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:

http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1932/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetGas/ErneuerbareEnergienGesetz/TechnischeVorgabenPara6EEG_Basepage.html?nn=65116

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.

Bei der Ermittlung der installierten Leistung sind die Vorgaben des § 6 Abs. 3[3] zu beachten

EE-, Grubengas-, KWK-Anlagen > 100 kW	§ 6 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 2
PV-Anlagen <= 100 kW	§ 6 Abs. 1 Nr. 1
PV-Anlagen <= 30 kW	§ 6 Abs. 1 Nr. 1 oder § 6 Abs. 2 Nr. 2b

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.

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[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.

§ 55 EEG 2012 - Prozesse zwischen Netzbetreiber und HKNR

Durch den §55 EEG 2012 (Herkunftsnachweis) wird das Umweltbundesamt im vierten Quartal 2012 eine elektronische Datenbank zur Ausstellung, Anerkennung, Übertragung und Entwertung der Herkunftsnachweise zur Verfügung stellen.

Aus diesem Sachverhalt ergeben sich für Netzbetreiber neue Prozesse zur Stammdaten- und Messwertübermittlung für Erzeugungsanlagen an das HKNR (Herkunftsnachweisregister).

Das Umweltbundesamt hat hierzu einen Entwurf für die "Prozesse zum Informationsaustausch zwischen Netzbetreiber und Herkunftsnachweisregister des Umweltbundesamtes" vorgelegt.

Die Inhalte des Leitfadens sind:

1. Prozesse zum Informationsaustausch zwischen NB (Netzbetreiber) und HKNR (Herkunftsnachweisregister) des UBA (Umweltbundesamt

1.1. Einleitung

·       Aufnahme der Tätigkeit des HKNR im vierten Quartal 2012

·       Die Formate sollen bereits vorher durch die BNetzA festgelegt werden (stehen momentan zur Konsultation)

·       Als Prämisse wird angegeben dass vom NB nur diese Stammdaten übermittelt und verifiziert werden können, welche im Rahmen zukünftig automatisierter Wechselprozesse in den Systemen vorliegen und standardisiert übermittelt werden.

·       Die auszutauschenden Daten sind im Detail den AHB und der MIG der betroffenen Formate zu entnehmen (aktueller Stand 20.02.2012 sind die Formate UTILMD, ORDERS, ORDRSP, MSCONS)

·       Es wird davon ausgegangen das die eingespeiste Energiemenge in das öffentliche Netz gemessen wird.

·       Der NB hat die entsprechende Messwerte zur Verfügung zu stellen (siehe nachfolgende Prozessbeschreibung)

·       Sollten dem NB nicht alle Messwerte zur Verfügung stehen um die korrekte Menge an Herkunftsnachweisen auszustellen (Arealnetze) müssen die Messwerte durch den Erzeuger zur Verfügung gestellt werden (dieser Prozess ist nicht erläutert)

·       Der Stilllegungsprozess ist nicht erläutert, dieser ist zwischen Erzeuger und NB abzustimmen.

1.2. Begriffsbestimmungen

Erzeugungsanlage:

·       Eine Erzeugungsanlage ist eine Anlage, deren erzeugte Energie durch einen Zähler erfasst wird und deren ZP einem Bilanzkreis zugeordnet ist.

Tranche:

·       Als Tranche bezeichnet man den Anteil eines Ganzen, hier die prozentuale Teilstrommenge einer Erzeugungsanlage bezogen auf jede ¼ h. Die Bestimmung kann durch Angabe eines Prozentwertes erfolgen.

Erzeugungseinheit:

·       Als Erzeugungseinheit wird eine einzelne Anlage ohne geeichte Messung bezeichnet.

EE-Status:

·       Der Status, den eine Erzeugungsanlage annehmen kann (z.B. Grünstromprivileg)

1.3. Grundsätze

·       Einem ZP einer Erzeugungsanlage können 1-n Erzeugungseinheiten zugeordnet werden.

·       Der EE-Status einer Erzeugungsanlage ist im Rahmen der MaKo zwischen HKNR und NB auszutauschen.

·       Möchte ein Erzeuger seine Erzeugungsanlage oder eine Tranche in die Direktvermarktung überführen sind die gesetzlichen Vorlauffristen einzuhalten sowie vom NB eine ZPB zu vergeben und diese einem EE-Status zuzuweisen.

·       Bei der MaKo ist die ZPB zwecks eindeutiger Identifizierung immer mitzugeben.

·       Jede Erzeugungsanlage deren eingespeiste Menge auf mehrere LF und / oder BK aufgeteilt wird ist mit einer geeichten registrierenden Lastgangmessung auszustatten.

·       Jede Erzeugungsanlage die nicht mit einer registrierenden Lastgangmessung ausgestattet ist kann nur einem Lieferanten zugeordnet werden.

·       Ein anteiliger Wechsel von einem EE-Status in einen anderen EE-Status ist bei SEP-Anlagen nicht möglich

·       Bei unterschiedlich vorliegenden Daten (NB ≠ Anlagenbetreiber) wird in erster Linie eine Klärung zwischen HKNR und Anlagenbetreiber stattfinden. Erst in zweiter Linie wird eine Klärung zwischen HKNR und NB stattfinden.

·       Die Grundlagen der Kommunikation zwischen HKNR und NB erfolgen immer aufgrund der aktuell gültigen EDIFACT Formate (BDEW Subsets). Die Regelungen hinsichtlich CONTRL und APERAK Handling finden ebenso Anwendung wie die aktuell gültige Kommunikationsrichtlinie.

1.4. Übermittlung von Stamm- und Bewegungsdaten vom NB an HKNR

1.4.1. Bewegungsdaten

Der Netzbetreiber übermittelt für folgende EE-Status Messwerte an den HKNR:

·       Anlagen, die nicht zur EEG-Vergütung angemeldet sind.

·       Zur Verringerung der EEG-Umlage an einen berechtigten Lieferanten verkaufte Energiemenge (§ 33b Nr.2 EEG 2012)

·       Sonstige direktvermarktete Energiemenge (§ 33b Nr.3 EEG 2012)

Der HKNR fordert lediglich für die o.g. Anwendungsfälle Messwerte an (Beginn Abo) oder bestellt diese ab (Ende Abo)

Übermittlungszyklus für RLM-Messwerte:

·       Mit Fernauslesung werktäglich bzw. im Falle von Ersatzwertbildung bis spätestens 8 WT

·       Ohne Fernauslesung bis spätestens 8 WT nach Liefermonat

·       Es ist immer der ¼ h Lastgang zu übermitteln

·       Die Messwerte müssen ersatzwertbereinigt bis spätestens 8WT übermittelt werden (NB à HKNR)

Die Zählerstände von SEP-Anlagen sind einmal jährlich zu übermitteln.

1.4.2. Stammdaten

Der Netzbetreiber übermittelt für folgende EE-Status Stammdaten an den HKNR:

·       Anlagen, die nicht zur EEG-Vergütung angemeldet sind.

·       Zur Verringerung der EEG-Umlage an einen berechtigten Lieferanten verkaufte Energiemenge (§ 33 Nr.2 EEG 2012)

·       Sonstige direktvermarktete Energiemenge (§ 33 Nr.3 EEG 2012)

Der HKNR fordert lediglich für die o.g. Anwendungsfälle Stammdaten anhand der ZPB der Erzeugungsanlage an (Beginn Abo) oder bestellt diese ab (Ende Abo)

Änderungen der Stammdaten sind gemäß den aktuellen Regeln (GPKE / GeLi) der Stammdatenänderungsprozesse solange zu übermitteln, bis das HKNR die Stammdaten für den ZP der Erzeugungsanlage oder der Tranche abbestellt (Ende Abo)

Eine abweichende Konstellation liegt nur im Falle eines Sammelzählpunktes vor. In diesem Fall sind alle, zum Sammelzählpunkt zugehörigen ZP (z.B. Tranche) sowie die Stammdaten an den HKNR zu übermitteln.

1.4.3. Übermittlung von Änderungen nach erfolgter Registrierung

Ändert sich der EE-Status einer registrierten Anlage wird der Datenaustausch angepasst oder je nach Änderung auch beendet (Im Falle das der EE-Status der Anlage oder einer Tranche sich ändert und dadurch kein HKN mehr erforderlich ist à EEG Vergütung)

Das Startdatum des Abos für Messwerte darf nicht vor dem Startdatum des Abos für Stammdaten liegen.

Das Enddatum für Abos von Messwerten darf nicht nach dem Enddatum des Abos für Stammdaten liegen.

Gesetzesgrundlage

§ 33b EEG 2012 - Formen der Direktvermarktung

Eine Direktvermarktung nach § 33a kann in den folgenden Formen erfolgen:

·       als Direktvermarktung zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie nach § 33g oder

·       als Direktvermarktung zum Zweck der Verringerung der EEG-Umlage durch ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen nach § 39 oder

·       als sonstige Direktvermarktung.

§ 55 EEG 2012 - Herkunftsnachweise

(1) Die zuständige Behörde stellt Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreibern Herkunftsnachweise

für Strom aus erneuerbaren Energien aus. Satz 1 gilt nicht für Strom, der nach § 33b Nummer 1 direkt

vermarktet oder für den eine Vergütung nach § 16 in Anspruch genommen wird. Die zuständige

Behörde überträgt und entwertet Herkunftsnachweise. Ausstellung, Übertragung und Entwertung

erfolgen elektronisch und nach Maßgabe der Rechtsverordnung nach § 64d; sie müssen vor Missbrauch geschützt sein.

(2) Die zuständige Behörde erkennt auf Antrag nach Maßgabe der Rechtsverordnung nach § 64d Herkunftsnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien aus dem Ausland an. Das gilt nur für Herkunftsnachweise, die mindestens die Vorgaben des Artikels 15 Absatz 6 und 9 der Richtlinie

2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16) erfüllen. Strom, für den

ein Herkunftsnachweis nach Satz 1 anerkannt worden ist, gilt als Strom, der nach § 33b Nummer 3

direkt vermarktet wird.

(3) Die zuständige Behörde richtet eine elektronische Datenbank ein, in der die Ausstellung, Anerkennung, Übertragung und Entwertung von Herkunftsnachweisen registriert werden (Herkunftsnachweisregister).

(4) Zuständige Behörde im Sinne der Absätze 1 bis 3 ist das Umweltbundesamt.

(5) Herkunftsnachweise sind keine Finanzinstrumente im Sinne des § 1 Absatz 11 des Kreditwesengesetzes oder des § 2 Absatz 2b des Wertpapierhandelsgesetzes.

Der komplette Leitfaden sowie weiterführende Informationen sind zu finden unter:

http://www.umweltbundesamt.de/energie/archiv/hknr/300112_HKNR_AP5_Final_uba.pdf

§ 40 und § 41 - Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG-Umlage für produzierende Unternehmen

In den § 40 und 41 des EEG (2011) ist eine Sonderregelung bezüglich der EEG-Umlage für produzierende Unternehmen verankert.

Der allgemeine Grundsatz (§ 40 EEG 2011) zur Begrenzung der EEG-Umlage für produzierende Unternehmen erfolgt um die Stromkosten der Unternehmen zu senken und somit die internationale und intermodale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten. Dieser Grundsatz gilt ausschließlich soweit die Ziele des Gesetzes nicht gefährdet werden und die Begrenzung der EEG-Umlage mit den Interessen der der Gesamtheit der Stromverbraucher vereinbar ist.

Damit sich Unternehmen sich auf den o.g. Grundsatz berufen können wurden folgende Kriterien definiert:

§ 41 - produzierende Unternehmen:

• bezogener und selbst verbrauchter Strom muss mindestens 1 GWh betragen
• Verhältnis von Stromkosten zur Bruttowertschöpfung muss mindestens 14 % betragen
• Eine Zertifizierung erfolgt ist mit der der Energieverbrauch und die Potenziale zur Vermeidung von Energie erhoben und bewertet worden sind

Aus dem § 41 ergibt sich für die Unternehmen (hinsichtlich der Verbrauchsgrenzen) folgende Staffelung:

• Stromanteil < 1 GWh = keine Begrenzung der EEG-Umlage
• Stromanteil > 1 GWh und < 10 GWh = Begrenzung von 10 % der EEG-Umlage (nach § 37 Absatz 2 ermittelt)
• Stromanteil > 10 GWh und < 100 GWh = Begrenzung von 1 % der EEG-Umlage (nach § 37 Absatz 2 ermittelt)
• Stromanteil > 100 GWh = Begrenzung von 0,05 Cent / kWh (nach § 37 Absatz 2 ermittelt)