Aktuelle Kurzmeldungen 08-2024

am 14. Aug 2024

PfA: Neue Bagatellschwellen

Das BAFA hat eine neue Version des Merkblatts zur Meldung bei der Plattform für Abwärme (PfA) veröffentlicht. Mit der Version 1.3 mit Stand 09.08.2024 ergeben sich umfangreiche Änderungen.

Erhöhung des Schwellenwerts: Der Schwellenwert für den Gesamtendenergieverbrauch wurde auf 2,77 GWh/a angehoben.

Einführung von Bagatellschwellen: Es wurden neue Bagatellschwellen eingeführt, um unwesentliche Abwärmemengen von der Meldepflicht auszunehmen. (Anlagenschwelle 200 MWh/a, Standortschwelle 800 MWh/a).

Anpassung der Fristen: Die Fristen zur Meldung und Aktualisierung der Abwärmedaten wurden präzisiert und müssen erstmals zum 1. Januar 2025 und anschließend bis zum 31. März eines jeden Jahres erfolgen.

Neue Regelungen zu Schätzungen und Modellierungen: Es wurden erweiterte Möglichkeiten zur Schätzung und Modellierung von Abwärmedaten eingeführt, die genau dokumentiert werden müssen.

Ausnahmeregelungen: Ein neues Kapitel befasst sich mit Sonderfällen, wie Unternehmensumwandlungen und Insolvenzverfahren.

Zu beachten ist, dass die Anpassung des Schwellenwerts des Gesamtendenergieverbrauchs in Vorwegnahme einer laufenden Gesetzesänderung geschieht. Der entsprechende Gesetzesentwurf wird nach der Sommerpause weiter beraten (ISPEX berichtete hierzu). Der neu zu verankernde Schwellenwert 2,77 GWh/a (≙ 10 MJ/a) orientiert sich an EU-Recht und wird daher mit großer Sicherheit übernommen.

>> Kurzmeldung des BAFA

>> Merkblatt für die Plattform für Abwärme V. 1.3

EDL-G/EnEfG: Merkblatt aktualisiert

Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) hat das Merkblatt zur Ermittlung des Gesamtendenergieverbrauchs auf Stand 17.07.2024 aktualisiert.

Unter anderem stellt das BAFA unter 3.1 klar, dass „bei der Nutzung von Wärmepumpen oder Kälteanlagen … nur deren Stromverbrauch als Endenergie einzubeziehen [ist]. Die von diesen Anlagen genutzte Wärme oder Kälte aus der Umgebung werde nicht als Endenergie angerechnet, da sie gemäß § 3 Nummer 8 EnEfG¹ nicht zur Endenergie gehöre“.

Des Weiteren befasst sich das Merkblatt mit der Ermittlung des Gesamtendenergieverbrauchs bezüglich § 8 EnEfG zum ersten Stichtag 18.11.2023. Für die Ermittlung ist demnach „nur der Endenergieverbrauch von Strukturen zu berücksichtigen, die an diesem Tag im Besitz und im Betrieb des Unternehmens waren“.

Die regelmäßige, rechtssichere Ermittlung des Gesamtendenergieverbrauchs ist für Unternehmen im Zuge eventueller Verpflichtungen aus § 8 EDL-G² sowie § 8, 9 und 17 EnEfG einschlägig.

>> Merkblatt zur Ermittlung des Gesamtendenergieverbrauchs (Stand 17.07.2024)

¹Energieeffizienzgesetz (EnEfG)
²Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen (EDL-G)

BNetzA: Neuregelung individuelle Netzentgelte

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) strebt eine teilweise Neuordnung der individuellen Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) an. Hierzu veröffentlichte die Bundesbehörde am 24.07.2024 ein „Eckpunktepapier zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte im Elektrizitätsbereich“.

Die skizzierte Neuregelung im Eckpunktepapier zielt auf das sog. Bandlastprivileg ab, d.h. die stromintensive Netznutzung nach § 19 Abs. 2 Satz 2 bis 4 StromNEV. Die Konstellation der atypischen Netznutzung (Atypik) nach § 19 Abs. 2 Satz 1 soll weiterbestehen.

Die Netzentgeltregelung bei Bandlast sollte eine konstant gleichbleibende Grundlast stromintensiver Letztverbraucher anreizen. Im Zuge der Energiewende und der damit zunehmenden Volatilität der Erzeugung sei „unflexibles Abnahmeverhalten … gesamtökonomisch nachteilhaft und … [könne] dadurch die Integration erneuerbarer Energien in den Strommarkt hemmen“. Die Regelung bei der Atypik dient bereits der Flexibilisierung der Netzlasten. Mit dem Ziel der besseren Integration der EE-Erzeugung und Entlastung der Netze über eine flexibilisierte Abnahme soll die Neuregelung das bisherige Bandlastprivileg ersetzen.

Entsprechend heißt es hierzu im Papier: „Eine Netzentgeltprivilegierung soll grundsätzlich erhalten, wer in Zeiträumen besonders niedriger Preise seine Abnahme im Vergleich zu seinem individuellen Jahresdurchschnitt erheblich erhöht und in Zeiten besonders hoher Preise seine Abnahme im Vergleich zu seinem individuellen Jahresdurchschnitt erheblich senkt“.

In Zeiten hohen EE-Stromangebots mit niedrigen Börsenpreisen soll eine erhöhte Abnahme die Wirtschaftlichkeit der EE-Anlagen verbessern, die Marktintegration fördern und den Zuschussbedarf über das EEG-Konto senken. Bei hohen Börsenpreisen mit wenig EE-Angebot soll die Senkung der Abnahme den Preisanstieg dämpfen.

Die BNetzA beabsichtigt, den Beleg bzw. die Tatbestandserfüllung für alle Beteiligten „administrierbar“ auszugestalten. Wesentliche Parameter seien demnach der Lastgang des Letztverbrauchers über das Jahr, die Entwicklung der Börsenpreise über das Jahr (z.B. die nach der Höhe gestaffelten Day-ahead Stundenpreise) und die individuelle Lastveränderung in den Zeiten mit den besonders hohen bzw. niedrigen Preisen.

Die BNetzA betont in dem Eckpunktepapier, dass bestehende Vereinbarungen über individuelle Netzentgelte nicht unmittelbar ihre Wirkung verlieren sollen. Vielmehr sei vorgesehen, den Letztverbrauchern hinreichende Übergangsfristen zu gewähren, die eine Umstellung ihrer Produktion und die Realisierung von Flexibilitätspotentialen ermöglicht. Die Festlegung des neuen Sondernetzentgelts soll keiner engen zeitlichen Befristung unterliegen. Hierdurch würden Unternehmen die Sicherheit haben, dass sich Investitionen in die Flexibilisierung ihrer Prozesse amortisieren werden.

Das Eckpunktepapier steht bis 18.09.2024 zur Konsultation. Laut BNetzA soll die Regelung am 01.01.2026 in Kraft treten.

Zum Hintergrund: Die BNetzA hat gemäß § 21 Abs. 3 S. 4 Nr. 3 EnWG allgemeine Befugnisse zur Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik. Die Regelungen der StromNEV bleiben zwar grundsätzlich bis zum 31.12.2028 in Kraft. Die BNetzA ist aber nach § 21 Abs. 3 S. 5 EnWG ermächtigt, bereits vorab davon abweichende oder ergänzende Regelungen zu treffen.

Die angestrebte Änderung bei den individuellen Netzentgelten steht im Zusammenhang mit der Anfang Juli vorgestellten Wachstumsinitiative der Bundesregierung: „Wachstumsinitiative: Entlastungen für die Wirtschaft“.

>> Eckpunktepapier zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte im Elektrizitätsbereich

GEG: Pflicht zur Gebäudeautomation

Aus dem § 71a Gebäudeenergiegesetz (GEG) ergibt sich für einige Unternehmen bis Ende des Jahres eine neue Umsetzungspflicht. Bis 31. Dezember 2024 müssen Nichtwohngebäude mit einer Nennleistung der Heizungsanlage oder einer kombinierten Raumheizungs- und Lüftungsanlage von über 290 KW mit einem System für die Gebäudeautomatisierung und -steuerung ausgerüstet werden. Darunter fallen auch Klimaanlagen oder kombinierte Klima- und Lüftungsanlagen mit einer Nennleistung größer als 290 KW.

Unternehmen sollten Ihre Verpflichtung im Auge behalten, da ein Versäumnis u.U. die (Re)zertifizierung des Energiemanagementsystems (DIN EN ISO 50001) sowie nach den DIN-Normen 9001, 45001 oder 14001 gefährdet. Im Rahmen des Energiemanagementsystems beispielsweise sind Unternehmen verpflichtet, die „Einhaltung rechtlicher […] Anforderungen […] bezüglich ihrer Energieeffizienz, ihres Energieverbrauchs und des EnMS [zu] bewerten“ (Kap. 9.1.2, ISO 50001:2018). Die Anforderung aus dem GEG muss demnach mit einfließen. Analog finden sich in anderen Normen solche Regelungen.

Das Gesetz fordert in § 71a Abs. 2 GEG digitale Energieüberwachungstechnik mit folgenden Leistungsmerkmalen:

• Kontinuierliche Überwachung, Protokollierung und Analyse der Verbräuche aller Hauptenergieträger sowie aller gebäudetechnischen Systeme
• Datenbereitstellung über eine gängige und frei konfigurierbare Schnittstelle, zur firmen- und herstellerunabhängigen Auswertung
• Bereitstellung von Anforderungswerten in Bezug auf die Energieeffizienz des Gebäudes
• Möglichkeit Effizienzverluste von gebäudetechnischen Systemen zu erkennen
• Informationsbereitstellung für die zuständige Person über mögliche Verbesserungen der Energieeffizienz

Daneben ist eine zuständige Person für das Gebäude-Energiemanagement oder ein Unternehmen zu benennen bzw. zu beauftragen. Diese soll in einem kontinuierlichen Verbesserungsprozess die Potenziale für einen energetisch optimierten Gebäudebetrieb analysieren und heben.

Für neu zu errichtende Gebäude bestehen zusätzliche Anforderungen, die ohnehin in der Planung bereits berücksichtigt werden: Hierbei handelt es sich u.a. um die Gebäudeautomatisierung entsprechend dem Automatisierungsgrad B nach DIN V 18599-11: 2018-09 und ein technisches Inbetriebnahme-Management.

Bei einem bestehenden Nichtwohngebäude, das über ein solches Gebäudeautomatisierungssystem (oder besser) verfügt, muss bis zum Ablauf des 31. Dezember 2024 die Kommunikation zwischen miteinander verbundenen gebäudetechnischen Systemen und anderen Anwendungen innerhalb des Gebäudes ermöglicht werden. Es ist sicherzustellen, dass diese Systeme gemeinsam mit anderen Typen gebäudetechnischer Systeme betrieben werden können.

>> § 71a GEG

Energieverbrauch: 1. Halbjahr 2024 rückläufig

Wie die AGEB – AG Energiebilanzen¹ ermittelt hat, ist der Primärenergieverbrauch im ersten Halbjahr 2024 gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 3,4 Prozent gesunken. Der inländische Primärenergieverbrauch erreichte in den ersten sechs Monaten des laufenden Jahres demnach eine Höhe von 5.428 Petajoule (PJ) beziehungsweise 185,2 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE).

Die AGEB führt die rund die Hälfte des Rückgangs auf die milde Witterung zurück. Darüber hinaus schlägt die verhaltene wirtschaftliche Entwicklung zu Buche. Verbrauchssteigernd wirkte sich der Schalttag am 29. Februar aus.

Aus der Betrachtung gegenüber dem Vorjahreszeitraum ergibt sich nach Energieträger ein höchst unterschiedliches Bild. Steinkohle und Braunkohle verzeichnen einen deutlichen Rückgang von jeweils 18,7 Prozent. Die verringerte Kohleverstromung macht sich hier bemerkbar. Leichte Zuwächse stellten sich bei Mineralöl mit 0,4 Prozent und Erdgas mit 0,7 Prozent ein. Erneuerbare legten um 1 Prozent zu.

Der Import-Export-Saldo drehte sich im Vergleich zum ersten Vorjahreshalbjahr. Wurde damals noch ein Exportüberschuss von 2,9 Mrd. kWh erzielt, summierte sich in den ersten sechs Monaten ein Importüberschuss von 8,6 Mrd. kWh.

Die energiebedingten CO2-Emissionen folgten gemäß AGEB den Veränderungen in der Struktur des Energieverbrauchs: Geschätzt 17 Mio. t wurden eingespart. Hiervon entfielen allerdings 7 Mio. t auf die milde Witterung.

>> Pressemitteilung der AGEB

¹Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen