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Die BNetzA hat diese Woche (14.09.22) eine online-Veranstaltung zur Sicherheitsplattform Gas abgehalten.

Das Video können Sie hier herunterladen:

Bundesnetzagentur – Infoveranstaltung zur Sicherheitsplattform Gas

Dort stellt die BNetzA im Detail den aktuellen Stand der Sicherheitsplattform Gas dar. Sie äußert sich aber auch erstmals konkret zu möglichen Anordnungen von Gasverbrauchsreduktionen als Bundeslastverteiler – u.a. auch zum möglichen Referenzwert einer solchen Anordnung.

Wir halten Sie an dieser Stelle informiert.

Autorinnen: Yvonne Hanke
                       Dr. Franziska Lietz

Das Kabinett soll sich bereits am 14. September mit Änderungen der Gaspreisanpassungsverordnung (GasPrAnpV) befassen.

Der politische Druck hatte den Bundeswirtschaftsminister Habeck bereits veranlasst, eine Überarbeitung der Gasbeschaffungsumlage anzukündigen (RGC berichtete). Die Änderungen werden derzeit durch das BMWK entworfen. Die Umlage selbst soll aber zunächst erhalten bleiben.

Den aktuellen Stand finden Sie hier. Über die Änderung der Gaspreisanpassungsverordnung (in ihr ist die Gasbeschaffungsumlage geregelt) soll hiernach voraussichtlich am 14. September im Kabinett beschlossen werden.

Auch vor diesem Hintergrund gilt: Zahlungen auf die neue Umlage sollten lediglich unter Vorbehalt erfolgen. Sprechen Sie uns gern an, wenn wir Sie bei Fragen hierzu unterstützen können.

Ergänzender Hinweis: Bei der Gasbeschaffungsumlage handelt es sich um die sog. „saldierte Preisanpassung“ nach § 26 EnSiG i.V.m. der GasPrAnpV, nicht um die individuelle Preisanpassung über die Lieferkette nach § 24 EnSiG. Der Gesetzgeber hat den Weg einer (der EEG-Umlage vergleichbaren) Umlage auf den Gasverbrauch gewählt. Daneben ist § 24 EnSiG nicht anwendbar.

Und selbstverständlich gehört auch der Umgang mit den neuen Umlagen und gestiegenen Energiepreisen zu den Themen, die wir mit Ihnen auf unserem 17. Kanzleiforum zum Thema „Gas in der Krise“ (live, zur Agenda und Anmeldung gelangen Sie hier) diskutieren wollen.

Autorin: Yvonne Hanke

Angesichts der angespannten und sich verschärfenden Situation auf den Energiemärkten haben die deutschen wie die europäischen Entscheidungsträger verschiedene Maßnahmenpakete angekündigt, welche die Auswirkungen der zuletzt dramatisch gestiegenen und teilweise stark schwankenden Börsenpreise auf die Strom- und Gasverbraucher begrenzen sollen. Hier berichten wir über den Stand der Überlegungen auf EU-Ebene.


EU kündigt Sofort-Maßnahmen und Überarbeitung Strommarktdesign an.

Die EU-Kommissionspräsidentin von der Leyen kündigte in der letzten Woche ein Notfallpaket und eine Strukturreform des Strommarktes auf europäischer Ebene an. Die EU-Kommission hat hierfür erste Maßnahmenvorschläge in einem informellen Non-paper formuliert:

Einführung Preiskappungssystem: Im Fokus steht die europaweite Ermöglichung einer Preisgrenze für Stromverkäufe am Day-ahead-Markt (nicht langfristig eingekaufte Energiemengen) für alle Energien, die günstigere Grenzpreise als Gaskraftwerke haben. Hintergrund ist insbesondere das an den europäischen Strommärkten geltende Merit-Order-Prinzip. Nach diesem Prinzip bestimmt der zuletzt „eingekaufte“ – und damit der am teuersten produzierte Strom den Preis. Das ist derzeit der aus Erdgas erzeugte Strom. Dies hatte zuletzt zu extremen Preissprüngen am Strommarkt gesorgt.

Hierüber erzielte „Zufallsgewinne“ von Energieunternehmen, die günstiger Strom produzieren (also nicht aus Gas, sondern z.B. aus erneuerbaren Energien, Kohle oder Kernkraft) sollen „abgeschöpft“ werden und dann den Verbrauchern zufließen. Auf welchem Weg dieser Rückfluss erfolgen soll (es werden verschiedene Ansätze diskutiert), ist noch genauso offen, wie die Frage, inwieweit hier eine europaweite Lösung erreichbar ist. Deutschland hat bereits angekündigt, diesen Weg anderenfalls auch allein zu beschreiten (RGC berichtete).

Eher zurückhaltend wird aktuell die von einigen Mitgliedstaaten vorgeschlagene Senkung der Strompreise durch Entkopplung von den Gaspreisen über eine Abschaffung des Merit-Order-Prinzips von der Kommission bewertet. Das gleiche gilt für eine (Quer-)Subventionierung der Energieproduzenten, weil beides den Wettbewerb zu nachhaltig beeinträchtige.

Dringend abgeraten wird seitens der Kommission von einer Aussetzung der Stromgroßhandelsmärkte, einer Übernahme der Märkte durch den Staat oder einer generellen Kappung der Strompreise im Großhandel. Dies berge eigene große Risiken für die Versorgungssicherheit, schade dem Elektrizitätsbinnenmarkt und den Dekarbonisierungs-Bemühungen.

Erste Hinweise zu weiteren Schritten der EU werden am 14. September 2022 in der Rede von Ursula von der Leyen in ihrer Rede zur Lage der Union erwartet. Das Non-paper dürfte aber bereits am kommenden Freitag auf dem kurzfristig anberaumten Sondertreffen zu steigenden Energiepreisen am 9. September 2022 direkt unter den EU-Energieministern diskutiert werden.

Dass der Termin auf den Tag gelegt wurde, an dem auch unser 17. Kanzleiforum zum Thema „Gas in der Krise“ (live, zur Agenda und Anmeldung gelangen Sie hier) stattfindet, ist Zufall. Es zeigt aber die Aktualität der Themen, die wir mit Ihnen diskutieren wollen.

Autorin: Yvonne Hanke

Angesichts der angespannten und sich verschärfenden Situation auf den Energiemärkten haben die deutschen wie die europäischen Entscheidungsträger verschiedene Maßnahmenpakete angekündigt, welche die Auswirkungen der zuletzt dramatisch gestiegenen und teilweise stark schwankenden Börsenpreise auf die Strom- und Gasverbraucher begrenzen sollen. Hier berichten wir zunächst über das von Deutschland geplante Maßnahmenpaket.

Koalition beschließt 3. Entlastungspaket

Am Wochenende (03.09.2022) hat der Koalitionsausschuss getagt und ein 65 Mrd.-schweres Entlastungspaket beschlossen, um die „erwarteten hohen Preissteigerungen“ abzufedern. Die angekündigten Maßnahmen sind vielfältig. Für energieintensive Unternehmen dürften insbesondere folgende von Relevanz sein:

  • Strompreisbremse „für den Basisverbrauch“ / Reduzierung des Kostenanstieges bei den Netzentgelten / Abschöpfung von sog. Zufallsgewinnen bei Energieunternehmen / Überarbeitung Strommarktdesign:

    Unter den vorstehenden Stichworten werden verschiedene Maßnahmen diskutiert. Geplant ist eine Strompreisbremse „für den Basisverbrauch“ und eine Reduzierung (des erwarteten Anstiegs) der Netzentgelte. Finanziert werden soll das über eine Abschöpfung von „Zufallsgewinnen“ bei Energieunternehmen. Hintergrund ist insbesondere das an den europäischen Strommärkten geltende Merit-Order-Prinzip. Nach diesem Prinzip bestimmt der zuletzt „eingekaufte“ – und damit der am teuersten produzierte Strom den Preis. Das ist derzeit der aus Erdgas erzeugte Strom. Dies hatte zuletzt zu extremen Preissprüngen am Strommarkt gesorgt.

    Die Koalition strebt nun an, hierüber erzielte „Zufallsgewinne“ bzw. „Übergewinne“ von Energieunternehmen, die günstiger Strom produzieren (also nicht aus Gas, sondern z.B. aus erneuerbaren Energien, Kohle oder Kernkraft), „abzuschöpfen“. Hierfür sollen Höchstwerte für Erlöse aus dem Verkauf von nicht aus Gas produzierten Strommengen am Spotmarkt festgelegt werden. Die Differenz zwischen Großhandelspreis und Erlösobergrenze soll nach den aktuellen Überlegungen über eine „umgekehrte EEG-Umlage“ unter Beteiligung der Netzbetreiber vereinnahmt und an die Endverbraucher verteilt werden. Wenn kurzfristig eine europäische Einigung nicht erzielt werden kann, soll auch eine rein deutsche Umsetzung erwogen werden.

    Aber Achtung:
    Zum einen ist aus Unternehmenssicht noch unklar, wer überhaupt von den geplanten Entlastungen (Strompreisbremse „für Basisbedarf“ und Dämpfung des Anstiegs bei den Netzentgelten) profitieren kann. Angekündigt ist dies neben den Haushaltskunden lediglich für kleine und mittelständische Unternehmen „mit Versorgertarif“.

    Zum anderen müssen sich auch energieintensive Unternehmen, die PV- oder Windenergieanlagen betreiben / planen und den (Überschuss-)Strom verkaufen (wollen), auf (erneute) Änderungen der Rahmenbedingungen einrichten. Denn eine „Erlösobergrenze für Anlagen der Stromerzeugung mit geringer Kostenbasis“ soll nach den aktuellen Plänen auch für Energieerzeuger außerhalb des Strommarktes entwickelt werden.

  • Entlastungen beim CO2-Preis: Die für den 1. Januar 2023 anstehende Erhöhung des CO2-Preises um fünf Euro pro Tonne im Brennstoffemissionshandel soll um ein Jahr auf den 1. Januar 2024 verschoben werden. Entsprechend sollen sich die bisher vorgesehenen Folgeschritte 2024 und 2025 um ein Jahr verschieben.
  • Wärmemarkt: Mit Hilfe einer Expertenkommission sollen preisdämpfende Modelle (EU / Deutschland) untersucht werden. 
  • Unternehmenshilfen: Die bereits bestehenden Hilfsprogramme für Unternehmen sollen bis zum 31.Dezember 2022 verlängert werden. Das entspricht der momentanen Laufzeit des beihilferechtlichen Rahmens der Europäischen Kommission (kurz: TCF). Dazu gehört insbesondere das Energiekostendämpfungsprogramm zur Entlastung von besonders energie- und handelsintensiven Unternehmen, kurz EKDP (RGC berichtete hier und hier). Darüber hinaus soll das Programm für weitere Unternehmen, die nicht auf der KUEBLL-Liste stehen, mithilfe erweiterter Kriterien, die die Belastung durch hohe Energiepreise zur Grundlage haben, geöffnet werden. Sobald diese feststehen, lohnt es sich also nochmals zu prüfen, ob man den nicht rückzahlbaren Zuschuss in Anspruch nehmen kann. Hierbei unterstützen wir Sie. Sprechen Sie uns gern an.

    Auch eine Ausweitung des KfW-Programms soll geprüft werden, mit dem Ziel zukunftsfähige Unternehmen zu stabilisieren, die aufgrund von Gasmangellage bzw. nicht tragfähiger Energiepreise sonst temporär ihre Produktion einstellen müssen.

    Darüber hinaus soll ein (noch nicht näher konkretisiertes) Programm für energieintensive Unternehmen, welche die Steigerung ihrer Energiekosten nicht weitergeben können, neu aufgelegt werden.

    Zudem soll der Förderrahmen für Unternehmen bei Investitionen in Effizienz- und Substitutionsmaßnahmen erweitert werden (ebenfalls noch nicht näher konkretisiert).

  • Spitzenausgleich energieintensive Unternehmen: Um die energieintensiven Unternehmen angesichts der hohen Preise zu unterstützen, wird der sogenannte Spitzenausgleich bei den Strom- und Energiesteuern um ein weiteres Jahr verlängert. Auch hier hält das Gegenleistungsprinzip Einzug: Unternehmen, die von diesem Spitzenausgleich profitieren, sollen Maßnahmen ergreifen, um den Verbrauch der Energie zu reduzieren.
  • (Dauerhafte) Abschaffung EEG-Umlage: Die bereits seit dem 1. Juli 2022 nicht mehr zu zahlende EEG-Umlage (RGC berichtete) soll ab 1. Januar 2023 dauerhaft abgeschafft werden.
  • Zudem sind Erleichterungen bei der Insolvenzantragspflicht geplant.
  • Zur Finanzierung der Mehrausgaben soll die globale Mindeststeuer vorzeitig eingeführt werden. Wie hoch diese ist und wer sie zahlen muss, erklärt das BMF hier.

Die (offiziellen) Ergebnisse des Stresstests für den Strommarkt, anhand derer die deutsche Regierung entscheiden will, ob bzw. inwieweit ein Weiterbetrieb der drei noch laufenden Atomkraftwerke angestrebt wird, liegen laut Auskunft des BMWK demgegenüber noch nicht vor.

Was für Ihr Unternehmen jetzt zu tun ist, diskutieren wir mit Ihnen am kommenden Freitag während unseres Kanzleiforums (live, zur Agenda und Anmeldung gelangen Sie hier). Über die weiteren Entwicklungen halten wir Sie selbstverständlich auch hier informiert.

Autorin: Yvonne Hanke

Am Wochenende wird bekannt, dass zunächst kein Gas über Nord Stream 1 nach Deutschland fließen wird.

Nach der neuerlichen, ursprünglich nur für 3 Tage anberaumten Wartung der Gas-Pipeline Nord Stream 1 hat Russland am Samstag (03.09.2022) angekündigt, den Gashahn zunächst nicht wieder aufzudrehen. Inwieweit die Mengen durch andere Fernleitungen ausgeglichen werden, bleibt offen.

Die BNetzA hob in ihrer letzten Szenarienberechnung hervor, dass nach ihrer Einschätzung – auch wenn diese 20 % kontinuierlich fließen – weitere Einsparungen in Höhe von mindestens 20 % (Haushalte und Industrie) deutschland- und europaweit erforderlich wären, um (teilweise) über diesen (!) Winter 22/23 zu kommen. Diese 20 % fehlen nun erstmal.

Das BMWK meldet derweil, dass bereits große Erfolge zur Unabhängigkeit von russischem Gas und zur Sicherstellung der Gasversorgung Deutschlands erreicht seien (z.B. in Sachen Gas-Speicherstände, LNG-Beschaffung und Flüssiggasterminals, u.a.; zum Überblick). Auch die BNetzA hält die Versorgungslage derzeit noch für stabil. Sie schließt eine kurzfristige Verschlechterung jedoch nicht aus und warnt vor weiter steigenden Energiepreisen.

Was Sie nun erwarten müssen und wie Sie Ihr Unternehmen hierauf bestmöglich vorbereiten, diskutieren wir mit Ihnen am kommenden Freitag während unseres Kanzleiforums (live, zur Agenda und Anmeldung gelangen Sie hier). Über die weiteren Entwicklungen halten wir Sie selbstverständlich auch hier informiert.

Autorin: Yvonne Hanke

Gute Nachrichten für Wasserstofferzeuger: Netzentgeltbefreiung voraussichtlich auch ohne Rückverstromung oder Netzeinspeisung

Gute Gründe für die Herstellung von (grünem) Wasserstoff gibt es viele. Gerade jetzt kommt zur Reduzierung des CO2-Foodprints der Wunsch dazu, unabhängiger von russischem Gas zu werden. Deshalb stehen viele Wasserstoffprojekte in den Startlöchern. Für den Erfolg dieser Projekte ist entscheidend, welche Privilegierungen für die Elektrolyseure genutzt werden können.

Eine wichtige Stellschraube: Die Netzentgelte.

Hier stellt sich die Frage, ob die Netzentgeltbefreiung des § 118 Abs. 6 EnWG genutzt werden kann, wenn u.a. Strom für die Wasserstoffelektrolyse aus dem Netz bezogen wird. Denn die Regelung wurde im Grundsatz für bestimmte Stromspeicher geschaffen, während der erzeugte Wasserstoff i.d.R. verbraucht und nicht wie bei einem Stromspeicher rückverstromt werden soll.

Für diese Frage können wir ein positives Signal senden:

Nachdem uns bereits einige Unternehmen berichteten, dass die Befreiung von Behörden gesehen und akzeptiert werde, haben wir selbst von einer der für diese Frage maßgeblichen Stellen eine (wenn auch unverbindliche und allgemeine) Bestätigung für die Netzentgeltbefreiung erhalten!

Wir freuen uns sehr über dieses positive Signal! Es kann jedoch keine bestätigende Rechtsprechung ersetzen und auch nicht über Unsicherheiten im Wortlaut der Regelung hinweghelfen. Deshalb sollte die Befreiung nach wie vor für den konkreten Einzelfall geprüft und geklärt werden.

Sie möchten mehr erfahren? Am 22. September 2022 veranstalten wir gemeinsam mit dem VEA die Veranstaltung: Wasserstoff als Heilsbringer der Energiewende? Einsatzmöglichkeiten, Potentiale und Rechtsrahmen für Unternehmen. Programm und Anmeldung finden Sie hier.

Autorinnen: Annerieke Walter
                       Dr. Franziska Lietz

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

Zahlreiche Verbände üben in Konsultation deutliche Kritik!

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat am 6. September 2021 den Entwurf der „Verordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen und zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung (Wasserstoff NEV)“ veröffentlicht und zur Konsultation gestellt.

In dem Referentenentwurf werden Regelungen – wie in der StromNEV oder GasNEV –  zu Netzanschluss- und Baukostenzuschüssen, den Grundsätzen und Einzelheiten zur Netzkostenermittlung und der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung getroffen. Es gibt jedoch auch spezifische Vorgaben zu Förderzuschüssen, der Umwidmung bestehender Gasinfrastrukturen auf Wasserstoff und einem Plan-Ist-Kostenvergleich.

Die Wasserstoff NEV muss von Betreibern von H2-Netzen eingehalten werden, die sich nach § 28j Absatz 3 EnWG für eine Teilnahme an der Regulierung entschieden haben. Über die Regulierung der H2-Netze gemäß dem novellierten EnWG haben wir hier berichtet.

Im Entwurf werden nur Grundzüge der Entgeltbestimmung für die H2-Netze festgelegt. Sich hierauf zu beschränken und keine umfassenden Vorgaben zur Entgeltbestimmung vorzusehen, ist eine bewusste Entscheidung des Verordnungsgebers, um insbesondere die Markthochlaufphase der Wasserstoffwirtschaft und des Wasserstoffnetzbetriebs zu unterstützen. Die Betreiber von Wasserstoffnetzen sollen während der Markthochlaufphase die Möglichkeit erhalten, verschiedene geeignete Konzepte zu erproben und darauf aufbauend „best-practice“-Ansätze für den Wasserstoffnetzbetrieb zu entwickeln.  

Diese „Freiheit“ wird von zahlreichen Verbänden kritisiert. Denn keine konkreten Vorgaben zu machen, berge die Gefahr, dass sich Netzentgeltsystematiken verschiedener Wasserstoff-Netzbetreiber auseinanderentwickeln. Insbesondere bei von Anfang an zusammenhängenden Wasserstoffnetzen könne dies zu Marktverzerrungen führen und die Entwicklung eines Wasserstoffmarktes hemmen.

Außerdem ist die Regelung zu Baukostenzuschüssen unklar. Damit kann nicht ausgeschlossen werden, dass über diese Zuschüsse die in der Aufbauphase sehr hohen Netzerstellungskosten auf die wenigen ersten H2-Kunden gewälzt werden. Ein Netzanschluss wäre dann für die „Pioniere“ der H2-Kunden kaum bezahlbar.

Bei der Netzentgeltberechnung dürfen die bilanziellen und kalkulatorischen Kosten für die Wasserstoffnetzinfrastruktur angesetzt werden. Begrenzt ist dies auf die Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren  H2-Netzbetreibers. Dieser Ansatz ist zwar grds. zu begrüßen, aber gerade in der Aufbauphase der H2-Netze nicht praktikabel. Denn es wird schlicht an Vergleichsnetzen fehlen.

Die aktuellen Stromnetzentgelte verhinderten Investitionen von Großverbrauchern in den Sektoren Industrie und Verkehr in moderne Technologien

Eine Reform der Netzentgelte für die Nutzung der Stromnetze wird seit Jahren immer wieder diskutiert und stand zuletzt auch als ein Ziel im Koalitionsvertrag. Eine Einigung, in welche Richtung eine solche Reform gehen könnte, gab es bisher jedoch nicht.

Das Institut Agora Energiewende hat untersuchen lassen, welche Hindernisse abgebaut werden müssten, damit die Netzentgeltstruktur Investitionen in z.B. Schlüsseltechnologien für mehr Klimaschutz fördert oder jedenfalls nicht verhindert. Da die Netzentgelte immer weiter steigen, habe deren Höhe Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in strombasierte Prozesse. Die Ergebnisse der Untersuchung hat Agora Energiewende in einem Impulspapier zusammengefasst.

Dieses kommt zu dem Ergebnis, dass die fehlenden örtlichen und zeitlichen Komponenten bei der Festlegung der Netzkosten für Großverbraucher ein wesentliches Hemmnis für Investitionen im Bereich Industrie oder Verkehr geworden sind. Im Rahmen der Energiewende und des Ausbaus erneuerbarer Energien seien u.a. moderne Verbrauchseinrichtungen, die sich an einem flexiblen Stromangebot orientierten, notwendig. Für mehr Klimaneutralität müsste in den Sektoren Verkehr und Industrie z.B. in Elektromobilität, Wärmepumpen oder Wasserstoff-Elektrolyseure investiert werden. Das bestehende Netzentgeltsystem wirke sich jedoch kontraproduktiv aus, da verbrauchsseitige Flexibilität nicht gefördert würde.

Außerdem kommt die Studie zu dem Ergebnis, dass die Netzentgeltkosten unfair verteilt seien. Denn Verteilernetze mit viel Windkraft hätten aktuell die höchsten Netzentgelte, weil die Anschlusskosten für neue Erzeugungsanlagen nur in dem jeweiligen Verteilnetz anfielen und nicht auf alle Netze gewälzt würden. Dies sei sowohl aus Fairnessgründen, als auch von der Anreizwirkung her falsch. Strom solle dort billig sein, wo er erzeugt wird, so die Studie.

Das Impulspapier enthält Vorschläge für eine Netzentgeltreform. Ob diese von der nächsten Regierung aufgegriffen werden, bleibt abzuwarten.

Anträge zur Anerkennung sind binnen Frist von 9 Monaten nach Inkrafttreten der BECV zu stellen.

Wir haben hier berichtet, dass die Bundesregierung am 31. März 2021 die BECV verabschiedet hat. Die Zustimmung des Bundestages steht noch genauso aus, wie die beihilferechtliche Genehmigung der EU-KOM. Wesentliche Änderungen werden jedoch nicht mehr erwartet.

Die BECV wird von vielen Seiten kritisiert. Zur Kritik gehört, dass die Entlastung der berechtigten Unternehmen zu gering ausfällt. Das liegt unter anderem daran, dass die Zuschusszahlungen zu den nationalen CO2-Zertifikatskosten regelmäßig als Gegenleistungen Investitionen in Klimamaßnahmen voraussetzen. Die Investitionen müssen für das Abrechnungsjahr 2023 und 2024 zumindest 50 % der erhaltenen Entlastungen entsprechen.

Aber auch wenn die Entlastungen somit unter dem Strich begrenzt sind, finanziert der Staat durch dieses „Gegenleistungssystem“ – quasi durch die Hintertür – teilweise die Klimamaßnahmen von Unternehmen mit, die sie eh umsetzen müssten. Kein Unternehmen wird zukünftig ohne Investitionen in eine klimafreundlichere Ausrichtung wettbewerbsfähig sein.

Es ist daher bitter, dass sich nur recht wenige privilegierte Sektoren und Teilsektoren in den Tabellen 1 und 2 der BECV finden. Gehört die Tätigkeit eines Unternehmens hier nicht dazu, hat es keinen Anspruch auf Zuschusszahlungen, muss also dauerhaft die vollen CO2-Zertifikatskosten ohne Kompensationen entrichten. Wer prüfen möchte, ob der (Teil-)Sektor seines Unternehmens in den Tabellen aufgezählt ist, findet die BECV hier zum Download.

Besondere Wichtigkeit bekommt somit die Möglichkeit, dass (Teil-)Sektoren nachträglich in die BECV-Tabellen aufgenommen werden können. Hierfür bedarf es eines Antrages, der in einer Frist von 9 Monaten nach Inkrafttreten der BECV zu stellen ist. Bei der Antragstellung ist besondere Sorgfalt walten zu lassen, da für jeden (Teil-)Sektor nur ein Antrag gestellt werden darf. Es gibt also nur einen Versuch, der sitzen muss.

Antragsberechtigt ist u.a. ein für den jeweiligen (Teil-)Sektor tätige Interessenverband, dem Unternehmen angehören, die im dritten Jahr vor der Antragstellung mindestens 50 Prozent des in Deutschland erzielten Umsatzes dieses (Teil-)Sektors erwirtschaftet haben.

Der Antrag ist erfolgreich, wenn entweder sogenannte quantitative oder qualitative Kriterien vorliegen. Das quantitative Kriterium ist bei (Teil-)Sektoren produzierender Wirtschaftszweige erfüllt, wenn deren nationaler Carbon-Leakage-Indikator 0,2 übersteigt. Der Carbon-Leakage-Indikator ist das Produkt aus der Handelsintensität und der Emissionsintensität des (Teil-)Sektors, jeweils bezogen auf den Durchschnittswert des zweiten bis vierten Jahres vor der Antragstellung. Zu den qualitativen Kriterien zählen u.a. die Möglichkeit zur Reduzierung von CO2, Markbedingungen und die Gewinnspanne als Indikator für langfristige Investitionen zur Emissionsreduzierung.

Die wesentlichen Angaben im Antrag sind zu testieren.

Nach alldem sollten sich bisher nicht privilegierte Unternehmen zur Meidung von dauerhaften Nachteilen mit ihren Fachverbänden kurzschließen und die Möglichkeit prüfen, die Aufnahme ihres (Teil-)Sektors in die Tabellen der BECV zu beantragen.

Sofern Sie hierbei Unterstützung benötigen, melden Sie sich gern bei uns. Wir arbeiten bei diesen Anfragen auf Wunsch mit einem von uns seit vielen Jahren geschätzten Wirtschaftsprüfer zusammen.