen Treibhausgasemissionsminderungsziel der EU von 55% erwarten die Experten für Deutschland ein Treibhausgasminderungsziel 2030 gegenüber 1990 von 65%. Dies sei laut den Experten durch ein marktgetriebenes Ausphasen der Kohleverstromung bis zum Jahr 2030 erreichbar. Für den Industriesektor erwarten die Experten, dass die Treibhausgasminderung 2030 nach dem Klimaschutzgesetz erreicht oder sogar übertroffen werden kann, wenn die Umstellung auf CO2-arme bzw. CO2-freie Prozesse gelingt. Kritisch sieht die Expertenkommission die viel diskutierte Annahme der Bundesregierung einer Stromnachfrage 2030 von 580 TWh. Hier sei wohl eher eine Steigerung von ca. 10% zu erwarten. In weiteren Handlungsempfehlungen plädiert die Kommission u.a. für die Einführung einer zweiten Gebotskomponente für den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie, den Erhalt der einheitlichen Gebotszone, die Umrüstung bestehender (Erdgas-)Infrastrukturen auf Wasserstoff, freie Preisbildung am Stromgroßhandelsmarkt, die langfristige Integration des Verkehrs in den Emissionshandel und eine allgemeine CO2-Bepreisung als Leitinstrument . Der gesamte Bericht kann bei Interesse hier eingesehen werden.

Die DEHSt hat Hinweise u.a. zum Zuteilungsdatenbericht aktualisiert.

Die DEHSt hat den Leitfaden Zuteilung 2021–2030 Teil 5 „Allgemeine Zuteilungsregeln für neue Marktteilnehmer und Zuteilungsänderungen“ auch um Hinweise für die Erstellung des jährlichen Zuteilungsdatenberichts aktualisiert. Zu der aktualisierten Version gelangen Sie hier.

Mit dem Zuteilungsdatenbericht werden die Aktivitätsraten und andere Daten für die Anpassung der Zuteilung berichtet sowie umfassende Angaben zu Umfang und Struktur des Zuteilungsantrags für Bestandsanlagen.

Die DEHSt informiert auf ihrer Internetseite über die folgenden Änderungen:

•    Kapitel 3.2 und 3.4: Hinweise zu Voraussetzungen und Anpassung der Zuteilungsmenge
•    Kapitel 3.3: Hinweise zum Anwendungsbereich der Energieeffizienzregeln
•    Kapitel 3.5: Berichtspflichten gemäß Art. 23 EU-ZuVO und Art. 3 EU-AnpassungsVO
•    Kapitel 8.3.1: Angaben präzisiert zur Register-ID in der Liste der Anlagen, die einem Konzern zuzuordnen sind
•    Kapitel 11.2.1: Hinweise für Angaben zu Zuteilungselementen im Zusammenhang mit möglichen       Energieeffizienzmaßnahmen
•    Kapitel 11.2.6: Hinweise zur Angabe von Produktionsdaten

Auch das Formular-Management-System (FMS) wurde entsprechend angepasst.

Die DEHSt hat auf der DEHSt-Website verkündet, dass Sie „die Zuteilungsdatenberichte 2019 und 2020 ausnahmsweise und bei Bedarf spätestens zum 30.06.2021 einreichen [können], ohne dass dies negative Folgen für Sie nach sich zieht.“ (RGC berichtete).

Auch der nationale Emissionshandel ist zum 01.01.2021 gestartet. Wir haben in drei Fachvideos die wesentlichen Informationen zu den Grundsätzen, den Pflichten der sog. Inverkehrbringer, sowie To-Do’s für die Industrie zusammengefasst. Weitere Infos erhalten Sie in unserer News, zur Anmeldung unseres Video-Tutorials „BEHG – Aktueller Stand: To-Do´s für Industrie und Inverkehrbringer“ gelangen Sie hier.

Wasserstoff ist im Zusammenhang mit LKW und Bussen schon lange im Gespräch. Neu ist aber die Idee, (auch) auf einen Wasserstoff-Verbrennungsmotor, statt (nur) auf Brennstoffzellen-Elektroantriebe zu setzen.

Wasserstoff wird im Straßengüterverkehr (also für LKWs, Busse, etc.) als der Energieträger der Zukunft heiß gehandelt. Neu ist in dem Zusammenhang aber die Idee, den Wasserstoff-Verbrennungsmotor wieder aufleben zu lassen:

Der Wasserstoff-Verbrennungsmotor soll derzeit laut n-tv (den Artikel finden Sie hier) sowohl von dem Münchner Startup Keyou, als auch von dem Motorenhersteller AVL entwickelt werden. Laut dem Gründer von Keyou, Thomas Korn, soll dieser Motor dem Brennstoffzellen-Elektroantrieb in Bezug auf Robustheit, Lebensdauer, Herstellkosten, der spezifischen Leistungsdichte und dem geringeren Aufwand in der Kühlung überlegen sein.

Die Idee, Wasserstoff nicht über einen Brennstoffzellen-Elektroantrieb, sondern einen Verbrennungsmotor im Straßenverkehr einzusetzen, ist dabei nicht neu. BMW hat diese Technologie bereits in den 90er-Jahren entwickelt und im Jahr 2000 eine Kleinserie von 15 Wasserstoffautos produziert. Dem Wasserstoff-Verbrennungsmotor wurde jedoch ein niedriger Wirkungsgrad nachgesagt, darüber hinaus fehlte vor 20 Jahren auch die Wasserstoff-Infrastruktur an Tankstellen. So stellte BMW die Weiterentwicklung im Jahr 2009 ein.

Das Problem der Wasserstoff-Infrastruktur dürfte, kurz- oder mittelfristig, behoben werden. Damit scheint sich die Frage zum „Ob“ von Wasserstoff im Straßengüterverkehr mittlerweile kaum noch zu stellen. Interessant bleibt aber das „Wie“ – wird sich der Wasserstoff-Verbrennungsmotor durchsetzen, oder bleibt es beim Brennstoffzellen-Elektroantrieb?

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.

Weiterentwicklung der THG-Minderungsquote im Verkehrssektor

Deutschland hat sich auf globaler und europäischer Ebene zu ambitionierten Klimaschutzzielen verpflichtet. Aufgrund der Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor besteht Handlungsbedarf zu mehr Klimaschutz im Bereich Verkehr.  Dies gilt insbesondere mit Blick auf das Ziel verringerter Treibhausgasemissionen auf 55% im Jahr 2030 (gegenüber 1990).

Um diese Zielerreichung im Verkehrssektor anzukurbeln, verpflichtet die Treibhausgasminderungs-Quote Unternehmen, die Kraftstoff in Verkehr bringen, die Treibhausgasemissionen ihres in Verkehr gebrachten Kraftstoffes um einen bestimmten Prozentsatz zu senken. Mittel zu diesem Zweck ist u.a. das Inverkehrbringen von erneuerbaren Energieerzeugnissen. Seit 2015 erfolgt die Förderung von erneuerbaren Energien im Verkehr durch die Treibhausgasminderungs-Quote. Mit der Neufassung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2018/2001 wurde der verpflichtende Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch des Verkehrssektors auf mindestens 14 % für das Jahr 2030 vorgegeben. Deutschland will über diese Zielvorgabe sogar hinausgehen.

Der Gesetzentwurf sieht eine Anhebung der Treibhausgasminderungs-Quote für Otto- und Dieselkraftstoffe vor. Die Treibhausgasminderungs-Quote wird bis zum Jahr 2026 auf 10 % und anschließend bis zum Jahr 2030 auf 22 % erhöht. Dadurch soll der Anteil erneuerbarer Energien des Verkehrssektors im Jahr 2030 die EU-Mindestvorgaben übersteigen.

Den Gesetzentwurf zur Weiterentwicklung der THG-Minderungsquote finden Sie hier.

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!

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.  

Kohle-Anlagenbetreiber müssen bis zum 1.2.2021 die Angaben zu ihren Anlagen in der Liste der BNetzA prüfen.

Im Jahr 2020 wurde das Gesetz zur Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung  (Kohleverstromungsbeendigungsgesetz -KVBG) beschlossen (RGC berichtete). Ziel dieses Gesetzes ist es insbesondere, die Verstromung von Kohle in Deutschland bis spätestens Ende des Jahres 2038 schrittweise und möglichst stetig auf null zu reduzieren und dadurch Emissionen zu reduzieren.  

Inzwischen hat die Bundesnetzagentur eine Liste mit allen erfassten Steinkohleanlagen und Braunkohle-Kleinanlagen veröffentlicht.

Für alle erfassten Anlagenbetreiber läuft in Bezug auf diese Liste bald eine Frist ab: Bis 1.2.2021 haben sie Zeit, die Angaben zu ihrer Anlage auf dieser Liste, d. h. Name, Adresse, Hauptenergieträger, Nettonennleistung und Datum der Inbetriebnahme, zu prüfen. Sofern ihr Kraftwerk noch gar nicht aufgeführt ist oder Angaben nicht korrekt sind, besteht die Pflicht, die Angaben zu melden oder zu korrigieren. Ein Verstoß gegen diese Pflicht ist sogar bußgeldbewehrt.

Darüber hinaus besteht nur noch bis zum 1.2.2021 die Möglichkeit, eventuelle Investitionen in das Kraftwerk, die sich mit Blick auf die sog. Altersreihung auf das Datum der Inbetriebnahme auswirken, geltend zu machen und Dampfsammelschienenblöcke, die ein selbstständiges bzw. virtuelles Kraftwerk bilden, verbindlich gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) anzuzeigen.

Nach Ablauf dieser Korrekturfrist wird die BNetzA die geänderten Daten der Anlagenbetreiber überprüfen. Im Anschluss nimmt sie die Reihung der Anlagen nach Datum der Inbetriebnahme vor, sog. Altersreihung. Am 1.7.2021 gibt sie dann die neue altersgereihte Kraftwerksliste bekannt. Diese ist dann die Grundlage für die gesetzliche Reduzierung durch Anordnung (also in Bezug auf die Anlagen, die nicht freiwillig aussteigen). Die Anordnungen sollen im Jahr 2027 beginnen.

Infos hier:

Verfahren Kohleausstieg allgemein

Formulare und Hinweise zur Altersreihung

Informationen zur Beihilferechtliche Genehmigung der Kohleausstiegsregeln

Jährlicher Zuteilungsdatenbericht im Europäischen Emissionshandel erfolgt über das Formular-Management-System (FMS) der DEHSt.

Die DEHSt hat für die jährliche Übersendung des Zuteilungsdatenberichts eine Anwendung im Formular-Management-System (FMS) bereitgestellt. Die Frist für den jährlichen Zuteilungsdatenbericht läuft grundsätzlich am 31. März aus. Im Jahr 2021 hat die DEHSt in einer News auf ihrer Internetseite verkündet, dass das Zuteilungsverfahren noch intensiv vorbereitet wird und Teilnehmer des EU-ETS daher in 2021 „die Zuteilungsdatenberichte 2019 und 2020 ausnahmsweise und bei Bedarf spätestens zum 30.06.2021 einreichen [können], ohne dass dies negative Folgen für Sie nach sich zieht.“ Die DEHSt wird die Prüfung der Zuteilungsdatenberichte (ZDB) nach diesem Zeitpunkt vornehmen.

Mit dem Zuteilungsdatenbericht werden die Aktivitätsraten und andere Daten für die Anpassung der Zuteilung berichtet, sowie umfassende Angaben zu Umfang und Struktur des Zuteilungsantrags für Bestandsanlagen.

Auch der nationale Emissionshandel ist zum 01.01.2021 gestartet. Wir haben in drei Fachvideos die wesentlichen Informationen zu den Grundsätzen, den Pflichten der sog. Inverkehrbringer, sowie To-Do’s für die Industrie zusammengefasst. Weitere Infos erhalten Sie in unserer News, zur Anmeldung unseres Video-Tutorials „BEHG – Aktueller Stand: To-Do´s für Industrie und Inverkehrbringer“ gelangen Sie hier.