Newsletter für Netzbetreiber 01/2021

Termine und Informationen aus Regulierung, Controlling & Netzinfrastruktur



Sehr geehrte Damen und Herren,

in unserem aktuellen Netz-Newsletter haben wir eine große Bandbreite von Themen für Sie aufbereitet. 

Wir werfen einen Blick in die neuen Erhebungsbögen zum Regulierungskonto und zum Kapitalkostenaufschlag. Aber auch derzeit heiß diskutierte Themen wie die Kostenerhebung im Gas, Redispatch 2.0  und die ARegV-Novelle dürfen dabei natürlich nicht fehlen. 

Zusätzlich gibt es interessante Entwicklungen im Bereich der technischen Anschlussbedingungen und einen neuen Leitfaden zum Direktleitungsbau gemäß §20 GasNEV. Auch ein Hinweis in eigener Sache darf nicht fehlen: Die Informationsplattform des BET.NETZWerk.Clubs geht online.

Wir wünschen viel Vergnügen beim Lesen.

Mit freundlichen Grüßen aus Aachen

Oliver Radtke
Leiter Kompetenzteam Regulierung

Sie möchten den Newsletter regelmäßig per Email erhalten? Dann werden Sie Teil unseres Kundennetzwerkes und melden Sie sich an

Anmeldung


 


Regulierungskonto und Kapitalkostenaufschlag, die Frist zum 30.06.2021 bleibt, die Anforderungen steigen weiter an
 

Die deutschen Strom- und Gasnetzbetreiber haben gemäß § 5 ARegV i. V. m. § 4 Absatz 4 Satz 1 Nr. 1a ARegV zum 30.06.2021 einen Antrag zur Feststellung des Regulierungskontos 2020 bei ihrer zuständigen Regulierungsbehörde vorzulegen.

Die Anforderungen an die Datenaufbereitung und -meldungen werden immer umfangreicher und so hat auch der aktualisierte Erhebungsbogen der BNetzA einige neue Inhalte. Verschiedene Register wurden angepasst und andere hinzugefügt.

Am 22.04.2021 hatte die Beschlusskammer 8 (Netzentgelte Strom) der BNetzA die aktuellen Hinweise zur Erstellung des Regulierungskontosaldos 2020, des Kapitalkostenaufschlags 2022 und der Tätigkeitsabschlüsse zum grundzuständigen Messstellenbetrieb veröffentlicht.

Die Beschlusskammer 9 (Netzentgelte Gas) hat die aktualisierten Erhebungsbögen ebenfalls auf ihrer Internetseite veröffentlicht. In Bezug auf den Kapitalkostenaufschlag 2022 verweisen beide Beschlusskammern auf ein gemeinsames Dokument, welches die Anforderungen im Einzelnen beschreibt.   Zum PDF 

In gewohnter Weise muss die Antragstellung zum 30.06. erfolgen, es handelt sich um eine gesetzliche Ausschlussfrist. Erfahrungsgemäß können Fristverlängerungen beantragt werden, diese setzen aber voraus, dass zum 30.06. mindestens der formlose Antrag bei der Regulierungsbehörde eingegangen sein muss. Wir empfehlen, frühzeitig in den Dialog mit den zuständigen Bearbeitern zu gehen und Möglichkeiten einer Fristverlängerung zu erfragen.


Regulierungskonto 
Der Zinssatz für die annuitätische Ermittlung der Zu- oder Abschläge auf die Erlösobergrenze 2022 - 2024 beträgt 0,74% und beinhaltet bereits seit 2019 negative Werte bei der Ermittlung des 10 Jahresdurchschnitts.
 

Strom
Die Energiebilanz wird aus dem Tabellenblatt „dezentrale Einspeisung“ herausgelöst und separat im Tabellenblatt „A5. Energiefluss“ abgefragt. Der Abgleich der eingespeisten und entnommenen Mengen erfolgt nun automatisch und kann um Sondersachverhalte bzw. Angaben zur Verlustenergie ergänzt werden. Somit erfolgt eine Plausibilisierung der Mengenangaben unter Kalkulation einer Differenzmenge nach Saldierung aller Einspeisungen und Entnahmen. Unberücksichtigt bleibt die Möglichkeit der Eintragung von Rückspeisungen zwischen den eigenen Spannungsebenen, was gegebenenfalls zu Abweichungen führt. Die Tabelle „Energiefluss“ wirft am rechten Ende eine Differenzbetrachtung aus, welche die eingetragenen Ein- und Ausspeisedaten plausibilisieren soll. Aus der jährlichen Lastflussberechnung (z. B. BET-Tool), welche u.a. zur Bestimmung der vermiedenen Netzentgelte aufgestellt wird, können die benötigten Daten entnommen und die Ergebnisse des BNetzA-Erhebungsbogens abgestimmt werden. 

Im Tabellenblatt „Messstellenbetrieb“ wird wieder die Entwicklung im Bereich des konventionellen MSB abgefragt. Auch für 2020 beinhaltet diese Abfrage den CAPEX-Anteil. Da bezüglich der Befüllung dieses Tabellenblattes eine hohe Unsicherheit besteht und auch die Regulierungsbehörden in ihrem Genehmigungsprozess verschiedene Maßstäbe an den Tag legen, sollte das Befüllen gut abgestimmt sein und auf einer belastbaren Berechnung basieren, um diese im Rahmen der Anhörung angemessen verteidigen zu können. Sprechen Sie uns hierzu gerne an.

Im Tabellenblatt „weiteres Anlagevermögen „WAV““ wurde der Eingabebereich für AHK-Zu- und -Abgänge für manche Anlagengüter grau markiert. Da die Behörden AiB zum 01.01. regelmäßig nicht anerkennen, waren diese Angaben eine gute Möglichkeit, die tatsächliche Bewegung auf dem Anlagengut zu zeigen. Wir empfehlen Anlagen im Bau, welche im Laufe des Jahres nicht aktiviert werden, in jedem Fall mit ihrem Bestand zum 01.01. anzusetzen.

Darüber hinaus informiert die Behörde im Informationsschreiben 02/2021 darüber, dass insolvenzbedingte Ausfälle nicht im Regulierungskonto geltend gemacht werden dürfen. Dies spricht umso mehr dafür, entsprechende Kosten im Basisjahr geltend zu machen. Eine generelle Nichtanerkennung würde dem Netz die Bewirtschaftungssubstanz entziehen und kann auch seitens der Behörde in der Form nicht gewollt sein.


Gas
Im Regulierungskonto Gas wurden wenige Veränderungen vorgenommen. So wird im Tabellenblatt „Messstellenbetrieb“ die zusätzliche Position „CAPEX“ eingeführt. Hintergrund ist, dass eine Veränderung der Zähleranzahl und damit verbundene Kapitalreduktionen/-erhöhungen bereits im Kapitalkostenabzug und -aufschlag berücksichtigt werden. Der sich verändernde Anteil bezieht sich dann somit nur auf die operativen Kosten. Einige Regulierungsbehörden fragen diese Angaben mit den Anhörungen zum Regulierungskonto auch für frühere Jahre ab 2018 nach. Gerne unterstützen wir Sie bei der Kostenermittlung. 

Im Tabellenblatt „SAV“ können AHK-Veränderungen aufgrund von Schlüsseländerungen nun in separaten Spalten eingetragen werden. Außerdem können Kosten für Marktraumumstellung oder für die Errichtung einer Wasserstoffinfrastruktur nun separat ausgewiesen werden.

Für zusätzliche Angaben wurde die Spalte „Erläuterungen“ ergänzt.


Kapitalkostenaufschlag 
Der Kapitalkostenaufschlag ermittelt in nunmehr gewohnter Weise die geplanten Kapitalkosten für das Folgejahr (2022). Hierfür ist es nötig, alle Ist-Investitionen bis zum 31.12.2020 den Betriebsmittelgruppen nach Netzentgeltverordnung zuzuordnen und um die Planinvestitionen des Ist- und Folgejahres zu ergänzen.

Bei den Erhebungsbögen für Strom und Gas hat es nur geringfügige Änderungen im Vergleich zum Vorjahr gegeben. So können nun in beiden Bögen Hinzurechnungen und Kürzungen aufgrund von Schlüsseländerungen angegeben werden. 

Im Gas ist die Aufnahme der Angaben zu Investitionen in Wasserstoffinfrastruktur und deren Verformelung aufgenommen worden. Diese werden nun automatisch von den Anschaffungs- und Herstellungskosten zur Ermittlung der Kapitalkosten abgezogen.

Sowohl für das Regulierungskonto als auch für den Kapitalkostenaufschlag empfehlen wir, frühzeitig mit der Datenaufbereitung zu beginnen und strategische Festlegungen in Bezug auf die Angaben im Bereich des Messstellenbetriebs anzustreben. Der 30.06. kommt schnell und eine verspätete Abgabe führt, insbesondere bei Kapitalkostenaufschlag, zu einem negativen Bescheid. 

zurück zur Übersicht

Britta Spindler  T +49 341 30501-12    I  E britta.spindler@bet-energie.de
Oliver Radtke  T +49 241 47062-412  I  E oliver.radtkebet-energie.de




Sind vom Redispatch 2.0 alle Netzbetreiber betroffen!?


Generelle Antwort:
Ja, von Redispatch-2.0-Prozessen sind alle Netzbetreiber betroffen, die Einspeiseanlagen größer 100 kW an ihr Netz angeschlossen haben. Dies sind in Deutschland bis auf wenige Ausnahmen alle Netzbetreiber. Unterschieden werden kann der Grad der Betroffenheit: Während jeder Netzbetreiber die Prüfung und Anreicherung von Stammdaten, die Bereitstellung von Bewegungsdaten sowie die entsprechende Kommunikation (bspw. über Connect+) umsetzen muss, ist die Pflicht zur Umsetzung der weiteren Prozesse (Netzberechnung, Abruf, Bilanzierung, Abrechnung) abhängig vom eigenen sowie vorgelagerten Netz.

 

Folgende Pflichtaufgaben stehen an:
Bis Ende August müssen durch den Netzbetreiber die vom Anlagenbetreiber initial gelieferten Stammdaten angereichert und über Connect+ gemeldet werden. Hierzu sind in einem ersten Schritt die betroffenen Anlagenbetreiber anzuschreiben und verschiedene Rahmenbedingungen (bspw. Ressourcen-IDS, Einsatzverantwortlicher, Abruf-/Bilanzierungs-/Abrechnungsmodelle) abzustimmen. Die Kontaktaufnahme mit den Anlagenbetreibern sollte lt. BDEW-Einführungsszenario bereits bis zum 14.05. erfolgen – die Zeit drängt also; soweit dies noch nicht erfolgt ist, sollten Sie kurzfristig handeln. Wenn der Anlagenbetreiber ab Anfang Juli erste sogenannte initiale Stammdaten liefert, sind diese vom Netzbetreiber zu prüfen, ggf. zu korrigieren und anschließend anzureichern.
Anschließend sollte der Netzbetreiber die Erstellung und Übermittlung der sogenannten Bewegungsdaten vorbereiten. Die Bewegungsdaten umfassen die Prognose der Einspeiselastgänge (1/4 h-Werte) der Anlagen im sogenannten Prognosemodell. Am 30.09. um 14:30 Uhr startet der verpflichtende Prozess für die Meldung der Bewegungsdaten. Ab diesem Zeitpunkt müssen die Netzbetreiber täglich die Bewegungsdaten der Anlagen, die im Prognose-Modell sind, über Connect+ melden – es handelt sich somit um einen rollierenden Prozess, der entsprechende regelmäßige, tägliche Datenlieferungen umfasst.

Sollte sich der vorgelagerte Netzbetreiber dafür entscheiden, Redispatch bereits im Oktober einzusetzen, dann sind neben den Datenlieferverpflichtungen auch entsprechende Bilanzierungs- und Abrechnungsprozesse umzusetzen, was meist mit einer Erweiterung bestehender IT-Systeme einhergeht. Die Notwendigkeit sollte individuell und in Abstimmung mit vorgelagerten Netzbetreibern erfolgen.
Auch die Pflichtaufgaben können natürlich ganz oder teilweise durch Dritte (Dienstleister, vorgelagerte Netzbetreiber) übernommen werden. Hierbei ist es jedoch wichtig, neben Kosten und Funktionalitäten der angebotenen Lösungen die eigene strategische Positionierung zu berücksichtigen – schließlich handelt es sich der Haltung und Verarbeitung der Anlagendaten um eine Kernkompetenz des Netzbetreibers.

zurück zur Übersicht

Dr. Sören Patzack              T +49 241 47062-435  I  E  soeren.patzackbet-energie.de
Dr. Bärbel Wicha-Krause T +49 241 47062-449  I  E  baerbel.wicha-krausebet-energie.de
Oliver Radtke                   T +49 241 47062-412  I  E   oliver.radtkebet-energie.de



Die Informationsplattform des BET.NETZWerk.Clubs geht an den Start


Noch vor wenigen Wochen haben wir in unserem BET.NETZWerk.Club-Webinar die Themen 

  • Kostenprüfung Gas, 
  • Zinssätze EK I und EK II für die 4. Regulierungsperiode sowie
  • aktuelle Gerichtsentscheide zu energiewirtschaftlichen Fragestellungen

diskutiert und beleuchtet. Der zweite Clubtermin, den wir pandemiebedingt leider nur online anbieten konnten, war trotz des eingeschränkten Formats sehr stark gefragt und wir waren erfreut über die Vielfalt der Teilnehmer*innen. Neben den Strom- und Gasnetzbetreibern (Fern- und Verteilung) konnten wir auch Teilnehmende aus den Vertriebs- und Handelssparten, dem Erzeugungsbereich, der Entsorgung, der Industrie sowie der Banken und Finanzdienstleistungssparten als Gäste begrüßen. 

Der BET.NETZWerk.Club
Der Club bietet Insider- und Umsetzer-Wissen zu gesetzlichen Rahmenbedingungen und operativen Anforderungen im Regulierungsumfeld sowie zu den Themen, die Netzbetreiber im Tagesgeschäft berühren und beschäftigen.

Der Club vertritt insbesondere die Belange der kleinen und mittleren Werke, denn die Regulierung der Strom- und Gasnetze wird seit Einführung der relevanten Gesetze und Verordnungen immer vielschichtiger. Der Aufwand ist besonders für KMU immens geworden; der Bedarf an Unterstützung oder Outsourcing einzelner und gebündelter Aufgaben bis hin zu gesamten Themenpaketen nimmt ständig zu. Dies stellen wir auch aktuell wieder im Vorfeld der Kostenprüfung Gas fest. 

Als Plattform für den Austausch im Club haben wir eine geschlossene Gruppe auf LinkedIn gewählt. Im Chat finden die Teilnehmenden zusammen. Ihre Fragen, Anmerkungen und Themenwünsche können kurzfristig bearbeitet werden. Die Gruppe lebt von Input und Diskussion und bietet jedem Mitglied einen Mehrwert. 

Sobald es die allgemeine Situation zulässt, werden wir uns wieder regelmäßig zu Workshops vor Ort treffen, wobei wir nach Möglichkeit Örtlichkeiten aussuchen, die zentral und mit guter Verkehrsanbindung liegen. 

Mitgliedschaft
Die Mitgliedschaft im BET.NETZWerk.Club ist kostenfrei. Die angebotenen Webinare sind kostenlos, die Workshops in Präsenz sind kostenpflichtig und können ebenfalls hinzugebucht werden. Werden Sie Mitglied, nennen Sie uns Ihre Themenwünsche, stellen Sie Ihre Fragen. Wir freuen uns auf einen guten Dialog!

Die Gruppe ist allen Strom- und Gasnetzbetreibern vorbehalten.

Zur BET.NETZWerk.Club-LinkedIn-Gruppe

zurück zur Übersicht

Micha Ries         T +49 241 47062-446  I   micha.riesbet-energie.de
Oliver Radtke  T +49 241 47062-412  I  E  oliver.radtkebet-energie.de


 


Kostenprüfung Gas ‒ was machen die Länder?


Die Bundesnetzagentur hat ein recht umfangreiches Konsultationsverfahren inklusive eines Pre-Tests des Erhebungsbogens bereits letztes Jahr eingeleitet. Dies endete dann in der Festlegung am 12. März 2021 ‒, hierzu haben wir bereits berichtet.
Nun folgen die einzelnen Landesregulierungskammern. Es zeigt sich, dass die Länder auf der Festlegung der BNetzA aufsetzen und kleinere Anpassungen vornehmen. 

Grundsätzlich dient der Erhebungsbogen der BNetzA auch den Landesregulierungskammern als Basis. Die durch die Länder vorgenommenen Anpassungen führen dabei meist zu einer Reduzierung der Granularität in der Datenabfrage. Insbesondere für die Bilanz und die Gewinn- und Verlustrechnung haben viele Landesregulierungskammern den Aufwand für die Unternehmen reduziert, indem sie auf eine pauschale Abfrage der vergangenen fünf Jahre verzichten.
Auch auf die Erfassung der Summen- und Saldenlisten (Reiter C3_SaLi) verzichten einige Landesregulierungsbehörden vollständig bzw. verlangen diese nur für Unternehmen im vollständigen Verfahren. Auch wenn die Erhebungsbögen der einzelnen Regulierungskammern sehr ähnlich sind, so ist in der Datenmeldung darauf zu achten, den richtigen Bogen zu verwenden.

Die Abgabefristen der BNetzA sehen vor, dass Unternehmen im vollständigen Verfahren ihre Unterlagen bis zum 01.07.2021 der BNetzA vorlegen. Unternehmen im vereinfachten Verfahren haben etwas mehr Zeit; sie müssen bis zum 30.09.2021 die erforderlichen Daten aufbereiten und einreichen. Viele Landesregulierungskammern sind hier großzügiger und gestatten den Unternehmen einen längeren Zeitraum. Für Unternehmen bei der Landesregulierungskammer Baden-Württemberg zum Beispiel endet die Abgabefrist im vereinfachten Verfahren erst am 01.12.2021.

Die folgende Grafik zeigt übersichtlich die wichtigsten Register, bei denen die Landesregulierungskammern von der Festlegung der BNetzA abweichen: 

Auch bei den Anforderungen an den Bericht gemäß § 28 GasNEV orientieren sich die Landesregulierungskammern an der Festlegung der BNetzA. Analog zum Vorgehen bei dem Erhebungsbogen gibt es aber auch hier häufig Vereinfachungen bzw. Anpassungen.
Insofern bleibt am Ende die Empfehlung, die Hinweise der zuständigen Behörde aufmerksam zu studieren! Für eine Diskussion oder eine detaillierte Aufbereitung der konkreten Anforderungen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.

zurück zur Übersicht

Malin Schröder  T +49 241 47062-474  I  E malin.schroederbet-energie.de
Oliver Radtke   T +49 241 47062-412  I  E  oliver.radtkebet-energie.de


 


Kalkulatorische Bewertung des Anlagevermögens – ein aufwendiger, aber wichtiger Baustein

Die kalkulatorischen Kostenpositionen stellen einen großen und wichtigen Anteil an den Gesamtkosten eines Netzbetreibers dar. Diese basieren zu einem erheblichen Teil auf dem Anlagevermögen und der kalkulatorischen Bewertung. Daher sollte diesem auch die entsprechende Beachtung zukommen. Insbesondere im Hinblick auf die Kostenprüfung steht eine Aktualisierung der kalkulatorischen Bewertung des Anlagevermögens an. Seit der letzten Kostenprüfung wurden einige Aspekte klarer.


Nachaktivierung / Zuschreibung
Einige Regulierungsbehörden behandeln Nachaktivierung im Gegensatz zur handelsrechtlichen Sicht wie eine neue Anlage. Wurde bspw. eine Anlage in 2019 aktiviert und erfolgen auf die gleiche Anlagenummer in 2020 Nachaktivierungen, wurde diese im Rahmen des Antrags auf Kapitalkostenaufschlag z. T. in eine neue Jahresscheibe derselben Anlagengruppe dargestellt. Diese Vorgehensweise ist regulatorisch wünschenswert, weil somit die gesamte Anlage refinanziert werden kann; sie führt jedoch zu einigen Herausforderungen im Abgleich mit der handelsrechtlichen Welt. Zudem muss für den Fall eines Anlagenabgangs dokumentiert sein, wann dies der Fall war und über welche Jahresscheiben sich die Werte verteilen.


Kalkulatorische Bewertung Anlagenabgang
Wird eine Anlage verschrottet oder geht aus anderen Gründen ab, werden in der GuV die Restbuchwerte abzüglich Verkaufserlösen als Verluste aus Anlagenabgang dargestellt. Diese Werte entsprechen jedoch den handelsrechtlichen und nicht den kalkulatorischen Werten. Da die Nutzungsdauern der Netzentgeltverordnungen meistens länger sind, gehen hier mitunter Werte verloren. Es ist daher wichtig, auch hier eine kalkulatorische Bewertung durchzuführen und erst recht, mit der zuvor beschriebenen Aufteilung auf mehrere Jahresscheiben.

Für die kalkulatorische Bewertung des Anlagevermögens stellt B E T ein Werkzeug auf Excel-Basis zur Verfügung, das sich seit vielen Jahren bewährt hat. In dem AV-Tool werden die oben angesprochenen Sachverhalte, aber auch alle anderen regulatorischen Besonderheiten, wie Nutzungsdauerwechsel, Netzübernahmen etc., abgebildet. 

Neben der automatischen Überführung der AHK-Werte in die Erhebungsbögen zur Kostenprüfung sind auch die von der BNetzA veröffentlichten Indexreihen [ Excel  ] in der aktuellen Version des AV-Tools hinterlegt. Damit steht Ihnen ein Werkzeug zur Verfügung, das auch in der Kostenprüfung ein wertvoller Helfer ist.

zurück zur Übersicht

Michael Timm-Piske  T +49 341 30501-19    I  E michael.timm-piskebet-energie.de
Oliver Radtke           T +49 241 47062-412  I  E oliver.radtkebet-energie.de


 


Kapitalkostenabgleich für ÜNB/FNB, Engpassmanagementkosten und Redispatch 2.0 , – das sind die Inhalte des Entwurfs der ARegV-Novelle 
 

Anfang April wurde ein Referentenentwurf unter anderem zur Änderung der ARegV bekannt. Die wesentlichen Änderungen in dem Entwurf vom April 2021 betreffen die Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber. Zum einen werden Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV durch den Kapitalkostenabgleich analog der Verteilnetzbetreiber eingeführt. Zum anderen wird ein Anreizsystem zur Einsparung von Engpassmanagementkosten für Übertragungsnetzbetreiber implementiert. Für Verteilnetzbetreiber ergeben sich ebenfalls Änderungen, die im Zusammenhang mit der Systematik Redispatch 2.0 stehen.

Engpassmanagementkosten werden in der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) bislang als „dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten“ eingeordnet. Mit den Änderungen sollen Anreize in der ARegV zur Begrenzung der Engpassmanagementkosten konkretisiert und verstärkt werden. Auf Ebene der Übertragungsnetze wird ein neues auf die Engpassmanagementkosten wirkendes Bonus-/Malus-Modell eingeführt. Auf Ebene der Verteilernetze soll mittelfristig durch eine Einordnung der Engpassmanagementkosten als volatile Kostenbestandteile der bestehende Effizienzvergleich genutzt werden, um im System der Anreizregulierung bereits angelegte Anreize zu verstärken. Bis zum Ende der dritten Regulierungsperiode gelten diese volatilen Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten. Eine Berücksichtigung in der Effizienzmessung erfolgt frühestens ab 2026, also für die Ableitung der Effizienzwerte in der 5. Regulierungsperiode.

Fremdkapitalzinssätze
Die Finanzierung der Investitionen im Übertragungs- und Fernleitungsnetz soll ab der 4. Regulierungsperiode über das System eines Kapitalkostenzuschlages erfolgen, ähnlich wie es sich bei den Verteilnetzen bereits etabliert hat. Hierzu wird § 10a Absatz 7 Satz 3 aus Gründen der Klarstellung neugefasst. Für Betreiber von Verteilernetzen einerseits und Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber andererseits gelten im System des Kapitalkostenaufschlags allerdings unterschiedliche kalkulatorische Fremdkapitalzinssätze. Nach dem neuen Satz 5 findet für die Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber als Fremdkapitalzinssatz das arithmetische Mittel aus den folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen bzw. Zinsreihen des jeweiligen Jahres Anwendung:

  1. Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen und
  2. Kredite an nicht finanzielle Kapitalgesellschaften über 1 Million Euro, bei einer anfänglichen Zinsbindung von einem Jahr bis zu fünf Jahren.

Die daraus resultierenden Zinsen führen zu einem höheren EK-II- Zinssatz beim Kapitalkostenaufschlag für Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber gegenüber Verteilnetzbetreibern.  
Aus Sicht der Verteilnetzbetreiber ist dies eine Besserstellung der Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber, die im Sinne einer einheitlichen Regulierung auch für Verteilnetzbetreiber Anwendung finden sollte.

Für die Verteilnetzbetreiber gibt es aber auch gute Nachrichten. Kosten die nach dem 1. Oktober 2021 zur Implementierung und Weiterentwicklung sowie zum Betrieb im Zusammenhang mit Redispatch 2.0 entstehen, können bis zum Ende der 3. Regulierungsperiode über das Regulierungskonto als zusätzliche Erlöse gemeldet werden. 

zurück zur Übersicht

Micha Ries          T +49 241 47062-446  I  E  micha.riesbet-energie.de
Michael Seidel   T +49 241 47062-479  I  E  michael.seidelbet-energie.de
Oliver Radtke   T +49 241 47062-412  I  E  oliver.radtkebet-energie.de


 



Novellierung § 20/2 GasNEV – eng auszulegender Ausnahmetatbestand mit Einzelfallstatus

Mit Stand vom 26. April 2021 veröffentlicht BNetzA BK 9 eine novellierte Fassung des Leitfadens der Regulierungsbehörden zur Ermittlung von Sondernetzentgelten nach § 20 Abs. 2 GasNEV. Grundsätzlich bleibt die Vermeidung von Doppelstrukturen durch Direktleitungsbau bestehen, stellt aber strengere Anforderungen zur Wahrung des Interessenausgleichs zwischen Netzbetreibern und Netznutzern auf.

Bei Netzbetreibern im Sinne des novellierten Leitfadens handelt es sich um Netzbetreiber mit einer Verfahrenskennung bei der zuständigen Regulierungsbehörde.
Bei der Gruppe der Nicht-Netzbetreiber handelt es sich in der Regel um Letztverbraucher. Hierunter fallen alle Petenten, die nicht Netzbetreiber im vorgenannten Sinne sind. Hierzu gehören u. a. Betreiber von Heizkraftwerken, Gasspeichern etc. 
Dabei wird die Laufzeit der Annuität für Nicht-Netzbetreiber auf maximal 15 Jahre begrenzt. Für Netzbetreiber i. S. d. Leitfadens gelten die Nutzungsdauern gem. Anlage 1 zu § 6 Abs. 5 S. 1 GasNEV.

Bei einem Petenten (in der Regel Netznutzer) und dem das Sondernetzentgelt gewährenden Verteilernetzbetreiber muss es sich um zwei verschiedene Rechtssubjekte handeln. Voraussetzung für die Einräumung eines Sondernetzentgelts sind nach der zutreffenden Rechtsprechung des Oberlandesgerichts Düsseldorf übereinstimmende Willenserklärungen verschiedener Rechtssubjekte. Eine Netzentgeltreduktion in Form eines Sondernetzentgelts im Wege eines In-sich-Geschäfts ist nicht zulässig (Verteilernetzbetreiber gewährt einer in demselben Unternehmen gebildeten anderen Unternehmenssparte ein Sondernetzentgelt).

Die Prüfung des drohenden Direktleitungsbaus geht zunächst von der entsprechenden Erklärung des Petenten aus. Der Petent muss anhand konkreter, dem Verteilernetzbetreiber vorzulegender Unterlagen seine Erklärung glaubhaft machen.

Folgende Unterlagen, die über den bisherigen Umfang deutlich hinausgehen, sind Bestandteil des Antrages:

  • Investitionsrechnung gemäß Kalkulationswerkzeug,
  • Verpflichtung des Petenten, über den gesamten Zeitraum, den er im Rahmen seiner Investitionsrechnung als Nutzungsdauer ansetzt, das Sondernetzentgelt zu zahlen,
  • Machbarkeitsstudien und Pläne, (z. B. hinsichtlich etwaiger Wegenutzungsrechte oder der Erfüllung umweltrechtlicher Auflagen),
  • Angebote von Anlagenbauern bzw. Ingenieurbüros,
  • Nachweise über die ernsthafte Kontaktaufnahme zu dem vorgelagerten Netzbetreiber, an dessen Netz sich der Petent mit der Direktleitung anschließen würde, sowie
  • Nachweise über die konkrete Möglichkeit der Finanzierung.

Grundsätzlich ist eine Betriebskostenpauschale in Höhe von 0,8 % p. a. der Anschaffungs-/Herstellungskosten anzusetzen.
Ein Sondernetzentgelt ist in der nach der vorstehend dargestellten Methode ermittelten Höhe für ein Jahr gültig. Es ist jährlich neu zu kalkulieren (alte Fassung 5 Jahre). In der Klarstellung weist der Verordnungsgeber darauf hin, dass die grundsätzliche Verpflichtung zur Zahlung über die in der Investitionsrechnung gewählte Nutzungsdauer in jedem Fall fortbesteht. Sie erlischt auch nicht für den Fall, dass sich im Rahmen einer Neuberechnung das Sondernetzentgelt als unvorteilhaft gegenüber dem regulären Entgelt erweist.

zurück zur Übersicht

Holger Nestler  T +49 341 30501-15    I  E holger.nestlerbet-energie.de
Oliver Radtke  T +49 241 47062-412  I  Eoliver.radtkebet-energie.de


 


Technische Anschlussbedingungen überprüfen und eine nachhaltige Netzentwicklung ermöglichen

Die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) von Netzbetreibern ergänzen die gesetzlichen Vorgaben aus § 49 EnWG und § 20 NAV. Sie definieren Anforderungen an Kundenanlagen (Verbraucher und Erzeuger) mit Anschluss an das Stromnetz und ermöglichen eine spezifische Ausgestaltung der VDE-Anwendungsregeln entsprechend den individuellen Anforderungen des Versorgungsnetzes. 

Die TAB spiegeln grundsätzlich den allgemein anerkannten Stand der Technik wider und bauen auf den entsprechenden Anwendungsregeln (bspw. VDE-AR-N 4100, 4105, 4110) des Forum Netztechnik Netzbetrieb (FNN) im VDE auf. Diese Richtlinien wurden in den letzten Jahren novelliert, um insbesondere europäische Vorgaben (bspw. aus dem Network Code Requirement for Generators, RfG) abzubilden. Sie enthalten diverse Freiheitsgrade für den Netzbetreiber, technische Vorgaben für Kundenanlagen zu konkretisieren.
Neben der Novellierung der Anwendungsregeln bestehen mit der Einführung des EEG 2021, dem Hochlauf von Elektromobilität und entsprechender Ladeinfrastruktur und dem Fortschreiten der Wärmewende verbunden mit dem vermehrten Zubau von Wärmepumpen vielfältige Gründe, die eigenen TAB zu prüfen und entsprechend zu überarbeiten – stets mit der Frage im Hinterkopf: „Passen meine Vorgaben zu einer nachhaltigen Netzentwicklung?“. Denn den Herausforderungen von 2021 sollte sich der Netzbetreiber nicht mit einer veralteten TAB von 2017 stellen.

Im Rahmen einer Überarbeitung der TAB sollten bspw. folgende Fragestellungen beantwortet werden:

  • Welche Techniken sollen für die Steuerung von Kundenanlagen (Erzeuger und Verbraucher) vorgegeben werden? Wo sollte bspw. Fernwirktechnik, wo Rundsteuertechnik gefordert werden?
  • Mit welchem Blindleistungsmanagement lässt sich langfristig Netzausbau vermeiden?
  • Welche technischen Anforderungen sollten speziell für Ladeinfrastruktur und Wärmepumpen gelten?
  • Unterstützen die Vorgaben einen hohen Grad an Standardisierung bei Anlagen- und Netztechnik?
  • Ermöglichen die Vorgaben einen schlanken und effizienten Netzanschlussprozess?
  • Sind alle aufgeführten Links und beigefügten Formulare noch aktuell?

Eine stets aktuelle TAB beugt nicht nur Unklarheiten auf Netzkundenseite vor und kann eine nachhaltige Netzentwicklung unterstützen, sondern zeigt auch, dass der Verteilnetzbetreiber alle aktuellen Themenfelder im Blick hat. 

zurück zur Übersicht

Dr. Sören Patzack  T +49 241 47062-435  I  E     soeren.patzackbet-energie.de
Oliver Radtke        I  T +49 241 47062-412   I  E    oliver.radtkebet-energie.de