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-zum Ausgleich des Regulierungskontosaldos Gas
geprüft und finalisiert. Die Verfahren konnten im Jahr 2014 komplett abgeschlossen werden.
Am 1. Januar 2014 begann die zweite Regulierungs periode Strom für die Elektrizitätsverteilernetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die Regulie rungsperiode dauert fünf Jahre. Zu Beginn der Regulierungsperiode waren noch nicht alle Erlösober grenzen förmlich genehmigt. Im Jahr 2014 wurde das Ausgangsniveau der Netzbetreiber im vereinfachten Verfahren bestimmt. Darüber hinaus wurden in den Jahren 2013 und 2014 die Salden der Regulierungskon ten ermittelt, die ebenfalls in den Festlegungen zur kalenderjährlichen Erlösobergrenzen als Zu- und Abschläge Berücksichtigung finden. Abschließend wurden bzw. werden seitens der Bundesnetzagentur die Festlegungen der kalenderjährlichen Erlösober grenzen angehört und den insgesamt 278 Netzbetrei bern zugestellt. Die Verfahren zur Festlegung der
-kalenderjährlichen Erlösobergrenze werden im Laufe des Jahres 2015 abgeschlossen.
Neue Systematik bei Netzentgelten?
Aufgrund zunehmender Eigenversorgung mit Strom und dezentraler Erzeugung wird die Struktur der Netzentgelte diskutiert. Ziel ist eine angemessene Beteiligung aller Netz nutzer an den Netzkosten. Kurzfristig sind grundlegende Änderungen an der Systematik der Netzentgelte jedoch noch nicht in Sicht.
Netzkosten sind überwiegend Fixkosten. Sie entstehen durch die bloße Bereitstellung der vereinbarten Netzkapazität und werden von den Netzbetreibern den Stromversorgern in Rechnung gestellt. Diese wälzen sie im Rahmen der von ihnen angebotenen Stromtarife auf die Endverbraucherinnen und -verbraucher ab.
Doch wie sollen sogenannte Eigenversorger an den Netzkosten beteiligt werden, die ihren Strombedarf durch eigene Anlagen decken, sich aber auf das Netz vollumfänglich verlassen?
Das Energie-Forschungszentrum Niedersachsen und die Bundesnetzagentur führten am 27. und 28. März 2014 eine interdisziplinäre Fachtagung zu diesen Fragen durch. Im Fokus standen Überlegungen einer verstärkten Ausrichtung der Stromnetzentgelte an der
den Kundinnen und Kunden zur Verfügung gestellten Möglichkeit der Stromentnahme (Kapazität) in der Niederspannung.
Es zeigte sich, dass die eventuelle Anpassung der gesetzlichen Grundlagen nicht einheitlich beurteilt wurde. Allerdings wurde noch kein belastbares Alternativkonzept vorgestellt, das besser als das Bestandssystem die Verursachungsgerechtigkeit zu den Netzkosten abbildet und die finanzielle Belast barkeit insbesondere der Privathaushalte angemessen berücksichtigt. Vieles spricht derzeit dafür, dass die Netzbetreiber die bestehenden Spielräume der Ent geltbildung in der Niederspannung zunächst aus schöpfen sollten, ehe die Systematik grundsätzlich geändert werden sollte.
Verfahren Strom
Widerruf der Festlegung der § 19 StromNEV-Umlage in Abweichung von § 17 Abs. 8 StromNEV (BK8-11-024) Die Bundesnetzagentur hat mit Beschluss vom 3. Dezember 2014 die Festlegung zur Umlage der Mindereinnahmen durch individuelle Netzentgelte nach § 19 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV;
BK8-11-024) mit Wirkung ab dem 1. Januar 2015 widerrufen. Die wesentlichen Grundprinzipien des Umlagemechanismus für die Abwicklung der Umlage sind mittlerweile im Markt etabliert.
Neuregelung der Abrechnung mehrerer Entnahmestellen mit zeitgleicher Leistung (sog. Pooling)
Am 22. August 2013 ist die Verordnung zur Änderung von Verordnungen auf dem Gebiet des Energiewirt schaftsrechts vom 14. August 2013 (BGBl. I S. 3250) in
-Kraft getreten. Dort ist in § 17 Abs. 2a StromNEV das
sog. Pooling neu geregelt. Die Bundesnetzagentur hat ihre vorher bestehenden Festlegungen zur Abrechnung mehrerer Entnahmestellen mit zeitgleicher Leistung in Abweichung von § 17 Abs. 8 StromNEV (BK8-11-015 bis 022) ab dem 1. Januar 2014 aufgehoben.
Mit den Marktakteuren sind im Zuge der Aufhebung verschiedene Auslegungsfragen erörtert worden. Am 14. November 2014 haben die Landesregulierungsbe hörden und die Bundesnetzagentur ein gemeinsames Positionspapier veröffentlicht, das zu einer bundesweit einheitlichen Auslegung von § 17 Abs. 2a StromNEV mit Wirkung ab dem 1. Januar 2014 führen soll.
-Festlegung eines verbindlichen Anreizsystems für Systemdienstleistungen und die Berücksichtigung der daraus resultierenden Kosten in den Erlösobergrenzen Die Bundesnetzagentur hat im Jahr 2014 für die ÜNB ein Anreizmodell für Systemdienstleistungen (Regelleistung, Verlustenergie, Redispatch) festgelegt.
Die Festlegung gilt für die Dauer der gesamten zweiten Anreizregulierungsperiode und führt die wesentlichen Kernaspekte des in der ersten Periode gültigen Modells fort.
Mit Hilfe des in der Festlegung beschriebenen Modells wird auf Grundlage von jährlich für das Folgejahr prognostizierten Energiemengen und Preisentwick lungen jeweils ein Referenzwert gebildet, der als Plankosten in die Erlösobergrenzen der ÜNB einfließt.
Basierend auf einem nachträglichen Abgleich zwischen Prognosekosten und den tatsächlichen Ist-Kosten wird ein Über- oder Unterschreiten des Referenzwertes festgestellt. Bei Unterschreiten des Zielwertes müssen die ÜNB die Differenz mit einem Zweijahres verzug dem Netznutzer zurückvergüten, sie dürfen jedoch einen Bonus behalten. Bei Überschreiten des Zielwertes bekommen sie die Differenz erstattet, müssen jedoch einen Malus selbst tragen, der wieder um den Netz nutzern zu Gute kommt. Für die ÜNB wird dadurch ein Anreiz gesetzt, die Systemdienst leistungen effizient zu beschaffen, um die Belastungen für die Netzentgelte minimal zu halten.
-Abschluss des Vertrages über die Bereitstellung und den Einsatz der Anlagen in Marbach und Walheim als Reservekraftwerke – Netzreservevertrag Marbach und Walheim
Die gemäß § 13a Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) als systemrelevant ausgewiesenen und genehmigten Kraftwerksblöcke am Standort Marbach und Walheim wurden am 6. Juli 2014 in die Netz reserve überführt.
-Grundlage für die Vergütung der als systemrelevant genehmigten Kraftwerksblöcke an den Standorten Marbach und Walheim bildet gemäß § 1 Abs. 2 Reservekraftwerksverordnung (ResKV) ein Vertrag, der zwischen der TransnetBW GmbH und der EnBW AG in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur am 18. Dezember 2014 geschlossen wurde. Dieser betrifft gemäß der mit Entscheidung vom 19. Dezember 2013 genehmigten Systemrelevanz (Aktenzeichen: 608-12-03) die Kraftwerksblöcke MAR GT II (77 MW) und MAR Block III (347 MW) sowie WAL 1 (96 MW) und WAL 2 (148 MW).
Gemäß § 6 ResKV werden die durch den Vertrag entstehenden Kosten des ÜNBs durch Festlegung der Bundesnetzagentur zu einer freiwilligen Selbstver pflichtung der ÜNB gemäß § 11 Abs. 2, Satz 4 und
§ 32 Abs. 1, Nr. 4 ARegV als verfahrensregulierte Kosten anerkannt und als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile in die Erlösobergrenze des ÜNBs TransnetBW implementiert.
Individuelle Netzentgelte gemäß § 19 Abs. 2 StromNEV Gemäß § 19 Abs. 2, Satz 1 StromNEV haben Letztver braucher Anspruch auf ein Angebot eines individuellen Netzentgelts durch den unmittelbar vorgelagerten Netzbetreiber, wenn aufgrund vorliegender oder prognostizierter Verbrauchsdaten oder aufgrund technischer oder vertraglicher Gegebenheiten offensichtlich ist, dass der Höchstlastbeitrag eines Letztverbrauchers vorhersehbar erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen dieser Netz- oder Umspannebene abweicht, wobei das zu vereinbarende individuelle Netzentgelt 20 Prozent des veröffentlichten Netzentgelts nicht unterschreiten darf.
Ebenfalls einen grundsätzlichen Anspruch auf Angebot eines individuellen Netzentgelts durch den unmittelbar vorgelagerten Netzbetreiber haben gemäß § 19 Abs. 2, Satz 2 StromNEV Letztverbraucher, wenn die Stromabnahme aus dem Netz der allgemei nen Versorgung für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle die Benutzungsstundenzahl von mindestens 7.000 Stunden erreicht und zudem der Stromverbrauch 10 GW/h pro Kalenderjahr übersteigt.
Dabei hat die Bemessung des Entgelts gemäß § 19 Abs. 2 StromNEV den tatsächlichen Beitrag des Letztverbrauchers zu einer Senkung oder zu einer Vermeidung der Erhöhung der Kosten der Netz- oder Umspannebene, an die der Letztverbraucher ange schlossen ist, widerzuspiegeln.
-Die betreffenden Netzentgelte mussten bis 2013 durch
die zuständige Regulierungsbehörde genehmigt werden. Nachdem die Bundesnetzagentur mit Beschluss BK4-13-739 vom 11. Dezember 2013 die Kriterien zur sachgerechten Ermittlung individueller Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV festgelegt hat, genügt für die Wirksamkeit entsprechender Netzent geltvereinbarungen ab dem 1. Januar 2014 eine Anzeige bei der zuständigen Regulierungsbehörde. Die für 2014 eingegangenen Anzeigen werden insoweit zumindest stichprobenartig einer Ex-post-Überprüfung im Hinblick auf die Vereinbarkeit mit den Vorgaben des
§ 19 Abs. 2 StromNEV und der angesprochenen Fest legung unterzogen.
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Genehmigungsverfahren individuelle Netzentgelte Das Jahr 2014 wurde insbesondere durch die Aufarbei tung der noch nicht abgeschlossenen Genehmigungs verfahren der Jahre 2012 und 2013 in Bundeszustän digkeit und Organleihe geprägt, die größtenteils abgeschlossen werden konnten. Einen Überblick über die Vielzahl der Anträge verschafft die unten stehende Statistik.
-Festlegung der Kosten für Lastflusszusagen als volatile Kostenanteile i. S. d. § 11 Abs. 5 ARegV („KOLA“) Die Bundesnetzagentur hat am 15. Mai 2014 auf Grundlage des § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV und § 50 Abs. 1 Nr. 4 GasNZV i. V. m. § 29 Abs. 1 EnWG die Festlegung
von Kosten für Lastflusszusagen (LFZ) als volatile Kostenanteile nach § 11 Abs. 5 ARegV (KOLA) beschlossen. Auf Grundlage der Festlegung gelten die Kosten der Fernleitungsnetzbetreiber für Lastflusszu sagen als volatile Kostenanteile i. S. d. § 11 Abs. 5 ARegV. Überdies werden alle Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet, die „Vorgaben für die Beschaffung von Lastflusszusagen“ bei der Beschaffung von Lastfluss zusagen zu berücksichtigen. Durch die Festlegung wird die vorläufige Anordnung zur Festlegung der Kosten für Lastflusszusagen als volatile Kostenanteile i. S. d.
§ 11 Abs. 5 ARegV vom 20. Dezember 2012 ersetzt.
Verfahren Gas
Verfahren zur Festlegung hinsichtlich der Bepreisung von Ein- und Ausspeisekapazitäten („BEATE“) Die Bundesnetzagentur hat im Jahr 2014 durch die Beschlusskammer 9 ein Festlegungsverfahren im Hinblick auf eine sachgerechte Ermittlung von Gasnetzentgelten über Vorgaben zur Umrechnung von Jahresleistungspreisen in Leistungspreise für unter jährige Kapazitätsrechte nach § 13 Abs. 2, Satz 4 GasNEV i. V. m. § 50 Abs. 1 Nr. 4 GasNZV sowie zur sachgerechten Ermittlung der Netzentgelte nach § 30 Abs. 2 Nr. 7 i. V. m. § 15 Abs. 2 bis 7 GasNEV eingeleitet und eine umfassende öffentliche Marktbeteiligung durchgeführt. Des Weiteren wird die Beschlusskammer Vorgaben zur Ermittlung von Entgelten für unter brechbare Kapazitäten sowie von Ein- und
Ausspeise--
-entgelten an Gasspeichern machen. Anfang 2015 soll
hierzu die Festlegung erfolgen.
Verfahren zur Festlegung einer horizontalen Kosten wälzung gemäß § 29 Abs. 1 EnWG i. V. m. § 30 Abs. 2 Nr. 10 GasNEV („HOKOWÄ“)
-Transporte zwischen marktgebietsaufspannenden Gasnetzbetreibern werden derzeit nicht bepreist.
Kosten werden somit an Netzkoppelpunkten zwischen marktgebietsaufspannenden Netzbetreibern nicht allokiert, obwohl sie auch dort entstehen. Der Syste matik des Zweivertragsmodells folgend wird die Entgeltbildung an den „Rändern“ des Marktgebietes dadurch verzerrt und setzt nicht verursachungsge rechte Preissignale. Es können dadurch Fehlanreize innerhalb des deutschen Kapazitätsmarktes entstehen.
-Im Laufe der zweiten Regulierungsperiode erkannte die Beschlusskammer 9 die Gefahr falscher Preissignale in den Netzentgelten und leitete ein
Festlegungs-verfahren ein, um der geschilderten Problematik angemessen zu begegnen. Hierzu fand ein Konsulations termin mit den Marktbeteiligten im November 2014 statt. Im Jahre 2015 soll hierzu die Festlegung erfolgen.