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Das Bundeskabinett hat diese Woche einen Verordnungsentwurf zur Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) verabschiedet. Durch diesen soll in Zukunft ein Anreiz geschaffen werden, einen Anteil des Ladestroms öffentlicher Ladeparks aus Solar- oder Windkraft-Anlagen zu gewinnen.

Wie RGC bereits in einer früheren News berichtete, verpflichtet die THG-Quote insbesondere Mineralölkonzerne, Zertifikate zu kaufen, um die eigene Treibhausgasbilanz innerhalb der Vorgaben zu halten und schrittweise zu senken. Seit dem Jahr 2022 können außerdem die Betreiber von Elektrofahrzeugen und öffentlich zugänglichen Ladepunkten am Quotenhandel teilnehmen und ihre Treibhausgaseinsparungen im Rahmen des Quotenhandels an die Verpflichteten verkaufen.

Die Regelungen zur THG-Quote sollen allerdings überarbeitet werden. Hierzu liegt seit einigen Wochen ein Referentenentwurf vor, der ohne Aussprache, d.h. ohne Änderungen vom Kabinett angenommen wurde.

Die wichtigste Änderung dürfte die erleichterte Anrechnung von Grünstrom sein: Während bislang eine erhöhte THG-Quote für den Einsatz von erneuerbarem Strom nur bei reinen Inselanlagen anrechenbar war, soll dies zukünftig auch bei Einbindung der EE-Anlage und des Ladepunktes in eine an das Netz angeschlossene Kundenanlage möglich sein. Betreiber von Ladesäulen können daher voraussichtlich künftig einen deutlich höheren Erlös aus der THQ-Quote erhalten, wenn mit PV- oder anderem erneuerbaren Strom geladen wird.

Bei privaten Wallboxen – also solchen, die als nicht öffentlich zugänglich eingeordnet werden – ist die Anrechenbarkeit auf die THG-Quote weiterhin nicht vorgesehen. Begründet wird dies mit dem hierfür notwendigen komplexen Messsystem.

Eine weitere wichtige Änderung betrifft die Fristen zur Einreichung der jährlichen THG-Quoten beim Umweltbundesamt. Um einen Antragsstau zu vermeiden, soll die Frist für die Einreichung der Strommengen aus öffentlich zugänglichen Ladepunkten nach § 6 der 38. BImSchV nun für eine bereits unterjährige Geltendmachung auf den 15. November des Verpflichtungsjahres vorgezogen werden (zuvor 28. Februar des Folgejahres). Die Antragstellung für Fahrzeuge (§ 7 der 38. BImSchG) soll auf den 31. Dezember des Verpflichtungsjahres vorgezogen werden, vormals ebenso der 28. Februar des Folgejahres. Letzteres wurde jedoch von Verbänden im Rahmen der Konsultation kritisiert, da hierdurch die Geltendmachung der Quote für am Jahresende erworbene, aber erst im neuen Jahr zugelassene E-Fahrzeuge nicht möglich ist. Kritisiert wird ebenso, dass für dieses Vorziehen der Fristen nach dem aktuellen Entwurf keine Übergangszeit vorgesehen ist, sodass Antragsteller bereits im Jahr 2023 die früheren Fristen einhalten müssen, obwohl dies in den Verträgen mit den notwendigerweise beauftragten Dienstleistern vermutlich keine Abbildung findet.

Mit einer bereits im letzten Jahr verabschiedeten und nun zum 1.7.2023 in Kraft tretenden Novelle des EnWG treten weitreichende Änderungen für Strom- bzw. Energiespeicher in Kraft.

Bisher waren Stromspeicher im Gesetz und auch nach der Rechtsprechung des BGH (sog. Pumpspeicherentscheidung aus dem Jahr 2009) im Energierecht als Letztverbraucher eingeordnet. Weil bei der Speicherung Strom aufgezehrt werde (z.B. durch das Hochpumpen des Wassers im Pumpspeicher oder die chemische Umwandlung in einer Batterie), handele es sich um einen Letztverbrauch.

In der Folge fallen in diesem Zeitpunkt des Verbrauchs auch sämtliche Abgaben und Umlagen an (d.h. Netzentgelte, Stromsteuer, Netzbezogene Umlagen etc.). Lediglich bei Inanspruchnahme weitreichender Ausnahmeregelungen mit komplexen Anforderungen konnten diese ganz oder teilweise entfallen. Bei der Wiedererzeugung von Energie wurden Stromspeicher als Erzeugungsanlagen behandelt. Dies machte den Betrieb von Stromspeicher weitreichend unattraktiv.

Dies wird sich nun zum 1.7.2023 ändern. In § 15c EnWG wird eine neue Definition des „Energiespeichers“ eingefügt. Diese lautet:

„Anlage in einem Elektrizitätsnetz, mit der die endgültige Nutzung elektrischer Energie auf einen späteren Zeitpunkt als den ihrer Erzeugung verschoben wird oder mit der die Umwandlung elektrischer Energie in eine speicherbare Energieform, die Speicherung solcher Energie und ihre anschließende Rückumwandlung in elektrische Energie oder Nutzung als ein anderer Energieträger erfolgt“.

Mit dieser neuen Definition wird die Definition aus der Richtlinie (EU) 2019/944 ins deutsche Recht und die Einordnung von Speichern als „Vierte Säule des Energiesystems“ übernommen. Dem Wortlaut nach erscheint es folgerichtig, hiervon nicht nur Batteriespeicher, sondern auch die sonstige Umwandlung von Energie in eine andere Form, wie Wasserstoff, Gas oder Wärme (Power-to-X) umfasst zu sehen. Es ist davon auszugehen, dass mit dieser Definition die Einordnung des Speichers als Letztverbraucher und damit der Anfall der Strompreisbestandteile bei Einspeisung entfallen kann. Ob dies bei allen Strompreisbestandteilen der Fall ist, sollte aber stets im Einzelfall geprüft werden. So hängt der Anfall von Netzentgelten bspw. nicht unmittelbar an der Letztverbraucher-Stellung, sondern an der Nutzung des Netzes an sich, was auch durch die neue Definition nicht entfällt.

Für alle Mandantenprojekte, die den Einsatz von Batteriespeichern vorsehen, sollte daher die Einordnung neu bewertet werden und geprüft werden, ob sich aus der Neu-Einordnung wirtschaftliche Vorteile oder der Wegfall von administrativem Aufwand ableiten lassen.

Ältere Onshore-Windparks findet man deutschlandweit. Immer mehr Industrieunternehmen sehen diese auch als Option, grüne, günstige und regionale Energie für ihre Produktion einzusetzen.

Während die dezentrale Stromversorgung der Industrie bislang hauptsächlich mittels BHKWs oder PV-Anlagen stattfand, rückt das Thema Windenergie zunehmend in den Fokus: In diesen Jahren fallen etliche Windparks aus der zwanzigjährigen Förderung. Diese sind in der Regel abgeschrieben und für die Betreiber stellt sich (trotz der mit dem EEG 2021 neu geschaffenen Möglichkeiten zur Weiterförderung) oft die Frage, ob es Sinn macht, diese weiterzubetreiben.

Befindet sich ein solcher Windpark in einem realistischen Radius zu einem Industrieunternehmen oder Industriepark, befassen sich immer mehr Unternehmen damit, ob es sich lohnen kann, diesen Windpark zur Ergänzung und Optimierung der Energieversorgung ihres Betriebes einzusetzen.

Dabei kommen verschiedene Varianten in Betracht. Eine davon ist die Übernahme des Windparks durch das Industrieunternehmen oder eine neu gegründete Gesellschaft und der Aufbau einer sog. Eigenversorgung.

Durch den zu erwartenden Wegfall der EEG-Umlage ist die Eigenversorgung aber nicht mehr der einzig mögliche Weg. Schließt man Lieferkonstellationen nicht aus, bietet sich auch der Abschluss eines Stromliefervertrages mit dem Betreiber des Windparks an. Dies wird oft als PPA (Power Purchase Agreement) bezeichnet.

In beiden Fällen ist außerdem zu prüfen, wie der Strom zum Industriestandort transportiert werden soll. Hierbei kann ein vorhandenes Netz genutzt oder eine Direktleitung errichtet werden. Letzteres oft um ein Vielfaches attraktiver, weil die sog. netzbezogenen Strompreisbestandteile, wie Netzentgelte, nicht anfallen. Gleichzeitig ergeben sich aber zusätzliche Rechtsfragen, z.B. wer Betreiber der Anschlussleitung sein sollte oder welche Auswirkungen eine solche Konstellation auf bestehende Netz- und Lieferverträge hat.

In unserem RGC-Fokus am 8.6.2022 werden wir diese und weitere Rechtsfragen zur Anbindung von Windparks in 1,5 Stunden für Sie beleuchten. Weitere Informationen und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie hier.

Autorinnen: Dr. Franziska Lietz
                       Yvonne Hanke

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