Emissionshandel und Brexit: Was plant die KOM, was können Sie tun?

Nachdem das britische Unterhaus das Verhandlungsergebnis der Regierung May nicht annehmen wollte, steigt das Risiko, dass Großbritannien am 30.03.2019 ungeordnet die Europäische Union verlässt. Während auch führende britische Politiker noch immer meinen, dies sei unproblematisch möglich, sind die britischen Wirtschaftsverbände nicht so optimistisch. Um zumindest den völligen Zusammenbruch des Zusammenspiels über den Ärmelkanal hinweg zu verhindern, hat die Europäische Kommission nun immerhin einen Notfallplan vorgelegt. Dieser umfasst auch Regelungen für den Emissionshandel.

Dies ist auch bitte nötig. Denn das Austrittsdatum am 30.03.2019 birgt Sprengstoff. Der Mechanismus des Emissionshandels sieht es nämlich vor, dass am 28.02.2019 alle Anlagenbetreiber der EU (außer Stromerzeugern) ihre kostenlosen Zuteilungen bekommen. Und am 30.04.2019 alle abgeben. Da zum Ausschüttungszeitpunkt die Briten noch Mitgliedstaat der EU sind, die also ihre Berechtigungen bekämen, zum Abgabezeitpunkt aber nicht mehr abgeben müssten, weil mit der Mitgliedschaft der Briten im Club der dann nicht mehr 27 naturgemäß auch die Teilnahme am europäischen Emissionshandel endet, würde sonst eine komplette Jahrestranche frei. Bekanntlich sind Emissionsberechtigungen handelbar. Der Preisverfall durch Überangebot – nur teilweise kompensiert durch die Marktstabilitätsreserve – wäre vorprogrammiert.

Die einfachste Lösung wäre es, an die Briten einfach schon im Februar nichts mehr zuzuteilen. Doch da sind sie noch Mitglied. Und überdies hofft wohl ganz Europa, dass sich im letzten Moment doch noch eine bessere Lösung als ein No-deal ergibt. Deswegen plant die Kommission nun eine Zuteilung. Die Zertifikate, die in Großbritannien zugeteilt oder umgetauscht oder auktioniert werden, werden aber markiert.

Nun existieren Zertifikate nur noch elektronisch. Ein “roter Punkt” verbietet sich also. Ein elektronischer Punkt muss her. Zertifikate, die diesen “Punkt” aufweisen, könnten dann nicht mehr zur Abgabe genutzt werden. Charme an der Sache: Wenn die Briten doch in der EU, oder zumindest im Emissionshandel blieben, könnte die Maßnahme umgehend suspendiert werden, so dass das ETS weiterliefe wie bisher. Auch, wenn die Briten die Abgabe schlicht (was wohl diskutiert wird) um einige Wochen vorziehen, wäre dies denkbar.

Wie die Markierung ausgestaltet werden soll, ist noch nicht bekannt. Doch auch wenn erkennbar ist, wie britische unverwertbare Zertifikate aussehen, sind die Anlagenbetreiber in den verbleibenden EU-Mitgliedstaaten nicht sicher. Denn bis jetzt gibt es keine technische Möglichkeit, beim Kauf von Zertifikaten einzelne Berechtigungen an- oder abzuwählen. Dann nützt es natürlich auch nichts, wenn man die “faulen Eier” erkennt.

Es ist anzunehmen, dass die Kommission für dieses Problem eine Lösung suchen und hoffentlich auch finden wird. Ansonsten besteht die Gefahr, dass letztlich nicht zur Abgabe verwertbare Berechtigungen an gutgläubige Dritte verkauft werden. Angesichts der Kürze der Zeit, die nur noch für belastbare technische Lösungen zu Verfügung steht, sollten Anlagenbetreiber sich über das Vertrauen in die Funktionalität des Systems hinaus absichern. Und bei Kaufverträgen, die nach dem 28.02.2019 zu erfüllen sind, ausdrücklich regeln, dass das Risiko, britische nicht zur Abgabe geeignete Zertifikate zu erhalten, nicht ihnen zur Last fällt.

2018-12-21T00:13:12+01:0021. Dezember 2018|Emissionshandel, Industrie, Strom, Umwelt, Wärme|

Wann verjähren Strom- und Gasrechnungen?

Jahresende. Abteilung Z feiert schon mittags mit Glühwein. Abteilung B wichtelt seit Tagen in der Hoffnung, dass die Verteilung von Badesalz und Keramikenten irgendwie noch besser wird. Und ansonsten selten auftauchende Kollegen schleichen durch die Büros um nachzuschauen, wie viele Weihnachtskarten die anderen bekommen.

Doch das Jahresende hat nicht nur entspannte Seiten, denn Silvester knallen nicht nur die Korken und die Chinaböller. Lautlos, aber ebenso endgültig, detonieren Ansprüche, die nicht rechtzeitig geltend gemacht wurden. Ein kurzes Wort also zu Fragen der Verjährung von Strom- und Gasentgelten:

Die regelmäßige Verjährungsfrist beträgt gemäß § 195 Abs. 1 BGB drei Jahre. Dies gilt auch für Ansprüche für die Lieferung von Energie. Nach § 199 Abs. 1 BGB beginnt die Verjährung mit dem Schluss des Jahres, in dem der Anspruch entstanden ist und der Gläubiger (das ist hier der Energieversorger) das weiß oder hätte wissen müssen. Aber wann ist der Anspruch entstanden? Das Gesetz ordnet an, dass ein Anspruch mit Fälligkeit entsteht. 

Die Fälligkeit festzustellen ist nicht immer ganz einfach. Nach § 17 GasGVV und StromGVV werden Versorgungsrechungen frühestens zwei Wochen nach Zugang einer Zahlungsaufforderung fällig. Das bedeutet: Wenn ein Versorger keine Rechnung gestellt hat, tritt dieser Zeitpunkt theoretisch nie ein.

Allerdings enthält § 40 Abs. 3 EnWG eine Verpflichtung, den Energieverbrauch nach Wahl monatlich oder in anderen Zeitabschnitten, die jedoch zwölf Monate nicht wesentlich überschreiten dürfen, abzurechnen. Diese Regelung ist allerdings nicht sehr präzise. Was bedeutet „nicht wesentlich”? Der Wortlaut spricht dafür, dass ein Unternehmen nicht 20 Jahre nach dem Energieverbrauch auf einmal aus dem Hinterhalt springen und Rechnungen präsentieren kann. Indes: Laut BGH, Urt. v. 17. Juli 2019, ist es unschädlich, wenn ein Versorger die Fristen des § 40 Abs. 3 EnWG verpasst hat. Maßgeblich bleibt der Zeitpunkt der Abrechnung. 

Für den Verbraucher ist das misslich: Auch wenn der Bezugszeitraum schon lange zurückliegt, tritt wohl nur in extremen Fällen Verwirkung ein. Ansonsten verjähren Forderungen erst ab Rechnungslegung. Der § 40 Abs. 3 EnWG läuft deswegen weitgehend leer. Hier wäre der Gesetzgeber gefragt.

(Sie sind sich unsicher, was einzelne Forderungen angeht? Mailen Sie uns, wir sind auch zwischen den Jahren erreichbar.)

2021-07-27T08:59:11+02:0017. Dezember 2018|Gas, Strom, Vertrieb|

Grundkurs Energie: Was ist eigentlich der Xgen?

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) habe, so ist es der Fachpresse zu entnehmen, den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor, der den schönen Namen Xgen trägt, auf 0,9 % festgelegt. Aber was bedeutet das eigentlich?

Netze sind natürliche Monopole. D. h.: Nicht jeder, der Strom verkauft, vergräbt vor Ort eine eigene Leitungsinfrastruktur. Stattdessen vergeben Gemeinden Konzessionen an Netzbetreiber, die auf Grundlage dieser Konzession das öffentliche Straßenland nutzen dürfen, um dort Netze zu betreiben. Sobald die Konzession einmal vergeben ist, gibt es also keinen Wettbewerb der Netzbetreiber mehr.

Um zu verhindern, dass der einzelne Netzbetreiber diese Position schamlos ausnutzt, gibt es ein umfassendes Regelwerk, das sowohl den Zugang zum Netz, als auch die Höhe der Netzentgelte regelt. Netzentgelte kann man sich wie Briefporto vorstellen: Der Netzbetreiber transportiert den Strom, den ein Energieversorger an seinen Kunden liefert, und er bekommt dafür Geld, nämlich das Netzentgelt.

Wie hoch dieses Netzentgelt ausfallen darf, ist in der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) vorgegeben. Unter anderem steht dort festgeschrieben, dass es eine Erlösobergrenze für die Netzbetreiber gibt, die aus einem Basisjahr abgeleitet wird und sodann fortgeschrieben wird, weil die Verhältnisse sich ja ändern. Ganz grob gesagt: wenn Netznutzung generell teurer wird, schwingen die Netzentgelte mit.

Hier kommt nun der Faktor Xgen ins Spiel. Dieser Faktor dient der Korrektur des Verbraucherpreisindex VPI. Denn der Verbraucherpreisindex spiegelt alle Preise und nicht nur die des Netzsektors. Um vom VPI auf die Preisentwicklung im Netzsektor zukommen, wird der Xgen genutzt. Es handelt sich um die Differenz von netzwirtschaftlichen und gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und Einstandspreis Entwicklung.

Der Faktor wird nach zwei Verfahren berechnet, den sogenannten Törnqvist -Index Und die Malmquistmethode. Zuständig ist die BNetzA, die zur Ermittlung des Xgen, der für die dritte Regulierungsperiode von 2019-2023 gelten soll, eine Konsultation und eine Nachkonsultation durchgeführt hat.

Warum aber sind die Netzbetreiber ausweislich entschiedener Stellungnahmen ihrer Verbände mit dem Xgen denn nun unzufrieden? Die nun festgelegte 0,9 % bedeuten für den Netzbetreiber echte Mindereinnahmen. Jammern hier also Unternehmen aus der gesicherten Position des Monopolisten nach mehr Geld der Verbraucher? Eine solche Perspektive würde der Verantwortung der Netzbetreiber nicht gerecht. Die Energiewende ist ein teures Projekt. Der gleichzeitige Ausstieg aus der Nutzung atomarer Energie und fossiler Energieträger bedeutet nämlich nicht nur, alte Kraftwerke abzuschalten und stattdessen andere, neue Erzeugungsanlagen zu errichten. Die Nutzung von Sonne und Wind, den wichtigsten Quellen erneuerbare Energie, folgt völlig anderen Gesetzen als der Betrieb eines Kohlekraftwerks. Wie viel Kohle man in die Brennkammern führt, kann man steuern. Wann die Sonne scheint, hat der Mensch nicht im Griff. Damit rücken Speichertechnologien, die Sektorkopplung, also die Nutzung von Strom in anderen Sektoren wie Verkehr oder Heizung, in einer ganz anderen Weise in den Vordergrund. Man braucht in Zukunft also andere und anders betriebene Netze.

Dieser Umbau der Netzlandschaft wird viel Geld kosten. Der Netzausbau soll dafür beschleunigt werden. Ist es unter diesen Vorzeichen wirklich sinnvoll, die Netzbetreiber wirtschaftlich zu belasten? Hier ist ein Ausgleich zwischen den kurzfristigen Verbraucherinteressen und dem langfristigen Ziel einer CO2-freien Stromerzeugung zu finden. Dass das nicht leicht ist, versteht sich von selbst.

2018-12-07T09:39:24+01:007. Dezember 2018|Erneuerbare Energien, Grundkurs Energie, Strom|