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.

Lackmann, der führende Anbieter für Zählersystemtechnik, äußert sich in einem kostenfreien Video zu diesem Zukunftsthema.

Die Digitalisierung der Energiewende ist ein entscheidender Baustein, damit Deutschland seine Klimaziele erreichen kann. Um die Erzeuger und Verbraucher in zukünftigen intelligenten Energienetzen (Smart Grids) effizient und sicher steuern zu können, wird eine neue Infrastruktur ausgerollt. Das Herzstück ist das Smart Meter Gateway, welches die Sicherheit in der Fläche durchsetzen soll.

Unser Kooperationspartner, die Heinz Lackmann GmbH & Co. KG, hat sich in einer Veranstaltung zu diesem Zukunftsthema geäußert. Die Videoaufzeichnung hiervon können Sie nun kostenfrei in unserer Mediathek schauen.

Autor: Prof. Dr. Kai Gent

Das Lieferkettengesetz tritt zwar erst am 1.1.2023 in Kraft und dann auch erst einmal für Unternehmen mit über 3000 Mitarbeitern. Die Zeit bis dahin gilt dem Gesetzgeber als „Vorbereitungszeit“. Auch wir wollen diese Vorbereitungszeit nutzen, um Sie mit kurzen Beiträgen auf wichtige Aspekte der Lieferketten-Compliance hinzuweisen.

Das Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) soll die Ausbeutung von Mensch und Natur entlang der Lieferkette der von deutschen Unternehmen verantworteten Produkten verhindern.

Das LkSG adressiert dabei etliche menschenrechtliche Risiken, wie bspw. Kinderarbeit, Zwangsarbeit, Verletzung der Koalitionsfreiheit und schädliche Umweltveränderungen. Zudem betrifft es die folgenden spezifisch umweltrechtlichen Risiken: Herstellung und Umgang mit Quecksilber, Produktion und Verwendung von POPs (sog. persistente organische Schadstoffe) sowie die Ein- und Ausfuhr gefährlicher Abfälle.

Die wichtigsten auf diese Risiken bezogenen, vom Gesetz geforderten Sorgfaltspflichten sind:

  • die Einrichtung eines Risikomanagements (§ 4 Abs. 1),
  • die Festlegung einer betriebsinternen Zuständigkeit (§ 4 Abs. 3),
  • die Durchführung regelmäßiger Risikoanalysen (§ 5),
  • die Abgabe einer Grundsatzerklärung (§ 6 Abs. 2),
  • die Verankerung von Präventionsmaßnahmen im eigenen Geschäftsbereich (§ 6 Abs. 1 und 3) und gegenüber unmittelbaren Zulieferern (§ 6 Abs. 4),
  • das Ergreifen von Abhilfemaßnahmen (§ 7 Abs. 1 bis 3), 
  • die Einrichtung eines Beschwerdeverfahrens (§ 8),
  • die Umsetzung von Sorgfaltspflichten in Bezug auf Risiken bei mittelbaren Zulieferern (§ 9) und
  • die Dokumentation (§ 10 Abs. 1) und die Berichterstattung (§ 10 Abs. 2).

Nach § 10 Abs. 1 LkSG ist im Hinblick auf die Einhaltung dieses Pflichtenkanons jeweils eine fortlaufende Dokumentation zu schreiben. Diese ist für sieben Jahre aufzubewahren. Zudem sind relevante Informationen über den Umgang mit Risiken in der Lieferkette für sieben Jahre online öffentlich zugänglich zu machen.

Damit ist die Sieben die magische Zahl. Im Ergebnis ist die Aufbewahrungsfrist also länger, als die meisten gesetzlich vorgegebenen oder freiwillig in Unternehmen festgelegten Aufbewahrungsfristen (mit Ausnahme u.a. im Chemikalienrecht, wo eine zehnjährige Aufbewahrungsfrist vielfach ohnehin Standard ist). Unternehmen sollten daher die bis zum Start des Lieferkettengesetzes noch laufende „Vorbereitungszeit“ nutzen, um Prozesse im Unternehmen hinsichtlich der Aufbewahrungsfristen zu aktualisieren.

Autorin: Dr. Franziska Lietz

RGC beantwortet am 09.02.2022 Praxisfragen zu PV kurz und knapp in 1,5 Stunden

Wie hier berichtet, haben wir unser Veranstaltungsprogramm deutlich ausgeweitet, um den großen Informationsbedarf unserer Mandanten im Zusammenhang mit der industriellen CO2-Transformation und den neuen politischen Vorgaben zu decken.

Fast jeder unserer Mandanten denkt derzeit über die Errichtung von PV-Anlagen nach oder ist bereits in der konkreten Planungs- oder Umsetzungsphase. Zu den PV-Projekten erreichen uns täglich diverse Praxisfragen. Der Grund, weshalb wir unser Veranstaltungsjahr 09.02.2022 mit einem RGC-Fokus: Praxiswissen für industrielle PV-Projekte in 1,5 Stunden starten.

In unserer Online-Veranstaltung beantworten wir Ihnen alle aus unserer Sicht wesentlichen Praxisfragen zu PV-Projekten. Wir behandeln insbesondere das Bau- und Genehmigungsrecht, den Einsatz von PV-Anlagen zur Eigenversorgung, die Optionen zur Förderung/Vermarktung von PV-Strom, die Steuerung der PV-Anlagen durch den Netzbetreiber sowie die notwendigen Vertragsgestaltungen. Zudem gehen wir natürlich auch auf Ihre individuellen Fragen ein, die Sie im Rahmen der Veranstaltung stellen können. Wir zeichnen unsere Veranstaltung auf, so dass Sie diese in unserer Mediathek jederzeit nochmals nacherleben können.

Weitere Infos und die Anmeldung zu unserem RGC-Fokus finden Sie in dem Veranstaltungskalender unserer RGC Manager App und in unserem RGC-Portal.

1,5 Stunden, die sich für Sie lohnen werden. Wir freuen uns auf Sie!

Autorinnen: Dr. Franziska Lietz
                       Aletta Gerst

Bereits zu Beginn der Legislaturperiode sollen rechtliche und finanzielle Voraussetzungen für die Etablierung der Carbon Contracts for Difference geschaffen werden. Mit diesen Klimaschutzdifferenzverträgen sollen Mehrkosten von klimaneutralen Produktionsverfahren im Vergleich zu herkömmlichen Verfahren bis zur Marktdurchsetzung von staatlicher Seite übernommen werden.

Carbon Contracts for Difference (CCfD) wurden bereits im Vertrag der Ampelkoalition als Klimaschutzdifferenzverträge angekündigt. Vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz werden sie als zentrales Instrument zur Unterstützung der Transformation in der Industrie“ in Richtung Klimaneutralität bezeichnet. Sie sollen vorwiegend die heimische Grundstoffindustrie schützen und die „Wirtschaftlichkeitslücke“ von klimaneutralen Produktionsverfahren im Vergleich zu den gängigen Verfahren schließen.

Grundsätzlich handelt es sich bei den CCfD um speziell auf die energieintensive Industrie zugeschnittene Differenzverträge, welche die Mehrkosten ausgleichen, die durch Umstellung der Produktionsverfahren auf treibhausgasneutrale Verfahren entstehen. Die Dotierung der Verträge orientiert sich am EUA-CO2-Preis. Solange die treibhausgasneutrale Produktion teurer ist als das gängige Produktionsverfahren, wird die Differenz durch staatliche Institutionen ausgeglichen. Sobald der CO2-Preis für die Produktionskosten mit dem gängigen Verfahren höher liegt, als die Mehrkosten des treibhausgasneutralen Verfahrens, wird die Differenz an den ehemaligen Fördergeber rückerstattet.

Es ist das erste Förderprogramm, dass auch operative Kosten berücksichtigt. Ziel der CCfD ist es, teurere, aber technisch funktionale klimaneutrale Prozesse für Unternehmen marktfähig zu machen, Risiken zu minimieren und die Investitionen in langlebige Anlagen der Industrie vorzuziehen. Für wasserstoffbasierte Technologien sollen CCfD oder Hydrogen-Contracts for Difference ebenfalls eingesetzt werden.


Auf was müssen Unternehmen achten?

CCfD sind nicht für energieeffizienzbezogene Maßnahmen heranzuziehen und gelten für verfahrenstechnische Umstellungen, die prozessbedingt anfallende Emissionen verhindern. Nach dem Eckpunktepapier des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) werden die CCfD branchenspezifisch ausgeschrieben, um eine Beeinträchtigung des Wettbewerbs zu verhindern. Hierfür ist es von enormer Bedeutung, die derzeitigen spezifischen Produktionskosten z.B. in €/t Grundstoff zu bestimmen sowie die voraussichtlichen spezifischen Kosten nach der Umstellung auf klimaneutrale Verfahren. Hieraus können die CO2-Vermeidungskosten bestimmt werden, die für die Höhe der CCfD maßgeblich sind. Die Differenz zwischen den Vermeidungskosten und dem EUA-Preis ist der „Strike Price“ bzw. der Wert der CCfD. CCfD wurden noch nicht offiziell veröffentlicht und können bis dato nicht beantragt werden. Das Bundesministerium der Finanzen plante Juni 2021 allerdings bereits für 2022 ein Budget von 650 Mio.€ ein.

Wie kann GALLEHR+PARTNER® Ihnen behilflich sein?

Wir können bereits jetzt überprüfen, ob Ihr Unternehmen möglicherweise von den CCfD profitieren kann. Sollte dies der Fall sein, können Möglichkeiten der Dekarbonisierung erörtert, eine Bestandsanalyse durchgeführt und erste Berechnungen hinsichtlich aktueller und zukünftiger Kosten und Wirtschaftlichkeit vorgenommen werden.

GALLEHR+PARTNER® hat sich mit dem Anspruch, Lotse für die Industrie in eine wettbewerbsfähige und klimafreundliche Zukunft zu sein, als ein führender Anbieter von Klimaschutz-, Energieeffizienz- und nachhaltigen Energiebeschaffungs-Dienstleistungen etablieren können. Der Kundenstamm der Gallehr Sustainable Risk Management GmbH umfasst eine Vielzahl national und international renommierter, auch börsennotierter Unternehmen, vornehmlich aus dem Industrie-, Energieversorger-, Agrar- und Flugverkehrsbereich. Wir sind seit 2007 am Markt tätig und konnten unser Know-how mittels unserer erfahrenen, mittlerweile 25 Berater und Experten, sowie unserer Kooperationspartner bereits bei mehr als 150 Unternehmen erfolgreich einbringen.

Mehr Informationen erhalten Sie unter www.gallehr.de.
Bei Interesse sprechen Sie uns gerne an. 

„Diesen Beitrag hat unser Kooperationspartner, die  Gallehr Sustainable Risk Management GmbH, verfasst, die für die Inhalte verantwortlich ist und für Rückfragen gern zur Verfügung steht.“

Autor: Sebastian Gallehr

Beschluss der BNetzA verpflichtet den Netzbetreiber zur Einrichtung von Unter-Unterzählpunkten

Hintergrund der Entscheidung ist eine Auseinandersetzung zwischen einem Messstellenbetreiber und einem Anschlussnetzbetreiber über die Einrichtung notwendiger Zählpunkte zur Umsetzung eines Messkonzepts für ein als Kundenanlage betriebenes Büro- und Geschäftshaus. Das Messkonzept sah u.a. für Unterzähler mehrere Ebenen vor. Auf der ersten Ebene hinter dem Summenzähler sollten sich die Unterzähler befinden. Auf der zweiten Ebene hinter dem Summenzähler, also in der Ebene hinter den Unterzählern waren weitere Zähler, also Unter-Unterzähler vorgesehen, über die einzelne Untermieter beliefert werden sollten. Das Messkonzept war so ausgestaltet, dass der Messstellenbetreiber alle Messdaten erfassen, aufbereiten und dem Netzbetreiber bereinigte Messwerte in Excel-Dateiform zur Verfügung stellen wollte. Denn die am Summenzähler und an den Unterzählern der ersten Ebene ermittelten Verbräuche müssen jeweils um die Verbräuche der Unter-Unterzähler korrigiert werden. Dem Netzbetreiber würde trotz dieses Konzepts ein Mehraufwand von ca. 1,5 Std/Jahr entstehen.

Der Messstellenbetreiber war der Auffassung, dass der Netzbetreiber gemäß § 20 Abs. 1d EnWG neben den Zählpunkten für die Unterzähler auch für die Unter-Unterzähler Zählpunkte einrichten müsse. Der Netzbetreiber lehnte dies aus verschiedenen Gründen ab; u.a. war er der Auffassung, dass ein Unterzählpunkt in einer Kundenanlage eine direkte physikalische Verbindung zum Summenzähler und damit zum Netz des Netzbetreibers voraussetze. Darüber hinaus sei das vorliegende Messkonzept nicht massengeschäftstauglich und es bestünde die Gefahr, dass solche (mit Mehraufwand verbundenen) Messkonzepte zukünftig zunähmen.

Die BNetzA entschied die streitige Frage nach dem Scheitern eines Schlichtungsversuchs im Rahmen eines Missbrauchsverfahrens zugunsten des Messstellenbetreibers (Az.: BK6-21-086). Die Vorschrift in § 20 Abs. 1d EnWG verpflichte Netzbetreiber dazu, bilanzierungsrelevante Unterzählpunkte in einer Kundenanlage bereitzustellen. Der Gesetzgeber habe die Pflicht zur Zählpunktbereitstellung erkennbar auf „bilanzierungsrelevante Unterzähler“ erstreckt. Somit käme es maßgeblich darauf an, ob die Unter-Unterzähler für die Realisierung einer Drittbelieferung notwendig seien. Eine Beschränkung auf die erste Ebene von Unterzählern sei der Norm nicht zu entnehmen. Auch eine unmittelbare physikalische Verbindung der Unterzähler sei nicht Gegenstand der Norm. § 20 Abs. 1d EnWG beinhalte die Aussage, dass der Netzbetreiber in einer Kundenanlage überall dort Zählpunkte bereitzustellen hat, die durch einen dritten Stromlieferanten beliefert werden sollen.

Die BNetzA schloss sich auch dem Argument des Netzbetreibers nicht an, wonach das Messkonzept massengeschäftstauglich sein müsste. Zwar sollten Netzzugangsregelungen grundsätzlich massengeschäftstauglich sein; dies gelte aber nicht ausnahmslos.

Zudem stellte die BNetzA klar, dass der Netzbetreiber den Netzzugang nicht ohne sachlichen Grund ausschließen oder erschweren dürfe. Sachliche Gründe für eine Ablehnung des streitgegenständlichen Messkonzepts sah die Behörde indes nicht. Selbst wenn es zu den vom Netzbetreiber befürchteten Verstößen gegen das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) käme, sei das kein zulässiger Grund, das Messkonzept abzulehnen. Verstöße gegen das MsbG hätten ggf. vertragliche oder aufsichtsrechtliche Konsequenzen gegen den Messstellenbetreiber. Ein abstrakt befürchteter Verstoß gegen das MsbG sei kein Grund, vorsorglich den Netzzugang zu beschränken. Auch weitere Bedenken des Netzbetreibers (z.B. Schwierigkeiten der Sperrung von Unterzählern bei Zahlungsverzug) lehnte die Behörde mit dem Argument ab, dass dies allgemeine Probleme beim Betrieb einer Kundenanlage seien und diese unabhängig vom Messkonzept auftreten können.

Schließlich bewertete die BNetzA den erheblichen Mehraufwand, den der Messstellenbetreiber hätte, wenn er das vom Netzbetreiber geforderte Messkonzept umsetzen müsste (Umstellung der Unter-Unterzähler zu Unterzählern der ersten Ebene durch unmittelbaren Anschluss an den Summenzähler). Dieser Aufwand wurde als erheblich höher eingeschätzt, als der Mehraufwand des Netzbetreibers bei Durchführung des vorgelegten Messkonzepts.

Die vorliegende Entscheidung ist aus Kundensicht erfreulich. Denn sie bringt mehr Klarheit in den Umfang der Verpflichtung aus § 20 Abs. 1d EnWG zur Einrichtung von Unterzählpunkten in Kundenanlagen und einige grundsätzliche Aussagen lassen sich ggf. auf andere Messkonzepte übertragen, wenn es darum geht, Drittbelieferungen über Unterzählpunkte abzuwickeln.

Die BNetzA betont allerdings, dass es sich vorliegend um eine Einzelfallentscheidung zu dem konkreten Messkonzept handele. Bei veränderten Umständen (z.B. Umstellung auf intelligente Messsysteme, Wechsel des Messstellenbetreibers, weitere Zählpunkte u.ä.) müsse der Mehraufwand des Netzbetreibers neu auf seine Zumutbarkeit bewertet werden. Im Zweifel sollten Betreiber von Kundenanlagen oder Messstellenbetreiber ein geplantes Unterzähler-Messkonzept deshalb juristisch bewerten lassen.

Autorin: Tanja Körtke

„Praxiswissen PV in 1,5 h“, „Klimarecht kompakt für die Industrie“ und „Die neuen Spielregeln durch Koalitionsvertrag, Klima-Sofortprogamm, Green Deal und Märkte“

Das Jahr 2022 wird als eines der Jahre mit den meisten energie- und klimarechtlichen Änderungen in die Geschichtsbücher eingehen. Unsere Mandanten sind einem noch nie dagewesenen CO2-Transformationsdruck ausgesetzt. Der Informationsbedarf ist immens. Wir reagieren hierauf mit einem deutlich ausgebauten Angebot für Praxisworkshops.

Wir starten wie folgt:

  • 09.02.2022 RGC-Fokus: Praxiswissen für industrielle PV-Projekte in 1,5 Stunden
    Viele unserer Industriemandanten möchten ihr Versorgungskonzept durch eine PV-Anlage ergänzen. Hierbei stellen sich eine ganze Reihe von Praxisfragen. Diese beantworten wir als RGC-Fokus prägnant in 1,5 Stunden.
  • 24.02.2022 Klimarecht kompakt für die Industrie (3 Stunden)

    Jedes Industrieunternehmen muss sich auf den Weg in die Klimaneutralität machen und dabei eine täglich zunehmende Anzahl von Klimavorgaben beachten. Unsere RGC-Kompakt-Veranstaltung hat das Ziel, Ihnen kurz und knapp in 3 Stunden einen Überblick über die wichtigsten Rechtsquellen des Klimarechts zu geben. Der perfekte Einstieg für Industrieunternehmen jeder Größenordnung in diese vielschichtige Materie!

  • 15.03.2022 Koalitionsvertrag, Green Deal und Märkte: Neue Spielregeln für Energie und Klima! (Tagesveranstaltung)

    Wir haben eine neue Bundesregierung und die Energiepreise spielen im bisher unbekannten Maße verrückt. Die Spielregeln, nach denen die Wirtschaft ihre Versorgungskonzepte ausrichten muss, verändern sich massiv. Hierauf muss sich jedes Unternehmen vorbereiten!
    In unserem Online-Workshop arbeiten wir für Sie die für die Wirtschaft wesentlichen Inhalte des Koalitionsvertrages und aus dem Green Deal der EU auf, Marktexperten wagen Prognosen zu den Energiepreisen, wir geben Ihnen zu den bevorstehenden Änderungen die üblichen RGC-Praxistipps und natürlich werden Mandanten von uns auch Einblicke in aktuelle Projekte geben.

    Bei dieser Veranstaltung handelt es sich um die erste Veranstaltung unseres RGC-Klimanetzwerks in 2022.

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

Seien Sie dabei. Es lohnt sich!

Autoren: Prof. Dr. Kai Gent
                 Dr. Franziska Lietz

Die EU-Kommission will durch einen neuen Verordnungsentwurf die EU-Klima-Taxonomie um die Tätigkeitsbereiche Kernenergie und Erdgas ergänzen.

Zum Abschluss des Jahres 2021 legte die EU-Kommission einen Verordnungsentwurf zur Ergänzung der EU-Klima-Taxonomie vor. Dabei hat für Unruhe gesorgt, dass jetzt auch Kernenergie unter bestimmten Voraussetzungen als nachhaltig eingestuft werden soll – unabhängig davon, dass Deutschland sich schon vor Jahren gegen eine Fortführung der Technologie entschieden hat.

Neben dieser medienwirksamen Neuigkeit ist beinahe untergegangen, dass die neue Einstufung auch für Erdgas gilt:

Mit dem Verordnungsentwurf sollen zukünftig einige Tätigkeiten zur Energiegewinnung aus Gas in die Taxonomie aufgenommen und unter bestimmten Voraussetzungen als nachhaltige Aktivitäten eingestuft werden. Als Folge können dann auch Ökofonds durch die jeweiligen Betreiberfirmen in Anspruch genommen werden.

Das ist eine vielversprechende Neuigkeit für Betreiber von Blockheizkraftwerken bzw. Gaskraftwerken und dürfte die in unserer Mandantschaft zahlreich vertretenen Eigenerzeuger freuen.

Zum Hintergrund:

Ziel der Taxonomie ist es, Energietätigkeiten aufzulisten, mit denen die Mitgliedstaaten der Klimaneutralität näherkommen. Der derzeitig vorherrschende Energiemix in Europa variiert, jedoch setzen einige Mitgliedstaaten noch immer auf die stark CO2-intensive Kohle. Durch die EU-Taxonomie sollen Investitionen in eine klimafreundlichere Richtung gesteuert werden.

Die Kommission ist der Auffassung, dass Erdgas und Kernenergie dazu beitragen können, den Übergang zu einer klimaneutralen Energiegewinnung als eine „Brückentechnologie“ zu erleichtern. Mit dem Verordnungsentwurf wird die Liste der Tätigkeiten erweitert, die den Ausstieg aus schädlicheren Energieträgern, wie z.B. Kohle, beschleunigen. Zudem werden für jede Tätigkeit technische Bewertungskriterien vorgegeben, damit diese als taxonomiekonform gilt. So müssen z.B. Gaskraftwerke ab Ende 2035 zu 100 Prozent mit erneuerbaren oder CO2-armen Gasen betrieben werden.

Die Einstufung von Kernkraft und Erdgas als nachhaltig ist aber noch nicht final entschieden:

Derzeit wertet die Kommission ein Konsultationsverfahren dazu aus – ihre Ergebnisse wird sie dem Europäischen Parlament und dem Rat zur Prüfung vorlegen. Das Parlament und der Rat haben dann vier Monate Zeit, den Rechtsakt zu prüfen und Einwände zu erheben. Für eine Ablehnung ist entweder die qualifizierte Mehrheit des Rates (min. 20 Mitgliedstaaten) oder im EU-Parlament eine Mehrheit von min. 353 Abgeordneten notwendig.

Ob diese Mehrheiten erreicht werden, bleibt abzuwarten. Dasselbe gilt für die Frage, ob und inwieweit die Einstufung innerhalb der Taxonomieverordnung zukünftig auf andere europäische oder nationale Regelungen übertragen wird.

Autoren: Pia Weber
                 Joel Pingel

Die neue Regierung attestiert einen erheblichen Rückstand auf dem Weg zur Erreichung der gesteckten Klimaziele. Dieser Rückstand soll mithilfe von ambitionierten, sektorenübergreifenden Sofortmaßnahmen aufgeholt werden.

In der letzten Woche hat der neue Wirtschafts- und Klimaschutzminister Robert Habeck die Eröffnungsbilanz Klimaschutz vorgelegt. Darin attestiert er der alten Bundesregierung einen erheblichen Rückstand auf dem Weg in eine CO2-neutrale Zukunft. Ähnlich düster fällt die Prognose zur Erreichung der Klimaziele in den meisten Sektoren für die nächsten beiden Jahre aus – im Jahr 2022 und voraussichtlich auch im Jahr 2023 dürften die gesteckten Ziele kaum noch geschafft werden. Den ausführlichen Bericht finden Sie hier.

Um diesen Rückstand aufzuholen, hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz einen Katalog von geplanten Sofortmaßnahmen vorgelegt, der es in sich hat. Die Geschwindigkeit der Emissionsminderung soll damit verdreifacht werden.

Die ambitionierten Sofortmaßnahmen gelten sektorenübergreifend. Folgendes wird geplant: 

  • EEG-Novelle: Eine geplante EEG-Novelle soll bewirken, dass bis zum Jahr 2030 80 % die Stromerzeugung in Deutschland aus EE-Anlagen stammen soll. Das soll u.a. mit dem Grundsatz ermöglicht werden, dass der EE-Ausbau im überragenden öffentlichen Interesse steht und der öffentlichen Sicherheit dient.
  • Solarenergie: Ein Solarbeschleunigungspaket soll mit einer Vielzahl von Einzelmaßnahmen wie der Optimierung des Mieterstroms oder der Anhebung der Ausschreibungsschwelle aufgesetzt werden. Hervorzuheben ist das Ziel der Regierung, dass in Zukunft alle geeigneten Dachflächen für PV-Anlagen genutzt werden. Dafür soll bei gewerblichen Neubauten eine Solarpflicht kommen.
  • Windenergie: Durch die Erschließung weiterer Flächen soll insbesondere der Ausbau von Windenergie an Land deutlich beschleunigt werden. 
  • Abschaffung der EEG-Umlage zur Senkung der Strompreise: Die neue Regierung scheint Wort zu halten und kündigt ab 2023 die Überführung der EEG-Umlage in den Bundeshaushalt an. Damit sollen die Strompreise spürbar gesenkt werden.
  • Neuregelung der KWKG-, Offshore- und § 19 StromNEV-Umlagen: Die Netzumlagen sollen in ein eigenes Gesetz überführt werden. Wir vermuten, dass auch zukünftig eine Netzumlagenbegrenzung erfolgen und dafür ein neues Antragsverfahren geschaffen wird.
  • Klimaschutzverträge mit der Industrie: Die Industrie soll über Klimaschutzdifferenzverträge rechtlich und finanziell beim Einstieg in klimaneutrale Produktionsverfahren abgesichert werden.
  • Wärme: Bis 2030 soll die Hälfte des Wärmebedarfs klimaneutral erzeugt werden. Dazu soll auf Energieeffizienz gesetzt und der Ausbau von Wärmenetzen mit Fördermitteln vorangetrieben werden.
  • Gebäude: Mit einer Anpassung des Gebäudeenergiegesetzes soll der Fokus auf einen reduzierten Energiebedarf und die Klimaneutralität in 2045 gesetzt werden. Auch hier wird es einen erheblichen Bedarf an EE geben: Ab 2025 sollen in jeder neuen Heizung 65 % EE eingesetzt werden.
  • Verdoppelung von grünem Wasserstoff: Dieses Ziel soll mit einer Anpassung der Wasserstoffstrategie und vor allem neuen Förderprogrammen erreicht werden.

Auf dem beschleunigten Weg in eine klimaneutrale Zukunft wird RGC Sie weiter tatkräftig unterstützen. Gerade bei den erwarteten neuen Antragsverfahren zur Netzumlagenbegrenzung, als auch bei der Begleitung der neuen Förderprogramme können Sie auf unsere Hilfe setzen. Weitere Infos hierzu folgen in Kürze.

Autoren: Annerieke Walter
                 Prof. Dr. Kai Gent

Endlich hat die EU die wesentlichen Inhalte der letzten EEG-Novelle aus dem Juni 2021 genehmigt

Das EEG hat im Dezember 2020 und im Sommer 2021 gleich zwei große Novellen erfahren, deren Änderungen bei der EU wegen der Komplexität auf mehrere Genehmigungsverfahren aufteilt wurden. Das größere Verfahren wurde im April 2021 abgeschlossen (RGC berichtete), nun wurde folgenden weiteren Neuregelungen die Genehmigung erteilt und diese dürfen damit endlich angewendet werden:

  • die Erhöhung der Ausschreibungsmengen für Onshore-Wind- und Solaranlagen für 2022 (mit Ausnahme der dritten Ausschreibungsrunde für Solaranlagen; hier möchte die EU-Kommission die Ergebnisse der ersten beiden Ausschreibungen abwarten), 
  • die Ausweitung einer möglichen finanziellen Beteiligung von Kommunen auf Freiflächenanlagen, 
  • den Verfahrensvereinfachungen bei den Ausschreibungen für Solaranlagen,
  • der Übergangsregelung zur verlängerten Nutzbarkeit sog. Stilllegungsnachweise zur Übertragung der EEG-Förderung bei vorzeitiger Stilllegung von Biomethananlagen, 
  • die Änderung des Ausschreibungsdesigns für Biomethananlagen im Dezember 2021,
  • der Flexibilitätszuschlag für bestehende Biogasanlagen.

Außerdem wurde die Anschlussförderung für Güllekleinanlagen genehmigt.

Keine Genehmigung hat dagegen die Anschlussförderung für die Stromerzeugung aus Altholz-Anlagen bekommen. Anlagenbetreiber, die diese verlängerten Förderzahlungen erwartet haben, bleibt nun nur ein künftiger Eigenverbrauch oder die ungeförderte Direktvermarktung. Mit dem europäischen Beihilferecht unvereinbar wurde außerdem die Erhöhung der Förderung für bestehende kleine Wasserkraftanlagen beurteilt– für diese bleibt es bei den alten Fördersätzen.

Die beihilferechtliche Prüfung zur Vollbefreiung von der EEG-Umlage für grünen Wasserstoff dauert weiter an. Auch der sog. „nichtselbstständige Unternehmensteil“ im Zusammenhang mit der BesAR für die Herstellung von Wasserstoff und die erweiterte Definition des Unternehmensbegriffes wurden noch nicht bestätigt. Die EU-Kommission hat weiteren vertieften Prüfungsbedarf angemeldet. Beide Privilegierungen könnten jedoch noch vor einer Entscheidung der EU-Kommission „tote Regelungen“ sein, wenn die im Koalitionsvertrag und vom BMWi angekündigte Abschaffung der EEG-Umlage ab 2023 umgesetzt wird.

Die Prüfungen zur „Südquote“ bei den Biomethanausschreibungen wurden in ein separates Verfahren überführt; die Regelung findet bei den Ausschreibungen für Wind an Land und Biomasseanlagen im Februar und März 2022 noch keine Anwendung. Ein weiteres separates Prüfverfahren gibt es für die Besondere Ausgleichsregelung für Schienenbahnen und Elektrobusse.

Über die beihilferechtlichen Prüfungen des EEG 2021 informiert das BMWi ausführlich in seinen FAQ, die Sie hier finden.

Autorin : Aletta Gerst

Der neue Entwurf der Förderrichtlinie betreffend die Strompreiskompensation ab dem Jahr 2021 enthält u.a. Regelungen zur Beihilfezahlung bei Stromlieferungsverträgen ohne CO2-Kosten sowie zum sog. „Super-Cap“ und sieht ein Gegenleistungssystem vor.

Das Instrument der Strompreiskompensation („SPK“) soll Produktionsverlagerungen ins Ausland (sog. Carbon Leakage) vermeiden, indem diejenigen Unternehmen eine Beihilfe beantragen können, die durch steigende indirekte CO2-Kosten – verursacht im Zusammenhang mit dem europäischen Emissionshandel – einen Wettbewerbsnachteil erleiden. Zur Neuregelung der Strompreiskompensation ab 2021 veröffentlichte die EU-Kommission am 21. September 2020 neue Beihilfe-Leitlinien. Diese Leitlinien bestimmen in ihrem Anhang I, welche Teilsektoren und Sektoren beihilfeberechtigt sind. Zu den neuen Beihilfe-Leitlinien berichteten wir hier und hier.

Zur nationalen Konkretisierung dieser europäischen Leitlinien liegt nunmehr ein Entwurf der SPK-Förderrichtlinie vor. Wesentliche Neuerungen im Vergleich zur bisher gültigen SPK-Förderrichtlinie sind die folgenden:

  • Bislang galt bei Stromlieferungsverträgen, die keine CO2-Kosten enthalten, dass keine Beihilfe gewährt wird. Der neue Entwurf sieht hingegen für Stromlieferungsverträge ohne CO2-Kosten und für den Verbrauch eigenerzeugten Stroms vor, dass auch dieser Strom grundsätzlich förderfähig sein soll. Bei dem Verbrauch eigenerzeugten Stroms soll keine Beihilfe gewährt werden, wenn der Strom aus Anlagen stammt, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen wurden und für die ein Vergütungsanspruch nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) besteht. 
  • Der Entwurf der Förderrichtlinie sieht für besonders stromintensive Unternehmen ein sog. „Super-Cap“ vor: Hierdurch sollen die anzusetzenden CO2-Kosten des Unternehmens oder selbständigen Unternehmensteils auf 1,5 Prozent der Bruttowertschöpfung begrenzt werden.

    Allerdings sieht die Förderrichtlinie in diesem Zusammenhang einen Sockelbetrag der maßgeblichen indirekten CO2-Kosten vor, der von dieser ergänzenden Beihilfegewährung ausgeschlossen sein soll. Für den Sockelbetrag ist die Summe der maßgeblichen indirekten CO2-Kosten ausschlaggebend, wobei ein Wert von 5 Prozent des Zertifikatspreises bzw. mindestens 5 Euro pro Tonne CO2 anzusetzen ist. 
  • Neu eingeführt werden soll zudem ein Gegenleistungssystem:

    Wie bereits aus der BEHG-Carbon-Leakage-Verordnung (BECV) bekannt, wird von den Unternehmen die Etablierung eines Energiemanagementsystems verlangt. Hier ist die entsprechende Vorschrift aus der BECV (§ 10) anwendbar mit der Maßgabe, dass auf den Gesamtstromverbrauch statt auf den Gesamtverbrauch fossiler Brennstoffe abzustellen ist.

    Zudem sind Klimaschutzmaßnahmen entsprechend § 11 BECV zu ergreifen. Anstelle dieser Maßnahmen kann das Unternehmen 30% seines Strombedarfs mit Strom aus erneuerbaren Energien decken.
    Eine Anrechnung von Klimaschutzmaßnahmen als Gegenleistung im Rahmen beider Systeme (Strompreiskompensation und BECV) ist ausgeschlossen. Die Investitionssumme solcher Maßnahmen kann jedoch anteilig aufgeteilt werden.

Die Frist für den Antrag auf Strompreiskompensation für das Jahr 2021 soll zwischen Mai und September 2022 enden – Genaueres wird die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) rechtzeitig bekanntgeben.

Autorin: Sandra Horn