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Inhaltsverzeichnis des Artikels

Das Strommarktgesetz

Die neuen Regelungen im Überblick


A. Einleitung

Das "Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes" (Strommarktgesetz) wurde am 08.07.2016 vom Bundestag beschlossen und ist am 30.07.2016 in Kraft getreten. Einige Teile des Gesetzes haben bereits rückwirkend zum 1. Januar 2016 Geltung erlangt. Diesem ist ein umfangreicher Konsultationsprozess vorausgegangen, welche aus einer Strommarktdiskussion in Deutschland, resultierte. Diese Debatte beinhaltete, dass sich die ökonomischen Ansichten der stromerzeugenden Unternehmen aufgrund der vorherrschenden Marktsituation in Deutschland so nachteilig entwickelten und Zweifel hervorriefen. Diese Zweifel bezogen sich vor allem auf die dauerhafte Sicherstellung der Versorgung mit Strom. Ein weiterer Grund ist im „Energiewendeparadoxum“ d.h der enorme Ausbau der erneuerbaren Energien zu mehr CO2 – Emissionen zu sehen.[1]

Um dem zu begegnen wurde seitens des BMWi im darauf folgenden Konsultationsprozess zur Aus- bzw. Neugestaltung des deutschen Strommarktes im Oktober 2014 das „Grünbuch“ zur öffentlichen Diskussion gestellt. Dieses hatte einerseits die Darstellung potenzieller Marktausgestaltungen für den zukünftigen Strommarkt zum Gegenstand. Andererseits enthielt dieses „Sowieso-Maßnahmen. Diese sollen der Sicherstellung eines sicheren, kosteneffizienten und umweltverträglichen Strommarktes dienen und sind in jedem Fall umzusetzen. Im wesentlichen ging es im „Grünbuchs“ um die Grundsatzentscheidung für einen Kapazitätsmarkt oder einen weiterentwickelten sog. Strommarkt 2.0. [2]
"Grünbuch"




Im Juli 2015 folgte dann die Veröffentlichung des „Weißbuches“. In diesem war die Grundsatzentscheidung der Bundesregierung enthalten, dass ein Kapazitätsmarkt, in welchen es Betreibern von steuerbaren, herkömmlichen "Sicherheitskraftwerken" möglich sein soll zusätzliche Gewinne zu erzielen aufgrund der bloßen Vorhaltung, vorerst nicht eingeführt wird. Vielmehr soll der derzeitige Strommarkt weiterentwickelt werden. Hierzu beinhaltete das „Weißbuch“ 20 genaue Maßnahmen zur Verwirklichung des Strommarktes 2.0, bspw. "Maßnahme 8 Besondere Netzentgelte für mehr Lastflexibilität öffnen".[3]
Das Weißbuch finden Sie hier




Der erste Gesetzesentwurf wurde vom Bundeskabinett am 14.11.2015 beschlossen. Diesem Entwurf folgte ein Weiterer am 20.1.2016. Dieser wurde am 08.07.2016 vom Bundestag beschlossen. Jener erfuhr durch den Änderungsantrag des Ausschusses für Wirtschaft und Energie (BT-Drs. 18/8915), dem der Bundestag in seiner Sitzung am 23.06.2016 zustimmte, entscheidende Änderungen, bspw. ist eine Regelung zur Neuregelung der vermiedenen Netzentgelten nicht mehr enthalten. Zu diesem Punkt siehe unten E.1..[4]

Das am 30.07.2016 in Kraft getretenen Strommarktgesetz enthält für sich genommen keine eigenständigen Regelungen. Vielmehr werden durch dieses bestehende Gesetze geändert. Auch ist in diesem Fall von einem Mantelgesetz die Rede. [5]
Im Weiteren beschäftigt sich dieser Artikel mit den neuen Regelungen im Allgemeinen. Dem schließt sich eine ausführliche Betrachtung der Regelung zur ergänzenden Absicherung des Strommarktes an. In dem nachfolgenden Abschnitt werden die Vorgaben zur Stärkung der Marktmechanisem näher vorgestellt. Anschließend werden die Vorgaben zur effizienten und flexiblen Stromversorgung behandelt. Am Ende diese Artikels finden Sie weiterführende Informationen rund um das Strommarktgesetz.

B. Neuregelungen im Allgemeinen

In diesem Abschnitt werden die neuen Regelungen anhand der Kernthemen des Strommarktgesetzes vorgestellt. Diese finden sich als Zielbestimmungen in § 1 Abs. 4 EnWG und als Grundsätze in § 1a EnWG wieder. Die Zielbestimmungen resultieren aus der Grundsatzentscheidung für einen weiterentwickelten Strommarkt („Strommarkt 2.0“), und aus der zunehmenden Integration in den europäischen Strommarkt. Gem. § 1 Abs. 4 EnWG zählt demnach zu diesen:

  1. die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken,
  1. die Balance von Angebot und Nachfrage nach Strom an den Strommärkten ununterbrochen zu ermöglichen, ( Vorhaltefunktion des Strommarktes)
  1. dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Maße eingesetzt werden, der notwendig ist, dass die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems sichergestellt ist, ( Einsatzfunktion des Strommarktes)
  1. den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.

1. Ergänzende Absicherung des Strommarktes

Zur Sicherstellung einer langfristigen Versorgungssicherheit soll der Strommarkte ergänzend abgesichert werden. Dies erfordert ein ständiges Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage., vgl. § 1 Abs. 4 Nr. 2 EnWG.

Hierzu tragen die folgenden vier Säulen bei. Die erste Säule hat die Verlängerung der Netzreserve zum Gegenstand. Die zweite Säule beinhaltet die Einführung einer Kapazitätsreserve. Die dritte Säule beinhaltet die Stilllegung der Braunkohlekraftwerke und deren Funktion in der "Sicherheitsbereitschaft" und die vierte Säule der Netzstabilitätsanlagen.

Durch die Verlängerung der Netzreserve über den 31.12.2017 hinaus gewährleistet diese zu angemessenen Kosten den sicheren Netzbetrieb und ist erforderlich, bis bedeutsame Netzausbauvorhaben beendet sind. Konkret werden hierdurch Reservekraftwerke für besondere Belastungssituationen im Süden Deutschlands bereitgehalten. Dieses Vorhalteerfordernis besteht vor allem in den Wintermonaten. Die Netzreserve ist in § 13d EnWG normiert und wird durch die NetzResV näher ausgestaltet. Diese sollte zum 31.12.2016 außer Kraft treten. Jedoch wurde diese durch Art. 6 Nr. 14 des G. v. 26.07.2016 (BGBl I 1786) über 2017 hinaus verlängert. Folglich behält diese ihre Gültigkeit. Die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung enthält § 13i Abs. 3 EnWG.[6]

Die Kapazitätsreserve, als zweite Säule, kommt zum Einsatz, wenn ungeachtet der freien Preisbildung an der Strombörse kein ausreichendes Angebot vorhanden ist, um ein Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage herbeizuführen. Zu diesem Zweck werden Erzeugungskapazitäten zusätzlich zu den vorhandenen Erzeugungsanlagen außerhalb des Strommarktes bereitgehalten und bei Bedarf eingesetzt und somit stets auf kurzfristig auftretende Situationen reagieren zu können und dadurch die Stromversorgung abzusichern. Deren Einführung erfolgt aber erst dann, wenn nach einer Systemanalyse im Herbst deren Notwendigkeit feststeht. § 13e EnWG und § 13h EnWG enthalten hierzu die maßgeblichen, genaueren Regelungen. [7] Hierbei soll die Regelung des § 13e EnWG durch die Ermächtigungsgrundlage des § 13h EnWG näher ausgestaltet werden. Den Entwurf zu der ,auf dieser Grundlage, zu erlassenden Kapazitätsreserveverordnung (KapResV) finden Sie hier.

Als dritte Säule ist die Stilllegung der Braunkohlekraftwerke und deren Funktion in der "Sicherheitsbereitschaft „zu nennen. Diese ist ausführlicher in § 13g EnWG geregelt. Diese Anlagen stellen ein ultima ratio zur Absicherung des Strommarktes dar. Diese Regelung trägt auf lange Sicht dazu bei, dass CO2 –Emissionen gemindert werden und Deutschland seine Klimaziele bis 2020 erreichen kann. Bereits am 02.11.2015 haben sich die deutsche Bundesregierung und die mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft mbH sowie Helmstedter Revier GmbH auf eine Überführung von Braunkohlekraftwerksblöcken in die Sicherheitsbereitschaft verständigt. Deren Volltext können Sie hier nachlesen.[8]

Der in diesem Zusammenhang in § 13g Abs. 7 S. 2 EnWG normierte Vergütungsanspruch während der Sicherheitsbereitschaft wurde ausführlich in einem separaten Artikel, unter Punkt B. behandelt. Link zum Artikel

§ 13g Abs. 7 S. 8 EnWG räumt den Übertragungsnetzbetreibern das Recht ein die Kosten aus den Vergütungszahlungen nach den Absätzen 5 und 6, welche nach Abzug der Erlöse übrig bleiben über die Netzentgelte zu wälzen. Dies erscheint auch sachgerecht und ist damit zu begründen, dass die Endkunden zwar die sodann die Kosten tragen, doch auch eine Leistung erhalten. Dies resultiert wiederum daraus, dass die stillgelegten Braunkohlekraftwerke in der Sicherheitsbereitschaft zur Absicherung des Strommarktes in Ausnahmesituationen dienen. Dies dient wiederum der Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Darüber hinaus verringert sich, unter Berücksichtigung der Standorte der stillzulegenden Braunkohlekraftwerke, der Aufwand für das Stromnetz. Auch hat die Stilllegung der Braunkohlekraftwerke einen eine entscheidende Reduktion von Kohlendioxid zur Folge. Hiermit wird dem Ziel gem. § 1 EnWG eine umweltverträgliche Energieversorgung sicherzustellen, Rechnung getragen. Durch § 13g Abs. 7 S. 10 EnWG wird zudem auf die Vorgaben zur Wälzung in der Kapazitätsreserve verwiesen. § 13g Abs. 8 EnWG enthält zeitliche und mengenbezogene Vorgaben zum Monitoring hinsichtlich der Frage, in welchem Umfang Kohlendioxidemissionen durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen zusätzlich eingespart werden. Als vierte Säule dienen die in § 13k EnWG geregelten Netzstabilitätsanlagen.[9]
Hiernach ist es den Übertragungsnetzbetreibern gestattet Erzeugungsanlagen als besonderes netztechnisches Betriebsmittel zu errichten. Diese Anlagen sollen erst dann errichtet und betrieben werden, wenn keine andere Möglichkeit greift, um die Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems zu beheben.Hieran wird deutlich, dass es sich bei dieser Regelung um eine Auffangnorm handelt. Bezüglich der "Gefährdung" verweist § 13k Abs. 1 EnWG, beim Vorliegen einer Gefährdung auf § 2 Abs. 2 NetzResV. Danach liegt eine Gefährdung dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann. Maßstab ist der Erhalt der Systemsicherheit im Sinne von Satz 1 unter Berücksichtigung der anerkannten Regeln der Technik für den sicheren Netzbetrieb im Sinne von § 49 EnWG. Für einen sicheren Netzbetrieb sollen auch systemrelevante Mehrfachfehler angemessen beherrscht werden. Zudem dürfen diese Anlagen maxmiaml eine Nennleistung von 2 GW aufweisen.

Damit diese Anlagen überhaupt zum Einsatz kommen haben die Übertragungsnetzbetreiber gem. § 13k Abs. 2 EnWG zunächst deren Bedarf festzustellen. Dies soll erstmals zum 31.Januar 2017 erfolgen und bis zum 15.Oktober 2022 für die Jahre 2026 bis 2030. Der bis zum 31.Januar 2017 festgestellte Bedarf ist sodann von der BNetzA jeweils spätestens bis zum Ablauf des zweiten darauf folgenden Monats zu bestätigen. Den ermittelteten Bedarf für die Jahre 2026 bis 2030 hat die BNetzA spätestens bis zum 31. Januar 2023 zu bestätigen. Besteht der Bedarf fort, so dürfen die Erzeugungsanlagen auch über 2030 hinaus betrieben werden.

Das Verhältnis der Regelung des § 13k EnWG und der, mit der Strombinnenmarktrichtlinie von 2009, eingeführten Entflechungsvorschriften der §§ 6ff. EnWG erscheint problematisch. Nach Ansicht des Verordnungsgebers handelt es sich bei dieser Regelungg um eine Auffangsregelung, die erst nach Ergreifen aller anderen Möglichkeiten zum Tragen kommt und hierbei stellt die BnetzA die Kontrolle sicher sodass nach dieser Ansicht kein Verstoß gegen das europarechtliche Entflechtungsregime besteht. Legt man hingegen den Wortlaut der Regelung des § 6 EnWG zugrunde, dann ist es gerade vertikal, integrierten Energiversorgungsunternehmen nicht gestattet im Netzbetrieb und im Erzeugungsbereich gleichzeiig zu agieren und gerade dieses Verbot wird dadurch, das § 13k EnWG es den Übertragungsnetzbetreiber gestattet eigene Erzeugungsanlagen zu errichten und zu betreiben, durchbrochen. Mit der Folge, dass ein Verstoß gegen die Entflechtungsvorschriften angenommen werden kann
Mehr zum Thema Entflechtung ihrer Formen können hier nachlesen.





2. Stärkung der Marktmechanismen

Ebenso wie die ergänzende Absicherung des Strommarktes soll auch die Stärkung der Marktmechanismen zu einem Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch beitragen. Diesem Ge4danken liegt zugrunde, dass die Preisbildung weiterhin frei bleiben und als wesentliches Element die Signale für den Einsatz von Kraftwerke setzen sowie zu neuen Investitionen in Kraftwerke ermuntern soll. Hierzu wurde die freie Preisbildung gesetzlich verankert, § 1 Abs. 4 Nr. 1 EnWG und § 1a Abs. 1 S. 2 EnWG. In diesem heißt es: "Die Höhe der Preise für Elektrizität am Großhandelsmarkt wird regulatorisch nicht beschränkt." Auch sind Anreize zur Bilanztreue zu intensivieren. Weitere Informationen zu diesem Punt können Sie unten D.1. nachlesen. Auch gilt es durch die Weiterentwicklung des Ausgleichssystems die Bilanzreue zu stärken. Zu diesem Zweck werden die Regelungen des EnWG und der StromNZV angepasst.Dieser punkt wird ausfüjrlicher unter D.2. behandelt.[10]

3. Effiziente und anpassungsfähige Versorgung mit Strom

Für den Bereich einer effizienten und anpassungsfähigen Versorgung führte das Weißbuch 12 Maßnahmen auf. Dabei gilt es Hemmnisse zu erkennen und zu beseitigen, welche eine flexible, kosteneffiziente Verwendung der vorhandenen Kapazitäten erschwert. Zwar erfassen die Maßnahmen einen weiten Bereich, doch wurden nur manche Maßnahmen ins Strommarktgesetz übernommen. Demnach ist es für eine effiziente und anpassungsfähige Stromversorgung notwendig, dass die Kapazitäten gem. § 1 Abs. 4 Nr. 3 EnWG "[...] möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden [...]". Auch erfordert dies eine bessere Einbindung der erneuerbaren Energien in das Energieversorgungssystem. Im Rahmen der Netzplanung wird dies dadurch sichergestellt, dass es den Netzbetreibern gem. § 11 Abs. 2 S. 1 EnWG möglich ist bei den Berechnungen für ihre Netzplanung eine Verringerung der voraussichtlichen jährlichen Stromerzeugung aus Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen um höchstens 3 % zugrunde legen zu können (Spitzenkappung). Dies ist für die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtend und gem. § 12b Abs. 1 S. 3 EnWG bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans zu beachten. Ausgenommen von dieser Regelung bleiben Entschädigungsvorschriften wie auch die Abschaltreihenfolge nach dem Praxisleitfaden des BDEW/VKU. [11]

Volltext zum Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern Kommunikations- und Anwendungs-Leitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gem. §§ 13 Abs. 2, 14 Abs. 1 und 14 Abs. 1c EnWG vom 12. Oktober 2012






Zugleich beinhaltete das "Weißbuch" das Ziel die Netzentgeltsystematik weiterzuentwickeln, damit die Kosten effizient, transparent und fair verteilt werden können. Damit dies gelingen kann, ist es u.a. notwendig die vermiedenen Netzentgelte für dezentrale Einspeiser abzuschaffen. Näheres hierzu finden Sie unten beim Punkt E. 1.. Ebenso wurde durch den Änderungsantrag des Ausschusses die Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 Nr. 3 EnWG im Hinblick auf die § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV - Umlage angepasst und § 24 Abs. 5 EnWG eingefügt. Diese stellen jetzt die Basis für den Aufschlag auf die Netzentgelte, welcher aus der Zahlung von individuellen Netzentgelten resultiert da. Dem war das Urteil des BGH vom 12.04.2016 vorausgegangen, in welchem der BGH den Umlagemechanismus des § 19 Abs. 2 StromNEV als nichtig erklärte. Als Begründung führte der BGH aus, dass dieser Umlagemechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 EnWG gedeckt sei. Gem. § 19 Abs. 2 S. 17 StromNEV sollen die eben genannten Anpassungen des § 24 EnWG bereits ab dem 01.01.2012 gelten.[12]
Volltext zum Urteil des BGH vom 12.04.2016




Durch den Änderungsantrag des Ausschusses für Wirtschaft und Energie wurde ebenso die Regelung des § 19 Abs. 4 StromNEV neu eingeführt. Demnach sind Netzbetreiber verpflichtet Letztverbrauchern, die Strom dem Netz ausschließlich zur Speicherung in einem Stromspeicher entnehmen und den zurückgewonnenen Strom wieder in das Netz einspeisen, ein individuelles Netzentgelt anzubieten. Mit dieser Regelung wird bezweckt, dass lediglich der Unterschied zwischen dem eingespeicherten und ausgespeicherten Strommengen, sog. Speicherverluste, mit Netzentgelten beschwert werden. Dies resultiert daraus, dass ausschließlich diese dem Stromversorgungssystem für alle Zeit verwehrt werden. Die Netzentgelte für den “wiedereingespeisten" Strom hat wie gewohnt der Letztverbraucher zu tragen. Darüber hinaus erhält der Betreiber der Speicheranlage durch diese Regelung die Option sich situationsgerecht auf Preissignale am Strommarkt einzustellen.[13]

Ferner soll es möglich sein, dass flexible Erzeuger und Verbraucher am Strommarkt agieren können und Marktzutrittsschranken für Anbieter von Flexibilitätsoptionen reduziert werden. Um dies zu erreichen erfolgt einer Anpassung der StromNZV. Hiernach ist es für besondere Anbieter von Lastmanagement möglich an den Regelenergiemärkten teilzunehmen. Gleichzeitig erfolgt eine Erfassung der Netzersatzanlagen und ihre technischen Eigenschaften in dem einzurichtenden Marktstammdatenregister gem. § 111e EnWG. Zu näheren Ausgestaltung vom diesem enthält § 111f EnWG eine Verordnungsermächtigung. Dies erfolgt mit dem Zweck, dass diese an Bedeutung an dem Strommarkt gewinnen. Gleichzeitig trägt dieses zur Steigerung der Transparenz bei[14], vgl. § 1a Abs. 5 EnWG. Im Bereich des EEG löst dies das Anlagenregister ab.

4. Transparenz und bessere Integration in den europäischen Strommarkt

Zudem soll gem. § 1a Abs. 5 EnWG die Transparenz im Strommarkt erhöht werden. Hierzu wurden folgende Berichtspflichten in folgenden Gesetzen aufgenommen:
• § 53 GWB
• § 63 Abs. 3a EnWG

Ferner verfolgt das Gesetz vor dem Hintergrund, den deutschen Strommarkt in den europäischen Strommarkt, einzubinden gem. § 1 Abs. 4 Nr. 4 EnWG das Ziel, dass der Elektrizitätsbinnenmarkt gestärkt werden soll und die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden intensiviert werden. Diese Zielbestimmungen wird in § 1a Abs. 6 S. 1 EnWG. Demnach soll neben der verstärkten Integration des deutschen Strommarktes eine stärkere Angleichung der Rahmenbedingungen in den europäischen Strommärkten, insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden, angestrebt werden. Durch diese Regelung soll die Erklärung vom 8. Juni 2015 verwirklicht werden. Um dies zu erreichen bestimmt 1a Abs. 6 S. 2 EnWG, dass notwendige Verbindungsleitungen ausgebaut, die Marktkopplung und der grenzüberschreitende Stromhandel gestärkt und die Regelenergiemärkte sowie die vortägigen und untertägigen Spotmärkte stärker integriert werden sollen.[15]

C. Ergänzende Absicherung des Strommarktes

1. Säule: Verlängerung der Netzreserve

2. Säule: Einführung einer Kapazitätsreserve

3. Säule: Stilllegung von Braunkohlekraftwerken und "Sicherheitsbereitschaft"

D. Stärkung der Marktmechanismen

1. Freie Preisbildung

Wie bereits oben erwähnt soll die Preisbildung am Strommarkt frei bleiben. Dieses Ziel wird durch § 1a Abs. 1 S. 2 EnWG umgesetzt. Hiermit wird seitens der Bundesregierung der Zweck verfolgt, die Planungs-und Investitionssicherheit für Stromgroßhändler zu erhöhen. Jedoch ist es fraglich, ob dies mit der Regelung erreicht werden kann. Eine erste Frage ergibt sich im Hinblick auf die Folge dieser Regelung. Vor allem ist es fraglich, ob diese Regelung auch auf indirekte Begrenzungen der Preisentwicklung wirkt, bspw. Infolge des EEG. Darüber hinaus stellt sich die Frage, was aus der Rücknahme der einfachgesetzlichen Regelung folgt, entsteht durch diese Regelung ein Vertrauenstatbestand für die Investoren und ist auch der Bestand des einfachgesetzlichen Verbots auf Seiten des Gesetzgebers dauerhaft. Dieses kann bei bestehender Mehrheit stets geändert werden.[16]

Zudem wirken, aufgrund der zunehmenden Europäisierung des Stromversorgungssystems auch Kapazitätsmärkte aus anderen EU-Mitgliedsstaaten, wie Frankreich oder Polen, auf die Preisentwicklung in Deutschland. Ferner hat die Bundesregierung im Juli 2015, mit den „elektrischen Nachbarn“, bspw. Belgien eine Vereinbarung bzw. Absichtserklärung getroffen. Nach dieser sollen staatliche Eingriffe nur restriktiv in den Strommarkt erfolgen. Jedoch dürfte diese Vereinbarung nicht die Implantierung von Kapazitätsmärkten umfassen. Auch erscheint deren rechtliche Bindung zweifelhaft.[17]
Vereinbarung der elektrischen Nachbarn





2. Stärkung der Bilanzkreistreue

Neben dem Erhalt der freien Preisbildung stellt die Bilanztreue einen wesentlichen Punkt bei der Versorgungssicherheit im weiterentwickelten Strommarkt da. Hierzu soll das Ausgleichssystem in der Form angeglichen werden, dass die Motivation der Bilanzkreisverantwortlichen verstärkt wird. Zu diesem Zweck hat die BNetzA schon in 2015 einen Diskussionsvorgang mit den Verbänden gestartet. Auf dessen Grundlage wird die BNetzA ein Festlegungsverfahren starten. Hierfür enthält nunmehr § Abs. 1 StromNZV ein Verweis auf die Ermächtigungsgrundlage des § 27 Abs. 1 Nr. 27a StromNZV. Hierdurch ist es seitens der BNetzA möglich eine Festlegung zu treffen, dass die Kosten für denjenigen Teil der Vorhaltung von Regelenergie aus Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung, der durch das Verhalten der Bilanzkreisverantwortlichen in ihrer Gesamtheit verursacht wird, über die Ausgleichsenergie abgerechnet werden.[18]
Näheres zur Ausgleichsenergie ist in folgenden Artikel: Ausgleichsenergie nachzulesen.


Hiermit wird eine stärkere verursachungsgerechte Kostenaufteilung bezweckt. Gleichzeitig wird die Attraktivität der Bilanzkreistreue hierdurch gestärkt.

Darüber hinaus ist normiert § 33 Abs. 1 KapResV - E, dass die Bilanzkreisverantwortlichen beim Abruf der Kapazitätsreserve gem. § 27 KapResV Bilanzkreisunterspeisungen und Bilanzkreisüberspeisungen für die Fahrplanviertelstunden im Rahmen der Ausgleichsenergieabrechnung nach § 8 Abs. 2 StromNZV zu berücksichtigen haben. Entsprechend § 8 Abs. 2 StromNZV hat die Abrechnung für jede Viertelstunde zu erfolgen. Auch ist der Übertragungsnetzbetreiber gem. § 13 Abs. 5 S. 2 EnWG verpflichtet seinen Bilanzkreis abzurechnen, wenn dieser Notfallmaßnahmen gem. § 13 Abs. 2 EnWG durchführt, bspw. Abriegelung eines konventionellen Kraftwerks. Dieser Regelung kommt klarstellender Charakter zu, dass auch bei großen Knappheiten die Pflicht zur Abrechnung der Bilanzkreise bestehen bleibt. Somit bekräftigt diese Regelung den Grundsatz, dass Bilanzkreisabweichungen auch bei Ergreifen von Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG der Übertragungsnetzbetreiber abzurechnen sind. Dies lässt sich auch daraus ableiten, dass bereits die frühere Regelung des § 13 Abs. 4 S. 1 EnWG, jetzt § 13 Abs. 5 S. 1 EnWG, nach der die Leistungspflicht der Übertragungsnetzbetreiber teilweise oder komplett bis zur Beseitigung der Knappheit ruht, so verstanden wurde, dass die Pflichten, welche aus der Bilanzkreisverantwortung resultieren, nicht oder zumindest nicht komplett entfallen.[19]

E. Effiziente und anpassungsfähige Versorgung mit Strom

1. Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte

Für die Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte für dezentrale Einspeiser sah der Entwurf zum Strommarktgesetz vom 20.01.2016 vor, dass Betreiber von EE-Anlagen, welche in 2021 in Betrieb gehen, keine vermiedenen Netzentgelte erhalten. Diese Regelung wurde zwischenzeitlich von den Übertragungsnetzbetreibern kritisiert, diese fordern eine sofortige Streichung der vermiedenen Netzentgelte für EE. In dem nunmehr in Kraft getreten Strommarktgesetz vom 30.7.206 ist eine solche Regelung nicht vorgesehen. Dies hängt damit zusammen, dass der Ausschuss für Wirtschaft und Energie (BT-Drs. 18/8915) einen Änderungsantrag einreichte, welchem der Bundestag in seiner Sitzung am 23.06.2016 entsprach. Hiernach soll im Herbst 2016 eine Lösung für eine Neuregelung der vermiedenen Netzentgelte verabschiedet werden. Diese findet sich nunmehr in dem Referentenentwurf des BMWi vom 4.11.2016. Demnach soll in § 119 EnWG-RefE eine Übergangsregierung zum stufenweisen Abbau der Zahlung von vermiedenen Netzentgelten eingeführt werden. Nach § 119 Abs. 1 EnWG -RefE sollen vermiedene Netzentgelte für dezentrale Einspeisung aus volatilen Erzeugungsanlagen, welche ab 01.01.2018 in Betrieb gehen, entfallen. Hingegen soll für konventionelle, dezentrale Erzeugungsanlagen, die ab den 01.01.2021 in Betrieb gehen, die Zahlung der vermiedenen Netzentgelte entfallen. Davon abweichend soll nach § 119 Abs. 8 EnWG -RefE auch die Zahlungen der vermiedenen Netzentgelte für Bestandsanlagen entfallen. Für diese soll im Falle einer Anlage mit volatiler Stromerzeugung ab dem 01.01.2027 kein vermiedenes Netzentgelt gezahlt werden. Für alle anderen Anlagen greift dies erst ab 2030.[20]
Korrespondierend hierzu sieht Artikel 2 des Referentenentwurfes entsprechende Anpassungen des § 18 StromNEV vor.
Volltext zum Referentenentwurf des BMWi vom 4.11.2016


2. Spitzenkappung bei Netzausbauplanung

Mehr zur Spitzenkappung in der Netzausbauplanung können Sie in einem separaten Artikel nachlesen. Diesen finden Sie hier.

3. Öffnung des Regelenergiemarktes

Schließlich beinhaltete das Weißbuch die Absicht neuen Teilnehmen Zutritt zu den Regelenergiemärkten zu gewähren. Dies sollte vor dem Hintergrund erfolgen, vorhandene Kapazitäten effizienter gebrauchen zu können und den Einsatz von Flexibilitätsmöglichkeiten zu vereinfachen. Dies soll dadurch verwirklicht werden, dass die relevanten Festlegungen der BNetzA zu den Aussschreibungsanforderungen geändert werden. Hierzu hat die BNetzA schon in 2015 Festlegungsverfahren eröffnet.
Informationen zum Festlegungsverfahren bei der BNetzA

Für die Bedingungen der zu verabschiedeten Festlegungen wird der BNetzA gem. § 8 Abs. 1 StromNEV das Recht eingeräumt Regelarbeits-und Regelleistungspreise in einem Einheitspreissystem zu bestimmen. Genauso wie die Regelung des § 19 Abs. 4 StromNEV wurde § 26a StromNZV durch den Änderungsantrag des Ausschusses für Wirtschaft und Energie ins Strommarktgesetz aufgenommen. Dieser regelt die Rechte und Pflichten zwischen den Beteiligten bei der Beschaffung von Regelleistung genauer. Gem. Abs. 1 haben Lieferanten, Bilanzkreisverantwortliche und Betreiber von Übertragungsnetzen sicherzustellen, dass einem Letztverbraucher mit Zählerstandsgangmessung oder viertelstündiger registrierender Lastgangmessung auf sein Verlangen hin die Erbringung von Minutenreserve oder Sekundärregelung über einen anderen Bilanzkreis ermöglicht wird. Im Gegenzug hat der Letztverbraucher ein angemessenes Entgelt zu zahlen. Dies kann vor allem durch die Beschaffung über den Bilanzkreis eines Lastmanagementexperten, sog. Aggregatoren. Regelungen über den Austausch der erforderlichen Informationen zwischen den Beteiligten sowie die Bilanzierung der Energiemengen sind vertraglich zu treffen. Auch kann der Lieferant die Erbringung von Minutenreserve und Sekundärregelung über einen anderen Bilanzkreis nach Satz 1 mit ausdrücklicher Zustimmung des Letztverbrauchers vertraglich ausschließen. Nach § 26a Abs. 3 StromNVZ soll diese Regelung für Neuverträge bereits mit dem Inkrafttreten des Strommarktgesetzes, also ab den 30.07.2016, gelten. Für Altverträge greift diese Regelung ab 1.1.2018. [21]


F. Weiterführende Informationen

1. Allgemeines
- Verfahrensgang zum Strommarktgesetz bei der Clearingstelle EEG
  • ....

2. Aufsätze

  • ....

Quellen:

[1] Voß/Kirschnick, Der Entwurf zum neuen Strommarktgesetz im Überblick, ZNER 01/2016, S. 7; Agora Energiwende, Das Energiewende-Paraqdox, Ursachen und Herausforderungen, April 2014.
[2] Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[3] Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1; BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende, Ergebnispapier des BMWi (Weißbuch), Juli 2015, S. 32.
[4] Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[5] Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[6] BT-Drs. 18/7317, S. 55, 58; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[7] BT-Drs. 18/7317, S. 55 58, 59; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[8] BT-Drs. 18/7317, S. 55; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[9] BT-Drs. 18/7317, S. 110, 111.
[10] BT-Drs. 18/7317, S. 54, 57 ff..
[11] BT-Drs. 18/7317, S. 54; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1; Voß/Kirschnick, Der Entwurf zum neuen Strommarktgesetz im Überblick, ZNER 01/2016, S. 9.
{12] BGH, Beschluss vom 12.April 2016 – EnVR 25/13, Rn. 17 juris; BT-Drs. 18/8915, S. 17 f., S. 20f; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1
[13] Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[14] BT-Drs. 18/7317, S. 127 ff..
[15] BT-Drs. 18/7317, S. 59, 60, 77; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[16] Voß/Kirschnick, Der Entwurf zum neuen Strommarktgesetz im Überblick, ZNER 01/2016, S. 8; Gesetzesentwurf der Bundesregierung, Strommarktgesetz, S. 91.
[17] Voß/Kirschnick, Der Entwurf zum neuen Strommarktgesetz im Überblick, ZNER 01/2016, S. 8.
[18] Voß/Kirschnick, Der Entwurf zum neuen Strommarktgesetz im Überblick, ZNER 01/2016, S. 9; BT-Drs. 18/7317, S. 58.
[19] Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
[20] BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende Ergebnispapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Weißbuch), Stand Juli 2015, S. 72; BT-Drs.18/7317, S. 69; BT-Drs. 18/8915, S. 39; Referentenentrwurf des BMWi, "Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur - Netzentgeltmodernisierungsgesetz" vom 04.11.2016, S. 13 ff..
[21] Gesetzesentwurf der Bundesregierung, Strommarktgesetz, S. 91; BNetzA-Festlegungsverfahren zur anpassung de Ausschreibungsbedingungen für Sekundärregelung und Minutenreserve (Az.: BK6-15-158 und BK6-15-159; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1.
CategoryEnergierecht
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