Allgemein
Monatsrückblick Februar 2025
ein für die Energiebranche spannender und terminreicher Monat liegt hinter uns! In diesem Newsletter möchten wir Sie über die wichtigsten regulatorischen Entwicklungen und Neuigkeiten im Februar 2025 informieren. Erfahren Sie alles über die aktuellen Diskussionen in der regulierten Netzwirtschaft.
Neues Verfahren zur Datenerhebung für die Qualitätsregulierung im Strombereich
Die Große Beschlusskammer Energie hat ein Verfahren zur Datenerhebung gestartet, um die Netzzuverlässigkeit, Netzleistungsfähigkeit und Netzservicequalität zu verbessern. Dies ist notwendig, um die Herausforderungen der Energiewende zu meistern. Interessierte Kreise konnten bis zum 14. Februar 2025 Stellungnahmen zum Erhebungsbogen einreichen.
Dritter Expertenaustausch zur Erstattung von Kapitalkosten und Zinssätzen
Am 05. Februar 2025 fand der dritte Expertenaustausch zur pauschalen Erstattung von Kapitalkosten und Methoden zur Bestimmung der Zinssätze und Finanzierungsquoten statt. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) stellte die Tenorierung im Kontext von StromNEF und GasNEF vor. Während die Branche Zuschüsse als Fremdkapital sieht, bleibt die Zuordnung durch die BNetzA unklar. Ein Vortrag von GEODE beleuchtete die Verzinsungsnachteile durch den Netto-WACC. Aus der Behandlung der Zuschüsse im WACC-Ansatz erwachse ein systematischer Verzinsungsnachteil für die Netzbetreiber im Vergleich zur bisherigen Systematik. Die BDEW betonte die Notwendigkeit klarer Regelungen für Transparenz und Planungssicherheit.
Am 05. Februar 2025 präsentierte die Bundesnetzagentur (BNetzA) zudem den aktuellen Diskussionsstand zur Ermittlung von Eigenkapital- (EK) und Fremdkapitalzinsen (FK). Der CAPM-Ansatz bleibe weiterhin überlegen, wobei der Beta-Faktor und der risikofreie Zins in der Einzelfestlegung bestimmt werden. Die Methode historischer Überrenditen wird als am besten geeignet angesehen.
Der BDEW betonte die Notwendigkeit von Transparenz und Planungssicherheit bei der Kapitalverzinsung. NERA stellte verschiedene Methoden zur Schätzung der Marktrisikoprämie vor und forderte einen Methodenpluralismus. Die Branche wünscht sich eine wettbewerbskonforme Verzinsung und eine klare Regelung.
Vertiefungsgespräch zur Methodenfestlegung Effizienzvergleich
Am 15. November 2024 wurde im Expertenaustausch zur Methodenfestlegung Effizienzvergleich ein Vertiefungsgespräch zu den Themen Heterogenität und vorausschauender Netzausbau angekündigt. Dieses Gespräch fand am 13. Februar 2025 in mit Vertreter:innen der Branche statt.
Die Verbände BDEW, Geode und VKU begrüßen das Vertiefungsgespräch. Während der Effizienzvergleich im Strombereich unstrittig sei, werde die Beibehaltung im Gasbereich aufgrund der Transformationen (Wasserstoff, KANU, Wärmewende) infrage gestellt.
Die Heterogenität der Netzbetreiber habe zugenommen und werde durch die Energiewende weiter steigen. Es gebe drei Stufen der Heterogenität, welche bei Methodenfestlegung für den Effizienzvergleich zu berücksichtigen seien.
Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) im Gasbereich weisen nach eigener Aussage bereits heute eine große Heterogenität. Diese Heterogenität werde durch politisch getriebene Veränderungen weiter zunehmen. Die Detailfragen in der Agenda des Gesprächs seien vorrangig auf Verteilnetzbetreiber (VNB) ausgerichtet und nicht auf FNB. Einfache und pauschale Lösungen seien daher nicht möglich.
Aktuelle Diskussion: Baukostenzuschüsse (BKZ) bei Batteriespeichern
Das Thema Baukostenzuschüsse (BKZ) bei Batteriespeichern ist derzeit bei vielen Netzbetreibern ein wichtiges Thema. Problematisch ist insbesondere die ungeklärte Rechtslage.
Oberhalb der Niederspannung besteht keine gesetzliche Verpflichtung zur Erhebung von BKZ, jedoch ist dies allgemein üblich und rechtlich anerkannt. Laut Positionspapier der BNetzA vom 20.11.2024 soll ein effizienter Netzbetreiber mit Netzausbaubedarf BKZ diskriminierungsfrei und transparent erheben. Ein Verzicht auf BKZ erfordert eine erhöhte Begründung, um wirtschaftliche Nachteile für die Netznutzer zu vermeiden.
Das Urteil des OLG Düsseldorf vom 20.12.2023 (3 Kart 183/23) verpflichtet die BNetzA, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats erneut zu entscheiden. Das Berechnungsmodell für BKZ bei Batteriespeichern wurde als diskriminierend und missbräuchlich erachtet. Die BNetzA hat Rechtsbeschwerde zum BGH eingelegt, sodass die Rechtslage noch nicht geklärt ist. Bis zur Entscheidung des BGH könnten gezahlte Zuschüsse rückabgewickelt werden müssen.
In der Praxis sind sowohl Sonder-BKZ für netzdienliche Speicher als auch nicht-reduzierte BKZ zu beobachten. Es wird empfohlen, BKZ vorbehaltlich der Entscheidung des BGH zu verlangen und diese ggf. vollständig oder teilweise zurückzuzahlen.
Änderungen des Messstellenbetriebsgesetzes: Grundzuständige Messstellenbetreiber dürfen ihre Preise an die neuen gesetzlichen Preisobergrenzen anpassen
Am 25. Februar 2025 trat das Gesetz zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen in Kraft. Es zielt darauf ab, die Flexibilität des Stromsystems zu erhöhen und umfasst Änderungen in mehreren Gesetzen, darunter das Messstellenbetriebsgesetz.
Die Preisobergrenzen nach § 30 MsbG n.F. für den Pflichteinbau von intelligenten Messsystemen wurden erhöht. Außerdem entfällt rückwirkend, ab dem 1. Januar 2025, bei mehreren Anwendungsfällen die Bündelung der Preisobergrenze (§ 30 Absatz 5 MsbG n.F.). Eine Bündelung bei mehreren Anwendungsfällen hinter derselben Messeinrichtung bleibt jedoch zulässig.
Die Preisobergrenze in § 32 Absatz 1 Satz 1 MsbG n.F. für moderne Messeinrichtungen ist von 20 Euro auf 25 Euro angehoben worden.
Auch die vermuteten angemessenen Entgelte für Zusatzleistungen in § 35 Abs. 1 MsbG n.F. sind geändert worden:
- Für die (vorzeitige) Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem (auf Kundenwunsch) nach § 34 Absatz 2 Satz 2 Nummer 1 MsbG n.F. beträgt das vermutete angemessene Einmalentgelt 100 Euro und bei optionalen Einbaufällen des Messstellenbetreibers nach § 30 Absatz 3 MsbG n.F. zusätzlich 30 Euro pro Jahr.
- Für die Datenübermittlung an Energieserviceanbieter (ESA) wird ein Entgelt in Höhe von 30 Euro jährlich als angemessen vermutet. Messstellenbetreiber verlangen derzeit häufig deutlich höhere Gebühren für Zusatzleistungen. Dieses Vorgehen wurde kürzlich von Verbraucherverbänden kritisiert, und eine gerichtliche Entscheidung wird noch in diesem Jahr erwartet.
Messstellenbetreiber verlangen derzeit häufig deutlich höhere Gebühren für Zusatzleistungen. Dieses Vorgehen wurde kürzlich von Verbraucherverbänden kritisiert, und eine gerichtliche Entscheidung wird noch in diesem Jahr erwartet.
Mit den genannten Anpassungen verfolgt der Gesetzgeber das Ziel, den Ausbau der Infrastruktur für intelligente Messsysteme wirtschaftlich abzusichern und die Digitalisierung der Energiewende voranzutreiben. Gleichzeitig soll durch die Anpassung der Preisobergrenzen eine gerechte Kostenverteilung gewährleistet werden.
Die Änderungen der Preisobergrenzen führen nun dazu, dass Messstellenbetreiber ihre bestehenden Verträge überprüfen müssen, um festzustellen, wie eine Anpassung der eigenen Preisobergrenzen für die Maßnahmen nach § 30 MsbG n.F. umgesetzt werden kann.
27. Sitzung des Energiefachausschusses (EFA) des IDW am 19.12.2024 zu KANU 2.0
Deutschland plant, bis 2045 Netto-Treibhausgasneutralität zu erreichen, was den Ausstieg aus der Erdgasnutzung erfordert. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) erwartet, dass ein Großteil der Erdgasnetze nach 2045 stillgelegt wird. Um die Investitionen der Gasverteilernetzbetreiber bis 2045 zu amortisieren, wurden Anpassungen der Nutzungsdauern und Abschreibungsmodalitäten beschlossen (KANU 2.0). Es können kürzere Nutzungsdauern gewählt oder Vermögensgegenstände degressiv abgeschrieben werden, wobei später auf lineare Abschreibung gewechselt wird. Die beiden kalkulatorischen Vorgehensweisen können nicht frei gewählt werden, sondern müssen auf Basis der tatsächlichen Gegebenheiten begründet sein. Obwohl es keinen direkten Zusammenhang zwischen der kalkulatorischen und der handelsrechtlichen Abschreibung gibt, stellt sich die Frage, wie sich der Ausstieg aus der Erdgasversorgung und die damit verbundenen Änderungen der kalkulatorischen Abschreibungen auf das im handelsrechtlichen Jahresabschluss bilanzierte Gasnetz auswirken.
Die Änderungen der kalkulatorischen Abschreibungen betreffen die Liquidität, Eigenkapitalverzinsung und langfristige Finanzierung. Gasnetzbetreiber müssen prüfen, ob Teile des Netzes für den Transport anderer Gase genutzt werden können. Dies erfordert eine Aufspaltung des Vermögensgegenstands „Erdgasnetz“ in zwei Teile:
- Netzteile, die bis 2045 genutzt und dann stillgelegt werden.
- Netzteile, die auf den Transport anderer Gase umgerüstet werden.
Je nach Zuordnung ergeben sich Fragen zu den Auswirkungen auf die Abschreibung der Vermögensgegenstände.
Eine außerplanmäßige Abschreibung ist vorzunehmen, wenn eine dauernde Wertminderung des Gasnetzes vorliegt. Ein Indiz für eine voraussichtlich dauernde Wertminderung ist, dass die kalkulatorischen Restbuchwerte unter den handelsrechtlichen Restbuchwerten liegen.
Eine Änderung des handelsrechtlichen Abschreibungsplans ist nur in begründeten Ausnahmefällen zulässig. Der Ausstieg aus der Erdgasversorgung bis 2045 erfordert eine Überprüfung des bisherigen Abschreibungsplans. Eine Verkürzung der Nutzungsdauern für das gesamte Erdgasnetz ist nicht zulässig, wenn Teile des Netzes auf Wasserstoff-Nutzung umgerüstet werden sollen. Änderungen des Abschreibungsplans müssen im Anhang angegeben und begründet werden. KANU 2.0 erlaubt den Wechsel von linearer zu degressiver Abschreibung. Handelsrechtlich ist dies nur bei sachlicher Begründung zulässig. Bei verkürzter Nutzungsdauer eines bezuschussten Vermögensgegenstands müssen auch die Baukostenzuschüsse über die verkürzte Restnutzungsdauer aufgelöst werden.
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