energy news #15/2016

ENERGY NEWS #15/2016
Electricity Market Act – Overview
19 July 2016
On 8 July the Electricity Market Act (Strommarktgesetz) passed the upper house of parliament (Bundesrat) and enters into force the day after their promulgation in the Federal Gazette. With the Electricity
Market Act, the Federal Government has decided against a complete conversion to a capacity market
and in favour of an energy-only market with flanking reserve mechanisms. Where an energy-only market
is in place, what is remunerated is not the provision of power, but only the amount of electricity that is
actually delivered.
1.
The Electricity Market Act bases itself primarily on the free market (see: Ruttloff, Wirklich mehr "Markt" durch das
Strommarktgesetz?, emw 2015, p. 2). Pursuant to section 1a(1) of the Energy Industry Act (EnWG), “The price of
electricity will be formed freely on the market according to competitive principles. The amount of the electricity price
on the wholesale market will not be restricted by regulation.” Where a scarce supply and increased demand exists,
significantly higher prices are to be created on the spot market. The legislature hopes that these price peaks will
provide the necessary encouragement for new investments in additional base load capacities. However, it is doubtful whether these circumstances alone will create sufficient investment incentives. Moreover, it remains to be seen
whether policy makers will be prepared to allow such price peaks and justify them in a possible public discussion. In
any case, the German energy market is very far removed from such a free setting of prices according to competitive principles. The influence of the subsidy regime by way of the Renewable Energy Sources Act (EEG) is far too
great. Its mechanisms fundamentally distort the formation of prices, and this will not change in the foreseeable future, not even by way of the EEG 2016.
2.
In order to ensure system stability and the long-term security of supply, the law provides for grid and capacity reserves. The installations earmarked for this purpose may not market electricity or participate in the free electricity
market in parallel or for an unlimited period of time after that. Moreover, as an additional back-up, eight lignite-fired
power stations will be brought into an emergency pool of reserve power on a graduated basis:
3.
The capacity reserve (section 13e EnWG) will be newly regulated to offset excess demand which would otherwise
not be covered by the supply. As of the winter-half-year 2018/2019 this reserve would comprise two gigawatts at
first and then be reviewed every two years by the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy. The tendering
of the reserve will be competitive and open to all technologies and comprises generating plants and loads.
4.
In network reserve (section 13d EnWG), “system-relevant” installations will be kept ready – outside of the general
electricity market – to bridge network bottlenecks. In particular, they can be used for redispatch measures. Systemrelevant power plants are those which are geographically connected at the decisive points of the electricity grid, or
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at least in the immediate vicinity of grid sections in which such network bottlenecks regularly occur, as is currently
the case primarily in Southern Germany. The network reserve is generally made up of three groups of installations:
temporarily decommissioned system-relevant installations, system-relevant installations for which a temporary or
permanent decommissioning is to be feared, and installations which are to be newly constructed. Added to this are
suitable installations from neighbouring foreign countries.
5.
The transmission system operators should additionally construct and operate “network stability installations” if the
need is not otherwise covered (section 13k EnWG). However, it is not yet clear to what extent this is even consistent with the EU provisions on unbundling in the energy sector.
6.
Finally, an emergency pool of lignite-fired installations is provided for (section 13g EnWG). Instead of creating a
climate reserve from lignite-fired installations as originally planned, the act now directly determines which lignitefired installations are to be brought into a four-year “emergency pool” and at what time, before they are finally decommissioned. The Buschhaus power plant will be brought into the emergency pool as the first lignite-fired power
plant already on 1 October. The tariff, which will be based on the revenues of the past years, will be set by the Federal Network Agency (Bundesnetzagentur). It is estimated at EUR 1.6 billion in total. With its decision of May 2016,
the EU Commission explicitly classified this as impermissible state aid.
7.
The Electricity Market Act further provides in section 11(2) EnWG-E that in the future, grid system operators will also be able to take into account a possible switch-off of renewable energy installations at times of especially high
feed-ins (“peak shaving”) in their planning. This is supposed to reduce the grid expansion costs.
8.
Section 24 EnWG is the new legal basis to section 19 (2) StromNEV. The Federal Court of Justice (BGH) declared
section 19 (2) StromNEV, as well as its specification by a determination of the Federal Network Agency (Bundesnetzagentur), null and void. This ruling brought about considerable legal uncertainty for all market participants,
since all grid system operators and electricity customers would have potentially been affected by an unwinding of
the payments that had been made in the surcharge mechanism. Moreover, there was a threat of an unequal distribution of the financial burdens. Now, an authorization to issue ordinances, tailored explicitly to section 19(2) sentences 13 to 16 StromNEV, is into section 24 sentence 1 no. 3 and sentence 2 no. 5 EnWG. By way of section
118(9) EnWG, this provision would have retroactive effect for the period since the introduction of the surcharge in
2011, thus securing its mechanism retrospectively.
9.
The transparency concept, as one of the “principles of the electricity market”, has been added in section 1a(6)
EnWG. A new part, 9a of the EnWG, regulates a national information platform and a core market data register, in
order to systematically compile the relevant electricity market data for Germany and make it available to the public,
guarantee improved availability of “core data” of the energy market and contribute to the reduction and simplification of such notification duties.
10. It remains to be seen how energy storage units can be developed in a technology-neutral, cross sectoral and more
efficient manner. The Electricity Market Act will not create an unequivocal regulatory framework for energy storage
units, even though their importance is growing in light of the increasing generating capacities through solar and
wind power. The issue of coupling of sectors, however, is on the political agenda for the upcoming amendment.
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The concept raises fundamental systemic questions:
1.
The Electricity Market Act seeks to strengthen the existing mechanisms of the electricity market. The price signal
on the electricity market is supposed to be as undistorted as possible so as to promote incentives for the expansion
of the urgently needed flexible (gas) power plant capacities. It is doubtful whether such a market design will bring
about the market price signals that are hoped for. Massive price fluctuations at peak times will be needed in order
to incentivise the refinanceability of new installations. Such price peaks would also most likely have undesirable ef-
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fects on Germany as an industrial location. In any case, the assumption of warranty through the capacity reserve
and the emergency pool can act in opposition to the desired market mechanisms to a certain extent. The demand
side will not submit to arbitrarily high bids if its needs will be covered by the capacity and climate reserves in every
case. Moreover, the increasingly fluid internal electricity market and reciprocal effects due to capacity markets in
the neighbouring countries (such as France) will also exert a downward pressure on prices.
2.
At the same time, the network reserve, the capacity reserve and the emergency pool will be kept permanently separate from the free electricity market. The prohibitions on marketing and returns will prevent a permeability between
the free electricity market and the reserve area. The addition of new installations is in fact planned, particularly in
the network reserve, but also in the capacity reserve, but this will not enable them to enter into the free electricity
market and cover the general need for modern power plants there with the corresponding flexibility options. On the
contrary, the concept calls for their subsequent decommissioning. This is incomprehensible from the standpoint of
both macroeconomics and energy policy.
Citation: Prof. Dr. Christoph Moench/ Dr. Marc Ruttloff/ Lars Kindler, Electricity Market Act – Overview, Gleiss Lutz Energy
News #15/2016 as of 19 July 2016
This article is available on the Gleiss Lutz website and on LinkedIn in the section Gleiss Lutz Energy News.
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ENERGY NEWS #15/2016
Strommarktgesetz – Überblick
19. Juli 2016
Am Freitag, 8. Juli, hat das Strommarktgesetz den Bundesrat passiert. Das Gesetz tritt – im Wesentlichen – am Tag nach der Verkündung in Kraft, mit der im (Spät-)Sommer 2016 zu rechnen ist. Mit dem
Strommarktgesetz hat sich die Bundesregierung gegen eine völlige Umstellung auf einen Kapazitätsmarkt und für einen Energy-Only-Markt mit flankierenden Reservemechanismen entschieden. Bei einem
Energy-Only-Markt wird nicht die Bereitstellung von Leistung vergütet, sondern nur die tatsächlich gelieferte Menge an Strom.
1.
Das Strommarktgesetz setzt vordergründig auf den freien Markt (siehe dazu bereits: Ruttloff, Wirklich mehr "Markt"
durch das Strommarktgesetz?, emw 2015, S. 2). Nach § 1a Abs. 1 EnWG gilt als Grundsatz des neuen Strommarkts: „Der Preis für Elektrizität bildet sich nach wettbewerblichen Grundsätzen frei am Markt. Die Höhe der
Strompreise am Großhandelsmarkt wird regulatorisch nicht beschränkt.“ Bei knappem Angebot gegenüber einer
erhöhten Nachfrage sollen sich am Spotmarkt signifikant höhere Preise bilden. Von diesen Preisspitzen erhofft sich
der Gesetzgeber die notwendige Signalwirkung für Neuinvestitionen in zusätzliche grundlastfähige Erzeugungskapazitäten. Es ist jedoch zweifelhaft, ob sich allein aufgrund dieser Umstände die notwendigen Investitionsanreize
im erforderlichen Umfang einstellen. Es ist zudem abzuwarten, ob die Politik bereit ist, solche Preisspitzen zuzulassen und in einer etwaigen öffentlichen Diskussion zu rechtfertigen. Von einer freien Preisbildung nach wettbewerblichen Grundsätzen ist der deutsche Energiemarkt ohnehin weit entfernt. Viel zu groß ist der Einfluss des Förderregimes durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz. Seine Mechanismen verzerren grundlegend die Preisbildung. Und
daran wird sich in absehbarer Zeit nichts ändern – auch nicht durch das EEG 2017.
2.
Zur Gewährleistung der Netzstabilität und der langfristigen Versorgungssicherheit sieht der Gesetzgeber die Netzund Kapazitätsreserve vor. Die entsprechenden Anlagen unterliegen einem Vermarktungsverbot und dürfen nicht
parallel und auch nicht uneingeschränkt zeitlich danach am freien Strommarkt teilnehmen. Außerdem werden als
weiteres Back-up acht Braunkohlekraftwerksblöcke gestaffelt in eine Sicherheitsbereitschaft überführt:
3.
Die Kapazitätsreserve (§ 13e EnWG) wird zum Ausgleich Nachfrageüberhängen, die durch das Angebot ansonsten
nicht gedeckt wären, neu geregelt. Zunächst soll diese Reserve ab dem Winterhalbjahr 2018/2019 2 Gigawatt umfassen und dann alle zwei Jahre vom BMWi überprüft werden. Die Reserve wird technologieoffen und wettbewerblich ausgeschrieben und umfasst neben Erzeugungsanlagen auch Lasten.
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4.
In der Netzreserve (§ 13d EnWG) werden sog. systemrelevante Anlagen zur Überbrückung von Netzengpässen –
außerhalb des allgemeinen Strommarktes – vorgehalten. Sie können insbesondere für Redispatch-Maßnahmen
eingesetzt werden. Systemrelevant sind dabei solche Kraftwerke, die geografisch an den entscheidenden Punkten
des Stromnetzes oder zumindest in der näheren Umgebung von Netzabschnitten angeschlossen sind, an denen
regelmäßig solche Netzengpässe auftreten, wie derzeit vor allem in Süddeutschland. Die Netzreserve wird grundsätzlich aus drei Gruppen von Anlagen gebildet: aus vorläufig stillgelegten systemrelevanten Anlagen, systemrelevanten Anlagen, bei denen vorläufige oder endgültige Stilllegungen zu besorgen sind, und aus neu zu errichtenden
Anlagen. Hinzukommen geeignete Anlagen aus dem benachbarten Ausland.
5.
Die Übertragungsnetzbetreiber sollen zudem selbst sog. Netzstabilitätsanlagen errichten und betreiben, wenn der
Bedarf ansonsten nicht gedeckt wird (§ 13k EnWG). Dabei ist bislang ungeklärt, inwieweit dies überhaupt mit den
unionsrechtlichen Vorgaben für das Unbundling im Energiesektor vereinbar ist.
6.
Schließlich ist eine Sicherheitsbereitschaft von Braunkohleanlagen vorgesehen (§ 13g EnWG). Statt wie ursprünglich geplant, eine Klimareserve aus Braunkohleanlagen zu schaffen, bestimmt das Gesetz nun unmittelbar, welche
Braunkohleanlagen zu welchem Zeitpunkt in eine vierjährige „Sicherheitsbereitschaft“ überführt werden, bevor sie
endgültig stillgelegt werden. Das Kraftwerk Buschhaus wird als erstes Braunkohlekraftwerk bereits am 1. Oktober
in die Sicherheitsbereitschaft überführt. Die Vergütung orientiert sich an den Erlösen der vergangenen Jahre und
wird von der Bundesnetzagentur festgesetzt. Sie wird insgesamt auf 1,6 Milliarden Euro geschätzt. Die EUKommission hat dies mit der Entscheidung von Mai 2016 ausdrücklich nicht als unzulässige Beihilfe klassifiziert.
7.
Das Strommarktgesetz sieht ferner in § 11 Abs. 2 EnWG vor, dass Netzbetreiber bei ihrer Planung künftig auch eine mögliche Abregelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen in Zeiten besonders hoher Einspeisung berücksichtigen können (sog. „Spitzenkappung“). Dadurch sollen Netzausbaukosten reduziert werden.
8.
Mit dem geänderten § 24 EnWG hat § 19 StromNEV eine neue gesetzliche Grundlage erhalten. Der BGH hatte mit
Beschluss vom 12. April 2016 § 19 Abs. 2 S. 13-16 StromNEV samt ihrer Konkretisierung durch eine Festlegung
der Bundesnetzagentur für nichtig erklärt, da die Umlage nicht mehr von der Verordnungsermächtigung des § 24
Abs. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Mit dieser Entscheidung ist eine erhebliche Rechtsunsicherheit bei allen Marktbeteiligten entstanden. Von einer Rückabwicklung der im Umlagemechanismus getätigten Zahlungen wären potentiell alle Netzbetreiber und Stromkunden betroffen. Für die Zukunft drohte zudem eine ungleiche Verteilung der finanziellen Lasten. Um das zu vermeiden, hat der Wirtschaftsausschuss des Bundestages in seiner Sitzung am 22.
Juni 2016 den Entwurf des Strommarktgesetzes um eine Änderung des § 24 EnWG ergänzt. § 24 EnWG Satz 1
Nr. 3, Satz 2 Nr. 5 EnWG sieht nun eine spezifische Verordnungsermächtigung für die § 19 Abs. 2 Sätze 13 bis 16
StromNEV vor. Über § 118 Abs. 9 EnWG wirkt diese Regelung Rückwirkung für die Zeit seit Einführung der Umlage in 2011 (Kindler, Gesetzgeber stützt Umlagemechanismus nach § 19 Abs. 2 StromNEV, Gleiss Lutz Energy
News #11/2016 vom 6. Juli 2016).
9.
Der Transparenzgedanke wird als einer der „Grundsätze des Strommarktes“ neu in § 1a Abs. 6 EnWG aufgenommen. In einem neuen Teil 9a des EnWG wird die nationale Informationsplattform und ein Marktstammdatenregister
vorgesehen. Damit sollen die relevanten Strommarktdaten für Deutschland systematisch aufbereitet und der Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden, eine verbesserte Verfügbarkeit sogenannter Stammdaten des Energiemarkts garantiert werden und einen Beitrag zur Reduzierung und Vereinfachung diesbezüglicher Meldepflichten
geleistet werden.
10. Offen bleibt, wie Stromspeicher technologieneutral, sektorenübergreifend und effizienter entwickelt werden können.
Durch das Strommarktgesetz wird kein eindeutiger regulatorischer Rahmen für Stromspeicher geschaffen, obwohl
die Bedeutung von Stromspeichern angesichts zunehmender Erzeugungskapazitäten durch Sonnen- und Windkraft
wächst. Das Thema Sektorenkoppelung steht jedoch auf der politischen Agenda für die kommende Novellierung.
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Gleiss Lutz Kommentar
Das Konzept wirft grundsätzliche Systemfragen auf:
1.
Das Strommarktgesetz will die bestehenden Mechanismen des Strommarktes stärken. Die Preissignale auf dem
Strommarkt sollen möglichst unverzerrt wirken, um Anreize für den Zubau der dringend benötigten flexiblen
(Gas-)Kraftwerkskapazitäten zu fördern. Ob bei einem derartigen Marktdesign die erhofften Marktpreissignale entstehen, ist zweifelhaft. Es bedarf massiver Preisausschläge zu Spitzenzeiten, um die Refinanzierbarkeit von Neuanlagen anzureizen. Derartige Preisspitzen hätten wohl auch unerwünschte volkswirtschaftliche Auswirkungen auf
den deutschen Industriestandort. Die Gewährträgerschaft durch die Kapazitätsreserve und die Sicherheitsbereitschaft könnten ohnehin die erhofften Marktmechanismen teilweise konterkarieren. Die Nachfrageseite wird sich
nicht zu Geboten in beliebiger Höhe hinreißen lassen, wenn der Bedarf über die Kapazitäts- und Klimareserve in
jedem Fall gedeckt wird. Hinzukommen preisdämpfende Effekte durch den zunehmend liquiden Elektrizitätsbinnenmarkt und Wechselwirkungen aufgrund von Kapazitätsmärkten in den Nachbarländern (z.B. in Frankreich).
2.
Gleichzeitig wird die Netzreserve, die Kapazitäts- und die Sicherheitsbereitschaft vom freien Strommarkt nachhaltig
abgeschottet. Mit den Vermarktungs- und Rückkehrverboten wird eine Durchlässigkeit zwischen dem freien
Strommarkt und dem Reservebereich verhindert. Insbesondere in der Netzreserve, aber auch in der Kapazitätsreserve, ist sogar ein Zubau neuer Anlagen vorgesehen, ohne dass diesen die Möglichkeit eröffnet wird, perspektivisch in den freien Strommarkt einzutreten und den dortigen generellen Bedarf nach modernen Kraftwerken mit den
entsprechenden Flexibilitätsoptionen zu decken. Stattdessen sieht das Konzept die anschließende Stilllegung vor.
Dies ist volkswirtschaftlich und energiepolitisch nicht nachvollziehbar.
Zitiervorschlag: Prof. Dr. Christoph Moench/ Dr. Marc Ruttloff/ Lars Kindler, Strommarktgesetz - Überblick, Gleiss Lutz
Energy News #15/2016 vom 19. Juli 2016
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