Hallo lieber Leser,
ich habe mich dazu entschlossen einen neuen Blog zu starten und würde mich freuen wenn Sie mich auch dort wieder lesen würden.
Der Link des neuen Blogs ist: http://tobiasmache.wixsite.com/energyfeed
Viele Grüße
Dienstag, 20. Dezember 2016
Donnerstag, 21. Februar 2013
Umsetzungsfragenkatalog: Beendigung der EV durch Anmeldung eines neuen Lieferanten
Frage:
Wie kann ein Lieferant ggf. rückwirkend eine Ersatzversorgung beenden?
Antwort:
Prozessvoraussetzungen:
- Der NB hat die Entnahmestelle dem Grund- und Ersatzversorger zugeordnet.
- Die Entnahmestelle befindet sich in der Ersatzversorgung
Die Prüfung des NB beinhaltet folgende Punkte:
Fristenprüfung:
- Bei SLP-Lieferstellen darf der gewünschte Lieferbeginn nicht > 6 Wochen in der Vergangeheit liegen (bezogen auf Datum des Nachrichteneingangs beim NB)
- Bei RLM-Lieferstellen muss der gewünschte Lieferbeginn in der zukunft liegen
Zuordnungsprüfung:
- Die Entnahmestelle muss zum gewünschten Lieferbeginn dem Grund- und Ersatzversorger zugeordnet sein
Prüfung auf Namensgleichheit:
- Bei der Verwendung des Transaktionsgrundes "ZD2" wird keine Prüfung Namensgleichheit durchgeführt
Prozess:
Sind alle Prozessvoraussetzungen erfüllt übermittelt der NB eine Abmeldungsanfrage an den Grund- und Ersatzversorger mit dem Transaktionsgrund "ZD2". Der Grund- und Ersatzversorger prüft auf Basis der Vertragslage ob sich diese Entnahmestelle in der EV befindet, ist dies der Fall bestätigt er diese. Ist dies nicht der Fall lehnt er sie ab. Eine Bestätigung mit Terminkorrektur ist nicht möglich.
Bei positiver Antwort des Grund- und Ersatzversorgers bestätigt der NB dem LFN die Anmeldung zum gewünschten Liefertermin und informiert den Grund- und Ersatzversorger über die Beendigung der Zuordnung.
Hinweis:
Die Nutzungs des Transaktionsgrundes "ZD2" ist lediglich für diesen Prozess zu verwenden. Die weitere Anwendung des Prozess "Lieferbeginn" ist hiervon unberührt.
Donnerstag, 20. Dezember 2012
Positionspapier zu den technischen Vorgaben nach § 6 Abs. 1 und Abs. 2 EEG 2012
Die Bundesnetzagentur hat am 19.12.2012 ein Positionspapier zu den technischen Vorgaben nach § 6 Abs. 1 und Abs.2 herausgegeben. Laut Auffasung der BNetzA war dieser Schritt notwendig da diese Spezifizierung im EEG nicht weiter konkretisiert wird und die BNetzA zu diesem Thema mehrere Anfragen erhalten hat.
Ich habe das Dokument bearbeitet und ihnen eine Zusammenfassung geschrieben:
Die Pressemitteilung der BNetzA finden sie unter folgendem Link:
1. Ausgangssituation
1.1. Allgemeine Vorgaben
Laut § 6 Abs. 1 EEG 2012[1] sind Anlagenbetreiber von EE-, Grubengas- und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung > 100 kW dazu verpflichtet ihre Anlagen mit technischen Einrichtungen auszustatten die es dem Netzbetreiber ermöglichen die Einspeiseleistung ferngesteuert zu reduzieren (§ 6 Abs.1 Nr. 1 EEG) sowie die tatsächliche Ist-Einspeisung zu messen (§ 6 Abs. 1 Nr. 2 EEG).
Weiterhin müssen Anlagenbetreiber von PV-Anlagen mit einer installierten Leistung <= 100 kW diese Pflicht ebenfalls erfüllen.
Anlagenbetreiber von PV-Anlagen mit einer installierten Leistung <= 30 kW können nach § 6 Abs. 2 Nr. 2b[2] alternativ zur o.g. Vorgabe am Verknüpfungspunkt der Anlage mit dem Netz die max. Wirkleistungseinspeisung auf 70% der installierten Leistung begrenzen.
EE-, Grubengas-, KWK-Anlagen > 100 kW
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§ 6 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 2
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PV-Anlagen <= 100 kW
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§ 6 Abs. 1 Nr. 1
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PV-Anlagen <= 30 kW
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§ 6 Abs. 1 Nr. 1 oder § 6 Abs. 2 Nr. 2b
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Die Betreiber von PV-Anlagen müssen die Anforderungen gemäß § 6 Abs. 2 jedoch erst nach dem 31.12.2012 umsetzen.
1.2. Bestandsschutz
Sollte es sich um PV-Anlagen handeln die nach dem, am 31.12.2011 geltendem Inbetriebnahmebegriff, vor dem 01.01.2012 in Betrieb genommen wurden (§ 66 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 2 EEG[4]) und eine installierte Leistung > 100 kW haben sind die Anforderungen nach § 6 Abs. 1 EEG zum 01.07.2012 umzusetzen
Für PV-Anlagen mit einer installierten Leistung > 30 kW und < 100 kW und einem Inbetriebnahmedatum nach dem 31.12.2008 und vor dem 01.01.2012 müssen die o.g. Vorgaben nach § 6 Abs. 2 Nr. 1 zum 01.01.2014 umgesetzt sein.
1.3. Verstoß gegen die Vorgaben
Sollten die Anlagenbetreiber gegen die o.g. Vorgaben verstoßen verringert sich gemäß § 17 Abs. 1 EEG[5] der Vergütungsanspruch nach § 16 EEG auf null.
1.4. Hintergründe der Vorgaben
Die getroffenen Vorgaben geben dem NB anlagenseitig die Möglichkeit zur Durchführung eines Einspeisemanagements gemäß § 11 Abs. 1 EEG[6]
2. Anwendungshinweis zu § 6 Absatz 2 (BMU & BMWi)
Die BNetzA orientiert sich mit ihrem Positionspapier an dem vom BMU und BMWi erstelltem Anwendungshinweis zum § 6 Absatz 2 EEG.
Netzbetreiber sind aus Gründen der System- und Netzsicherheit gemäß § 11 Abs. 1 EnWG verpflichtet die technische Infrastruktur die zur Durchführung eines Einspeisemanagements notwendig ist, spätestens zu dem Zeitpunkt vorzuhalten, zu dem absehbar ist das in naher Zukunft in ihrem Netzgebiet entsprechende Maßnahmen notwendig werden.
Dabei sind PV-Anlagen mit einer installierten Leistung > 100 kW in die technische Infrastruktur des Netzes mit einzubeziehen sobald dies notwendig wird.
Kann der Anlagenbetreiber die Anforderung zur Installation der techn. Einrichtung nicht erfüllen weil der NB keine ausreichende Auskunft über das zu sendende Signal gibt so muss er Anlagenbetreiber die technischen Einrichtungen die auch ohne Information des NB bekannt sind (z.B. EinsMan Ready – Wechselrichter) auf seine Kosten vorhalten. Teilt der NB die relevanten Informationen zu einem späteren Zeitpunkt mit muss der Anlagenbetreiber die Anlage unverzüglich nachrüsten.
3. Techn. Einrichtungen zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung
3.1. Anlagen mit einer installierten Leistung > 100 kW
Grundsätzlich kann der NB bei Anlagen mit einer installierten Leistung > 100 kW den Einsatz von Fernwirktechnik verlangen. Abweichend davon kann der NB auch eine, spezielle für sein Netzgebiet höhere Grenze festlegen ab der Fernwirktechnik eingesetzt werden muss.
Durch die aktuellen Erkenntnisse, der Einflüsse von Anlagen mit einer installierten Leistung > 100 kW auf die Netzstabilität ist ausschließlich bei dieser Anlagengröße der höhere technische sowie finanzielle Aufwand zu rechtfertigen.
3.2. PV-Anlagen mit einer installierten Leistung <= 100 kW
Bei PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von max. 100 kW kann der NB keinen Einsatz von Fernwirktechnik verlangen. Bei diesen Anlagen kann der NB lediglich den Einsatz von einfachen Technologien (Rundsteuerempfänger) zur Umsetzung verlangen.
Durch aktuelle Erkenntnisse ist die Beeinflussbarkeit der Netzstabilität bei diesen Anlagen zu gering um damit den höheren technischen und finanziellen Aufwand zu gerechtfertigen.
Für PV-Anlagen mit einer installierten Leistung <= 30 kW sind derzeit keine weitergehenden Erleichterung mit Ausnahme § 6 Abs. 2 Nr. 2 geplant. Die Anlagenbetreiber dürfen an dieser Stelle eigenständig in Abstimmung mit dem NB wählen.
Für PV-Anlagen die unter die Bestimmungen des § 66 Abs. 1 Nr. 2 EEG fallen und eine installierte Leistung von > 30 kW und < 100 kW haben müssen die Anforderungen des § 6 Abs. 2 Nr. 2 erst dann vollständig erfüllt sein wenn der Netzbetreiber dies fordert. Dies widerspricht der jedoch der Aussage aus Punkt 1.2. Denn dort ist für die o.g. Anlagen eine verbindliche Umsetzung zum 01.01.2014 vorgesehen.
4. Intelligente Messsysteme
Perspektivisch kommen Messsysteme, die den Anforderungen der §§ 21c ff. EnWG entsprechen in Betrachtet. Der Einbau derartiger Messsysteme kann jedoch nur erfolgen wenn diese Messsysteme die Vorgaben von § 6 Abs. 1 und / oder § 6 Abs. 2 EEG erfüllen können.
5. Erwerb der technischen Einrichtungen
Der Erwerb der technischen Einrichtungen durch den Anlagenbetreiber hat beim Netzbetreiber zu erfolgen. Sollte der Anlagenbetreiber die technischen Einrichtungen bei einem dritten erworben haben muss ggf. eine Parametrierung durch den NB erfolgen.
6. Kosten der Netzbetreiber
Die entstehenden Kosten die sich für Netzbetreiber ergeben werden über das Instrument des Erweiterungsfaktors abgebildet soweit die Investitionen durch die Integration von Erzeugungsanlagen hervorgerufen werden. Dieses Instrument gewährleistet das sich die Kosten für diese Investitionen in der Erlösobergrenze wiederspiegeln.
[1]Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber sowie Betreiberinnen und Betreiber von KWK-Anlagen müssen ihre Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber jederzeit 1.) die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann und 2.) die jeweilige Ist-Einspeisung abrufen kann.
[2] Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie
2.) mit einer installierten Leistung von höchstens 30 Kilowatt müssen a) die Pflicht nach Absatz 1 Nummer 1 erfüllen oder b) am Verknüpfungspunkt ihrer Anlage mit dem Netz die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzen.
[3] Mehrere Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie gelten unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der installierten Leistung im Sinne der Absätze 1 und 2 als eine Anlage, wenn 1.) sie sich auf demselben Grundstück oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden und
2.) innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen worden sind.
[4] Für Strom aus Anlagen, die nach dem am 31. Dezember 2011 geltenden Inbetriebnahmebegriff vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, sind unbeschadet des § 23 Absatz 2 bis 4 die Vorschriften des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074) in der am 31. Dezember 2011 geltenden Fassung mit folgenden Maßgaben anzuwenden: 1.) Die technischen Vorgaben nach § 6 Absatz 1 müssen ab dem 1. Juli 2012 von Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreibern von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt eingehalten werden; § 6 Absatz 3 ist anzuwenden.
[5] Der Vergütungsanspruch nach § 16 verringert sich auf Null, solange Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber gegen § 6 Absatz 1, 2, 4 oder 5 verstoßen.
[6] Netzbetreiber sind unbeschadet ihrer Pflicht nach § 9 ausnahmsweise berechtigt, an ihr Netz unmittelbar oder mittelbar angeschlossene Anlagen und KWK-Anlagen, die mit einer Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung im Sinne von § 6 Absatz 1 Nummer 1, Absatz 2 Nummer 1 oder 2 Buchstabe a ausgestattet sind, zu regeln, soweit 1.) andernfalls im jeweiligen Netzbereich einschließlich des vorgelagerten Netzes ein Netzengpass entstünde,
2.) der Vorrang für Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas und Kraft-Wärme-Kopplung gewahrt wird, soweit nicht sonstige Anlagen zur Stromerzeugung am Netz bleiben müssen, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und 3.) sie die verfügbaren Daten über die Ist-Einspeisung in der jeweiligen Netzregion abgerufen haben.
Donnerstag, 22. November 2012
BMF entscheidet - Marktprämie unterliegt nicht der Umsatzsteuer
Wie das Bundesfinanzministerium am 06.12.2012 mitteilte unterliegt sowohl die Marktprämie (§ 33g EEG) als auch die Flexibilitätsprämie (§ 33i EEG) nicht der Umsatzsteuer.
Diese Entscheidung wird vor allem für Unternehmen zu einer deutlichen Vereinfachung der Rechnungsstellung führen.
Der Grund für die Entscheidung liegt in der Auffassung des BMF das es sich sowohl bei der Marktprämie als auch bei der Flexibiltätsprämie um Zuschüsse handelt die nicht der Umsatzsteuer unterliegen. Mit dieser Entscheidung schließt sich das BMF vollumfänglich der bereits mehrfach kommunzierten Ansicht (u.a. Stellungnahme vom 14.05.2012) des BDEW an.
Angesichts der Tatasache das viele Anlagenbetreiber auf Basis einer Entscheidung der Oberfinanzdirektion Niedersachsen vom 13.03.2012 bereits Zahlungen leisten mussten obwohl sie keine Umsatzsteuer vom Netzbetreiber bezogen haben war diese Grundsatzentscheidung extrem wichtig für die Klarstellung des Sachverhaltes auf nationaler Ebene.
Diese Entscheidung wird vor allem für Unternehmen zu einer deutlichen Vereinfachung der Rechnungsstellung führen.
Der Grund für die Entscheidung liegt in der Auffassung des BMF das es sich sowohl bei der Marktprämie als auch bei der Flexibiltätsprämie um Zuschüsse handelt die nicht der Umsatzsteuer unterliegen. Mit dieser Entscheidung schließt sich das BMF vollumfänglich der bereits mehrfach kommunzierten Ansicht (u.a. Stellungnahme vom 14.05.2012) des BDEW an.
Angesichts der Tatasache das viele Anlagenbetreiber auf Basis einer Entscheidung der Oberfinanzdirektion Niedersachsen vom 13.03.2012 bereits Zahlungen leisten mussten obwohl sie keine Umsatzsteuer vom Netzbetreiber bezogen haben war diese Grundsatzentscheidung extrem wichtig für die Klarstellung des Sachverhaltes auf nationaler Ebene.
Dienstag, 20. November 2012
BK6-12-153 - "Marktprozesse für Einspeisestellen"
Da die Bundesnetzagentur 29.10.2012 den o.g. Beschluss bereits veröffentlicht hat habe ich für sie eine kurze Zusammenfassung geschrieben die sich auf die wichtigsten Inhalte konzentriert.
Der Eintrag ist in die zwei Bestandteile "Beschluss" und "Gründe" aufgeteilt und ähnlich dem eigentlichem Beschluss strukturiert.
In diesem Sinne viel Spaß beim Lesen!
Der Eintrag ist in die zwei Bestandteile "Beschluss" und "Gründe" aufgeteilt und ähnlich dem eigentlichem Beschluss strukturiert.
In diesem Sinne viel Spaß beim Lesen!
Beschluss
1. Der Beschluss ist durch alle Marktteilnehmer verbindlich zum 01.10.2013 umzusetzen
2. Abweichend von Punkt 1.1. ist der Prozess „Zählwertwertübermittlung“ bereits zum 01.01.2013 umzusetzen, dies geschieht unter folgenden Maßgaben:
· Fehlende oder unplausible Messwerte werden mit dem Status „nicht verwendbarer Wert[1]“ gekennzeichnet
· Es findet keine APERAK-Verarbeitbarkeitsprüfung statt.
3. Die An- / Abmeldung sowie Ummeldung von Entnahmestellen zu Lieferanten und Bilanzkreisen erfolgt im Zeitraum vom 19.11.2012 – 30.09.2013 unter folgenden Maßgaben:
· Netzbetreiber müssen, die über das Formular[2] eingehenden Meldungen entgegennehmen, bearbeiten und bestätigen
· Die Übermittlung erfolgt elektronisch (via Mail und im XLS-Format)
· Der Betreff der Mail lautet ausschließlich „Einspeisermeldung“
· Der Netzbetreiber muss eine E-Mail Adresse dazu bekanntgeben
· Das Meldeformular muss spätestens 1 Monat vor dem gewünschten Inkrafttreten der Meldung beim NB eingehen.
· Der NB hat die Meldung innerhalb von 8WT an den Meldungsabsender zu bestätigen (Die Antwort erfolgt innerhalb des XLS-Dokumentes)
4. Zusätzlich zu den Prozessen aus Anlage 1 haben die NB folgende Meldung ab dem 01.10.2013 entgegenzunehmen, zu bearbeiten und zu bestätigen:
· Ist der Meldungsabsender kein LF (Anlagenbetreiber) und handelt es sich um eine EEG- / KWKG Anlage so muss der NB das Formular (Anhang 3) entgegennehmen, bearbeiten und bestätigen.
· Das Formular ist ausschließlich für den Anwendungsfall „Rückzuordnung von 100% der Erzeugungsleistung der Einspeiseanlage“ zu benutzen und elektronisch (via Mail und im XLS-Format) an den NB zu übermitteln
· Der Betreff der Mail lautet entweder „Rückzuordnung EEG“ oder „Rückzuordnung KWKG“
· Das Meldeformular muss spätestens 1 Monat vor dem gewünschten Inkrafttreten der Meldung beim NB eingehen.
· Der NB hat die Meldung innerhalb von 8WT an den Meldungsabsender zu bestätigen (Die Antwort erfolgt innerhalb des XLS-Dokumentes)
5. Die Netzbetreiber haben ab dem 01.12.2012 alle Meldung über die in der Direktvermarktung (im Folgemonat) befindlichen Anlagen bis zum 9 WT an den ÜNB zu übermitteln.
Gründe
1. Anwendungsbereich
1.1 Netzbetreiber:
Der Beschluss ist nicht beschränkt auf Netze der allgemeinen Versorgung. Auch Netze, die nicht der allgemeinen Versorgung[3] dienen müssen die Vorgaben des Beschluss umsetzen.
1.2 Erzeugungsanlagen
Der Beschluss ist für alle Einspeisanlagen bzw. deren Betreiber binden ganz gleich ob es sich dabei um EEG- / KWKW oder konventionelle Einspeisung handelt. Diese Vereinheitlichung kommt besonders LF entgegen die alle 3 Arten der Direktvermarktung in ihrem Portfolio betreuen.
2. Ausgestaltung der Prozesse
2.1 Orientierung an der Festlegung der GPKE
Es erfolgte eine grundsätzliche Orientierung an den Prozessen der GPKE. Es wurden ausschließlich abweichende Vorgaben gemacht die sich auf die Besonderheiten des Rechtsrahmens beziehen und somit berücksichtigt werden musst.
2.2 Einheitliche Wechselfristen
Eine vollumfängliche Harmonisierung mit dem Fristenregime der GPKE war u.a. aufgrund der aktuellen Rechtslage[4] für EEG-Anlagen nicht möglich. Obwohl diese Regelungen für KWK-Anlagen oder konventionelle Einspeiser nicht gelten wurde im Zuge der Harmonisierung ein einheitlicher Weg für alle Einspeiseanlagen gewählt.
2.3 Beteiligte Marktrollen
Aus Sicht der BNetzA ist es nicht sinnvoll eine neue Marktrolle „Vermarkter“ zu implementieren da hierdurch die Komplexität der gesamten Marktprozesse unnötig gesteigert wird.
2.4 Einfachheit der Prozessabläufe
Zum Zeitpunkt der Bekanntgabe des Beschluss lagen keine Zahlen vor inwiefern sich die Prozesse etablieren werden. In diesem Zusammenhang entschied sich die BNetzA für ein gestuftes Vorgehen bei der Einführung. Die veröffentlichten Prozesse decken vorerst den größten Teil der Standardszenarien ab. Auftretende Spezialfälle müssen weiterhin zwischen den Marktpartnern bilateral geklärt werden. Beispiele hierfür sind:
· Untermonatliche Zuordnung einer Einspeisestelle zu einem LF / BK
· Untermonatliche Stilllegung einer Einspeisestelle
Die BNetza behält sich vor die Entwicklungen zu beobachten und ggf. eine Änderung des Beschlusses zu initiieren.
3. Tranchen
Der Wunsch einiger Konsultationsteilnehmer dieses Thema nicht innerhalb der automatisierten Prozesse zu behandeln wurde seitens der BNetzA nicht nachgekommen. Bei EEG-Anlagen hat die Tranchenbildung ausschließlich über die Benennung von Prozentsätzen zu erfolgen. Die Begründung hierfür liegt aus Sicht der BNetzA im eindeutigen Wortlaut des § 33c Abs. 1 sowie des § 33f Abs. 1[5]. Dem Wunsch neben der Aufteilung der Mengen über Prozentsätze noch eine Aufteilung über Referenzerträge zu gestatten ist die BNetzA nicht nachgekommen da es sich hierbei um einen abrechnungstechischen Vorgang handelt der in den Marktprozessen nicht zu berücksichtigen ist. Eine Aufteilung der Mengen kann nur anhand von festgelegten Prozentsätzen in Bezug auf die Messwerte des geeichten Zählers erfolgen.
4. Zuordnungsgrundsätze
4.1 Allgemeines
Der Netzbetreiber hat zu gewährleisten dass jederzeit eine eindeutige und lückenlose Zuordnung von Einspeisestellen oder Tranchen von Einspeisestellen einem Lieferanten / Bilanzkreis sichergestellt ist.
4.2 Ersatzaufnahme
Der Prozess Ersatzaufnahme wurde aus dem Beschluss entfernt. Für Anlagen im Bereich EEG / KWKG besteht keine objektive Notwendigkeit für eine prozessuale Lösung da der NB als Betreiber des Netzes der allgemeinen Versorgung dazu verpflichtet ist die Energie aufzunehmen.
Bei Anlagen die nicht dem EEG / KWKG unterliegen (konventionelle Einspeiser) handelt es sich meist um große Kraftwerke bei denen der o.g. Prozess relativ unwahrscheinlich ist.
Auf Basis der o.g. Erkenntnisse hat die die BNetzA für den Entfall des Prozess entschlossen.
Für Anlagen die nicht dem EEG / KWKG unterliegen ist der NB, bis zur eindeutigen Zuordnung einer Anlage dazu berechtigt die Einspeisung in das öffentliche Netz zu unterbinden. Hinsichtlich § 4 Abs. 3 StromNZV[6] ist dieses Vorgehen seitens der BNetzA berechtigt. Dieses Vorgehen gilt auch dann wenn es sich um eine Eigenerzeugungsanlage mit Überschusseinspeisung handelt und eine Unterbindung der Einspeisung auch eine Unterbindung der Netznutzung mit sich bringen würde. Auch in dieser Konstellation gilt der § 4 Abs. 3 Strom NZV.
Die fehlende Anschlusszuordnung kann auch außerhalb der regulären Fristen aufgelöst werden und ist anhand eines manuellen Clearings der Beteiligten durchzuführen.
5. Prozess Identifizierung
Der Prozess der Identifizierung ist abweichend zur GPKE ausgestaltet worden. So erfolgt im Rahmen des Beschlusses eine Identifizierung der Einspeisestellen ausschließlich über die Zählpunktbezeichnung. Die Begründung seitens der BNetzA war an dieser Stelle, dass die Zählpunktbezeichnung dem Anlagenbetreiber bei Anschluss an das Netz bekannt ist.
Der Prozessschritt c) im Prozess „Identifizierung“ sieht vor das ein NB, auch bei einem 100%igem Wechsel der Netzbetreiber eine neue „virtuelle“ Zählpunktbezeichnung in seiner Antwort vergeben kann die fortan in der Marktkommunikation Verwendung zu finden hat.
6. Prozess Kündigung
Der Prozess „Kündigung“ ist weitestgehend identisch mit dem analogen Prozess in der GPKE. Auch im vorliegenden Beschluss ist dieser nicht zwingend als Vorbedingungen zum Prozess „Lieferbeginn“ durchzuführen.
7. Prozess Lieferbeginn
7.1 Allgemeines
Der Prozess ist weitestgehend identisch mit dem analogen Prozess in der GPKE. Zwingende Unterschiede ergeben sich aus der Möglichkeit der Tranchenbildung und den daraus entstehenden Risiken der 100%-igen Zuordnung.
7.2 Abmeldeanfrage bei 100%-Überschreitung
Sollten es im Prozess „Lieferbeginn“ zu einer Überschreitung der Gesamtgröße aller Tranchen (angemeldete Tranchen > 100%) kommen wird eine Abmeldungsanfrage an alle beteiligten (an der Anlage zugeordneten) Lieferanten versendet. Dies eröffnet die Möglichkeit eines umfassenden Clearings und ggf. ein Neuversand der Anmeldungen mit der richtigen Tranchengröße.
7.3 Umgang mit fehlerhaften An- oder Abmeldungen
Eine automatische Abweisung von An- oder Abmeldungen die nicht innerhalb der vorgegebenen Fristen an den NB übermittelt wurden ist wurde als vorzugswürdig erachtet. Dieses Vorgehen läuft auch dem Sanktionsmechanismus nach § 33d Abs. 5 EEG[7] nicht zu wider.
7.4 Konfliktszenarien
Das Konfliktszenario 8 wird trotz vermehrter Einsprüche verschiedener Marktteilnehmer analog zur GPKE / GeLi Gas umgesetzt.
8. Prozesse Lieferende, SDA, Zählwertübermittlung sowie GDA
Die o.g. Prozesse sind in enger Anlehnung an die Prozesse der GPKE ausgestaltet worden und haben sich im Vergleich zur Konsultationsfassung nicht verändert.
9. Zuordnungslisten
Der Versand von Zuordnungslisten findet im genannten Beschluss keine Anwendung mehr. Hiermit soll erreicht werden dass die Marktteilnehmer ein größeres Augenmerk auf die Einzelmeldungen legen.
10. Inkrafttreten
Der von der BNetzA festgelegte Inkrafttretenszeitpunkt ist der 01.10.2013.
Der Forderung der Anlagenbetreiber und Vermarkter mit dem Verweis auf § 33d Abs. 3 Satz 1 EEG wurde durch die Einführung eines einheitlichen Formulars Rechnung getragen
11. Übergangsweise Anwendung des Prozesses „Zählwertübermittlung (Tenorziffer 2)
Der Prozess „Zählwertübermittlung“ ist bereits heute in vielen Netzgebieten gelebte Praxis. Insofern sieht der Beschluss in Tenorziffer 2 die verbindliche Anwendung des Prozesses vor.
12. Übergangsweise Anwendung eines Anmeldeformulars (Tenorziffer 3)
Bereits heute entspricht ein Formular[8] der üblichen Praxis vieler Netzbetreiber. Im Gegenzug dazu werden durch ein einheitliches Formular die Aufwände der Vermarkter deutlich reduziert da sie nicht eine Vielzahl von unterschiedlichen Formularen vorhalten müssen.
Der Netzbetreiber hat bis zum Ablauf des 8 WT auf die Anmeldung zu antworten. (Siehe auch Kapitel Beschluss Punkt 3)
Der Umsetzungszeitpunkt für die verbindliche Verwendung des Formulars ist der 19.11.2012
13. Dauerhafte Anwendung eines Formulars für Rückzuordnungen (Tenorziffer 4)
Diese Tenorziffer stellt sicher dass der Anlagenbetreiber anhand eines Formulars[9] die komplette Direktvermarktung aufheben kann und somit die Anlage wieder vollständig nach § 16 EEG vergütet wird. Sollte es sich bei dem Anlagenbetreiber um einen Marktpartner im Sinne des Beschlusses handeln darf er von dieser Möglichkeit keinen Gebrauch machen.
Weitergabe der Direktvermarktungsmeldung an den ÜNB (Tenorziffer 5)
Das Fehlen der Weitergabe von Anlagen, vom NB an den ÜNB beeinflusst den Energiemarkt und kann u.a. folgende Auswirkungen haben:
· Ggf. ungerechtfertigte marktpreissenkende Signale durch doppelte Vermarktung des Stroms an Börse
· Beeinflussung der Netzstabilität
Aus diesem Grund wurde die Festlegung getroffen das die aggregierten Meldung des NB bis zum Ablauf des 9 WT beim ÜNB vorliegen müssen.
[1] Laut aktueller MSCONS Nachrichtenbeschreibung (Stand 2.2) gültig ab 01.04.2013 ist der Qualifier „20“ zu verwenden
[2] Anhang 2 zum Beschluss
[3] Geschlossene Verteilnetze im Sinne des §110 EnWG
[4] EEG § 33d Abs. 1 sieht vor das ein Wechsel zwischen der Vergütung nach § 16 EEG und der Direktvermarktung jeweils nur zum 1ten eines Monats möglich ist.
[5] Der Strom einer Anlage, der mit Strom aus min. einer weiteren Anlage über eine gemeinsame Messeinrichtung abgerechnet wird, darf nur dann direkt vermarktet werden, wenn der gesamte über diese Messeinrichtung abgerechnete Strom an Dritte vermarktet wird. Eine Aufteilung auf verschiedene Vergütung (§ 16 oder § 33b EEG) ist dem Anlagenbetreiber nur gestattet wenn er dem NB u.a. die Prozentsätze mitteilt.
[6] Jede Einspeise- oder Entnahmestelle ist einem Bilanzkreis zuzuordnen. Ein Netznutzer darf nur einem Bilanzkreis, dessen Bilanzkreisverantwortlicher die Verantwortung nach Absatz 2 Satz 2 trägt, zugeordnet werden
[7] Bei einer Verletzung, u.a. der Fristen des § 33d Abs. 2 kann es zu einem Wegfall der Marktprämie, eines Wegfall der verringerten EEG-Umlage sowie zu einem Wegfall der Vergütung nach § 16 kommen.
[8] Formular zur Anmeldung von Bilanzkreiswechseln (Anlage 2)
[9] Rückzuordnung von EEG-/KWKG-Erzeugungsanlagen in die gesetzliche Förderung (Anlage 3)
Mittwoch, 29. Februar 2012
EEG 2012 - Unsinn?
Ich bin soeben auf einen sehr interessanten Artikel gestossen. Es geht dabei um ein Kurz-Interview mit Prof. Dr. Hans-Werner Sinn (Professor für Nationalökonomie und Finanzwissenschaft)
Herr Sinn nimmt im genannten Interviev Stellung zu den einzelnen, seiner Meinung nach, unsinnigen Zusammenhängen und Punkten des neuen EEG das maßgeblich zur Energiewende beitragen soll.
Hier einige Passagen des Interviews:
Herr Sinn nimmt im genannten Interviev Stellung zu den einzelnen, seiner Meinung nach, unsinnigen Zusammenhängen und Punkten des neuen EEG das maßgeblich zur Energiewende beitragen soll.
Hier einige Passagen des Interviews:
[...]
Das EEG ist wirkungslos, weil es mit dem europäischen Emissionshandel kollidiert, der 99 % des CO2-Ausstoßes bei der Stromerzeugung erfasst. Den Emissionshandel gibt es seit 2005, und er befindet sich nun schon in der zweiten Handelsperiode. Die großen Börsen sind in Amsterdam und Leipzig. Dort werden die Emissionszertifikate gehandelt, die den Kraftwerken zugeteilt wurden. Aber wo auch immer die Zertifikate eingesetzt werden – da der Cap, also die Gesamtmenge der Zertifikate, in Brüssel festgelegt wird, kann das EEG den CO2-Ausstoß nicht verringern. Der grüne Strom, den es in Deutschland hervorbringt, verdrängt zwar den in Deutschland erzeugten Strom aus fossilen Quellen, doch zugleich verdrängt er auch die Emissionszertifikate aus Deutschland und senkt deren Preis. Zu dem niedrigeren Preis finden diese Zertifikate in anderen EU-Ländern Absatz und ermöglichen dort den Ausstoß von genauso viel zusätzlichem CO2, wie in Deutschland eingespart wird. Die Kohle- und Gaskraftwerke stehen dann eben in Polen oder Italien.
Das ist kein Nachteil des Emissionshandels, sondern ein Vorteil. Da der Handel einen einheitlichen CO2-Preis erzeugt, regt er überall in Europa Einsparaktionen an und treibt sie bis zu dem Punkt, an dem die letzte eingesparte Tonne CO2 so viel Vermeidungskosten verursacht, wie ein Zertifikat kostet, und da das Zertifikat überall gleich viel kostet, sind alle Vermeidungskosten für die letzte Tonne gleich. Das aber ist die Bedingung für eine Minimierung der Vermeidungskosten über alle Kraftwerksbetreiber in Europa. Das EEG kann diese Bedingung nur stören, und insofern die Stromkosten pro Kilowattstunde in Gesamteuropa erhöhen. Da freilich nur die deutschen Stromkosten steigen, während die Stromkosten der anderen Länder wegen der fallenden Preise der Zertifikate sinken, folgt, dass der deutsche Lebensstandard durch das EEG um mehr gesenkt wird, als er im Rest Europas steigt.
Das EEG nützt noch nicht einmal den grünen Technologien selbst, denn indem es den Preis des fossilen Stroms senkt, untergräbt es die Marktchancen des grünen Stroms im Rest Europas, der nicht in den Genuss der deutschen Einspeisetarife beim EEG kommt. [...].
Zugunsten des EEG wird angeführt, dass damit der deutschen Industrie zukünftige Märkte erschlossen werden, auf denen sich einmal viel Geld wird verdienen lassen. Auch das Argument ist falsch. [...] das EEG [hilft] den aus China importierten Anlagen für grünen Strom genauso wie den heimischen. Wenn man gezielt die deutschen Technologien fördern will, weil man sich Spill-over-Effekte verspricht, dann sollte man das Angebot der deutschen Hersteller statt der Nachfrage der deutschen Haushalte subventionieren.
Das Problem mit dem Argument der Markterschließung ist aber insbesondere, dass der Markt für die Erneuerbaren auf absehbare Zeit von öffentlichen Subventionen lebt und nicht vom ureigenen Interesse der Nachfrager getrieben ist. Was, wenn den Staaten das Geld ausgeht oder sie weniger umweltbewusst sind als der deutsche Staat? Dann produziert man für einen Markt, den es nicht gibt.
Ich wollte ihen die durchaus interessanten Punkte nicht vorenthalten da das aktuelle EEG auch meiner Meinung nach viel zu wenig, kritisch begutachtet wurde.
Ob sich die Meinung von Herr Sinn bewahrheiten wird bleibt allerdings abzuwarten.
Den kompletten Artikel finden sie unter:
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