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Compliance-Pflichten

Inhalte
  • Entscheidungs- und Anwendungshilfe für Industrie-Letztverbraucher (Strom, Gas) bzw. Industriekunden (Wärme) zum Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetz (EWPBG) und Strompreisbremsegesetz (Strom-PBG) gültig ab dem 01.01.2023 (pdf-Datei)"
  • Monitoring des Lastmanagements 2021
  • Rückerstattung der Konzessionsabgabe für Gasbezug
  • Abschaltung von Kraftwerken und deren Einfluss auf die Vereinbarung individueller Netznutzungsentgelte bei der 7.000 h-Regelung
  • Übertragungsnetzbetreiber: Gemeinsame Grundsätze zum Messen und Schätzen ("Drittmengenabgrenzung")
  • "Starthilfe" zur Erstellung individueller Verfahrensdokumentation
  • Entscheidungsbaum (sprich: standardisierte Prüfsystematik) für Mengenabgrenzung
  • Rechtliche Hinweise - Disclaimer


  • Allgemeine Hinweise & Vorbemerkungen
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    Leider begünstigt die Informationsflut im Internet gezielte Falschmeldungen und ist daher nicht zielführend. Zum Teil sind diese Tipps zu "einfachen" Problemlösungen veraltet (ohne Datumsangabe und keine Aktualisierung) oder zum größten Teil gilt das Motto: "aus einer Mücke einen Elefanten machen"! Hier möchten wir "dem Problem Abhilfe schaffen". In Bezug auf Compliance-Pflichten und relevante Themenfelder erhalten Sie allgemeine (und zum Teil auch "vertiefende") Tipps aus unserem über 20-jährigen Erfahrungsschatz u. a. praktische Anwendungsfälle bei unseren Kunden/Mandanten.

    Individuelle Fragen von Gesellschaften ohne Vertragsbeziehung kann und wird Ayyo Energie nicht beantworten. Der Zugriff auf unseren Webseiten begründet keine Mandats- bzw. Vertragsbeziehung. Sollten Sie eine Beratung (bzw. ein Beratungsangebot) durch uns wünschen, nehmen Sie bitte Kontakt mit uns auf.


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    Monitoring des Lastmanagements 2021

    Stand: 25.03.2021 – 18 Uhr + Nachtrag am 30.03.2021 - 12 Uhr

    Nachtrag am 30.03.2021 - 12 Uhr: Am gestrigen Tag hat uns die Bundesnetzagentur per E-Mail auf den Start der öffentlichen Konsultation hinsichtlich des Erhebungsbogens zum Monitoring des Lastmanagements 2021 (Letztverbraucher) hingewiesen.
    Voraussichtlicher Datenerhebungszeitraum: 17. Mai bis 02. Juli 2021
    Der finale Erhebungsbogen soll - unter Berücksichtigung der Konsultationsergebnisse - voraussichtlich ab dem 17. Mai 2021 auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur zur Verfügung gestellt werden.


    Fazit:
    Bis zum 16. April 2021 werden wir bzw. können die Marktteilnehmer/innen unsere/ihre Stellungnahme zu diesem Erhebungsbogen an die BNetzA mitteilen.
    Neu ist bei dieser Konsultationsfassung u. a.:
  • Abfrage von Eigenerzeugungsanlagen/Netzersatzanlagen (Registernummer beim Marktstammdatenregister, deren Einsatz i. A. d. Produktionsprozesse),
  • Angaben zur Wertschöpfung des Unternehmens,
  • vertiefende Fragen zur Verfügbarkeit und Nutzung sowie Wirtschaftlichkeit verbrauchsseitiger Flexibilität (Lastmanagement),
  • entgegen früheren Aussagen der BNetzA erfolgt keine Abfrage des Kalenderjahres 2018.

  • Erfahrungsgemäß erfolgt(e) Ende Februar eines Jahres seitens der Bundesnetzagentur (BNetzA) der Start der öffentlichen Konsultation hinsichtlich des Erhebungsbogens zum Monitoring des Lastmanagements.
    Corona-bedingt hatte die BNetzA letztes Jahr die Abfrage zum Monitoring des Lastmanagements 2020 ausgesetzt. Die nächste Abfrage zum Monitoring des Lastmanagements sollte demnach im Jahr 2021 stattfinden, wobei dann die Jahre 2018-2021 abgefragt werden (Quelle für weitere Informationen: Webportal der Bundesnetzagentur unter Monitoring des Lastmanagements für Letztverbraucher).

    Da wir als Unternehmensberater für mehrere, voneinander-unabhängige Gesellschaften (bzw. Vereinigungen von Unternehmen) bevollmächtigt sind, diese Erhebungsbogen auszufüllen und an die BNetzA verschlüsselt zu zumailen, haben wir diesbezüglich Kontakt mit der BNetzA aufgenommen.

    Gemäß Rückantwort der BNetzA per E-Mail vom 24.03.2021 wird es nach derzeitigen Planungen 2021 eine Lastmanagementabfrage geben. Ein genauer Starttermin steht noch nicht fest, aber voraussichtlich wird die Datenerhebung im Mai durchgeführt. Sollten sich Änderungen am Fragebogen im Vergleich zum Vorjahr ergeben, so werden diese in den kommenden Wochen den teilnehmenden Unternehmen im Rahmen der Konsultation des Fragenbogens mitgeteilt. Über den Start der Datenerhebung wird die BNetzA die teilnehmenden Unternehmen auch nochmal gesondert per Mail informieren.

    Bitte beachten:
    Betroffene Gesellschaften (bzw. Vereinigungen von Unternehmen) mit einem Jahresstromverbrauch von mehr als 50 Mio. kWh (GWh) müssen unaufgefordert entsprechende Daten/Auswertung der Lastgänge unter Verwendung des "finalen" Erhebungsbogens zum Monitoring des Lastmanagements an die BNetzA mitteilen. Zu dieser Meldung bedarf es keiner gesonderten Aufforderung (Erinnerungsschreiben) durch die BNetzA.
    Das Gedankenspiel seitens der BNetzA, die Schwelle von 50 auf 20 Mio. kWh zu senken, wird derzeit augenscheinlich nicht "weiterverfolgt".

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    Rückerstattung der Konzessionsabgabe für Gasbezug

    Stand: 03.03.2021 – 17 Uhr

    Für Gasbeschaffung gilt § 2 Abs. 5 der Konzessionsabgabenverordnung (KAV): "Bei Gas dürfen Konzessionsabgaben für Lieferungen an Sondervertragskunden nicht vereinbart oder gezahlt werden,
    1. die pro Jahr und Abnahmefall 5 Millionen Kilowattstunden übersteigen oder
    2. deren Durchschnittspreis im Kalenderjahr unter 1,50 Cent je Kilowattstunde liegt, wobei dieser Preis im Verhältnis der Durchschnittserlöse des Versorgungsunternehmens aus der Belieferung von Sondervertragskunden im Jahr 1989 und im jeweiligen Kalenderjahr zu verändern ist. Für nach dem 1. Januar 1992 abgeschlossene Verträge ist der Durchschnittserlös je Kilowattstunde aus den Lieferungen von Gas an alle Letztverbraucher zugrunde zu legen und entsprechend zu verändern; maßgeblich ist der in der amtlichen Statistik des Bundes für das Jahr des Vertragsabschlusses veröffentlichte Wert ohne Umsatzsteuer.
    Versorgungsunternehmen und Gemeinde können niedrigere Grenzmengen oder höhere Grenzpreise vereinbaren."


    Interne Anmerkungen:
    zu 1) In der Praxis erfolgt für Gasbelieferung die Verrechnung der Konzessionsabgabe i. H. v. 0,03 ct/kWh nicht, sofern u. a. an einem Ausspeisepunkt (Marktlokation) die Abnahmemenge die Schwelle von 5 Mio. kWh pro Jahr übersteigt.

    Leider ist die KAV, welche seit Jan. 1992 in Kraft und zuletzt am 01.11.2006 geändert worden ist, durch die vielen Änderungen im Bereich der EE-Gesetz, KWK-Gesetz und vor allem zuletzt Energiesammelgesetz vom Dez. 2018 und EEG 2021 vom Dez. 2020, nicht angepasst worden und somit nicht mehr "zeitgemäß". So ist nach Inkrafttreten der Niederspannungsanschlussverordnung (NAV) vom 01. November 2006 und Stromgrundversorgungsverordnung (StromGVV) vom 25. Juli 2005 die Verordnung für Tarifkunden nach (alten) AVBEltV ersetzt worden (wichtig für den Begriff "Tarifkunde"; u. a. für Drittmengen - Weiterleitung des Stromes - innerhalb einer Betriebsgelände).

    Diese einschlägigen Gesetze und Verordnungen verwenden (leider) unterschiedliche Begrifflichkeiten und knüpfen unterschiedliche Pflichten an die jeweilige Marktrolle. So ist nach aktueller Fassung unter
  • Abnahmestelle (Strom) i. S. v. KAV die Entnahmestelle i. S. v. EEG (KWKG usw.) und
  • Betriebsstätte (Strom) i. S. v. KAV die Abnahmestelle (Strom) i. S. v. EEG
  • zu "verstehen".
    Analog müsste im Gasbereich gelten: "Abnahmemengen i. S. v. KAV, die pro Jahr und Abnahmefall 5 Millionen Kilowattstunden übersteigen und somit konzessionsabgabenfrei sind, entsprechen die Gesamtabnahme eines Kunden über mehrere Abnahmestellen in Summe."

    Fazit:
    Liegen alle Marktlokationen (Gasausspeisepunkte) einer Gesellschaft innerhalb eines Netzgebietes (sprich: Konzessionsgebiet) und haben diese ein einheitliches Lieferverhältnis mit einem Gaslieferanten inne, ist im nächsten Schritt als Abnahmefall (für die Netznutzungsrechnung via Gaslieferanten) die Summe aller Marktlokationen (Abnahmestellen i. S. v. KAV) in dem (Konzessions-)Gebiet des Ausspeisenetzbetreibers zusammenzufassen.
    Hierzu liegt uns derzeit keine gerichtliche Entscheidung, normkonkretisierende (Verwaltungs-)Vorschrift oder Sondervereinbarung mit einer Gemeinde vor!
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    Abschaltung von Kraftwerken und deren Einfluss auf die Vereinbarung individueller Netznutzungsentgelte bei der 7.000 h-Regelung

    Stand: 01.03.2021 – 18 Uhr + Nachtrag am 11.03.2021 - 10 Uhr

    Bei der Vereinbarung individueller Netznutzungsentgelte zwischen einem Netznutzer und dem Vor-Ort-Netzbetreiber ist insgesamt eine Entlastung in Höhe von bis zu 90 Prozent gegenüber der allgemein-gültigen Netznutzungsentgelte möglich.

    Grundlage hierzu ist: § 19 Sonderformen der Netznutzung Abs. 2 Satz 2 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV).
    "Demnach ist ein individuelles Netzentgelt ist anzubieten, wenn die Stromabnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle pro Kalenderjahr sowohl die Benutzungsstundenzahl von mindestens 7.000 Stunden im Jahr erreicht als auch der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle pro Kalenderjahr zehn Gigawattstunden übersteigt. Das individuelle Netzentgelt beträgt bei einer Stromabnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle von mehr als zehn Gigawattstunden pro Kalenderjahr nicht weniger als:
  • 20 Prozent des veröffentlichten Netzentgeltes, im Falle einer Benutzungsstundenzahl von mindestens 7.000 Stunden im Jahr;
  • 15 Prozent des veröffentlichten Netzentgeltes, im Falle einer Benutzungsstundenzahl von mindestens 7.500 Stunden im Jahr oder
  • 10 Prozent des veröffentlichten Netzentgeltes, im Falle einer Benutzungsstundenzahl von mindestens 8.000 Stunden im Jahr."

  • Bei dieser sogenannten "7.000 h-Regelung" (synonym: "Bandkunden"; Benutzungsstundenzahl [Benutzungsdauer]:= Jahresverbrauch dividiert durch die maximale Jahreslast; jeweils gültig für den Selbstverbrauch) ist der Vor-Ort-Netzbetreiber gemeinsam mit seinen benachbarten Verteilnetzbetreibern und dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, für den Netznutzer auf Anfrage die Berechnungen der Kosten eines physikalischen Pfads sowohl bis zur nächsten geeigneten Erzeugungsanlage, als auch bis zu einem geeigneten Netzknoten vorzunehmen. Ausgehend vom betreffenden Netzanschlusspunkt des Netznutzers wird eine fiktive Leitungsnutzung bis zu einer geeigneten Stromerzeugungsanlage auf bereits bestehenden Trassen berechnet. Kann der physikalische Pfadmangels einer geeigneten Stromerzeugungsanlage nur zu einem Netzknoten gebildet werden, so sind dessen Kosten und zusätzlich die Kosten des vorgelagerten Netzes zu berechnen. Diese Kosten schmälern die obige Entlastung. Das heißt: Je weiter die nächste Stromerzeugungsanlage entfernt ist, desto niedriger ist die Entlastung nach §19 Abs. 2 S. 2 StromNEV.

    Mitte Feb. 2021 gab es von mehreren Lobbyverbänden entsprechende Warnmeldung/Forderung an die Bundespolitik. Die Schlagzeile hieß: "durch den beschlossenen Kohle- und Atomausstieg droht einigen Unternehmen eine massive Erhöhung des individuellen Netzentgelts".

    Fazit:
    Obwohl der Netzbetreiber für die Berechnung dieses physikalischen Pfads zuständig ist, ist aber weiterhin der Netznutzer verpflichtet, sich über die weitere Entwicklung auf dem Laufenden zu halten (sogenannte Mitwirkungspflicht). Sollte bei bereits bestehender 7.000-h-Regelung zu Stilllegung des betroffenen Kraftwerkes kommen, ist eine Neukalkulation des physikalischen Pfades zu einer anderen Stromerzeugungsanlage bzw. einem anderen Knotenpunkt vorzunehmen. In diesem Fall ist die bestehende Vereinbarung zum Ende des Kalenderjahres (sprich: zum Vorjahr) zu kündigen und durch die neue Vereinbarung (Anzeigepflicht bis zum 30.09. eines Kalenderjahres an Bundesnetzagentur bzw. Regulierungsbehörde des zuständigen Bundeslandes) zu ersetzen. Die neue Vereinbarung ist dann rückwirkend ab dem 01.01. des (Anzeige-)Kalenderjahres gültig. In den Folgejahren ist hierzu jeweils bis zum 30.06. eine Mitteilung an Bundesnetzagentur bzw. Regulierungsbehörde, zu erfolgen (sogenannte Berichtspflicht für das Vorjahr; entsprechende Meldebögen sind u. a. beim Webportal der Bundesnetzagentur abrufbar).

    Daher ist es sinnvoll, bis Ende Mai 2021 diese Sachlage mit dem Netzbetreiber abzustimmen.
    Beachte: Diese Vorgehensweise ist auch bei Änderung
  • der Regulierungsperiode (zuletzt 3. Regulierungsperiode (2019-2023); künftig 4. Regulierungsperiode (2024 bis 2028); Es gilt hierbei: Anreizregulierungsverordnung ARegV: u. a. Ermittlung neuer Effizienzwerte und Erlösobergrenzen für Stromnetzbetreiber, bundesweiter Effizienzvergleich durch die Landesregulierungsbehörde/Bundesnetzagentur; Änderung der Betriebskostenkalkulation im physikalischen Pfad),
  • durch gerichtliche Urteile/Verfügungen,
  • der Vertragspartner (z. B. Umfirmierung beim Netznutzer/Letztverbraucher, Konzessionsgebiet wird an einer anderen Netzbetreibergesellschaft übertragen),
  • des Stromlieferanten bei All-Inklusive-Verträgen (d. h. auch der neue Stromlieferant muss dieser Vereinbarung zustimmen; Abgabe einer Zustimmungserklärung) oder
  • der Übergabestelle (Marktlokation/Entnahmestelle) oder Abnahmestelle (u. a. Änderung bei der Anzahl der Entnahmestellen)
  • erforderlich. Bei einigen Verträgen in der Praxis gilt, dass ein abgeschlossener Vertrag automatisch beendet wird, wenn der Letztverbraucher/Netznutzer in zwei aufeinanderfolgenden Kalenderjahren die Voraussetzungen nach § 19 Abs. 2 StromNEV nicht erfüllt hat. Ansonsten ist die Laufzeit unbefristet, sofern kein Vertragpartner innerhalb einer Kündigungsfrist den Vertrag schriftlich kündigt.

    Diese Sachlage ist enorm wichtig, da die Bundesnetzagentur mit Beschluss vom Februar 2016 (Hintergrund: § 19 Abs. 2 Satz 7, 8, 11 StromNEV; Verfristung beim Anzeigeverfahren; VwVfG § 31 Abs. 7, § 32) bereits für einen Netznutzer die individuelle Vereinbarung vom KJ 2014 für nichtig erklärt (untersagt) hat. Letztendlich wurde auch diese Vorgehensweise vom Oberlandesgericht Düsseldorf (Beschluss vom Juli 2017) und Bundesgerichtshof (Beschluss des Kartellsenats vom 11.12.2018 - EnVR 59/17; veröffentlicht erst im Juli 2019) bestätigt. Gemäß diesem Beschluss des Bundesgerichtshofs gilt: "Ein Letztverbraucher hat die Versäumung der Frist zur Anzeige einer Vereinbarung über ein individuelles Netzentgelt schuldhaft mitverursacht, wenn er die Änderung einer bereits angezeigten Vereinbarung erst nach Ablauf mehrerer Monate anzeigt."

    Ob die Bundesregierung bzw. der Bundestag der Forderung der Lobbyverbände nachkommen wird, ist derzeit offen. Letztes Jahr ist die Gesetzgebung pandemie-bedingt der entsprechenden Forderung der Industrieverbände nachgekommen und hat folgende Änderung beim StromNEV (§ 32 Absatz 10 StromNEV) mitaufgenommen:
    " (10) Sofern eine Vereinbarung individueller Netzentgelte nach § 19 Absatz 2 Satz 2 bis 4 bis zum 30. September 2019 bei der Regulierungsbehörde angezeigt worden und die angezeigte Vereinbarung rechtmäßig ist, besteht für das Kalenderjahr 2020 ein Anspruch auf Weitergeltung der Vereinbarung individueller Netzentgelte, wenn die Voraussetzungen im Kalenderjahr 2019 erfüllt worden sind. Wird der Anspruch nach Satz 1 geltend gemacht, ist § 19 Absatz 2 Satz 18 mit der Maßgabe anzuwenden, dass bei der Vereinbarung nach § 19 Absatz 2 Satz 2 bis 4 für die tatsächliche Erfüllung der Voraussetzungen auf das Kalenderjahr 2019 abgestellt wird. Sollte bis zum Inkrafttreten dieser Verordnung eine beihilferechtliche Notifizierung der Übergangsregelung nach den Sätzen 1 und 2 erfolgt sein, dürfen die Sätze 1 und 2 erst nach einer beihilferechtlichen Genehmigung und nach Maßgabe einer solchen Genehmigung angewendet werden; das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie macht den Tag einer beihilferechtlichen Notifizierung und einer Bekanntgabe einer beihilferechtlichen Genehmigung jeweils im Bundesanzeiger bekannt."
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    Übertragungsnetzbetreiber: Gemeinsame Grundsätze zum Messen und Schätzen ("Drittmengenabgrenzung")

    Stand: 29.01.2021 - 14 Uhr

    Die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜBN) haben ihr gemeinsames Grundverständnis für die Identifikation des Letztverbrauchers, für die Zurechnung der Stromverbräuche, für sachgerechte Schätzungen und für die Sicherstellung der Zeitgleichheit zusammengefasst und am 21. Januar 2021 veröffentlicht. Des Weiteren haben die vier Übertragungsnetzbetreiber ihre Anforderungen an die Erklärung nach § 104 Abs. 10 EEG 2021 konkretisiert, die ggf. im Zuge der Jahresendabrechnung des Leistungsjahres 2021 (Meldepflicht bis zum 31.05.2022) geleistet werden muss. Das gemeinsame Grundverständnis sowie die Anforderungen bzgl. § 104 Abs. 10 EEG 2021 ist abrufbar unter https://www.netztransparenz.de/EEG/Messen-und-Schaetzen.

    Ziel der Ausführungen sei es, eine einheitliche Anwendungspraxis zu fördern und Rechtsunsicherheiten zu vermindern. Die ÜNB übernehmen aber ausdrücklich keine Haftung für die Richtigkeit der Ausführungen. Gleiches könnten wir dem Leitfaden der BNetzA vom Okt. 2020 entnehmen. Mit Verweis auf die in dem Leitfaden aufgeführten Hinweise zu „unbestimmten“ Rechtsbegriffen halten es die ÜNB für erforderlich, diese weiter zu konkretisieren. Dennoch sollen diese aber keine normkonkretisierenden (Verwaltungs-)Vorschriften entfalten.

    Fazit:
    Die Auslegungshilfe der Übertragungsnetzbetreiber ist wichtig für alle Eigenerzeuger und stromkostenintensive Unternehmen i. S. d. EEG (BESAR-Nutzer) für die EEG- und netzseitigen Meldungen (KWKG- und ONU-Umlage) in diesem Jahr (bis zum 31.05.2021 für KJ 2020). Es ist zu erwarten, dass sich auch die Verteilnetzbetreiber an die ÜBN-Vorgaben orientieren werden (wichtig für Umlage nach § 19 StromNEV mit Meldefrist bis zum 31.03.2021). Grundsätzlich beinhalten diese Ausführungen keine neuen Erkenntnisse. Lediglich geben die ÜNB vor, welche Angaben sie für die Begründung eines unvertretbaren Aufwands einer Messung (als Voraussetzung einer zukünftigen Schätzung) haben möchten. Der entsprechende Auszug lautet: "Zur Beurteilung des unvertretbaren Aufwands einer mess- und eichrechtskonformen Abgrenzung weitergeleiteter Strommengen sind der Messaufwand in Form der (einmaligen und wiederkehrenden) Kosten einer mess- und eichrechtskonformen Messeinrichtung den EEG-Umlagezahlungen gegenüberzustellen, die dem EEG-Konto im Fall einer unrechtmäßigen Ausweitung von Privilegien auf nicht oder minder privilegierte Strommengen entgehen würden (nicht oder minder privilegierte Strommenge multipliziert mit der EEG-Umlagedifferenz, s. auch BNetzA-Leitfaden „Messen und Schätzen“, Abschnitt 3.3.3). Als Betrachtungszeitraum sind (in Anlehnung an Anlage 7 zur MessEV, Ordnungsnr. 6.3) grundsätzlich 8 Jahre anzusetzen; die Anwendung eines abweichenden Zeitraums ist entsprechend zu begründen."
    Quelle: www.netztransparenz.de
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    "Starthilfe" zur Erstellung individueller Verfahrensdokumentation (Compliance-Pflichten u. a. Mess- und Schätzkonzept nach EEG 2021, Meldepflichten als Marktakteur).



    messkonzept1


    Kapitel 1: Allgemeine Hinweise & Problemstellung & Vorbemerkung
    Diese Verfahrensdokumentation soll für ein privilegiertes Unternehmen die Identifikation des Letztverbrauchers innerhalb der Betriebsgelände (Werksnetz, innerhalb der Kundenlage) beschreiben, um erstens für den Selbstverbrauch und die selbst erzeugte und selbst verbrauchte EEG- oder stromsteuerbelasteten Strommengen als Eigenerzeuger (u. a. „Versorger“ i. S. v. Stromsteuer) die reduzierten Umlagen-/Steuer-/Abgabensätze für die EEG-Umlage, Stromsteuer, Konzessionsabgabe sowie der netzseitigen Umlagen (KWKG-Umlage, Umlage nach § 19 StromNEV, Offshore-Netzumlage nach § 17f Abs. 7 EnWG) in Anspruch nehmen zu können. Im weiteren Schritt wird die geeichte Messung und Erfassung der Strommengen für Selbst- und Drittverbrauch (synonm: Drittmengen) beschrieben. Und schließlich in Abhängigkeit der sich aus den gesetzlichen Regelungen ergebenden Pflichten, wie die Abwicklung der Prozesse und deren Voraussetzungen für eine Mitteilung an entsprechenden Stellen (z. B. Drittmengenmeldung als Stromlieferant und/oder stromkostenintensives Unternehmen an Übertragungsnetzbetreiber) zu erfolgen haben.

    Als Drittverbraucher (synonym für Unterabnehmer, Endkunde, externer Letztverbraucher) werden hierbei neben den natürlichen Personen (Firmenmitarbeiter, eventuelle externe Personen, Haushaltskunden usw.) auch juristische Personen (Unternehmen), die die kleinste rechtlich selbstständige Einheit (z. B. GmbH, AG, Solo-Selbstständige, Handwerker etc.) betrachtet. Die Verfahrensdokumentation soll insbesondere die gesetzlich geforderte
  • "mess- und eichrechtskonforme" Abgrenzung der Drittverbräuche von den (selbst erzeugten und) verbrauchten Strommengen,
  • Nachvollziehbarkeit von erstellten Anmeldungen und Entlastungsanträgen sowie vorliegenden Rückerstattungen (Spitzensteuer-) oder (Steuer-)Befreiungen für einen sachverständigen Dritten (Wirtschaftsprüfer, Außenprüfer)
  • unterstützen und soll beim Bedarf im Rahmen einer Außenprüfung (Stromsteuer) oder eines Messkonzeptes (inkl. Schätzkonzept) nach Erneuerbare-Energien-Gesetz (EE-Gesetz) dem Wirtschaftsprüfer vorgelegt werden. Die Wirtschaftsprüfer sind nach §§ 64 und 75 EEG zur Kontrolle des Messkonzepts verpflichtet. (Übertragungs-)Netzbetreiber können verlangen, dass dieses Messkonzept von einem Wirtschaftsprüfer geprüft werden muss. Andernfalls droht der Verlust gesetzlicher (steuerlicher) Privilegien.

    Ziel ist u. a. bis zum 1. Januar 2021 (neu: bis zum 01.Januar 2022 i. S. d. EEG 2021) sicherzustellen, das für die Vergangenheit aber auch für die Zukunft alle Letztverbraucher an der EEG-privilegierten Abnahmestelle (i. d. R. abgegrenzter Standort bzw. in sich geschlossenes Betriebsgelände) ermittelt sind und alle umlagepflichtigen Strommengen im Sinne des EEG mess- und eichrechtskonform erfasst und abgegrenzt werden. Liegen in der Vergangenheit „geschätzte“ an die ansprechenden Marktrollen (u. a. Verteil-/Übertragungsnetzbetreiber) übermittelte Drittmengen vor, so dient dieses Konzept auch die bis zu 10 bzw. 30 Jahre (gemäß § 199 BGB) rückwirkenden Ansprüche eines Netzbetreibers abzuwehren (Recht auf Verweigerung nach § 104 Abs. 11 EEG 2017 bzw. EEG 2021 für Strombelieferung vor dem 01. Jan. 2018).

    Dabei stehen u. a. folgende Fragen im Fokus:
  • Wo und wie werden die erforderlichen Daten für Selbst- und Drittverbrauch erhoben (eigene Messungen, Schätzungen, vorgenommene Abgrenzungen, Bagatellregelung gemäß § 62a EEG, Definition nach Rechtsprechung der Betreibereigenschaft etc.)?
  • Wo und auf welchem Weg erreichen relevante Daten das Unternehmen (z. B. Messwerte von Verteilnetzbetreibern, Ablesewerte von Kunden, Mitarbeitern oder von dritten Messstellenbetreibern, Messen und Schätzen gemäß § 62b EEG)?
  • Wie wird vor Ort die Energiedatenerfassung gemäß ISO50001:2018 umgesetzt?
  • Was bedeutet "mess- und eichrechtskonform"?
  • Ob für eine Stromweiterleitung je nach Marktrolle das privilegierte Unternehmen als Stromlieferant und/oder Versorger einzustufen ist (u. a. Meldung an Bundesnetzagentur und Meldung ans Hauptzollamt, Meldung gemäß Marktstammregisterverordnung)?
  • Wie wird sichergestellt, dass die relevanten Daten vollständig sind und an die richtigen Stellen gelangen?
  • Wer ist verantwortlich?
  • Wer bewertet, wie die Daten verarbeitet werden und welche Relevanz sie haben (Organisationsstruktur, Produktion, Vertrieb, Steuerabteilung)?
  • Wie werden die Daten im eingesetzten DV-System verarbeitet und ggf. weiter für die Erstellung der Mitteilungspflicht aufbereitet? Welche energierechtlichen Compliance-Pflichten gibt es?
  • Sind automatisierte Verfahren oder Algorithmen/Plausibilitäten vorhanden, die anstatt von manuellen Wegen genutzt werden können?
  • Wie wird diese Dokumentation fortlaufend evaluiert und Änderungen protokolliert fortgeschrieben?


    WEITERE AUSZÜGE

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    messkonzept3
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    messkonzept4


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    Entscheidungsbaum (sprich: standardisierte Prüfsystematik) für Mengenabgrenzung

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    Rechtliche Hinweise – Disclaimer seitens Ayyo Energie GmbH & Co. KG ("AyyoEnergie")


    Angaben hierzu (u.a. Haftungsausschluss/Legal Disclaimer; Offenlegung gemäß Paragraf 85 Wertpapierhandelsgesetzes WpHG wegen möglicher Interessenkonflikte) entnehmen Sie bitte unter Haftungsausschuss.