Regulierungsmanagement für bayerische Verteilnetzbetreiber - Workshop Strom Teilprojekt 13
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Regulierungsmanagement für bayerische Verteilnetzbetreiber 3. Workshop Strom Teilprojekt 13 Steffen Boche, Philipp Hörnig
3. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
1.1 Verteilernetzkomponente
1.2 NEMoG
1.3 Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
1.4 Aktuelles aus den Beschlusskammern 4 und 8
2 EU-Winterpaket
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 2
3. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
1.1 Verteilernetzkomponente
1.2 NEMoG
1.3 Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
1.4 Aktuelles aus den Beschlusskammern 4 und 8
2 EU-Winterpaket
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 3
Verteilernetzkomponente
Was ist das und welches Ziel wird verfolgt?
Instrument zur teilweisen Internalisierung von Verteilernetzkosten und damit bessere
Berücksichtigung der Ausbaukosten der Verteilernetze
Dient der regionalen Steuerung des Zubaus von EE-Anlagen und besseren Koordination von Netz-
und EE-Ausbau
Einführung im Rahmen der „Ausschreibungen für Windenergie- und Solaranlagen“
Funktionsweise
Festlegung von Verteilernetzausbaugebieten mithilfe eines Indikators
Anlagen, die in einem Verteilernetzausbaugebiet errichtet werden sollen, werden mit einem
Gebotsaufschlag belegt
Unterscheidet sich nach Technologie (Wind und PV) und Standort
Der Gebotsaufschlag steht für beide Technologien für jeden Landkreis vor der Ausschreibung
fest.
Berechnung und Bestimmung der Ausbaugebiete erfolgt durch BNetzA.
Workshop TP 13 Mai 2017 4
Verteilernetzkomponente
Bestimmung Netzausbaugebiete
Ausprägung EE dimensionierungsrelevant -> Aufschlag findet Anwendung
des Indikators EE nicht dimensionierungsrelevant -> kein Aufschlag
Kriterium EE - Erzeugungsleistung dimensionierungsrelevant, wenn maximale
Rückspeisung durch EE > Höchstlast im Gebiet
Ergibt sich unter Berücksichtigung von
Max. installierter EE-Leistung (gewichtet mit Kapazitätsfaktoren)
Rückspeisung
(minimale) Last -> ermittelt über einen Minimallastfaktor (zu jeder Zeit
besteht ein Mindestanteil der maximalen Last)
EE-Leistung: Marktstammdatenregister
Datenbasis Festlegung der Ausbaugebiete durch BNetzA auf Basis von Lastmodell
Erstmalig zum 31. Dezember 2017; danach jährlich zum 31. Dezember
Workshop TP 13 Mai 2017 5
Verteilernetzkomponente
Umsetzung Gebotsaufschlag
Aufschlag ergibt sich aus: Basiswert x Kapazitätsfaktor der jeweiligen Technologie
Basiswert und Kapazitätsfaktor werden in der Verordnung für jede Technologie festgelegt
Gebotsaufschlag dient nur der Gebotsreihung, wird jedoch nicht vergütet
Basiswert Kapazitätsfaktor
Wird auf Grundlage der typischen Kosten für den Ausbau des Berücksichtigt, dass nicht alle
Hochspannungsteils des Verteilernetzes ermittelt (da Ausbau des EE-Erzeugungsanlagen gleichzeitig
Hochspannungsnetzes am teuersten). einspeisen
Modellbasierte ermittelte Kosten werden auf die durchschnittlichen Keine regionale Differenzierung
Volllaststunden pro Technologie umgelegt.
Volllaststunden Wind > Volllaststunden PV -> Netzausbaukosten pro
kW bei Wind geringer -> Basiswert für Windenergieanlagen an Land
niedriger als für Solaranlagen
Aufschlag wird bei
Gebotsreihung,
nicht aber bei
Vergütung
Gebot = berücksichtigt
Vergütung
„pay as bid“
Gebot Gebots inkl. Vergütung
Aufschlag
Workshop TP 13 Mai 2017 6
3. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
1.1 Verteilernetzkomponente
1.2 NEMoG
1.3 Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
1.4 Aktuelles aus den Beschlusskammern 4 und 8
2 EU-Winterpaket
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 7
Netzentgeltmodernisierungsgesetz (NEMoG)
Geltender gesetzlicher Rahmen der Netzentgeltregulierung stammt im Kern aus
dem Jahr 2005
Strommarkt war zu dieser Zeit hauptsächlich durch Top-Down-Stromflüsse
gekennzeichnet bzw. dezentrale Erzeugung wurde als Netzkosten entlastend
eingestuft
Hintergrund Aus dem kontinuierlichen Anstieg dezentral erzeugter Energiemengen ergeben
sich veränderte Anforderungen für Stromnetze
Insbesondere in lastschwächeren Gebieten verursacht dezentrale Erzeugung
zunehmend Netzkosten
Bisherige Systematik der vermiedenen Netzentgelte (vNNE) vor diesem
Hintergrund nicht mehr zeitgemäß
Anpassung des gesetzlichen Rahmens an tatsächliche Gegebenheiten (EnWG und
StromNEV)
Ziel
Adressierung der Fehlentwicklungen im Bereich der vermiedenen Netzentgelte
Workshop TP 13 Mai 2017 8
Gesetzentwurf der Bundesregierung
NEMoG umfasst in seiner derzeitigen Form lediglich die schrittweise Senkung/
Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte
Abänderung der Berechnungsgrundlagen für vermiedene Netzentgelte für Bestandsanlagen, bereits
Schritt 1
rückwirkend ab 2017 und nochmals ab 2018 -> rückwirkende Deckelung auf Niveau von 2015 (für 2018 exkl.
Erdverkabelung und Offshoreanbindungskosten)
Anpassungen gelten auch für VNB (§ 120 Abs. 7 EnWG-RegE)
Mehrerlöse der VNB in 2017 durch geringere vNNE sind kostenmindernd 2019 in Anschlag zu bringen
Ab dem 1. Januar 2018 gelten folgende Obergrenzen:
50Hertz TenneT TransnetBW Amprion
Leistungspreis (€/kW) 29,76 36,97 29,86 18,93
Arbeitspreis (Cent/kWh) 0,18 0,08 0,06 0,098
Abschaffung vNNE für künftige Neuanlagen ab 2018 (volatile Erzeugung) bzw. 2021 (alle übrigen
Schritt 2
Neuanlagen)
Verlagerung des Netzanschlusses „nach unten“ ab 2018 bzw. 2021 gilt als Neuanschluss, sodass vNNE für
die Anlage dann entfallen
Schritt 3
vNNE für Bestandsanlagen schrittweise reduziert und bis zum Jahr 2027 (volatile Erzeugung) bzw. 2030
(übrige dezentrale Erzeugung) vollständig abgeschafft
Umsetzung durch den § 18 Abs. 5 StromNEV Reg-E: 10 % Senkung der vNNE pro Jahr ab 2018/2021
Workshop TP 13 Mai 2017 9
Stellungnahmen
Fordert die Wiederaufnahme der Verordnungsermächtigung für die Vereinheitlichung der
Netzentgelte auf ÜNB-Ebene in das NEMoG
Bundesrat Lehnt geplante Abschaffung der vNNE für steuerbare Anlagen (v.a. KWK) ab; stimmt jedoch der
Reduzierung der vNNE aus dem Gesetzesentwurf zu (ab 2017: Deckel auf Niveau 2015)
Fordert Streichung der vNNE für volatile Neuanlagen (u.a. Windräder und PV) ab 2018
Lehnt geplante Abschaffung der vNNE für steuerbare Anlagen (v.a. KWK) ab und kritisiert auch die
Reduktion der vermiedenen Netzentgelte, da dieser der KWKG-Novelle widerstrebt und die
Wirtschaftlichkeit der KWK-Anlagen gefährdet
Kritisiert rückwirkende Eingriffe innerhalb des Wirtschaftsjahres: Vertrauensschutz/politische
Verlässlichkeit werden verletzt
VKU
Begrüßt, dass BR die vom Verband geforderte Differenzierung zwischen volatilen und nicht-
volatilen/steuerbaren Einspeisern aufgreift
Generell: Neuregelung der vNNE sollte im Rahmen der in der nächsten Legislaturperiode
geplanten Reform des gesamten Netzentgeltsystems mit Sicht auf das "große Ganze" erfolgen ->
keine Schnellschüsse
Positiv ist die differenzierte Betrachtung der volatilen und steuerbaren Einspeiser
BDEW Negativ wird bewertet, dass die Ausschüsse keine Änderungsempfehlungen zur rückwirkenden
Umsetzung oder zum Herausrechnen der Kosten für Offshore-Netzanbindung und
Erdkabelmehrkosten ausgesprochen haben.
Workshop TP 13 Mai 2017 10Gesetzentwurf der Bundesregierung
Praktische Konsequenzen für (Verteil-) Netzbetreiber bei Verabschiedung:
Neukalkulationen der vermiedenen Netzentgelte für 2017 auf Basis 2015 -> jedoch KEINE
unterjährige Korrektur der Preisblätter/ Netzentgelte notwendig:
„Darüber hinaus sehen die gesetzlichen Rahmenbedingungen der Netzentgeltregulierung vor, kalenderjährliche
Entgelte zu bilden. Zum Schutz des Wettbewerbs im Endkundenmarkt werden unterjährige Änderungen nach
Möglichkeit vermieden.“
Bei Mehrerlösen in 2017 (durch rückwirkende Veränderung der Berechnungsgrundlagen) können
diese über den Mechanismus des Regulierungskontos, d. h. durch Antragstellung zum 30.06.2018,
über die Jahre 2019 bis 2021 ausgeglichen werden.
Beachtung der Stichtage zur korrekten Einstufung des Anlagenstatus: Bestandsanlage vs.
Neuanlage
Ansonsten bleibt abzuwarten, ob das NEMoG in dieser Legislaturperiode überhaupt
noch das Parlament passiert. Mit einem Abschluss des Verfahrens und Inkrafttreten
des Gesetzes ist laut BDEW frühestens in der zweiten Jahreshälfte zu rechnen.
Workshop TP 13 Mai 2017 113. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
1.1 Verteilernetzkomponente
1.2 NEMoG
1.3 Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
1.4 Aktuelles aus den Beschlusskammern 4 und 8
2 EU-Winterpaket
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 12Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
Überblick
Ziel Aufbau einer flächendeckenden Ladeinfrastruktur mit bundesweit
15.000 Ladesäulen
300-Millionen-Euro-Förderprogramm, davon Förderung von
Volumen 5.000 Schnellladestationen mit 200 Millionen €
10.000 Normalladestationen mit 100 Millionen €
Errichtung der Ladesäule,
Gegenstand
Netzanschluss
der Förderung
und Montage.
Ladesäulen müssen u.a. öffentlich zugänglich sein und mit EE-Strom
betrieben werden
Voraussetzung
Mindestbetriebsdauer der Ladestation von 6 Jahren
Einhaltung der technischen Anforderungen der Förderrichtlinie
Workshop TP 13 Mai 2017 13Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
Überblick zur Förderung und regionaler Umsetzung
Erster Aufruf zur Antragseinreichung fand Mitte Februar mit Start
1. März statt.
bis zu 10 Mio. Euro Fördermittel für Normalladeinfrastruktur bereitgestellt
sowie bis zu 2.500 Schnellladepunkte gefördert
Förderhöhe abhängig von verschiedenen Faktoren (Zugang zu Ladestation,
Kosten, Art der Ladestation etc.)
Generelle vorgesehene Verteilung von Schnellladepunkten auf die
Bundesländer gemäß Tabelle
Bundesländer Ladepunkte je Ladepunkte
Bundesland gesamt
Bayern, Baden-Württemberg, Nordrhein-Westfalen 430 1290
Niedersachsen, Hessen, Rheinland-Pfalz 186 558
Berlin, Schleswig-Holstein, Sachsen 90 270
Quelle:: Tank und Rast
Brandenburg, Hamburg, Sachsen-Anhalt 66 198
Bremen, Mecklenburg-Vorpommern, Thüringen, 46 184
Saarland
Summe 2.500
Erste Erkenntnis:
Hohe Resonanz, da bereits vor Deadline die Förderobergrenze erreicht.
Auszählung dauert an, Aussagen zu regionaler Verteilung der Fördermittel und weiterem
Förderaufruf gegenwärtig nicht möglich.
Workshop TP 13 Mai 2017 14Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
Praktische Relevanz für Netzbetreiber
Flexibilisierungsressourcen in Netze
Unbundling-Grundsatz wahren
integrieren
EU sieht
VNB sollen eine marktliche neutrale VNB sollen regulatorische Anreize
Spannungsfeld
↯
Rolle spielen erhalten und finanziell gerüstet
werden, um Flexibilitäten zu kreieren
VNB die Organisatoren des Marktes
eigene Übernahme von
Ladestationen nur dann, wenn Speicher und E-Mobilität gehören
Investitionen marktlich nicht nach Ansicht der EU in den Markt
bewerkstelligt werden können
VNB sind dennoch angehalten, Geschäftsmodelle für Speicher und Ladestationen zu entwickeln
-> bei Gründung eines „getrennten Unternehmens“ wäre die Unbundling Anforderung erfüllt.
Traditionelles Modell verursacht Entflechtungsdebatte -> doch hier steht die EU zunehmend
unter (Erklärungs-) Druck.
Workshop TP 13 Mai 2017 153. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
1.1 Verteilernetzkomponente
1.2 NEMoG
1.3 Förderrichtlinie Ladeinfrastruktur
1.4 Aktuelles aus den Beschlusskammern 4 und 8
2 EU-Winterpaket
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 16Ergänzende Informationen für die Anzeige der Vereinbarung eines
individuellen Netzentgelts gem. § 19 Abs. 2 Satz 1 bis 4 StromNEV
Letztverbraucher, die die Voraussetzungen des § 19 Abs. 2 StromNEV erfüllen und deren
betreffender Netzbetreiber der Regulierung durch die Bundesnetzagentur unterliegt, haben die
Möglichkeit, bei der Bundesnetzagentur die mit dem Netzbetreiber geschlossene Vereinbarung über
ein individuelles Netzentgelt anzuzeigen.
Vorgehensweise:
1. Ausfüllen des entsprechenden Anzeigenformulars
2. Übermittelung des Formulars per Mail: 19-Anzeige@BNetzA.de
3. Für jede Abnahmestelle jeweils eine separate E-Mail mit der ausgefüllten Excel-Datei übermitteln -> NICHT in
PDF konvertieren
4. Betreff der E-Mail: "Anzeige" sowie das Jahr, ab dem das individuell vereinbarte Netzentgelt gelten soll
(z. B. Anzeige 2017)
5. Formular drucken und per Post an die BK 4 der BNetzA senden
6. Bestätigung erfolgt durch die BNetzA
WICHTIG:
Für eine fristwahrende Übermittlung ist der postalische Eingang der schriftlichen Anzeige eines individuellen
Netzentgelts bei der Bundesnetzagentur maßgeblich.
Unvollständige Anzeigen, die bis zum 30.09. des Jahres, ab dem die Anzeige wirken soll, nicht ergänzt wurden,
werden von der Bundesnetzagentur für das aktuelle Jahr untersagt. -> erneute Anzeige erst mit Wirkung ab
dem darauffolgenden Jahr möglich
Workshop TP 13 Mai 2017 17Checkliste einzureichender Unterlagen
Letztverbraucher muss mit der Anzeige der Vereinbarung eines individuellen Netzentgeltes
alle erforderlichen Unterlagen zur Beurteilung der Voraussetzungen eines individuellen
Netzentgelts nach § 19 Abs. 2 S. 1 bis 4 StromNEV vorlegen
Vertretung durch andere Person, beispielsweise den Netzbetreiber oder den Stromlieferanten,
möglich -> dann ist bei Anzeige auch die Bevollmächtigung vorzulegen.
Frist: 30.09. des Jahres, ab dem die Vereinbarung gelten soll.
Workshop TP 13 Mai 2017 18Beschlusskammer 8
Hinweise der Beschlusskammer 8 zur
Schwärzung von zu veröffentlichenden
Beschlüssen
Die Bundesnetzagentur ist gem. §
74 EnWG gesetzlich verpflichtet, ihre Beschlüsse
zu veröffentlichen. Zum Schutz von Betriebs- und
Geschäftsgeheimnissen erhalten die Adressaten
die Möglichkeit zur Schwärzung der Beschlüsse.
Mit der Vorlage der „geschwärzten“ Fassung
eines Beschlusses der Beschlusskammer 8 ist
zugleich ausführlich und detailliert für jede
Schwärzung gesondert darzulegen und zu
erläutern, warum die geschwärzten Passagen
Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse enthalten
sollen.
Darlegungen sind ausschließlich auf dem
Postweg und unter Nennung des Aktenzeichens
des geschwärzten Beschlusses an die
Beschlusskammer 8.
Die Begründung der Schwärzung soll unter
Verwendung einer tabellarischen Darstellung
erfolgen.
Workshop TP 13 Mai 2017 193. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
2 EU-Winterpaket
2.1 Strommarktdesign
2.2 Förderung & Integration von erneuerbaren Energien
2.3 Energieeffizienz
2.4 Governance
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 20Überblick Winterpaket
Ziel
Etablierung eines gemeinsamen Strommarktes in der EU
Förderung der EE-Integration in den Strommarkt sowie Nachhaltigkeit von Bioenergie
Intensivierung von Maßnahmen zur Energieeffizienz
Neue Regeln zur EU-Governance
Zentrale Aktionsfelder
Förderung &
Strommarktdesign Energieeffizienz Governance
Integration von EE
Umfang
4 Verordnungen, 4 Richtlinien, sowie zahlreiche weitere Dokumente:
Mehr als 1000 Seiten Rechtstexte und Strategiedokumente; dazu Folgenabschätzungen & Studien
Workshop TP 13 Mai 2017 21Unterschied Verordnung - Richtlinie?
• Eine EU-Verordnung ist in allen ihren
Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in
jedem Mitgliedstaat, d. h. es bedarf
keiner Umsetzung in nationales Recht
Überblick Winterpaket und die Verordnung genießt
Anwendungsvorrang vor etwaigem
nationalem Recht.
• Eine EU-Richtlinie ist hingegen nur
Strommarkt-Design hinsichtlich des zu erreichenden Ziels
verbindlich, es bedarf der Umsetzung
• Verordnung zum Elektrizitätsbinnenmarkt (überarbeitet) der Regelungen in das nationale Recht,
wobei die Wahl der Form und des
Mittels der Umsetzung den
• Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt (überarbeitet) Mitgliedstaaten überlassen bleibt.
• Verordnung zur Versorgungssicherheit (neu)
• Verordnung zur Kooperation der Regulierung im Energiebereich (ACER) (überarbeitet)
• Abschlussbericht zur Sektoruntersuchung der DG Wettbewerb zu
Kapazitätsmechanismen
Förderung von EE
• Richtlinie für erneuerbare Energien (überarbeitet)
Quelle: Agora Energiewende: Clean Energy for All Europeans – Das Winterpaket vom 30. November 2016, abgerufen unter: https://www.agora-
energiewende.de/fileadmin/Projekte/2016/De-Risking/praesentation_winterpaket_matthias_buck.pdf
Workshop TP 13 Mai 2017 22Überblick Winterpaket
Energieeffizienz
• Richtlinie zur Energieeffizienz (überarbeitet)
• Richtlinie zur Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (überarbeitet)
• Vorschläge zur Einführung energieeffizienter Produkte (Ökodesign)
• „Smart Finance for Smart Buildings“-Initiative
Goverance
• Verordnung zur integrierten EU-Governance für Klimaschutz und Energie (neu)
Quelle: Agora Energiewende: Clean Energy for All Europeans – Das Winterpaket vom 30. November 2016, abgerufen unter: https://www.agora-
energiewende.de/fileadmin/Projekte/2016/De-Risking/praesentation_winterpaket_matthias_buck.pdf
Workshop TP 13 Mai 2017 233. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
2 EU-Winterpaket
2.1 Strommarktdesign
2.2 Förderung & Integration von erneuerbaren Energien
2.3 Energieeffizienz
2.4 Governance
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 24Strommarktdesign
Rechtliche Grundlage
Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über den Elektrizitätsbinnenmarkt
Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt
Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates zur Gründung einer Agentur der EU für die Zusammenarbeit der
Energieregulierungsbehörden
Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Risikovorsorge im Elektrizitätssektor und zur Aufhebung der
Richtlinie 2005/89/EG
Inkrafttreten
Verordnung Strommarkt
Inkrafttreten 20 Tage nach Veröffentlichung, gilt verpflichtend für alle Mitgliedsstaaten ab 01.01.2020
Richtlinie Strommarkt:
Inkrafttreten 20 Tage nach Veröffentlichung; Zeitraum zur Überführung in nationales Recht noch zu bestimmen
Verordnung zur Risikovorsorge
Inkrafttreten 20 Tage nach Veröffentlichung; gilt verpflichtend für alle Mitgliedsstaaten ab Zeitpunkt des Inkrafttretens
Verordnung ACER
Inkrafttreten 20 Tage nach Veröffentlichung; gilt verpflichtend für alle Mitgliedsstaaten ab Zeitpunkt des Inkrafttretens
Quelle:
EC: Commission proposes new rules for consumer centred clean energy transition, abgerufen unter: https://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-consumer-centred-clean-
energy-transition
EC: All covered directives and regulations
Linklaters: European Commission presents Energy Winter Package 2016, abgerufen unter: http://www.linklaters.com/News/LatestNews/2016/Pages/European-Commission-presents-Energy-Winter-
2016.aspx
Workshop TP 13 Mai 2017 25Das neue Strommarktdesign
Die wichtigsten Punkte im Überblick
Ziel: Flexibilisierung und zunehmende Integration des EU-Strommarktes
Abschaffung von Obergrenzen im Großhandels- und Endkundenmarkt
Überprüfung von Gebotszonenzuschnitten
Grundsätzliches Abschaffen von vorrangigem Dispatch (Ausnahmeregelungen für EE- und KWK-Anlagen)
Gestaltungsgrundsätze für Kapazitätsmechanismen
Minimierung von Netzengpässen an den Landesgrenzen
Verbesserte regionale Koordination der ÜNB
Verstärkte Zusammenarbeit der VNB
Quelle:
EC: Clean Energy for All – New Electricity Market Design: A Fair Deal for Consumers, abgerufen unter:
https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/technical_memo_marketsconsumers.pdf
EC: Proposal for a REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on the internal market for electricity, abgerufen unter:
http://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/1_en_act_part1_v9.pdf
Workshop TP 13 Mai 2017 26Das neue Strommarktdesign im Winterpaket
Strommarkt- Strommarkt- DG Wettbewerb
Richtlinie Abschlussbericht zu
Verordnung Marktprinzipien
(überarbeitet) Stärkung des Wettbewerbs Kapazitätsmechanis
(überarbeitet) Bericht enthält Grundsätze
auf Energiemärkten men
zur Vergütung von
Kapazitätsmechanismen:
Neue Rolle für VNB
Verbraucherrechte, inkl.
Abrechnung, Messung und
Dynam. Preissetzung
Kapazitätsmechanismen • Einführung nur nach
Marktreform
• Angemessenes Design
Rahmenbedingungen für • Wettbewerbliche
(Re-) Dispatch
Demand Response Bestimmung der Preise
• technologieneutral
• Möglichkeit
Netzzugang
länderübergreifender
Neue Rolle für ÜNB Teilnahme
Regelenergie
Kurzzeitmärkte
Regionale Kooperation
Risiko-
ACER-
vorsorge
Verordnung Sonstiges
Verordnung
(überarbeitet)
(neu)
Quelle: Bird & Bird: The Winter package at a glance, abgerufen unter:
Workshop TP 13 Mai 2017 27
https://www.twobirds.com/~/media/pdfs/newsletters/2016/electricity-market-design-infographic-2016.pdf?la=enDie überarbeitete Strommarktverordnung
Marktprinzipien
Preise ergeben sich aus Angebot und Nachfrage
Gleichbehandlung von Erzeugung, Demand Response & Speicher
Aggregation von Konsumenten, Erzeugung und Demand Response möglich
Neue Rolle für VNB
Verpflichtung der entbündelten VNB zur Gründung eines „EU-VNB“ mit folgenden Aufgaben:
Digitalisierung und Datenmanagement
Netzkodizes
Kooperation mit „ENTSO-E“
Koordinierung von Übertragungs- und Verteilnetzwerken
Integration von Erneuerbaren und Demand-Side-Response
Kapazitätsmechanismen
Offen für alle Anlagen-Typen
Emissionsgrenze von 550g CO2/kWh für Neuanlagen bzw. nach 5 Jahren auch für bereits existierende Anlagen
Marktbasierte, harmonisierte, nicht-diskriminierende Teilnahmeregeln, vorgeschlagen durch ENTSO-E, genehmigt durch ACER
Nationale Regulierungsbehörden setzen Zuverlässigkeits-Standards
Mechanismen sind offen für länderübergreifende Beteiligung
Bei Einführung eines Mechanismus muss ein Mitgliedsstaat seine Nachbarn konsultieren
Bestehende Mechanismen müssen nach Inkrafttreten angepasst werden
Workshop TP 13 Mai 2017 28Die überarbeitete Strommarktverordnung
Dispatch
Nicht-diskriminierende und marktbasierte Einspeisung von Erzeugungs- und Lastmanagementanlagen
Ausnahmen:
Vorrangiges Dispatch für EE- und KWK-Anlagen mit 15 % der installierten Leistung betrifft, dann liegt Grenze beiDie überarbeitete Strommarktverordnung
Regelenergie
Regelenergiekapazität
Beschaffung von Regelenergiekapazität muss
Separat von Regelenergie erfolgen
Auf Grundlage regionaler Anforderungen geschehen
Separat für Aufwärts- und Abwärtsregelung erfolgen
Max. einen Tag zuvor erfolgen (für Vertragslängen von 1 Tag)
Regelenergie
Preise sollten Echtzeit-Wert von Energie wiederspiegeln
Regelenergie sollte zum marginalen Preis abgerechnet werden
Gebote sollten echtzeitnah erfolgen, zumindest nach Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes
Kurzzeit-Märkte
Grundsätze für Day-Ahead und Intraday Märkte
Harmonisierte Schließungszeiten
Zuverlässige Preissignale
Konsistente Produkte, Volumen, Handelszeiten, nicht-diskriminierende Zugangs- und Handelsvoraussetzungen
Regionale Kooperation
Bis 31.12.2021 sollen ÜNB sog. ROC‘s (Regional Operational Centre) zur besseren Koordinierung gründen
Workshop TP 13 Mai 2017 303. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
2 EU-Winterpaket
2.1 Strommarktdesign
2.2 Förderung & Integration von erneuerbaren Energien
2.3 Energieeffizienz
2.4 Governance
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 31Förderung und Integration erneuerbarer Energien
Rechtliche Grundlage
Überarbeitung der Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Förderung der
Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen
Ziel
Beseitigung von Hindernissen, die den Einsatz erneuerbarer Energien beeinträchtigen
Abbau von Unsicherheit der Investoren & administrative Hürden sowie Verbesserung der
Kosteneffizienz und des politischen Rahmens für erneuerbare Energien
Inkrafttreten
Inkrafttreten der überarbeiteten Richtlinie am 01.01.2021
Überführung in nationale Rechtsrahmen bis zum 30.06.2021
Quelle:
EC: Proposal for a revised renewable energy Directive, abgerufen unter: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52016PC0767R%2801%29
Linklaters: European Commission presents Energy Winter Package 2016, abgerufen unter: http://www.linklaters.com/News/LatestNews/2016/Pages/European-
Commission-presents-Energy-Winter-2016.aspx
Workshop TP 13 Mai 2017 32Erneuerbare Energien
Die wichtigsten Punkte im Überblick
Ziel: EU-weiter Anteil der EE von 27 % am Brutto-Endverbrauch bis 2030
Mitgliedstaaten müssen mind. einen EE-Anteil zwischen 10% und 49% am Brutto-Endverbrauch erreichen
Bei Nicht-Erreichung sind Zahlungen in einen Fonds fällig
Der Anteil von Biokraftstoffen, deren Produktion auf Nahrungsmitteln basiert, wird bei der Berechnung des EE-
Anteils am Brutto-Endverbrauch im Verkehr auf 7 % (2020) bzw. 3,8 % (2030) begrenzt
Der Anteil der erneuerbaren Energien im Heiz- und Kühlbereich soll jährlich um 1 % steigen
Keine Angabe konkreter Fördermechanismen zur EE-Integration in den Elektrizitätsmarkt
allg. Formulierung, dass Förderung offen, transparent, kostengünstig, nicht diskriminierend und markbasiert erfolgen soll
Effizienterer Genehmigungsprozess: Einrichtung spezieller Verwaltungseinheiten, die Genehmigungsverfahren
koordinieren und Bewerber beraten bis 01.01.2021
Dauer des Genehmigungsverfahrens sollte nicht länger als 3 Jahre bzw. 1 Jahr (Antrag auf Wiederherstellung
einer bestehenden Anlage) dauern
Demonstrationsprojekte, InstallationenErneuerbare Energien
Die wichtigsten Punkte im Überblick
Abschaffung der Regeln für vorrangigen Dispatch der EE (s. Stromdesign)
Öffnung nationaler Fördersysteme für ausländische Erzeuger; mind. 10 % (2021-2025), danach 15 % der neu
ausgeschriebenen Kapazitäten
Möglichkeit für Mitgliedsstaaten zur Durchführung gemeinsamer EE-Projekte, unter Einbeziehung priv. Betreiber
Neue Bestimmung zur Sicherstellung der finanziellen Stabilität/Verlässlichkeit von Projektförderungen
Zur Verbesserung der Investorensicherheit sollen Mitgliedsstaaten langfristige Zeitpläne (mind. 3 Jahre) über die
zu erwartende Allokation der Förderung erstellen
EE-Selbstverbraucher können überschüssige Produktion verkaufen, ohne ihre Rechte als Verbraucher zu verlieren
Anspruch auf Vergütung für überschüssige, ins Netz eingespeiste Energie
Selbstverbraucher werden nur dann als Versorger betrachtet, wenn Einspeisung >10MWh (HH) bzw. >500
MWh (jur. Person)
Weiterhin Ausstellung von Herkunftsnachweisen erneuerbarer Energien
Workshop TP 13 Mai 2017 343. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
2 EU-Winterpaket
2.1 Strommarktdesign
2.2 Förderung & Integration von erneuerbaren Energien
2.3 Energieeffizienz
2.4 Governance
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 35Energieeffizienz
Rechtliche Grundlage
Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Richtlinie zur Energieeffizienz
Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz
von Gebäuden
Ziel
Vorantreiben von Energieeinsparungen
Förderung von Wachstum und Beschäftigung
Inkrafttreten
Inkrafttreten 20 Tage nach Veröffentlichung der überarbeiteten Richtlinien
Überführung in nationales Recht innerhalb von 12 Monate nach Inkrafttreten
Quelle:
EC: Proposal for a revised energy efficiency Directive
EC: Proposal for a revised energy performance of buildings Directive
Linklaters: European Commission presents Energy Winter Package 2016, abgerufen unter: http://www.linklaters.com/News/LatestNews/2016/Pages/European-
Commission-presents-Energy-Winter-2016.aspx
Workshop TP 13 Mai 2017 36Energieeffizienz- Richtlinie
Die wichtigsten Punkte im Überblick
Verbindliches EU-weites Energieeffizienz-Ziel von 30% bis 2030
Keine Festlegung verbindlicher nationaler Energieeffizienz-Ziele
Verlängerung der Energieeinsparverpflichtung von 1,5%/Jahr über 2020 hinaus
Spezifische Anforderungen für Energieeinsparungen gelten für sogen. „verpflichtete Parteien“, die auf Basis
objektiver und nicht-diskriminierender festgelegt werden
Verbraucher von Fernwärme, Kühlung und Warmwasser müssen von wettbewerbsbasierten Zählern profitieren, die
ihren tatsächlichen Energieverbrauch widerspiegeln
Korrekte Angabe von Abrechnungs- und Verbrauchsinformationen
müssen auf tatsächlichen Verbrauch basieren
Verbraucher erhalten Rechnungen und Abrechnungsinformationen für den Energieverbrauch kostenlos
Geeigneter Zugang zu Verbrauchsdaten
Workshop TP 13 Mai 2017 37Richtlinie zur Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden
Die wichtigsten Punkte im Überblick
Richtlinie umfasst Bestimmungen zu
Renovierungszielen
Energieeffizienzzertifikaten
Inspektion, Überwachung und Kontrolle des Energieverbrauchs
Verpflichtung zum Bau von Ladesäulen für Elektromobilität
bei Neubau oder Renovierung von Nicht-Wohngebäuden mit mehr als 10 Parkplätzen
Workshop TP 13 Mai 2017 383. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
2 EU-Winterpaket
2.1 Strommarktdesign
2.2 Förderung & Integration von erneuerbaren Energien
2.3 Energieeffizienz
2.4 Governance
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 39Governance
Rechtliche Grundlage
Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über das Governance-System der Energieunion
Ziel
Governance-System soll zur Erreichung der gesetzten Ziele der Energieunion (insbes. 2021-2030) beitragen
Straffung und Zusammenführung bisheriger (verschiedener) Governance-Regeln zur effizienteren Zusammenarbeit
in Energie-, Klima- und anderen Politikbereichen auf EU-Ebene
Inkrafttreten
Inkrafttreten 20 Tage nach Veröffentlichung
Überführung in nationales Recht größtenteils ab Inkrafttreten, definitiv ab 01.01.2021
Quelle:
EC: Proposal for a regulation on the Governance of the EU
Linklaters: European Commission presents Energy Winter Package 2016, abgerufen unter: http://www.linklaters.com/News/LatestNews/2016/Pages/European-
Commission-presents-Energy-Winter-2016.aspx
Workshop TP 13 Mai 2017 40Governance
Die wichtigsten Punkte im Überblick
Zentrales Instrument: Mitgliedsstaaten erstellen integrierte nationale Energie- und Klimapläne
Beziehen sich auf einen Zeitraum von 10 Jahren
Es werden keine nationalen Ziele von der EU für die jeweiligen Mitgliedsstaaten benannt
Prozess:
Mitgliedsstaaten erstellen Pläne auf nationaler Ebene
Es erfolgt regionale Abstimmung mit anderen Mitgliedsstaaten
Bewertung der Pläne durch die Kommission
Aktualisierung der Pläne im Zweijahres-Zyklus
Pläne für den Zeitraum 2021-2030 sollen sicherstellen, dass EU-Ziele für 2030 erreicht werden
Ab 2021 müssen Mitgliedsstaaten alle 2 Jahre Bericht über die Umsetzung ihrer Pläne an EU erstatten
Kommission spricht ggf. Empfehlung an Mitgliedsstaaten aus und erstattet Bericht über Lage der Energieunion
Workshop TP 13 Mai 2017 413. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
2 EU-Winterpaket
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 42Festlegung zur Datenerhebung
Wesentlichste
Änderung
gegenüber der
Anhörung ist für
KMU- Netzbetreiber
die Verlängerung der
Abgabefrist für die
Kostenprüfung bis
zum 15.09.2017
Quelle: BNetzA
Workshop TP 13 Mai 2017 43Kostendaten
Veröffentlichung der Entscheidung
Internet > 26.04.2017 Amtsblatt > 03.05.2017
Wesentliche Änderungen gegenüber der Anhörung
Verlängerung der Frist für vereinfachte Verfahren (15.09.2017)
Überleitung Bilanz und GuV 2012 - 2014 optional; Hinzurechnungen und Kürzungen auf
gesondertem Tabellenblatt
Abfrage BKZ/NAKB ergänzt
Keine Abfrage Strukturdaten
DL-EHB nur, für 5 größte DL sofern Kosten des jeweils DL > 5 % der EOG 2016
Schlüsselungen in Saldenliste integriert; nur die 5 wertmäßig größten Schlüssel und
sofern Kosten im Einzelkonto zu mehr als 20 % geschlüsselt sind zu erläutern
Nachweis durch CF-Rechnung oder anderer Form, sofern Umlaufvermögen, abzgl.
Vorräte und Forderungen EEG bzw. KWKG > 1/12-tel der EOG 2016
Anhänge 4.3 bis 4.5 entfallen
Schärfung Definitionen (z. B. für SAV-Eintragung)
Workshop TP 13 Mai 2017 44Strukturdaten
Veröffentlichung der Entscheidung
Internet > 26.04.2017 Amtsblatt > 03.05.2017
Wesentliche Änderungen gegenüber der Anhörung
Verlängerung der Frist (31.07.2017); für Flächenparameter 15.09.2017
Schärfung einzelner Definitionen
Straßenbeleuchtung, nach Anschlussmöglichkeiten differenziert
Letztverbraucher an singulär genutzten Betriebsmitteln
Zählpunkte, auch wenn nicht physisch gemessen (Pauschalanlagen)
EE-Anlagen, unabhängig von Förderung
Abfrage zur Trassenlänge entfällt
Workshop TP 13 Mai 2017 45Veröffentlichung BNetzA
Veröffentlichung der Entscheidungen
Internet > 27.04.2017 Amtsblatt > 03.05.2017
Workshop TP 13 Mai 2017 46Besonderheiten des Geschäftsjahres
Soweit Kosten [...] des Netzbetreibers, dem Grunde oder der Höhe nach auf einer
Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen [...], bleiben diese [...] nach § 6 Abs. 3 ARegV
unberücksichtigt
Bereinigung des Ausgangsniveaus um Einmaleffekte; einheitliche Datenbasis für
Effizienzvergleich
Aufwendungen werden, abhängig von der Eintrittswahrscheinlichkeit in der 3.
Regulierungsperiode gekürzt bzw. verratet
Workshop TP 13 Mai 2017 47Dienstleistungsverträge
Nach § 4 Abs. 5a Gas- bzw. StromNEV kann ein Netzbetreiber Kosten oder
Kostenbestandteile, die anfallen aufgrund von Dienstleistungen durch Dritte, maximal in
der Höhe ansetzen, wie sie anfielen, wenn er die Leistung selbst erbringen würde.
Der Netzbetreiber ist zum Nachweis verpflichtet!
Aufdeckung ineffizienter Kostenstrukturen; „Make-or-Buy Entscheidung" wird überprüft.
Es werden grundsätzlich sowohl Dienstleistungen im (Konzern-) Verbund als auch
Dienstleistungen durch „echte" Dritte erfasst.
Workshop TP 13 Mai 2017 48Fremdkapitalzinsen
Keine generelle Deckelung der Zinsaufwendungen mittels EK II – Zinssatz
Kreditaufnahmen zu Marktbedingungen sind daher grundsätzlich
unproblematisch; zur Bewertung ist dabei auf den Zeitpunkt der
Kreditaufnahme abzustellen
Einzelprüfung anhand von Referenzzinsreihen, insbesondere bei
konzerninternen Kreditaufnahmen
Workshop TP 13 Mai 2017 49Umlaufvermögen
Nachweispflicht für die Betriebsnotwendigkeit des Umlaufvermögens beim
Netzbetreiber; die pauschale Kappung wurde kritisch bewertet (BGH, EnVR
79/07, Rz. 29 ff.)
Individuelle Prüfung der Betriebsnotwendigkeit des Umlaufvermögens (ohne
Vorräte) anhand einer Cash-Flow- Rechnung oder gleichermaßen geeigneter
Nachweise
Darstellung kurzfristiger Verbindlichkeiten nicht ausreichend
Workshop TP 13 Mai 2017 50Regulierungskonto
Workshop TP 13 Mai 2017 51Regulierungskonto 3. RP
Workshop TP 13 Mai 2017 52Zeitplanung BNetzA zum Regulierungskonto
30.04.2017 ?? Erstellung Tätigkeitsabschluss 2016 durch Netzbetreiber
31.05.2017 ?? Bestimmung Saldo 2017 durch Netzbetreiber
30.06.2017 Antrag Anpassung EOG 18 - 23 durch Netzbetreiber
30.09.2017 ?? Genehmigung Anpassung EOG 18 - 23 durch
Regulierungsbehörde
15.10.2017 Veröffentlichung vorläufiger Entgelte durch Netzbetreiber
Workshop TP 13 Mai 2017 53Kapitalkosten
Nur für VNB
Kapitalkosten werden fortgeführt, unter
a) Beibehaltung der EK-Quote des Ausgangsniveaus und der TNW im Jahr (t)
b) Anpassung des Fremdkapitalzinsaufwandes im Verhältnis des BNV (t+n) zum
BNV (t)
c) Berücksichtigung der Bilanzwerte des übrigen BNV (t+n) im Verhältnis zum
BNV (t)
d) Berücksichtigung Abzugskapital und verzinsliches Fremdkapital (t+n) im
Verhältnis der Werte (t)
e) EK-Anteil am BNV und Aufteilung auf Neu- und Altanlagen entsprechend dem
Ausgangsniveau
f) Folgeanpassung der kalk. Gewerbesteuer
Keine Anwendung in 3. Regulierungsperiode für Investitionen der Jahre 2008
bis 2016
Workshop TP 13 Mai 2017 54Behandlung von Netzübergängen
Vorgeschichte
Bundesnetzagentur:
Regulierungsbehörden werden in streitigen Fällen nicht zum „Scheidungsrichter". Die
privatrechtliche Einigung der Parteien ist maßgeblich!
Rechtsprechung:
OLG Düsseldorf (VI-3 Kart 61/13 (V)) und BGH (EnVR 18/14) haben hingegen entschieden, dass
die Regulierungsbehörden über die Aufteilung der Erlösobergrenzen von Amts wegen zu
entscheiden haben
ARegV-Novelle:
Neuregelung durch die zweite Verordnung zur Änderung der Anreizregulierung vom 17.09.2016
(BR-Drs. 296/16)
Workshop TP 13 Mai 2017 55Netzübergänge – Entscheidung von Amts wegen
Übereinstimmender Antrag der beteiligten Netzbetreiber
Einigen sich die Netzbetreiber innerhalb von 6 Monaten nach Aufnahme des
Netzbetriebs nicht, erfolgt eine Festlegung des übergehenden Anteils der
Erlösobergrenze von Amts wegen.
Der übergehende Anteil der Erlösobergrenze ermittelt sich aus den übergehenden
CAPEX, zzgl. eines Pauschalbetrags für die OPEX.
Maßgeblich für die Bestimmung des übergehenden Anteils der Erlösobergrenze ist
das übertragene Anlagevermögen.
Sind sich die Netzbetreiber im Falle des § 46 Abs. 2 uneinig hinsichtlich des
übergehenden Anlagevermögen,s sind die nach § 46 Abs. 3 S. 1 i.V.m. § 46a EnWG
übermittelten Informationen heranzuziehen.
Nach streitiger Entscheidung der Regulierungsbehörde ist weiterhin ein
übereinstimmender Antrag möglich.
Workshop TP 13 Mai 2017 56Erfahrungen aus der Kostenprüfung Gas
Keine Anerkennung von kostenerhöhenden
Mittelwertvergleich bei Betriebskosten und Erlösen
Hinzurechnungen/Kürzungen
• Vergleich MW 2011 bis 2014 mit Basisjahr und • Hinzurechnungen bei Kosten wurden ohne
1 Reduzierung der Kosten auf diesen Wert bzw.
2 detaillierte Begründungen rückgängig gemacht
Erhöhung Erlöse
• Anwendung bisher nicht bei Personalkosten, FK- • Kürzungen insbesondere bei der Bilanz wurden
Zinsen, kalk. Kosten, Steuern, dnbKA teilweise ebenso ignoriert, trotz Bilanzzusammenhang
(asymmetrische Kürzung)
Fremdkapitalkosten unterliegen dem Vergleich zur
Kapitalkosten nach bekanntem Schema
Marktüblichkeit
• Die Berechnung der Kapitalkosten erfolgt nach
• Je nach Kreditvolumen und Aufnahme erfolgt
bekanntem Schema unter Berücksichtigung der
3 festgelegten Zinssätze, GewSt weiterhin falsch 4 der Vergleich der Zinssätze mit verschiedenen
Bundesbankreihen; bei Überschreitung Kürzung
• Lediglich 1/24 der Umsatzerlöse aus NE wird als
• Basis der Vergleichsrechnung sind die Angaben
Forderungsbestand anerkannt, keine Kasse, aber
im Darlehensspeigel; keine (vollständigen)
Vorräte
Angaben hier führen zu vollständigen Kürzungen
Mittelwertbildung und Deckelung auf Mittelwerte – keine Systematik erkennbar
Bisher keine Anwendung auf Personalkosten
Argumentation zu Vergangenheitsbezug und Kostenverlagerung
Workshop TP 13 Mai 2017 57Workshop TP 13 Mai 2017 58
Liquiditätsbedarf anhand von Cash-Flow-Rechnung
Quelle: BDEW
Die BNetzA bestimmt die Höhe des anerkennungsfähigen Liquiditätsbedarfs
monatsscharf auf Basis einer kumulierten Cashflow-Betrachtung. Ein-/Auszahlungen für In-/
Desinvestitionszwecke (wg. Anerkennung im betriebsnotwendigen AV) sowie aus Cash-
Pooling („Ausdruck eines Liquiditätsüberschusses, nicht eines Liquiditätsbedarfs") und
Dividendenzahlungen werden dabei nicht berücksichtigt. Aus dem in CFR-Schema ermittelten
Zinsaufwand wird retrograd der Bestand des anerkennungsfähigen Kassenbestandes
ermittelt. Dies erfolgt mit dem EKII-Zinssatz. Nur wenige NB können einen Liquiditätsbedarf
darstellen.
Workshop TP 13 Mai 2017 59Rückmeldungen der BNetzA
Finanzanlagen seien nur anerkennungsfähig, wenn sie betriebsnotwendig und zinstragend
Finanzanlagen sind. Wenn sie nicht zinstragend seine, deute dies auf mangelnde Betriebsnotwenigkeit hin.
Kürzungen der Portokosten auf Mittelwert 2011 bis 2014 aber dann wieder Hinzurechnung von
Portokosten 50 % der Kostensteigerung zur Würdigung der gestiegenen Briefportokosten
Gewerbesteuer Weiterhin von-Hundert-Rechnung
Löhne und Bereinigung um einmalige Bestandteile (Ableitung der Beträge aus der Summen-Saldenliste) z.
Gehälter B. Urlaubsgeld/Weihnachtsgeld mit Hinweis auf Besonderheit des Geschäftsjahres
Sponsoring Vollständige Kürzung Sponsoring, Werbung und Spenden
Keine Anerkennung von handelsrechtlichen Buchverlusten sehr wohl aber Erwartung von
Anlagenabgänge Buchgewinnen
Workshop TP 13 Mai 2017 60Rückmeldungen der BNetzA
Aufwand
Anpassung auf Mittelwert 2011 bis 2014 bei signifikanter Steigerung
Altersversorgung
Wertberichtigung
Vollständige Kürzung Kosten Einzelwert- und Pauschalwertberichtigungen sowie
Abschreibungen Abschreibungen von Forderungen, da fehlender Nachweis des ausschließlichen Netzbezuges
Forderungen
Erträge aus Kürzung analog zum Kassenbestand in der Bilanz
Kassenbestand
Intensive Einzelprüfung Rechts- und Beratungskosten und insbesondere vollständige Kürzung
Rechts- und von Kosten, die aus Schlüsselung resultieren (z. B. Gerichtskosten Eintreibung von
Beratungskosten Forderungen)
Workshop TP 13 Mai 2017 61Rückmeldungen der BNetzA
Bewirtung und
Vollständige Kürzung, sofern sie den geschäftsüblichen Rahmen überschreiten
Geschenke
Kosten Sofern im Dienstleistungsentgelt auch Personalkosten angesetzt wurden, so sind auch
verbundene Pensionsrückstellungen in die Ermittlung der anerkannten DL-Kosten einzubeziehen (auch
Dienstleistungen wenn kein Ansatz von kalk. Kapitalkosten erfolgte)
Differenzmengen
Aufwendungen/Erlöse für Differenzmengen und Konzessionsabgabe werden vollständig
und Konzessions- gekürzt, da grundsätzlich kostenneutral
abgaben
Aufwand
Kürzung Aufwand bei Zuführung für ausstehende Rechnungen, da nicht wiederkehrend
Rückstellungs- (jedoch keine Anpassung der Bilanzposten)
zuführung
Rechts- und Kürzung Kosten „erfolgloser“ Rechtsverfolgung,, nur Kosten effizienter Prozessführung
Beratungskosten anerkennungsfähig
Workshop TP 13 Mai 2017 62Rückmeldungen der BNetzA
RSt,-
Regulierungs- Etwaige Kürzungen des NB wurden nicht berücksichtigt
konto
Passiver RAP Vollständige Anerkennung im Abzugskapital auch wenn Kürzung durch NB
Steuer- Keine Berücksichtigung von Steuerforderungen in den sonstigen Vermögensgegenständen, da
forderungen Ermittlung der Netzentgelte kalkulatorisch ohne Steuern erfolgt
Steuer- Berücksichtigung von Steuerrückstellungen im Abzugskapital, da Steuerstundungseffekte auch
rückstellungen bei kalk. Ermittlung der Steuern auftreten
RSt. für Mehr- Kürzungen der Rückstellungen Mehr-/Mindermengenabrechnung wurden akzeptiert, zurzeit
und auch bei Rückstellungen KA
Mindermengen
Workshop TP 13 Mai 2017 63Rückmeldungen der BNetzA
Berücksichtigung Steueranteil des Sonderpostens mit Rücklagenanteil (hier Sonder-AfA aus
Fördergebietsgesetz) als Abzugskapital
Sonderposten mit Ermittlung des Steueranteils des Sonderpostens mit Rücklagenanteil mit 30 %, sofern keine
Rücklageanteil Angabe des Netzbetreibers vorhanden
Keine Berücksichtigung der Auflösung in den kostenmindernden Erlösen, sofern Kürzung durch
VNB durchgeführt
Hinzurechnung Pensionsrückstellung in der Tätigkeit Gasnetz sofern im Gesamtunternehmen
Pensionsrück-
Pensionsrückstellungen vorhanden
stellungen Schlüsselung anhand Personalkostenschlüssel
Sonstige Hinzurechnung für Rückstellungen zur Berufsgenossenschaft analog Pensionsrückstellungen
Rückstellungen
Steuerrück- Hinzurechnung für Steuerrückstellungen analog Pensionsrückstellungen
stellungen Schlüssel hier: Umsatzschlüssel
Workshop TP 13 Mai 2017 643. Regulierungsworkshop TP13
1 Aktuelles
2 EU-Winterpaket
3 Kostenprüfungsverfahren 2017
4 Marktstammdatenregister
5 Mieterstrommodell
6 Ausblick "Schaufenster Intelligente Energie" (SINTEG)
7 Verschiedenes
Workshop TP 13 Mai 2017 65Marktstammdatenregister
Was ist das Marktstammdatenregister (MaStR)?
Ein zentrales Register für alle marktrelevanten Daten, die den Strom- und Gasmarkt betreffen
Es wird von der Bundesnetzagentur als onlinegestützte Datenbank aufgesetzt und verwaltet
Rechtsgrundlage: §§ 111e, 111f EnWG und MaStR-Verordnung
Wozu dient das Marktstammdatenregister?
Einheitliche Datenbasis (keine Inkonsistenzen bei Auswertungen, weniger Aufwand bei themenübergreifender
Datenbearbeitung, …)
Bündelung und Vereinfachung von behördlichen Registrierungspflichten
Nutzung der Datenbasis durch Marktakteure und Behörden
Vereinfachung der Datenpflege
Steigerung der Datenqualität und Transparenz (Vollständigkeit und Aktualität)
Nutzung in der Marktkommunikation
Verbesserung der Planungsgrundlage für Kraftwerksplanung, Netzplanung, Förderung, etc.
Vereinfachung der Prozesse und Zusammenfassung/Bündelung verschiedener Register (Derzeit werden im
Markt diverse Register geführt; BNetzA: PV-Meldeportal (seit 2009), EE-Anlagenregister (seit 2014),
Energieclient (seit 2006) etc.)
Workshop TP 13 Mai 2017 66Neuigkeiten zum Marktstammdatenregister
12/16 –
10/2016 11/2016 01/17 03/2017 05/2017 07/2017
Bayern WS Informations- Hausab- Informations- Bayern WS Inbetrieb- Weiterent-
Einführung in veranstaltungen stimmungen, veranstaltungen Start der nahme des wicklung
das Thema BNetzA, Bonn Ressort-, BNetzA, Bonn Netzbe- MaStR des MaStR
„Marktstamm- Länder- und Verabschiedung treiber- (Phase 1) (Phase 2)
datenregister“ Verbände- der MaStRV registrierung
anhörungen (Phase 0)
der MaStR-
Verordnung
Verschiebung der Inbetriebnahme des Marktstammdatenregisters
auf den 1. Juli 2017
Workshop TP 13 Mai 2017 67Neuigkeiten zum Marktstammdatenregister
Was ist beim Marktstammdatenregister neu?
Fristverlängerungen zugunsten der Nutzer des Registers
Die Aggregation mehrerer Verbrauchseinheiten in einer Lokation wird
möglich:
Bisheriges Konzept: Verbrauchseinheit und Verbrauchslokation betreffen die gleiche
Gruppe von Verbrauchsgeräten.
Neu: In einer Verbrauchslokation können mehrere Verbrauchseinheiten registriert
werden: Einteilung erfolgt durch die Betreiber.
Gliederung der Marktakteure und Anlagendaten überarbeitet und
vereinfacht (Nummernformate geändert)
Einführung eines „Mantelobjekts“ (für die Wahrung von Betriebs- und
Geschäftsgeheimnissen in Industrieanlagen)
Workshop TP 13 Mai 2017 68Überarbeitung des Nummernkonzepts
Der Suffix unterscheidet sich in
Abhängigkeit der Marktrolle
Keine Marktrolle = Kein Suffix
Für verschiedene Marktrollen sind
entsprechende Suffixe definiert
worden
Suffixe haben immer nur 2
Zeichen -> Minimierung der
Verwechslungsgefahr mit Präfixen
Liste ausgewählter Suffixe in der
Tabelle; Unterscheidung nach Quelle: BNetzA: „Marktstammdatenregister- Hilfstexte und Wertebereiche der Daten“
Marktform und -rolle
Marktfunktion Marktrolle Suffix
ÜNB UN
Anschlussnetzbetreiber AN
Stromnetzbetreiber Bilanzkreisverantwortlicher BV
Bilanzkoordinator BK
Messstellenbetreiber MB
Workshop TP 13 Mai 2017 69Zusammenfassung wesentlicher Fristen für Netzbetreiber im
MaStR
Frist Anforderung Prüffrist durch den VNB
ab 1. Juli Eintragung EE-Neuanlagen oder 1 Monat
Genehmigung binnen 4 Wochen nach
Inbetriebnahme
bis 1. Januar Eintragung konventionelle Neuanlage bei Meldung bis 31. Januar
2018; danach oder Genehmigung 2019 sechs Monate; danach
ein Monat ein Monat
bis 30. Juni 2019 Datenverantwortungsübernahme bei Meldung bis 31. Januar
Bestandsanlage 2019: sechs Monate
Bestandsanlage: Inbetriebnahme vor dem 1. Juli 2017
Neuanlage: Inbetriebnahme nach 30. Juni 2017
Workshop TP 13 Mai 2017 70Phase 0: „Kurz vor der Inbetriebnahme“ Temporärer
Administrator ->wird
Ziel: Abschluss der Registrierung aller Netzbetreiber zum durch Netzbetreiber
01.07.2017 übernommen (per
Grund: Netzbetreiberprüfung für Neuanlagen (insbesondere EEG) muss Mail/Link)
durchgehend gewährleistet werden
Vorgehen:
1. Netzbetreiber werden durch BNetzA vorangemeldet:
MaStR-Konto wird eingerichtet
Marktakteur wird angelegt und aus BNetzA-Stammdaten befüllt – inkl.
Netze mit Bilanzierungsgebieten (wenn der Netzbetreiber Strom- und
Gasnetz betreibt, werden 2 Akteure unter dem gleichen Zugang angelegt)
Temporärer Benutzer/Administrator wird erstellt (entfällt nach Übernahme
durch Netzbetreiber)
2. Übernahme der Daten durch Netzbetreiber (= Übergang von temp.
Administrator zu Netzbetreiber)
eigene Benutzer einrichten (Administratoren und Marktakteursvertreter)
Daten der bestehenden Marktakteure (von BNetzA angelegt) prüfen
Benennung von Marktakteursvertretern
3. Aufbau der Schnittstelle; Vorbereitung der Netzbetreiberprüfung;
Vorbereitung des Anlegens weiterer Marktfunktionen
Workshop TP 13 Mai 2017 71Phase 1: Inbetriebnahme des MaStR
Sofortige Erfassung neuer EE-Anlagen (Betreiberdaten und Anlagendaten) im MaStR
Betreiberdaten und Anlagedaten sind für neue Anlagen zu registrieren
Das MaStR tritt endgültig an die Stelle des Anlagenregisters und PV-Melderegister
Die neue Netzbetreiberprüfung ersetzt die alte mit dem Ziel des einfacheren Umgangs
Die Bestandsdatenintegration zu Beginn der Phase 1 abgeschlossen
Die Netzbetreiberprüfung der Bestandsdaten kann beginnen
Prüfung der Daten der Bestandsanlagen
Anlegen und Befüllen der Lokation
Erste (bereitgestellte) Mitteilung an die Anlagenbetreiber durch die Netzbetreiber im Frühjahr 2018
Workshop TP 13 Mai 2017 72Sie können auch lesen
