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

Der LFN (Lieferant neu) sendet eine Anmeldung mit dem Transaktionsgrund "ZD2" (Lieferbeginn und Abmeldung aus der EV) an den NB.
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

Bei nicht fristgerechten Nachrichten wird die Anmeldung abgelehnt (Fristüberschreitung)

Zuordnungsprüfung:

• Die Entnahmestelle muss zum gewünschten Lieferbeginn dem Grund- und Ersatzversorger zugeordnet sein

Ist dies nicht der Fall wird die Anmeldung abgelehent (Transaktionsgrund unplausibel)

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.

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.

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!

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.

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[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)

Das Messwesen nach der EnWG-Novelle 2011 - Fragen und Antworten zu § 21b EnWG

Der BDEW hat am 22.12.2011 einen Leitfaden zum Thema "Das Messwesen nach der EnWG-Novelle 2011" veröffentlicht. Im Leitfaden befinden sich Fragen und Antworten zu den einzelnen Abschnitten des § 21 sowie Handlungsempfehlungen für alle Marktteilnehmer die vom § 21 betroffen sind.

Der Leitfaden ist in 4 Kapitel aufgeteilt:

• Kapitel A: Die wesentlichen Neuregelungen auf einen Blick
• Kapitel B: Ausgestaltung des Messwesens durch das EnWG
• Kapitel D: Sonstige Anforderungen
• Kapitel E: Ausblick auf neue Regelung

Der wichtigste Abschnitt ist Kapitel B: "Ausgestaltung des Messwesens durch das EnWG"

Das Kapitel B ist unterteilt in 7 weiter Abschnitte mit den Themen:

• Messstellenbetrieb und Messung durch Dritte, § 21b EnWG
• Einbau von Messsystemen, § 21c EnWG
•  Messsysteme, § 21d EnWG
• Anforderungen an Messsysteme, § 21e EnWG
• Messeinrichtungen Gas, § 21f EnWG
• Datenschutz, § 21g EnWG
• Informationspflicht, § 21h EnWG

Ich werde nun die, meiner Meinung nach, wichtigen Punkte aus dem ersten Abschnitt beleuchten und die einzelnen Fragen des Leitfadens umreißen.

Gänzlich neu im EnWG ist das die Definition des Messstellenbetriebes nun auch den Teil der Messung und Datenübermittlung inne hat. Dies kann nur noch in Ausnahmefällen durch eine entsprechende Rechtsverordnung (MessZV) anders gehandhabt werden (§ 21b Abs. 3, § 21i Abs. 1 Nr.13)

• Wer ist für Messung und Messstellenbetrieb zuständig?

1. Messung und Messstellenbetrieb obliegt nach wie vor dem Betreiber des Energieversorgungsnetzes (NB). 
2. Ausnahmsweise kann der Anschlussnutzer bzw. der Anschlussnehmer mit Einwilligung des Anschlussnutzers diese Aufgabe an einen Dritten übertragen.

• Gilt § 21b auch für Betreiber reiner Einspeiseanlagen?

1. Hier kann sowohl Gesetz als auch Leitfaden keine klare Antwort geben. 
2. Obwohl § 21b Abs. 1 EnWG nicht mehr ausschließlich von "gelieferter" Energie spricht trifft das EEG § 7 Abs. 1 eine speziellere Regelung. Danach ist der Anlagenbetreiber dazu berechtigt, den Anschluss der Anlage sowie die Einrichtung und den Betrieb von einer fachkundigen dritten Person vornehmen zu lassen.
3. Zu beachten ist allerdings die neue Vorschrift im § 7 Abs. 1 S. 2 EEG 2012 (gültig ab 01.01.2012). Denn danach gelten die Regelungen der §§ 21b bis 21h EnWG.
4. Eine abschließende Antwort kann an dieser Stelle also nur eine novellierte MessZV bringen da sie auch Regelungen für EEG-Anlagen treffen kann.

• Können Messstellenbetrieb und Messung weiterhin auseinader fallen?

1. Ja, denn nach § 21b Abs. 3 EnWG kann eine Rechtsverordnung (MessZV) für eine nicht in ein Kommunikationsnetz eingebundene Messeinrichtung festlegen das Messstellenbetrieb und Messdienstleistung asunahmsweise von unterschiedlichen Dienstleistern erbracht werden dürfen. Die novellierte MessZV könnte die aktuell gültigen Regelungen bei Unterscheidung von EZ und AZ aufrecht erhalten obwohl der § 21b Abs. 2 EnWG davon ausgeht das der Messstellenbetrieb die Messung umfasst.

• Unter welchen Voraussetzungen kann der Messstellenbetrieb von einem Dritten durchgeführt werden?

1. Der Messstellenbetreiber muss einen einwandfreien (eichrechtlich) Betrieb der Messeinrichtung gewährleisten (§ 21b Abs. 2 EnWG)
2. Der Messstellenbetreiber hat hierbei Anspruch auf den Einbau einer Messeinrichtung die in seinem Besitz ist, und allen eichrechtlichen Anforderungen sowie, allen Anforderungen nach § 21b Abs. 4, entspricht. Die Messeinrichtung muss darüber hinaus den vom Netzbetreiber vorgesehenen Mindestanforderungen entsprechen.
3. Weiterhin müssen die Anforderungen der Datenübertragung an berechtigte Marktteilnehmer gemäß § 21b Abs. 2 EnWG gewährleistet sein.

• Müssen dritte Messstellenbetreiber entflechten?

1. Dritte Messstellenbetreiber müssen grundsätzlich nicht entflechten.
2. Allerdings sind die Vorgaben zur Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Informationen nach § 6 Abs. 1 EnWG zu berücksichtigen. Dies gilt vor allem dann wenn ein dritter Messstellenbetreiber zugleich Lieferant ist.

• Wie müssen die Mindestanforderungen an den Messstellenbetreiber ausgestaltet sein?

1. Die Mindestanforderungen nach § 21b Abs. 4 S.3 müssen in erster Linie sachlich gerechtfertigt und diskriminierungsfrei sein. 
2. Probleme können hierbei auftreten wenn Mindestanforderungen an dritte Messstellenbetreiber zu hoch angesetzt sind oder wenn eine Regelung zwar sinnvoll aber nicht technisch notwendig ist.

• Kann der Netzbetreiber auf seine TAB verweisen?

1. Ein allgemeiner Verweis ist problematisch!
2. Soll jedoch ein Passus aus den TAB Vertragsbestandteil werden wird empfohlen diesen wortwörtlich in die technischen Mindestanforderungen an eine Messeinrichtung zu übernehmen.

• Welche fachliche Qualifikation kann der Netzbetreiber von Messstellenbetreiber verlangen?

1. Die Qualifikation des Messstellenbetreibers sind durch die Standardverträge der BNetzA bereits konkretisiert wurden. Darin wird festgelegt das bei einer Messstelle in der Niederspannung (Niederdruck) das Personal lediglich in einem Installateursverzeichnis eingetragen sein muss. Zum Beispiel muss es sich im Bereich des Arbeitsblattes G 492 um ein zertifiziertes Unternehmen handeln.

• Kann der Netzbetreiber den Abschluss eines Rahmenvertrages verweigern?

1. Nein, denn grundsätzlich ist der NB verpflichtet einen Rahmenvertrag abzuschließen wenn die in § 21b genannten Voraussetzungen erfüllt sind.
2. Ist jedoch sicher absehbar das der Messstellenbetreiber die abrechnungsrelevanten Daten nicht weitergeben oder nicht im richtigen Format weitergeben kann (WiM) kann ein Abschluss verweigert werden.

• Hat der Messstellenbetreiber auch ohne Abschluss eines Vertrages, Anspruch auf den Einbau einer Messeinrichtung?

1. Nein, der MSB muss gemäß § 21b Abs.2 S.4 EnWG einen Vertrag mit dem NB abschließen.
2. Der NB kann allerdings den Messstellenbetrieb nicht ablehnen, wenn der MSB den Vertrag nicht unterschriebt, insofern dieser Inhalte hat, die von den Standardverträgen der BNetzA abweichen.

• Müssen zwischen dritten Messstellenbetreibern ebenfalls Verträge geschlossen werden?

1. Ja, denn die Messstellenbetreiber sind im Zuge eines Wechsels dazu verpflichtet die für die Durchführung erforderlichen Verträge abzuschließen und die erforderlichen Daten unverzüglich auszutauschen.
2. Die Vertragsinhalte sind nicht durch die BNetzA festgelegt.

Das war ein erster Einblick in den ersten Teil zu Fragen und Antworten zum § 21b.

In den nächsten Tagen und Wochen werden weitere Posts zu den anderen o.g. Themen folgen.

§ 111 ff. EnWG - Schlichtungsstelle Energie startet am 01. November 2011

Allgemeine Informationen:


Durch das Inkrafttreten des EnWG (2011) am 04.08.2011 ist durch den § 111 ff. geregelt das sich Verbraucher nach erfolgloser Beschwerde bei einem Energieversorgungsunternehmen an eine Schlichtungsstelle wenden können.

Nach § 111 b Abs. 3 kann das BMWi in Abstimmung mit dem BMELV eine privatrechtlich organsierte Einrichtung anerkennen.

Die Verbände BDEW, VKU, vzbv, und bne haben sich für eine Lösung außerhalb einer Behörde starkgemacht. Der Hintergrund des Anliegens war die Überzeugung das eine Schlichtung nur erfolgreich ist insofern sie von einer Institution betreut wird die eine Nähe zu den Verbänden und der Branche hat und somit auf eine große Akzeptanz bei allen Beteiligten trifft.

Unter diesem Apsekt wurde der Verein "Schlichtungsstelle e.V." vom BDEW und vzbv gegründet. Eine Zusage des bne und des VKU zeitnah Mitglied zu werden liegt bereits vor, da diese Verbände in den Vorbereitungsarbeiten bereits eng eingebunden waren.

Die Mitgliedschaft steht dabei weiteren Verbänden und Unternehmen offen.

Der Verein "Schlichtungsstelle e.V." soll sich lediglich über die Fallpauschale der Schlichtungen finanzieren um so unabhängig agieren und arbeiten zu können.

Vorgehensweise im Schlichtungsfall:

Anrufung de Schlichtungsstelle:

• Ein Antrag auf Schlichtung kann schriftlich, telefonisch oder auf elektronischem Weg eingebracht werden
• Die Bearbeitung eines Antrages bei der Schlichtungsstelle erfolgt nur insofern der Verbraucher vorher seinen Anspruch gemäß § 111 a EnWG beim betreffendem EVU erfolglos geltend gemacht hat.

Schlichtung:

• Wird dem Antrag des Verbrauchers auf Schlichtung, durch die Ombudsperson, zugestimmt wird dieser an den Beschwerdegegner zur Stellungnahme weitergeleitet.
• Es können insofern notwendig, weitere Beteiligte zur Stellungnahme hinzugezogen werden.
• Die Unternehmen sind verpflichtet, an einem Schlichtungsverfahren teilzunehmen

Schlichtermepfehlung:

• Die Ombudsperson gibt je nach Fall auf Grundlage von Recht und Gesetz eine Empfehlung ab und stellt diese den Beteiligten zur Verfügung.
• Diese Empfehlung ist nicht bindend

Kosten:

• Es wird pro Fall von der Schlichtungsstelle eine Fallpauschale erhoben (im ersten Jahr 350 €)
• Dies Fallpauschale wird zu Beginn des Schlichtungsverfahrens fällig und ist unabhängig vom Ausgang des Verfahrens
• Sind mehrere Unternehmen beteiligt wird die Pauschale verursachergerecht aufgeteilt
• Das Verfahren ist für den Verbraucher grundsätzlich kostenfrei

Organisation der Schlichtungsstelle:

Vorstand und Geschäftsführung: Herr Thomas Kunde
Ombudsperson: Herr Dr. Wolst

Der geplante Beirat ist noch nicht besetzt.

Anschrift:

Schlichtungsstelle Energie e.V.
Friedrichstrasse 133
10117 Berlin

§ 42 EnWG - Anforderung und Bereitstellung Bundesmix 2010

Gemäß des § 42 EnWG Abs.2 (EnWG 2011) müssen die Informationen zum Energieträgermix und den Umweltauswirkungen mit den entsprechenden Durchschnittswerten der Stromerzeugung in Deutschland ergänzt werden.

Der BDEW hat dazu ein Positionspapier mit den amtlichen Statistiken aus 2010 veröffentlicht.

Die verschiedenen Anteile stellen sich demnach wie folgt dar:

Anteil der Energieträger

• Kernkraft: 24,5 %
• Kohle: 42,5 %
• Erdgas: 11,7 %
• Sonstige fossile Energieträger: 3,3 %
• Erneuerbare Energien: 17,9 % (davon 14,9 % gefördert nach EEG und sonstige erneuerbare Energien 3,1)

Die gesamt CO2-Emission beläuft sich auf 494 g/kWh und die Menge an radioaktivem Abfall beläuft sich auf 0,0007 g/kWh.

Der BDEW empfiehlt trotz der vorläufigen Berechnung der Daten auf diese zurückzugreifen.

Die kompletten Daten befinden sind im Positionspapier 2011-10-06 Bundesmix 2010 Stromkennzeichung