Regulierungsworkshop im Teilprojekt 17 - Nürnberg 28. Juli 2021 - E-Bridge ...
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4. Regulierungsworkshop im Teilprojekt 17 Nürnberg 28. Juli 2021 Dipl.-Ing.-Oec. Steffen Boche
Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 2
Herzlich Willkommen zum 4. Workshop in TP 17
▪ 1. physischer Workshop seit dem 5. Februar 2020
▪ Mehr Pausenzeit für interne Gespräche zwischen
▪ den Unternehmen
▪ Digitaler Workshop folgt dennoch am 5. August
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 3
Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 4
Neue Anwendungsregel „Krisenmanagement
▪ Am 4.6.2021 hat der VDE einen Entwurf für die
Anwendungsregel „Sicherheit in der Stromversorgung –
Teil 1: Krisenmanagement des Netzbetreibers“ (E VDE-AR-
N 4143-1) veröffentlicht.
▪ Sie legt einheitliche Regelungen für die Organisation und
das Management der Stromnetzbetreiber im Krisenfall
(einschließlich vor- und nachbereitender Maßnahmen) fest.
▪ Mit dem Entwurf erhält das Thema Krisenmanagement
auch innerhalb der Regelwerke des VDE mehr Gewicht.
▪ Die Grundsätze in dem technischen Hinweis S 1002
„Sicherheit in der Stromversorgung – Hinweise für das
Krisenmanagement des Netzbetreibers“werden in die neue
Anwendungsregel überführt.
▪ Analog wird mit dem Hinweis S 1001 verfahren. Aus ihm
soll die VDE-Anwendungsregel „Sicherheit in der
Stromversorgung – Teil 2: Risikomanagement“ (E VDE-
AR-N 4143-2) hervorgehen.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 5
Neue Anwendungsregel „Krisenmanagement
▪ Unterschiedliche Gewichtung des Krisenmanagement je nach
▪ Größe des Netzbetreibers
▪ Spannungsebene
▪ Überführung der technischen Hinweise „Sicherheit in der
Stromversorgung“ in:
▪ Teil 1: Krisenmanagement des Netzbetreibers“ (E VDE-AR-N 4143-1)
▪ Teil 2: Risikomanagement“ (E VDE-AR-N 4143-2)
▪ Umsetzung des Teil 1
▪ Vorbereitung auf Krisensituationen
▪ Krisenbewältigung
▪ Nachbereitung der Krisensituation
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 6
Anpassung von Energiewirtschaftsgesetzen
Gesetz zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im
Energiewirtschaftsrecht
▪ Das Energiewirtschaftsänderungsgesetz soll u.a. folgende Gesetze und Verordnungen ändern:
▪ Energiewirtschaftsgesetz (EnWG 2011),
▪ § 3 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG 2020),
▪ Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2021),
▪ Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus,
▪ Anreizregulierungsverordnung (ARegV),
▪ Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV),
▪ Stromnetzzugangsverordnung (StromNEV),
▪ Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV).
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 7
Anpassung von Energiewirtschaftsgesetzen
▪ Insbesondere die Regelungen zur Wasserstoffregulierung-
Gestern im Bundesanzeiger veröffentlicht light
▪ Im Grunde Übergangsregelung bis zur Verabschiedung
einer Regelung auf europäischer Ebene
▪ Hier noch Änderungen kur vor Verabschiedung
▪ Bundesnetzagentur muss Evaluierungsbericht vorlegen
▪ Neue Regelungen in Abschnitt 3a zu Interkonnektoren
▪ Spezielle Regelung für selbstständige Betreiber von
grenzüberschreitenden Elektrizitätsverbindungsleitungen
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 8
Neue Wasserstoffnetz-Regulierung EnWG-Novelle
▪ Wenn man den Gesetzestext für den Abschnitt 3b daneben legt, kann man die Inhalte des neuen Kapitels gut
nachvollzeihen.
▪
▪ VNB-relevant:
▪
- Unbundling-Vorgaben deutlich strikter als übrige „optionale H2-Regulierung light“
- Fehlende systemische Lösung für notwendige Subventionierung reiner Wasserstoffnetzentgelte
- Unklarheiten bei Konzessionen, wenn bestehende K. auslaufen und für H2-Transport verwendet werden
- Beimischung – status quo und Pläne DVGW
- Entwicklungsperspektive fehlt, v.a. Unklarheit über Wärmemarkt – H2 vor Ort - Konzept
▪
▪ Evaluierungsbericht zum 31.12.2022
▪ Systemische Förderung
▪ Ggf. wird die Option kassiert
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 9
EUGH will mehr Macht für die BNetzA
▪ Für den 2.9.2021 wird die Antwort des EuGH auf
die grundsätzliche Frage, wie das deutsche
Regulierungsrecht und die Rolle der
Bundesnetzagentur in Zukunft gestaltet sein
werden.
▪ Die EU-Kommission hatte kritisiert, dass die
Behörde zu wenig selbständig ist.
▪ Allerdings bestätigten die letzten Entscheidungen
des Bundesgerichtshofes in Sachen EK-Zins für die
3. Regulierungsperiode und in Sachen sektoraler
Produktivitätsfaktor implizit den bereits
vorhandenen Gestaltungsspielraum in ihren
Beschlüssen und Festlegungen.
▪ Die Branche befürchtet, dass es kaum noch
Kontrollmöglichkeiten gibt, wenn dieser Spielraum
noch breiter wird.
▪ Was dann?
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 10Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
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6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
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Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 11Festlegung der EK I Zinssätze
▪ Im Rahmen der Bestimmung von Erlösobergrenzen für
Strom- und Gasnetzbetreiber in Deutschland beschließt
die Bundesnetzagentur (BNetzA) turnusmäßig für die
jeweils kommende fünfjährige
Regulierungsperiode die kalkulatorischen
Eigenkapitalzinssätze gemäß den Vorgaben der
Netzentgeltverordnungen (§ 7 Absatz 4, 5
StromNEV/GasNEV).
▪ Diese „EK-I-Zinssätze“ sind eine wesentliche Komponente der regulierten Entgelte, die
Netzbetreiber für die Durchleitung von Strom und Gas von den Endkunden verlangen. Die
Zinssatzfestlegungen der BNetzA stoßen daher stets über die Energiebranche hinaus auf
breites öffentliches Interesse.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 12Festlegung der EK I Zinssätze
▪ Voraussichtlich im Herbst 2021 wird die BNetzA die „EK-I-Zinssätze“ für die in den Jahren 2023 (Gas)
bzw. 2024 (Strom) beginnende vierte Regulierungsperiode festlegen. Die Entscheidung ist bereits im
Vorfeld Gegenstand intensiver Diskussionen. Denn viele Beobachter rechnen damit, dass die BNetzA ein
weiteres deutliches Absinken des Eigenkapitalzinssatzes beschließen könnte.
▪ So ist ein Rückgang des Basiszinssatzes bereits durch die Vorgaben der Netzentgeltverordnungen
determiniert. Gemäß § 7 Absatz 4 StromNEV/GasNEV ist der Basiszinssatz als 10-Jahresdurchschnitt der
von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Jahreswerte der Umlaufsrenditen festverzinslicher
Wertpapiere inländischer Emittenten zu berechnen. Seit der Beschlussfassung zur dritten
Regulierungsperiode ist dieser Durchschnittswert von 2,49 auf 0,75% gesunken.
▪ Die zentrale Frage ist nun, ob der Rückgang des Basiszinssatzes durch einen höheren Wagniszuschlag –
zumindest teilweise – kompensiert werden wird. Den Wagniszuschlag berechnet die BNetzA gemäß dem
Capital Asset Pricing Model als Produkt von Betafaktor und Marktrisikoprämie (MRP). Hierbei ist die MRP
absehbar der relevante Stellhebel. Vor dem Hintergrund der historisch niedrigen risikofreien Renditen
legen viele empirische Untersuchungen (zum Beispiel FAUB des IDW, Bundesbank, EZB) derzeit im
historischen Vergleich erhöhte Marktrisikoprämien nahe. Die BNetzA bezieht sich bei der Ableitung der
MRP üblicherweise auf sehr langfristige historische Durchschnittswerte einer internationalen Studie.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 13EK-Verzinsung
▪ Langfristig könnten die Karten für die Ermittlung der EK-Zinssätze infolge des EU-
Vertragsverletzungsverfahrens gegen die Bundesrepublik Deutschland (C-718/18) vor dem
Europäischen Gerichtshof (EuGH), dessen Entscheidung in Kürze ergehen wird, ganz neu gemischt
werden. Gemäß den im Januar veröffentlichten Schlussanträgen des Generalanwalts, denen der EuGH
erfahrungsgemäß folgt, verstoßen ja unter anderem die detaillierten Vorgaben des deutschen
Gesetzgebers zur Ermittlung der Netzentgelte gegen das Gebot der Unabhängigkeit von
Regulierungsbehörden. Hieraus könnte sich die Notwendigkeit einer weitreichenden Reform der
Netzentgeltverordnungen – inklusive der für die Ermittlung der EK-Zinssätze relevanten Paragrafen –
ergeben.
▪ Die vorige Zinsfestlegung der BNetzA für die derzeit laufende dritte Regulierungsperiode in der
Anreizregulierung (2018 – 2022 für Gasnetzbetreiber, 2019 – 2023 für Stromnetzbetreiber) erging im
Oktober 2016. Darin bestimmte die BNetzA als Summe eines Basiszinssatzes von 2,49% und eines
Wagniszuschlags von 3,15% einen EK-I-Zinssatz in Höhe von 5,64% (für Neuanlagen, nach Steuern), der
um rund zwei Prozentpunkte unterhalb der Festlegungen vorheriger Regulierungsperioden lag. Nach
mehrjährigen Gerichtsverfahren wurde der BNetzA-Beschluss im Juli 2019 letztinstanzlich durch
den Bundesgerichtshof bestätigt.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 14BNetzA weicht von der bisherigen Verfahrensweise ab
Präsident Homann:
"Eigenkapitalzinssätze werden
angemessen sinken, Investitionen in
Netze bleiben attraktiv"
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 15Konsultation der Eigenkapitalzinssätze
▪ "Wir halten grundsätzlich an den bewährten
Methoden fest und stellen eine im allgemeinen
Umfeld angemessene Verzinsung sicher. Die
gesunkenen Zinssätze spiegeln das geringere
Zinsniveau an den Kapitalmärkten wider.
▪ Die genaue Höhe der Zinssätze ist noch offen. Wir
werden bei der Festlegung die Hinweise aus der
Konsultation berücksichtigen", sagt Jochen Homann,
Präsident der Bundesnetzagentur.
▪ "Wir wollen, dass Investitionen in die Netze
dauerhaft attraktiv bleiben. Deswegen gilt unsere
Zusage, dass der Zinssatz bei einer Änderung des
Zinsumfeldes während der Regulierungsperiode
angepasst werden kann. Gleichzeitig gilt aber: Die
Renditen der Netzbetreiber werden von den
Netznutzern bezahlt, also Verbrauchern, Industrie
und Gewerbe. Diese dürfen nicht unnötig belastet
werden."
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 16Höhe des Wagniszuschlags ist offen
▪ Die Bundesnetzagentur hat in den Festlegungsentwürfen einheitlich für Strom- und Gasnetzbetreiber
einen Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen von mindestens 4,59 Prozent vor Körperschaftsteuer ermittelt.
Für Altanlagen wurde ein Zinssatz von mindestens 3,03 Prozent vor Körperschaftsteuer ermittelt.
▪ Dieser Eigenkapitalzinssatz ergibt sich aus dem 10-Jahresdurchschnitt des risikolosen Zinssatzes zuzüglich
eines angemessenen Wagniszuschlags.
▪ Derzeit sind am Kapitalmarkt keine Anzeichen erkennbar, dass der risikolose Zins während der
nächsten Regulierungsperiode in einem Maße steigen könnte, das im festgelegten
Eigenkapitalzinssatz nicht bereits berücksichtigt wäre.
▪ Die Bundesnetzagentur ist aber bereit, den Eigenkapitalzinssatz bei einer unerwarteten Änderung
des Zinsumfeldes während der nächsten Regulierungsperiode anzupassen.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 17Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 18Bayern übernimmt im wesentlichen die Regelungen des Bundes
Sehr geehrte Damen und Herren,
die Regulierungskammer des Freistaates Bayern (die „Regulierungskammer“) beabsichtigt, für den Strombereich und den Gasbereich jeweils eine Festlegung von zusätzlichen Bestimmungen für die Erstellung und
Prüfung von Jahresabschlüssen und Tätigkeitsabschlüssen gemäß § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) i. V. m. § 6b Abs. 6 Sätze 1 und 2, Abs. 1 Satz 1 EnWG zu erlassen. Diese Festlegungen, die sich
inhaltlich weitgehend an den einschlägigen Festlegungen der Bundesnetzagentur vom 25.11.2019 im Strombereich (BK8-19/00002-A) und im Gasbereich (Gz. BK9-19/613-1) orientieren, sollen nicht nur die
Netzbetreiber in der Zuständigkeit der Regulierungskammer erfassen, sondern unter bestimmten Voraussetzungen auch Verpächter von Netzinfrastrukturen sowie die Erbringer energiespezifischer Dienstleistungen.
Die Regulierungskammer hat die Entwürfe der beabsichtigten Festlegungen (einschließlich deren Anlagen) zwischenzeitlich auf ihrer Internetseite veröffentlicht. Unter dem nachfolgenden Link können die
vorgenannten Dokumente im pdf-Format abgerufen und heruntergeladen werden:
https://www.regulierungskammer-bayern.de/veroeffentlichungen
Die Regulierungskammer gibt den betroffenen Wirtschaftskreisen die Gelegenheit, bis einschließlich
29.05.2020
(Eingang bei der Regulierungskammer)
zu den beabsichtigten Festlegungsbeschlüssen der Regulierungskammer Stellung zu nehmen (Konsultation).
Die Regulierungskammer beabsichtigt, die vorgenannten Festlegungen nach Abschluss der Konsultation öffentlich bekannt zu machen. Die nach § 67 Abs. 1 EnWG grundsätzlich erforderliche individuelle Anhörung
der einzelnen Adressaten der Festlegungsbeschlüsse wird daher analog den Regelungen des § 73 Abs. 1a Satz 1 EnWG und des Art. 28 Abs. 2 Nr. 4 des Bayerischen Verwaltungsverfahrensgesetzes (BayVwVfG) durch
die Konsultation ersetzt.
Die Regulierungskammer verfügt regelmäßig nicht über Kontaktdaten der Verpächter von Netzinfrastrukturen und der Erbringer energiespezifischer Dienstleistungen, auch wenn diese von den beabsichtigten
Festlegungen erfasst werden sollen. Sollte im Falle Ihres Unternehmens eine Verpachtungs- oder Dienstleistungskonstellation einschlägig sein, bitten wir Sie als Netzbetreiber in der Zuständigkeit der
Regulierungskammer daher, Ihren Verpächter und / oder Dienstleister über die Konsultation der beabsichtigten Festlegungen zu informieren, damit auch diese Gelegenheit zur Stellungnahme haben. Ergänzend
werden wir in Kürze einen Hinweis auf die Durchführung der Konsultation im Bayerischen Ministerialblatt, dem Amtsblatt der Regulierungskammer, veröffentlichen.
Mit freundlichen Grüßen
Die Vorsitzende der Regulierungskammer
Karin Dichtl-Rebling
Ministerialrätin
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 19Erweiterung des Prüfungsauftrag – unzumutbare Härte?
Härtefallregelung
7.1 Die Regulierungskammer kann einzelne Adressaten auf Antrag
nach pflichtgemäßem Ermessen von der Verpflichtung zur
Beachtung einzelner Tenorziffern oder sämtlicher Tenorziffern
dieses Festlegungsbeschlusses befreien, wenn deren Beachtung
für das jeweilige Unternehmen zu der Entstehung einer
unzumutbaren Härte führen würde.
7.2 Eine unzumutbare Härte für ein Unternehmen ist –
unbeschadet Tenorziffer 7.3 – gegeben, wenn die Beachtung
einzelner Tenorziffern oder sämtlicher Tenorziffern dieses
Festlegungsbeschlusses für das jeweilige Unternehmen zu einem
unverhältnismäßig hohen Arbeits- oder Kostenaufwand führen
würde. Bei der Prüfung des Vorliegens einer unzumutbaren Härte
ist insbesondere auf die Relation zwischen den kalenderjährlichen
Erlösobergrenzen oder den Umsatzerlösen des jeweiligen
Unternehmens und den für die Beachtung der Tenorziffern dieses
Festlegungsbeschlusses anfallenden (zusätzlichen) Kosten,
insbesondere für die Umstellung des Rechnungswesens sowie die
Beschäftigung eines Wirtschaftsprüfers oder anderer
Unternehmensberater, abzustellen.
Grenze unterhalb 300.000 € gem. Tenorziffer 7.3 ff.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 20Prüfungsauftrag muss vom Netzbetreiber erweitert werden
▪ Die verpflichteten Unternehmen haben im Prüfungsauftrag den Prüfer zu verpflichten, im Prüfungsbericht
im Hauptabschnitt „Erweiterung des Prüfungsauftrags“, dort im Unterabschnitt „Prüfungsschwerpunkt
ergänzende Angaben (Strom) gemäß Festlegung der Regulierungsbehörde“,
oder
▪ in einem Ergänzungsband des Prüfungsberichts zu den in Tenorziffern 4.1 bis 4.7 genannten Punkten die
entsprechenden Angaben und Erläuterungen des Verpflichteten bezüglich des Tätigkeitsbereichs
Elektrizitätsverteilung aufzunehmen sowie zu testieren.
▪ Die Angaben und Erläuterungen der verpflichteten Unternehmen können alternativ in einer Anlage zum
Prüfungsbericht aufgenommen werden.
▪ Die Umsetzung dieser Vorgaben kann auch durch einen gesonderten, vom Jahresabschluss
getrennten Prüfungsauftrag erfolgen, sofern eine Übermittlung des gesonderten Prüfungsberichts
nach § 6b Abs. 7 EnWG (analog) bis zum Ablauf von acht Monaten nach dem Bilanzstichtag erfolgt (siehe
auch Tenorziffer 5).
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 21Prüfungsauftrag muss vom Netzbetreiber erweitert werden
▪ Die Umsetzung dieser Vorgaben kann auch durch einen gesonderten, vom Jahresabschluss getrennten
Prüfungsauftrag erfolgen, sofern eine Übermittlung des gesonderten Prüfungsberichts nach § 6b Abs. 7
EnWG (analog) bis zum Ablauf von acht Monaten nach dem Bilanzstichtag erfolgt (siehe auch Tenorziffer
5).
▪ 4.1 Übersicht von verbundenen, vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen, die gegenüber
dem Tätigkeitsbereich Elektrizitätsverteilung Dienstleistungen erbringen und / oder
Netzinfrastruktur(en) überlassen
▪ 4.2 Ergänzende Angaben zur Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung des Tätigkeitsbereichs
Elektrizitätsverteilung
▪ 4.3 Ergänzende Angaben zu fortwirkenden Schuldbeitritten oder Schuldübernahmen von verbundenen
Unternehmen mit Bezug zum Tätigkeitsbereich Elektrizitätsverteilung
▪ 4.4 Anlagengitter des Tätigkeitsbereichs Elektrizitätsverteilung
▪ 4.5 Rückstellungsspiegel des Tätigkeitsbereichs Elektrizitätsverteilung und des Gesamtunternehmens
▪ 4.6 Verbindlichkeiten aus Gewinnabführungsverträgen mit Bezug zum Tätigkeitsbereich
Elektrizitätsverteilung
▪ 4.7 Erläuterung der Veränderung der empfangenen Ertragszuschüsse, Investitionszuschüsse und
passiven Rechnungsabgrenzungsposten
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 22Prüfungsschwerpunkt zu Tätigkeitsabschlüssen
▪ Die Regelungen gelten für vertikal integrierte
Energieversorgungsunternehmen und für rechtlich
selbständige Netzbetreiber.
▪ Die 2 Festlegungen der bayerischen Regulierungskammer
entsprechen denen der Bundesnetzagentur mit den
Aktenzeichen BK8-19/00002-A und BK9-19/613-1
▪ Nach behördlicher Auffassung ist die Definition der
„energiespezifischen Dienstleistungen” weit auszulegen.
Danach sind die unmittelbaren bzw. mittelbaren
energiespezifischen Dienstleistungen wie folgt zu verstehen.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 23Anlage 2 (Gewinn- und Verlustrechnung) zur Festlegung GR-5940-7/1
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 24Kritische Stellungnahmen – Verbände sehen sehr hohen Zusatzaufwand
BNetzA-Position Umsetzung durch Netzbetreiber
Erweiterungen der Jahresabschlussprüfungen gem. § 6b Abs. 5 EnWG
Ergänzende Angaben zur Bilanz und zur Gewinn- und
möglich, muss aber nach Sinn und Zweck mit der
Verlustrechnung
Jahresabschlussprüfung vereinbar sein
Schwierigkeit, Anlagevermögen zu schlüsseln und Vorjahreswerte zu
ermitteln. Abstimmung bei kalkulatorisch abgeschriebenen Anlagen gar
Ausweis Anlagegitter
nicht möglich. Differenz zwischen handelsrechtlichen und
kalkulatorischen Werten
Die Darstellung eines Rückstellungsspiegels verursacht Probleme, wenn
Ausweis Rückstellungsspiegel die Rückstellungen nicht direkt zugeordnet werden können und sich
der Schlüssel zum Vergleichsjahr ändert
Aus der Untergliederung für Unternehmen, die nicht im
Aufgliederung für Umsatzerlöse und vertikal integrierte
Ausgleichsmechanismus einbezogen sind, erfolgen keine verwertbaren
Dienstleistungsunternehmen
Erkenntnisse für die Regulierungsbehörde
Ausweis von Verpflichtungen aus Gewinnabführungsverträgen Verpflichtungen aus Gewinnabführungsverträgen können sich nur auf
aufgeteilt auf einzelne Tätigkeiten das Gesamtunternehmen beziehen und nicht auf einzelne Tätigkeiten
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 25Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 26Prüfungsschwerpunkte der Bundesnetzagentur
▪ Übersicht Pacht und DL-Modelle ▪ Anlagengitter
▪ Liste aller verbundenen Unternehmen, welche ▪ Keine Vorgaben zur Gliederung nur Verweis auf § 284 Abs. 3
Dienstleistungen erbringen und/oder Netzinfrastrukturen HGB
überlassen. ▪ Angaben können entfallen, für Anlagen, die regulatorisch
▪ Aufwand aus DL und Pacht bereits vollständig abgeschrieben sind
▪ Ergänzende Angaben zur Bilanz und zur Gewinn- und ▪ Rückstellungsspiegel
Verlustrechnung
▪ Rückstellungsspiegel der Tätigkeit Elektrizitätsübertragung
▪ Aufschlüsselung des Rohergebnisses im Prüfungsbericht oder –verteilung
▪ Davon-Vermerke zu Umsatzerlösen aus Netzentgelten ▪ Mit Anfangsbestand Verbrauch, Auflösung und Endbestand
▪ Davon Vermerke zu Umlagen, Ausgleichsmechanismen, ▪ Zusätzliche Angabe je Rückstellung, in welcher Position der
Wälzungsprozesse
GuV und der Bilanz, die Beträge verbucht sind.
▪ Ausweis von Forderungen und Verbindlichkeiten vor
Saldierung
▪ Ausweis passiver Kapitalausgleichsposten
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 27Kapitalausgleichsposten
Ein passiver Kapitalausgleichsposten mindert die
kalkulatorische Verzinsungsbasis
▪ Beim IDW wurde im Rahmen der
▪ Wie die Bezeichnung vermuten lässt, gleicht der letzten Kostenprüfung über eine
Kapitalausgleichsposten die jeweiligen Tätigkeitsbilanzen aus. Aufteilung des
Kapitalausgleichspostens auf die
Wie dieser nun regulatorisch zu behandeln ist, war Gegenstand Positionen des Eigenkapital
diskutiert. Sprechen Sie mit Ihrem
einiger unterschiedlicher Gerichtsentscheidungen. Der Wirtschaftsprüfer /Steuerberater
Bundesgerichtshof hat dann allerdings im Oktober 2017 ▪ Fragen Sie, ob es Möglichkeiten
gibt, den Kapitalausgleichsposten
entschieden, dass ein passiver Kapitalausgleichsposten als gar nicht erst entstehen zu lassen.
Möglicherweise ist die Aufteilung
Abzugskapital zu qualifizieren ist. auf die Positionen des
Eigenkapitals eine Option?
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 28Kapitalausgleichsposten
Ein passiver Kapitalausgleichsposten mindert die kalkulatorische
Verzinsungsbasis
▪ Auch, wenn in Absprache mit dem
Wirtschaftsprüfer eine
▪ Da sich im Rahmen der Bilanzerstellung unterschiedliche Verrechnung des
Ausweismöglichkeiten für den Kapitalausgleichsposten in der Praxis Kapitalausgleichspostens möglich
ist, ist die Verrechnung gesondert
etabliert haben, ist er nicht immer direkt ersichtlich. Konnte der
anzugeben.
Kapitalausgleichsposten in der Vergangenheit möglichweise „kaschiert”
werden, ist das zukünftig nicht mehr möglich. Netzbetreiber haben diesen ▪ Hier bitte die Ergebnisgestaltung
nämlich „unter Nennung der Verrechnungshöhe” gesondert anzugeben. zwischen den einzelnen Sparten
prüfen.
Netzbetreiber sind daher gut beraten – im Vorfeld der Bilanzerstellung –
▪ Merke:
sämtliche Ansatzpunkte zu prüfen, die die Entstehung eines passiven
▪ Aktive und passive
Kapitalausgleichspostens in der Tätigkeit Strom- oder Gasverteilung Kapitalausgleichsposten werden
vermeiden lassen. ungleich behandelt
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 29Effekte der Corona Pandemie für die vierte Regulierungsperiode
▪ Die Effekte, die sich durch die Corona-Pandemie ergeben, müssen bei der Kostenprüfung im Basisjahr berücksichtigt
werden und dürfen nicht z. B. aufgrund der gängigen Praxis der Regulierungsbehörde zur Mittelwertbildung
geglättet werden. Zusätzlich anfallende Kosten werden in der Regel als Sondereffekte gestrichen.
▪ Im Basisjahr werden aufgrund verschobener Instandhaltungsmaßnahmen die Material- und Fremdleistungen für die
Netzbetreiber nur in reduzierter Höhe anfallen. Hinzu kommen niedrigere Personalaufwendungen aufgrund von
Kurzarbeit und reduzierte sonstige betriebliche Aufwendungen durch den Wegfall von Reisetätigkeiten sowie Aus- und
Weiterbildung.
▪ Weitere durch die Corona-Pandemie bedingte Effekte sind in der Bilanz ersichtlich. So werden voraussichtlich
Bilanzpositionen wie Forderungen durch steigende Zahlungsausfälle oder Rückstellungen in Form von
Abweichungen von Lastprofilen aufgrund des geänderten Verbraucherverhaltens einen veränderten Bestand
aufweisen.
▪ Ebenso lassen sich Effekte durch die Corona-Pandemie im Regulierungskonto feststellen. Die fehlende Liquidität
wird durch kurzfristige Darlehen ausgeglichen, deren Zinsaufwendungen die Zinseffekte aus der Auflösung
kompensieren könnten.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 30Effekte der Corona Pandemie auf die Erlösobergrenze
▪ Die Grafik verdeutlicht die gegenwärtige Situation für einen
Gasnetzbetreiber.
▪ Die auf Grundlage des Basisjahres 2015 genehmigten
Erlöse gelten noch bis zum Ende der 3.
Regulierungsperiode.
▪ Bereits in den nächsten Jahren 2021 und 2022 ist jedoch
mit erhöhtem Aufwand für z. B. Digitalisierungsthemen
oder verschobene Instandhaltungsaufwendungen zu
kalkulieren.
▪ Da die genehmigten Erlöse für die 4. Regulierungsperiode
auf Basis des Jahres 2020 berechnet werden, werden durch
die genannten Aspekte (wie z. B. Kurzarbeit) manche
Aufwendungen zu niedrig oder gar nicht angesetzt.
▪ Daraus folgen ab 2023 wirksam werdende genehmigte
Erlöse, die zu niedrig angesetzt wurden und damit nicht die
tatsächlich anfallenden Kosten für einen Netzbetreiber
widerspiegeln.
▪ Basisjahre Gas und Strom
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 31Neue Prüfungsschwerpunkte erkennbar
BNetzA nennt in Interviews erste Prüfungsschwerpunkte für Gas
▪ Aus den Schwerpunkten im Gas können auch die Schwerpunkte für die Kostenprüfung im Strombereich abgeleitet
werden.
▪ Die BnetzA will künftig noch genauer hinschauen, wenn verbundene Dienstleister bei den Netzbetreibern zum
Einsatz kommen.
▪ Die Besonderheiten des Coronajahres sind ein zweites Thema, welches aber noch nicht beschlossenes ist.
Während durch mehr Homeoffice die IT-Kosten in Teilen stark anstiegen sind , sind die Reisekosten drastisch
eingesunken. Bisher kennt der Regulierungsrahmen allerdings nur eine Kappung einzelner Kostenpositionen.
▪ Die beiden Vorsitzenden der zuständigen Beschlusskammern Gas und Strom haben sich aber noch nicht dazu
geäußert, wie die Behörde Preisausreißer nach oben und unten berücksichtigen will.
▪ Genauer geprüft wird vermutlich auch, wenn Muttergesellschaften Verbindlichkeiten ihrer Töchter übernehmen.
Einige Fälle sind der BNetzA bekannt, in denen dadurch das Eigenkapital deutlich anstiegen ist. Die BNetzA will in
solchen Fällen genau prüfen, warum die Muttergesellschaft sich für diesen Weg entschieden hat.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 32Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 33Testierte Tätigkeitsabschlüsse für Messstellenbetrieb
▪ Nach dem Beschluss des OLG Düsseldorf vom 07. Oktober 2020 im Verfahren VI-
3 Kart 885/19 [V] hat die Bundesnetzagentur bei Netzbetreibern in
Bundeszuständigkeit, die die Aufgabe des grundzuständigen Messstellenbetriebs
für moderne Messeinrichtungen und intelligente Messsysteme übernehmen, zu
überwachen, dass für diese Tätigkeit ein eigener testierter Tätigkeitsabschluss
aufgestellt wird.
▪ Entsprechend hat die Beschlusskammer 8 im November 2020 die entsprechenden
grundzuständigen Messstellenbetreiber dazu aufgefordert, den testierten
Tätigkeitsabschluss MsbG zu übermitteln.
▪ Nach Auswertung der eingereichten Dateien hat die Beschlusskammer 8 für das Geschäftsjahr 2019 und 2020 gegen
30 grundzuständige Messstellenbetreiber in Bundeszuständigkeit Aufsichtsverfahren nach §§ 76 und 3 Abs. 4 MsbG
i.V.m. § 6b EnWG eingeleitet.
▪ Die Verfahren könnten sehr schnell über eine verbindliche Verpflichtungszusage der Betroffenen erledigt werden.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 34Umgang mit Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
▪ Die BnetzA sieht das Risiko, dass durch Quersubventionierung und mangelnde Abgrenzung letztlich
Verbraucher für die neue Messinfrastruktur mehrfach bezahlen….
▪ Fragen des Umgangs mit den Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers stellen sich im Rahmen
der Kostenprüfung als auch bei den Anpassungsregelungen nach § 5 ARegV (Regulierungskonto). Gemäß
§ 7 Abs.2 MsbG sind Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers für moderne Messeinrichtungen
und intelligente Messsysteme nicht in den Erlösobergrenzen des VNB anzusetzen.
▪ Tatsächlich wird die Aufgabe des VNB und des gMSB für moderne Messeinrichtungen und
intelligente Messsysteme ganz überwiegend in Personalunion beim Netzbetreiber/der
Netzbetreibergesellschaft wahrgenommen.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 35Umgang mit Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
▪ Insofern ist eine Kostenabgrenzung erforderlich.
▪ Da die Kosten für sämtliche Zähler eines Netzbetreibers im Basisjahr Strom 2016 noch enthalten waren,
sind sie im Ausgangsniveau für die 3. Regulierungsperiode auch enthalten und müssen mit dem
zunehmenden Rollout von modernen Zählern dort abgeschmolzen werden.
▪ Die ARegV sieht vor, dass im Regulierungskonto die Erlösobergrenzen-Anteile langfristig um solche
Kosten korrigiert werden müssen, die aufgrund des MsbG nunmehr bei dem grundzuständigen
Messstellenbetreiber für die Smart Meter und damit nicht mehr beim Netzbetreiber zu erfassen sind.
▪ Anfang 2021 sind Erlösobergrenzen aus den Jahren 2018 und 2019 mind. 37 Mio. EUR von
Netzbetreibern im Zuständigkeitsbereich der Beschlusskammer 8 herausgenommen wurden.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 36Umgang mit Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
▪ Diese Abgrenzung erfolgt grundsätzlich durch die Regulierungsbehörden. In den Kosten des Messstellenbetriebs sind
durch die Rollentrennung zumindest in einer kurzfristigen Betrachtungsweise remanente Kosten enthalten, derer sich
der Verteilernetzbetreiber trotz Abtrennung der Aufgabe nicht entledigen kann. Diese remanenten Kosten verbleiben
als Zusatzkosten im Netzentgeltsystem.
▪ Die Bundesnetzagentur schätzt für die Jahre 2018 und 2019 ein, dass bei einer Rollout-Größe von bundesweit ca. 5,8
Mio. eingebauten modernen Messeinrichtungen remanente Kosten in Höhe von mind. 12 Mio. EUR bei den
Netzkunden weiterhin entstanden sind und möglicherweise beim gMSB noch einmal entstehen.
▪ Aus diesen Gründen ist gem. § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG daher entsprechend den Regelungen der buchhalterischen
Entflechtung in § 6b EnWG die Tätigkeit des grundzuständigen Messstellenbetriebs für moderne Messeinrichtungen
und intelligente Messsysteme von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung zu trennen und in einem
eigenen testierten Tätigkeitsabschluss auszuweisen (vgl. OLG Düsseldorf, Beschluss vom 07.10.2020, VI-3 Kart 885/19
[V]).
▪ Die Aufgabe zur Aufstellung eines Tätigkeitsabschlusses hat die Bundesnetzagentur bei Netzbetreibern in
Bundeszuständigkeit, die die Aufgabe des grundzuständigen Messstellenbetriebs für moderne Messeinrichtungen und
intelligente Messsysteme übernehmen, zu überwachen (vgl. OLG Düsseldorf, Beschluss vom 07.10.2020, VI-3 Kart
885/19 [V]).
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 37Smart Meter Rollout / Gateway-Administration
Wie geht es nun mit dem Smart Meter Rollout weiter?
▪ Wie es jetzt weitergeht, ist noch offen, denn die Hauptklage, die Klage gegen die Allgemeinverfügung des BSI, ist
noch offen beim Verwaltungsgericht in Köln.
▪ Für die meisten sollte nun dennoch alles klar sein
▪ Der für die klagenden Unternehmen ausgesetzte Smart Meter Rollout hat bei Unternehmen und in der
Branche viele Fragezeichen hinterlassen, denen jetzt mit einer umfassenden Änderung am MsbG
entgegengewirkt werden soll.
▪ Dafür hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Änderungsvorschläge erarbeitet. Im
Kern geht es darum, dass die vom OVG Münster bemängelten Punkte im Rahmen einer
Gesetzesänderung berichtigt werden, sodass die erforderliche Rechts- und Planungssicherheit wieder
hergestellt wird.
▪ Dies würde auch bedeuteten, dass es eine Bestandsschutzregelung für die Geräte gibt, die bereits im
Rahmen des laufenden Smart Meter Rollouts angeschafft oder verbaut worden sind.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 38Vom BMWi auf den Weg gebrachte Gesetzesänderungen
Mit den geplanten Gesetzesänderungen würde insbesondere Folgendes sichergestellt:
▪ Möglichkeit der sukzessiven Weiterentwicklung und gestuften Markterklärung für weitere Anwendungsfälle hin zu einem
universell einsetzbaren Smart-Meter-Gateway (Stufenmodell).
▪ Klarstellung im Gesetz, dass Mindestanforderungen an das intelligente Messsystem im Zusammenwirken mit den technischen
Systemen des Messstellenbetreibers und weiterer Berechtigter und nicht vollständig durch das Gateway selbst zu erfüllen sind.
▪ Die Möglichkeit der Plausibilisierung und Ersatzwertbildung im Backend bzw. Versendung von abrechnungsrelevanten Daten
über das Backend des Messstellenbetreibers als Grundsatz und nicht als Ausnahme, solange eine Bearbeitung und Versendung
im Gateway nicht möglich ist.
▪ Schaffung einer Bestandsschutzregelung für den Fall, dass sich die BSI-Feststellung nachträglich als nichtig oder rechtswidrig
erweist oder aufgehoben wird.
▪ Nach unserem Kenntnisstand haben die vom BMWi auf den Weg gebrachten Änderungen am 25.Juni 2021 den
Bundesrat passiert. Damit ist noch vor der parlamentarischen Sommerpause eine Lösung für die durch das
OVG Münster kritisierten Punkte geschaffen
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 39Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 40Eichkonformität von Ladepunkten praktische Fragen
▪ Hallo Herr Boche.
▪ Ich hätte noch ein Thema Es geht um die Eichkonformität der Ladepunkte.
▪ Wir haben vor Kurzem vom Lieferant unserer Ladestationen mitgeteilt bekommen, dass die Eichkonformität nur mittels
Austausche der Boxen umzusetzen ist.
▪ Das würde erneute Investitionen von ca. 25t€ in ein eh schon defizitäres Projekt bedeuten.
▪ Als alternativen ergeben sich nur die kostenfreie Ladung oder der Rückbau der fünf Ladepunkte.
▪ Wäre das kostenfreie Laden noch zulässig?
▪ Es gab doch auch schon die Diskussion, dass Netzbetreiber keine Ladeinfrastruktur betreuen dürfen.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 41Eichrechtskonforme Lademöglichkeiten
▪ Bis zum 31. März 2019 galt eine Übergangsfrist, in der nicht eichrechtskonformes Laden toleriert worden ist. Seit
diesem Zeitpunkt müssen nun alle Ladestationen dem Eichrecht entsprechen. Bei bereits bestehenden Ladesäulen ist
eine Nachrüstung erforderlich, damit die Messsysteme dem Eichgesetz entsprechen. Hierzu müssen die Betreiber von
Ladesäulen einen individuellen Nachrüstplan erstellen, der bei der zuständigen Eichbehörde einzureichen ist. Welche
Teile hierbei nachgerüstet werden müssen, ist abhängig von der Konstruktion der Ladesäule und den darin enthaltenen
Bauteilen.
Konkrete Anforderungen an die Ladesäulen sind dabei:
▪ Anzeige der Zählerdaten an der Ladestation
▪ Messeinrichtungen in der Ladesäule müssen Konformitätsverfahren durchlaufen und geeicht sein
▪ Messsystem muss über die Einrichtung zur Erstellung einer digitalen Signatur verfügen
▪ der Datensatz muss folgende Daten enthalten: Messwerte, wie Anfangs- und Endzählerstand, Einheit des Messwerts,
Zeitstempel, eindeutige ID der Ladesäule und Identifikationsmöglichkeit des Kunden
Eine Anpassung der Ladesäulentechnik ist aber nicht notwendig, wenn der Strom an der Ladesäule verschenkt
wird oder die Abrechnung über eine Flatrate erfolgt. Diese Ladearten sind von der Eichpflicht ausgenommen.
Weitere Ausnahmen und Besonderheiten gibt es darüber hinaus für private und halböffentliche Ladesäulen,
zum Beispiel im Unternehmensumfeld.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 42Eichkonformität von Ladesäulen
Um die Eichkonformität von Ladesäulen zu kennzeichnen sind verschiedene Vorgaben in der Eichverordnung (MessEV) definiert worden:
1. Paragraf 13 Abs. 4 MessEV „Metrologiekennzeichnung“
▪ Die ersten beiden Zahlen kennzeichnen das Jahr, in dem die Kennzeichnung angebracht wurde. Die vier letzten Ziffern stellen eine
Kennnummer dar, die die Konformitiätsbewertungsstelle kennzeichnet.
2. Anlage 8 Nr. 1.1. MessEV „Eichkennzeichen“
▪ Das Eichkennzeichen zeigt, ob eine Ladesäule geeicht ist. Die „15“ steht dabei für das Jahr , in dem die Eichfrist beginnt.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 43Ladestationen im Fuhrpark-Kontext
▪ Mit der wachsenden Bedeutung der Elektromobilität sehen sich auch immer mehr Unternehmen mit
Firmenfuhrpark mit der Frage konfrontiert, wie mit den eingesetzten Ladesäulen für Elektrofahrzeuge
umzugehen ist. Unterschieden wird zwischen zwei möglichen Szenarien, die im Nachfolgenden betrachtet
werden:
1. Laden durch den Mitarbeiter
2. Laden durch Besucher
Laden durch Mitarbeiter
▪ Hat der Mitarbeiter durch die Firma ein Elektrofahrzeug als Dienstwagen überlassen bekommen, stellt
sich die Frage, wie die Ladung des Fahrzeugs am Unternehmensstandort und zu Hause erfolgen kann.
Besteht eine kostenfreie Lademöglichkeit am Arbeitsplatz, unterliegen diese Ladesäulen nicht der
Eichrechtskonformität. Gleiches gilt auch, wenn die Versteuerung des geldwerten Vorteils wieder greift.
Ein MID-zertifiziertes Messsystem (Measurements Instruments Directive) ist vollkommen
ausreichend.
▪ MID konform bedeutet eine Konformität des Stromzählers nach der Messgeräterichtlinie. Demnach dürfen
fabrikneue Messgeräte anstelle einer Ersteichung mit einer MID Konformitätserklärung ausgeliefert werden.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 44Ladestationen im Fuhrpark-Kontext
▪ Bei Privatfahrzeugen der Mitarbeiter, die am Unternehmensstandort geladen werden, gelten die Regelungen für das Laden
durch Besucher.
▪ Will der Arbeitnehmer seinen Elektro-Firmenwagen auch zu Hause laden, ist es wichtig nachzuweisen, dass der gesamte
Ladestrom durch das Firmenfahrzeug verursacht wurde. Eine Abrechnung mit dem Unternehmen kann dann durch den MID-
zertifizierten Zähler erfolgen, der zwischen Ladesäule und Hausanschluss angebracht wurde. Sind mehrere Elektrofahrzeuge im
Haushalt vorhanden, aber ist nur eines davon ein Firmenwagen des abzurechnenden Unternehmens, ist entscheidend, welchen
Nachweis der Arbeitgeber für die Abrechnung verlangt.
▪ Um den Aufbau einer eichrechtskonformen Ladesäule beim Mitarbeiter zu vermeiden, können
beispielsweise Abrechnungsmodelle mit Pauschalen oder Tankgutscheinen gewählt werden.
Laden durch Besucher
▪ Ist das Laden für Besucher oder Kunden kostenpflichtig, muss die Ladesäule dem Eichrecht entsprechen. Gleiches gilt für
Parkflächen mit Ladesäulen, die öffentlich zugänglich sind und von jedermann genutzt werden können.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 45Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 46Umstellung des Meldeverfahrens
▪ die Bundesnetzagentur konsultiert seit dem 12. Juli 2021 die Umstellung des Meldeverfahrens der Netz-und
Systemsicherheitsmaßnahmen nach § 13 Abs. 7 EnWG in Anpassung an das Verfahren Redispatch 2.0.
▪ Durch die Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) wurden die Regeln für Redispatch und
Einspeisemanagement geändert. Die §§ 13, 13a, 14 EnWG werden ab dem 01. Oktober 2021 neu geregelt (Redispatch 2.0).
▪ Das neue Verfahren betrifft alle Netzbetreiber, in deren Netz sich Anlagen ab 100 KV befinden. Diese können auch, wenn in
ihrem Netz selbst keine Maßnahmen zur Behebung eines Engpasses erforderlich sind, von vorgelagerten Netzbetreibern in
Maßnahmen des Redispatch 2.0 einbezogen werden und sind dann auch zu einer Meldung verpflichtet. Die Meldepflicht
betrifft also sowohl anfordernde als auch anweisende Netzbetreiber
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 47Öffentliche Konsultation - Stellungnahme vom 12. Juli bis 2. August 2021
▪ Durch die Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) wurden die Regeln für Redispatch und
Einspeisemanagement geändert. Die §§ 13, 13a, 14 EnWG werden ab dem 1. Oktober 2021 neu geregelt (Redispatch 2.0). Zur
Anpassung des bisherigen Meldeverfahrens nach § 13 Abs. 7 EnWG i.V. m. § 13 Abs. 1 und 1a-1c, Abs. 2 i.V.m. § 14 Abs. 1 sowie
§ 14 Abs. 1a EnWG in der ab dem 1.10.2021 geltenden Fassung konsultiert die Bundesnetzagentur nun die neuen Fragebögen
für die Abfrage bei den Übertragungs- und Verteilernetzbetreibern.
▪ Das neue Verfahren betrifft alle Netzbetreiber, in deren Netz sich Anlagen ab 100 kV befinden. Diese können auch, wenn in
ihrem Netz selbst keine Maßnahmen zur Behebung eines Engpasses erforderlich sind, von vorgelagerten Netzbetreibern in
Maßnahmen des Redispatch 2.0 einbezogen werden und sind dann auch zu einer Meldung verpflichtet. Die Meldepflicht
betrifft also sowohl anfordernde als auch anweisende Netzbetreiber.
▪ Weitere Inhalte des neuen Verfahrens Redispatch 2.0 finden sich in den folgenden Festlegungen der Beschlusskammer 6 (BK6-
20-059, BK6-20-060 BK6-20-061). Die Festlegung der Mindestfaktoren für Redispatch 2.0 (Az. PGMF-8116-EnWG § 13j) finden
sie hier.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 48Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
Betriebsnummer
Ausfüllhinweis: alle NB
Anweisend
Anfordernd
Anfordernd Anweisend Anfordernd Anweisend Zeit Anfordernd
Von Bis
Ursache der Betriebsplanungs- Arbeit
ID Netzbetreiber (TT.MM.JJJJ (TT.MM.JJJJ Richtung
Maßnahme prozess (MWh)
hh:mm) hh:mm)
xxxxx xxxxx VNB1 VNB1 xxxxx xxxxx Strombedingt VNB_Intern Reduzierung 100
xxxxx xxxxx VNB1 VNB1 xxxxx xxxxx Strombedingt VNB_Intern Erhöhung 100
Zeit
Von Von • Strombedingt
(TT.MM.JJJJ hh:mm) (TT.MM.JJJJ hh:mm) • Spannungsbedingt ▪ Die reduzierte
13.03.2021 07:30 14.03.2021 00:00 • Anforderung aus oder erhöhte
14.03.2021 00:00 14.03.2021 23:30 dem Ausland Arbeit ist in
• Sonstiges MWh und
▪ Die Dauer der Maßnahme ist mit
Datum und Zeit des Beginns sowie vorzeichenlos
• 1 IDCF
Ende der Maßnahme in die Felder anzugeben.
• 2 C2RT
„von“ und „bis“ einzutragen. Das
Format ist „TT.MM.JJJJ hh:mm“. • 3 WAPP
Dauert eine Maßnahme über die • 4 pRD1
Tagesgrenze hinaus an, sind alle • 5 pRD2
Tage einzeln (in einer eigenen Zeile) • 6 VNB_intern
anzugeben (Als Ende ist das Datum
des Folgetags mit 00:00 Uhr
einzutragen).
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 49Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
Anweisend
Bei Kraftwerken
Geographische Einsatzart Land;
Art der Maßnahme Energieträger Regelzone
Komponente (bei Netzreserve) Bundesland
Klarname MaStR-Nr.
Redispatch
(Einzelmaßnahme) Regelzonenintern Wind (onshore) VNB1 Niedersachsen
Redispatch
(Einzelmaßnahme) Regelzonenintern Unbekannt (z.B. Börse) VNB1 nicht zutreffend (Börse)
Anweisend
Einhaltung Mindestfaktoren
Geschätzter finanzieller Ausgleich KWK- bzw. konventionellen Anlagen,
von EE-Anlagen • die an die Netzebenen 2-5 angeschlossen sind,
Max. Leistungsreduzierung/- (Geschäft/Reduzierung) oder • die eine vergleichbare Wirkung auf den Netzverknüpfungspunkt
Arbeit
Richtung erhöhung Kosten für den bilanziellen zum vorgelagerten Netz haben wie EE-Anlagen, die Gegenstand Kommentarfeld
(MWh)
(MW) Ausgleich von negativem Redispatch waren,
(Gegengeschäft/Erhöhung) • und deren negatives Redispatch-Potenzial nicht zum Redispatch
(Euro) herangezogen wurden.
(EIC-Code)
Reduzierung 100 10000
Erhöhung 100 12000 bilanzieller Ausgleich
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 50Agenda
1 Aktuelles
2 Kostenprüfung - zukünftige EK-Verzinsung
3 Kostenprüfung - Tätigkeitsabschlüsse
4 Kostenprüfung mit Basisjahr 2021 - Allgemein
5 Kosten des grundzuständigen Messstellenbetreibers
6 Eichrechtskonforme Ladepunkte
7 Meldeverfahren zur Netz- und Systemsicherheit
8 Sonstiges
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 51Status-Quo der ISMS-Zertifizierung
Rechtsgrundlage §11 Abs. 1a EnWG
▪ (1a) Der Betrieb eines sicheren Energieversorgungsnetzes umfasst insbesondere auch einen angemessenen Schutz gegen
Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme, die für einen sicheren Netzbetrieb
notwendig sind. Die Regulierungsbehörde erstellt hierzu im Benehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der
Informationstechnik einen Katalog von Sicherheitsanforderungen und veröffentlicht diesen. Der Katalog der
Sicherheitsanforderungen enthält auch Regelungen zur regelmäßigen Überprüfung der Erfüllung der
Sicherheitsanforderungen. Ein angemessener Schutz des Betriebs eines Energieversorgungsnetzes liegt vor, wenn dieser
Katalog der Sicherheitsanforderungen eingehalten und dies vom Betreiber dokumentiert worden ist. Die Einhaltung kann von
der Regulierungsbehörde überprüft werden. Zu diesem Zwecke kann die Regulierungsbehörde nähere Bestimmungen zu
Format, Inhalt und Gestaltung der Dokumentation nach Satz 4 treffen.
▪ Die Umsetzungen dieser Anforderungen durch die Betreiber mussten zum 31. Januar 2018 abgeschlossen und durch eine
Zertifizierung nachgewiesen werden. Gem. der regulatorischen Praxis konnten sich sehr kleine Netzbetreiber eine sogenannte
„Negativbescheinigung“ ausstellen lassen, oder die Zertifizierung des Betriebsführers nutzen, die als Nachweis gegenüber der
Regulierungsbehörde Gültigkeit hatte.
Strom- und Gasnetzbetreiber sind dann von den Verpflichtungen des IT-Sicherheitskataloges befreit, wenn sie nicht über
Systeme verfügen, die in den Anwendungsbereich des IT-Sicherheitskataloges fallen. Dies ist gegenüber der
Bundesnetzagentur (BNetzA) anzuzeigen und zu begründen.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 52Kostenerstattung beim Umbau der Anlagensteuerung
▪ nachdem unklar ist, ob die Anlagenbetreiber bei einem Umbau der vorhandenen Anlagenansteuerung (z. B. von EFR-
Empfänger auf emsys-Box) die Kosten hierfür übernehmen müssen, wäre es evtl. zielführend die Ansteuerungen jetzt
umzubauen, um die Kosten im Rahmen der RD-Kosten in die Netzentgelte zu schieben?
▪ Im Rahmen der Digitalisierung werden die IST-Daten bzw. die bidirektionale Kommunikation künftig sowieso gebraucht, und
die bestehenden Schaltgeräte müssen dann ausgetauscht werden. Warum den Austausch nicht gleich angehen, wenn jetzt die
Möglichkeit besteht die Kosten erstattet zu bekommen.
▪ Es gibt hier keine neue Indikation. Es beschäftigt sich aber auch keiner wirklich mit dem Thema. Wir gehen weiterhin davon
aus, dass der Netzbetreiber die Kosten zu tragen hat.
▪ Wir haben jetzt auch schon häufiger gehört, dass eine Erneuerung der Steuerungstechnik in den Redispatch geschoben wird
um die Kosten anerkannt zu bekommen.
Also grundsätzlich „Ja“. Es macht Sinn, die Kosten vorwegzunehmen um diese im Rahmen der Kosten des Basisjahres in die EOG zu
integrieren – soweit es sich um Betriebskosten handelt. Sofern es sich um aktivierungsfähige Investitionen handelt, spielt es keine
entscheidende Rolle, da die Investitionen im Rahmen des Kapitalkostenzuschlags jederzeit als Plankosten beantragt werden
können.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 53Das Teilprojekt 17 endet am 31.8.2021
▪ Das Teilprojekt 17 lief ausschließlich digital ab und endet praktisch mit dem ersten physischen Workshop
seit dem 5. Februar 2020.
▪ Das Teilprojekt stand zudem im Brennpunkt der Funktionalitäten zum Redispatch 2.0.
▪ Zudem gab es einen deutlich gestiegenen Anteil an individuellen Anfragen
▪ Ausstehend ist die Auswertung der Monitoringfragebögen. Hier sind in den letzten Tagen noch mehrere
Fragebögen bei E-Bridge eingegangen
▪ Die individuelle Auswertung der Fragebögen erfolgt an alle Unternehmen noch im August 2021
▪ E-Bridge bereitet derzeit einen neuen Teilprojektvertrag vor, der allen Teilnehmern ebenfalls Anfang
August zugeht.
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 54Feststellung des Grundversorgers für die Jahre 2022 bis 2024 1/2
▪ In diesem Jahr sind die Betreiber von Energieversorgungsnetzen der allgemeinen Versorgung gemäß § 36 Abs. 2
Satz 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG ) wieder verpflichtet, den Grundversorger für die nächsten drei
Kalenderjahre festzustellen.
▪ Bis zum 30.9.2021 ist der (ggf. neue) Grundversorger (Strom und Gas getrennt) für den Zeitraum vom 1.1.2022
bis 31.12.2024 im Internet zu veröffentlichen und der nach Landesrecht zuständigen Behörde schriftlich
mitzuteilen. Stichtag für die Bestimmung ist der 1.7.2021.
▪ In Bayern ist die zuständige Behörde die Regulierungskammer in München. Ob eine Mitteilung an die
Sachgebiete i den Regierungsbezirken ausreichend ist, sollte ein Anruf bei Ihrem zuständigen Bearbeiter
klären
Was ist zu beachten?
▪ Grundversorger ist nach § 36 Abs. 2 Satz 1 EnWG „das Energieversorgungsunternehmen, das die meisten
Haushaltskunden in einem Netzgebiet der allgemeinen Versorgung beliefert“.
▪ Aber: der Begriff der Haushaltskunden umfasst nicht nur private Letztverbraucher, sondern auch Freiberufler,
Landwirte und Gewerbekunden, sofern diese nicht mehr als 10.000 kWh/Jahr verbrauchen (das gilt auch für
Gas). Es kommt bei der Ermittlung nicht darauf an, auf welcher Grundlage die Haushaltskunden beliefert werden
(Grundversorgung, Sondervertrag, Drittlieferant, Ersatzversorgung). Jeder Haushaltskunde wird hinzugerechnet!
▪ Zur Feststellung des Grundversorgers für ein Netzgebiet ist die relative Mehrheit ausreichend, d. h. derjenige
Lieferant ist Grundversorger, der zum 1.7.2021 die meisten Haushaltskunden beliefert (eine qualifizierte
Mehrheit von über 50 Prozent ist also nicht erforderlich).
Regulierungsworkshop Nürnberg, 28. Juli 2021 55Sie können auch lesen
