Top Questions: Regulatorik/Compliance

Kurzzusammenfassung: Netzentgelte nach StromNZV

Die StromNZV regelt die Grundsätze für Netzentgelte in Deutschland – ergänzt durch StromNEV (Berechnung) und EnWG (Rahmen). Sie legt fest:

✅ Diskriminierungsfreiheit & Transparenz (§ 21 Abs. 1):

• Gleiche Entgelte für alle Netznutzer (keine Konzernprivilegien).
• Veröffentlichungspflicht (Website, BNetzA-Prüfung).

✅ Kostenorientierung & Effizienz (§ 21 Abs. 2):

• Entgelte basieren auf effizienten Kosten (keine Übergewinne).
• Anreizregulierung (ARegV) steuert Erlösobergrenzen (EOG) mit Benchmarking.
• Netzbetreiber müssen Kosten jährlich rechtfertigen.

✅ Praktische Verfahren:

• Genehmigung durch BNetzA/Landesbehörden (Einreichung bis 30.09., vorläufige Entgelte ab 01.01.).
• Veröffentlichung bis 15.11. (Entgelttabellen, Kalkulationsmethoden).
• Sonderregelungen:
  • Vermiedene Netzentgelte (§ 18 StromNEV) für dezentrale Erzeuger (PV, BHKW).
  • Individuelle Netzentgelte (§ 19 StromNEV) für Großverbraucher mit atypischer Netznutzung.
  • Zeitvariable Tarife (z. B. höhere Entgelte zu Spitzenlastzeiten).

Wichtig für die Praxis:

• Netzbetreiber: Kostenkontrolle, Effizienzvergleiche, transparente Veröffentlichung.
• Lieferanten/BKV: Netzentgeltoptimierung (Lastmanagement, zeitvariable Tarife).
• Industriekunden: Individuelle Entgelte prüfen (§ 19 StromNEV).

Fristen:

• Einreichung Netzentgelte: 30.09. (Vorjahr).
• Veröffentlichung: 15.11. (Vorjahr).
• Genehmigung: 31.03. (laufendes Jahr).

Die StromNZV sichert faire, transparente und effiziente Netzentgelte – entscheidend für Netzbetreiber, Lieferanten und Verbraucher.

AS4 in der deutschen Energiewirtschaft – Kurzübersicht Die Bundesnetzagentur (BNetzA) führt AS4 (Applicability Statement 4) als neuen Standard für die elektronische Marktkommunikation (EMK) ein. AS4 ersetzt schrittweise EDIFACT über E-Mail/FTP und nutzt die SM-PKI des BSI für sichere, verschlüsselte Übertragungen. #### Relevante Festlegungen & Fristen | Festlegung | Inhalt | Frist | |----------------------|-------------------------------------|-------------------------| | BK6-20-059 | Einführung AS4 als Standard | Ab 01.10.2024 für neue Marktteilnehmer | | BK6-22-060 | BDEW AS4-Profil (technische Details)| 01.04.2025 schrittweise Migration | | BK6-23-061 | Pflicht-Testphase | Bis 30.09.2024 | | BK7-21-060 | SM-PKI-Zertifikate | Ab 01.10.2024 verpflichtend | | BK6-24-XXX | Vollständige Umstellung | 01.04.2026 | #### Praktische Umsetzung 1. Vorbereitung (bis 30.09.2024): - SM-PKI-Zertifikate beim BSI beantragen. - AS4-Software auswählen (kommerziell/Open-Source). - Testumgebung einrichten (BNetzA-Testplattform nutzen). 2. Testphase (bis 30.09.2024): - Pflicht für alle Marktteilnehmer! - Testnachrichten (UTILMD, MSCONS) über AS4 versenden. - Fehlerbehandlung & Performance prüfen. 3. Produktivbetrieb (ab 01.10.2024): - Neue Marktteilnehmer müssen AS4 nutzen. - Bestehende Teilnehmer migrieren bis 01.04.2026. #### Wichtige Hinweise - EDIFACT-Nachrichten bleiben unverändert, nur der Transportweg ändert sich. - Kein Produktivbetrieb ohne erfolgreiche Testphase! - Parallelbetrieb (AS4 + alte Wege) bis zur vollständigen Umstellung. Handlungsempfehlung: - Jetzt mit der Vorbereitung beginnen (Zertifikate, Software, Tests).…

§14a EnWG – Kurzfassung für die Praxis

Zweck: §14a EnWG ermöglicht die netzdienliche Steuerung von Verbrauchseinrichtungen (z. B. Wärmepumpen, Wallboxen, Stromspeicher >4,2 kW) in der Niederspannung, um Netzengpässe zu vermeiden. Betreiber erhalten im Gegenzug reduzierte Netzentgelte.

Betroffene Anlagen (ab 1.1.2024):

• Wärmepumpen (ab 4,2 kW)
• Wallboxen (unabhängig von Leistung)
• Stromspeicher & Klimageräte (ab 4,2 kW)
• Nachtspeicherheizungen (Bestandsschutz bis Außerbetriebnahme)

Pflichten für Netzbetreiber:

• Steuerbarkeit technisch ermöglichen (z. B. via Smart Meter Gateway oder Rundsteuertechnik).
• Drei Netzentgelt-Module anbieten (pauschal, prozentual, zeitvariabel).
• Stammdatenmeldung (UTILMD) und Abrechnung (MSCONS) anpassen.

Pflichten für Anlagenbetreiber:

• Neuanlagen ab 2024 müssen steuerbar sein.
• Bestandsanlagen bis 31.12.2028 nachrüsten.
• Anmeldung beim Netzbetreiber und Wahl eines Netzentgelt-Moduls.

Fristen:

• 1.1.2024: Neue Anlagen müssen steuerbar sein.
• 31.12.2028: Bestandsanlagen nachgerüstet.
• 31.3.2024: Erste Meldung an BNetzA.

Praktische Hinweise:

• Technik: Smart Meter Gateway (SMGW) oder Rundsteuertechnik nutzen.
• Prozesse: UTILMD/MSCONS für Stammdaten und Abrechnung anpassen.
• Kundenkommunikation: Wahlmöglichkeiten der Netzentgelt-Module transparent darstellen.

Ziel: Netzstabilität sichern und gleichzeitig Kostenvorteile für Betreiber schaffen.

Entschuldigung, ich konnte dazu gerade keine Antwort generieren. Bitte versuche es in Kürze erneut.

Kernanforderungen des MsbG an Messstellenbetreiber (MSB) – Kurzfassung

Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) verpflichtet MSB zur Digitalisierung der Messinfrastruktur durch den Rollout moderner Messeinrichtungen (mME) und intelligenter Messsysteme (iMSys).

1. Rollen & Pflichten

• Grundzuständiger MSB (meist Netzbetreiber): Verantwortlich für den verpflichtenden Einbau von iMSys bei:
  • Letztverbrauchern > 6.000 kWh/a (Fristen: 2024–2030)
  • EEG-/KWK-Anlagen > 7 kW (bis 2024)
  • Steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG)
• Wettbewerbliche MSB benötigen eine BNetzA-Genehmigung (§ 4 MsbG) und müssen technische Standards (z. B. BSI-zertifizierte SMGW) erfüllen.

2. Technische Vorgaben

• iMSys müssen tägliche Messwertübertragung (MSCONS) und Datenschutz (DSGVO, BSI TR-03109) gewährleisten.
• Kostenobergrenzen (§ 32 MsbG): 20–100 €/Jahr (je nach Verbrauch).

3. Fristen & Prozesse

• Jährliche Meldung an BNetzA (§ 74 MsbG) über Installationsfortschritt.
• Marktkommunikation: UTILMD (Stammdaten), MSCONS (Messwerte) via EDIFACT.
• SMGW-Administration: Zertifizierung, Firmware-Updates, sichere Datenübertragung.

4. Praxistipps

• Priorisierung nach Verbrauchskategorien.
• IT-Infrastruktur für SMGW-Anbindung und Marktkommunikation.
• Kundenkommunikation (Einwilligungen, Transparenz über Kosten).

Fazit: MSB müssen technische, rechtliche und wirtschaftliche Anforderungen erfüllen – von der Installation bis zur Datenweitergabe. Eine frühzeitige Planung und digitale Prozesse sind entscheidend.

DSGVO für Messdaten – Kurzfassung Wann gilt die DSGVO? Messdaten (z. B. Lastgänge, Zählerstände) sind personenbezogen, wenn sie einer natürlichen Person zugeordnet werden können (z. B. Haushaltsverbrauch). Dann unterliegen sie der DSGVO. Anonymisierte Daten (z. B. aggregierte Netzlast) fallen nicht darunter. Rechtsgrundlagen für die Verarbeitung: - Vertragserfüllung (Art. 6 Abs. 1 lit. b DSGVO): Abrechnung, Netznutzung (z. B. Lastgangdaten für Stromrechnung). - Rechtliche Pflicht (Art. 6 Abs. 1 lit. c DSGVO): MsbG, EnWG, StromNEV (z. B. Bilanzierung, Netzbetrieb). - Einwilligung (Art. 6 Abs. 1 lit. a DSGVO): Für Mehrwertdienste (z. B. dynamische Tarife, Energieberatung). - Berechtigtes Interesse (Art. 6 Abs. 1 lit. f DSGVO): Betrugsprävention, Netzoptimierung (mit Interessenabwägung). Pflichten für Energieversorger & MSB: ✅ Informationspflicht (Art. 13 DSGVO): Kunden über Datenverarbeitung aufklären (Zweck, Speicherdauer, Rechte). ✅ Datenminimierung & Speicherbegrenzung (Art. 5 DSGVO): Nur notwendige Daten erheben, Löschfristen einhalten (z. B. Lastgänge nach 3 Jahren). ✅ Technische & organisatorische Maßnahmen (TOM) (Art. 32 DSGVO): Verschlüsselung, Zugriffskontrollen, Backups. ✅ Betroffenenrechte (Art. 15–22 DSGVO): Auskunft, Löschung, Widerspruch – innerhalb 1 Monat bearbeiten. ✅ Datenschutz-Folgenabschätzung (DSFA) (Art. 35 DSGVO): Bei hohem Risiko (z. B. KI-Analysen). ✅ Meldung von Datenschutzverletzungen (Art. 33 DSGVO): Innerhalb 72 Stunden an Aufsichtsbehörde. Praktische Umsetzung: - Einwilligungen für Mehrwertdienste…

Kernpflichten des MSB nach BSI TR-03109 (kurz & praxisnah)

Als Messstellenbetreiber (MSB) müssen Sie folgende Pflichten nach BSI TR-03109 erfüllen:

1. Einbau & Inbetriebnahme

• Zertifizierte Komponenten verwenden:
  • SMGW (BSI-CC-PP-0073 zertifiziert)
  • Kompatible Zähler (BKE-I/II für Strom, mME für Gas)
• Rollout-Pflichten nach MsbG § 29 umsetzen (z. B. ≥6.000 kWh/a bis 2025).
• Prozessablauf:
  • Kundeninfo (3 Monate vor Einbau)
  • UTILMD-Meldung (99012) nach Einbau
  • Initialisierung des SMGW (PKI-Registrierung)

2. Betrieb & Wartung

• Gateway-Administration (GWA):
  • Nur zertifizierte GWA einsetzen (TR-03109-4).
  • Firmware-Updates innerhalb 30 Tage nach Release.
  • Schlüsselmanagement (Zertifikatsrotation alle 5 Jahre).
• Datenkommunikation:
  • Verschlüsselung (TLS 1.2/1.3, BSI-PKI-Zertifikate).
  • MSCONS/UTILMD fristgerecht versenden (Tageswerte bis 12:00 Uhr Folgetag).
• Störungsmanagement:
  • SMGW-Ausfall: Reparatur innerhalb 24–72 h.
  • Sicherheitsvorfälle: Unverzüglich an BSI melden.

3. Compliance & Dokumentation

• Zertifizierungen nachweisen (SMGW, GWA).
• Dokumentation (Einbauprotokolle 10 Jahre, Audit-Logs 1 Jahr).
• Prüfungen durch BSI und Netzbetreiber (Bußgelder bis 100.000 € möglich).

Praktische Tipps

✅ Automatisierung (PKI, MSCONS-Meldungen). ✅ Schulungen für Mitarbeiter (BSI-Grundschutz, TR-03109). ✅ Kooperation mit Netzbetreibern für reibungslose Datenweiterleitung.

Fazit: Halten Sie zertifizierte Technik, fristgerechte Prozesse und lückenlose Dokumentation ein – dann sind Sie compliant! 🚀

Aufbewahrungsfristen für Messdaten – Kurzfassung

Rechtsgrundlagen:

• MsbG (§ 66/67): 1–3 Jahre (je nach Zweck)
• EnWG/StromNZV/GasNZV: Marktkommunikation (GPKE, WiM)
• DSGVO/HGB/AO: Datenschutz (Löschpflicht) & steuerliche Pflichten (10 Jahre)

Wichtigste Fristen:

Praktische Umsetzung:

1. Klassifizieren: Messdaten nach Zweck (Abrechnung, Netzbetrieb, Steuer) trennen.
2. Automatisieren: Löschfristen im MDM-System hinterlegen (z. B. 3 Jahre für Abrechnungsdaten).
3. Dokumentieren: Löschungen protokollieren (DSGVO-konform).
4. Prüfen: Jährliche Audits zur Fristeneinhaltung.

Wichtig: Steuerliche Daten (Rechnungen, Verträge) immer 10 Jahre speichern! DSGVO erfordert Löschung nach Zweckfortfall, aber MsbG/HGB gehen vor. Bei Konflikten: Längere Frist gilt.

ARegV kompakt: Praxisrelevanz für Netzbetreiber

Die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) regelt die kosteneffiziente Netzentgeltbildung für Strom- und Gasnetzbetreiber und gilt bis 31.12.2028. Sie setzt Effizienz-, Qualitäts- und Investitionsanreize durch:

1. Erlösobergrenzen (EOG, § 4–10a)

   • Jährliche Festlegung der maximalen Netzeinnahmen pro Regulierungsperiode (5 Jahre).
   • Berechnung basiert auf:
     • Ausgangskosten (geprüfte Netzkosten des Basisjahres, z. B. 2021 für 2024–2028).
     • Produktivitätsfaktor (jährliche Kostensenkung, z. B. 1,25 % für Strom).
     • Qualitätselement (Bonus/Malus bei SAIDI/SAIFI-Abweichungen).
     • Investitionsanreize (z. B. Kapitalkostenaufschlag für Netzausbau).

2. Effizienzvergleich (§ 12–16)

   • Benchmarking der Netzbetreiber (DEA/SFA-Methoden).
   • Fristen:
     • Datenlieferung (MSCONS/UTILMD) bis 30.04. des Folgejahres.
     • EOG-Antrag bis 30.09. des Vorjahres.

3. Qualitätsregulierung (§ 18–20)

   • SAIDI/SAIFI-Ziele mit finanziellen Anreizen (Bonus bei Unterschreitung, Malus bei Überschreitung).

4. Praktische Pflichten

   • Jährliche Meldungen (Kosten, Qualität, Investitionen) an die BNetzA.
   • Regulierungskonto (Ausgleich von Mehr-/Mindereinnahmen innerhalb 3 Jahren).
   • Netzausbauplanung (Genehmigung von Investitionen für EOG-Anpassung).

Handlungsempfehlungen:

• Datenqualität sicherstellen (EDIFACT/XML-Meldungen prüfen).
• Effizienzpotenziale identifizieren (Benchmarking-Tools nutzen).
• Investitionen frühzeitig mit der BNetzA abstimmen.

Die ARegV erfordert proaktives Regulierungsmanagement, um Kostensenkungen, Qualitätsziele und Netzausbau zu vereinen. Bei Fragen helfen BDEW/VKU oder Regulierungsberater.

Bilanzkreisverantwortung nach StromNZV – Kurzfassung

Die Bilanzkreisverantwortung (BKV) nach § 4 StromNZV verpflichtet Marktteilnehmer, für den Ausgleich von Einspeisung und Entnahme in ihrem Bilanzkreis zu sorgen. Der Bilanzkreisverantwortliche (BKV) – z. B. Stromhändler, Lieferanten oder Industriekunden – muss Fahrpläne (Prognosen) an den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) melden und Abweichungen durch Ausgleichsenergie ausgleichen.

Wichtigste Pflichten & Fristen

✅ Fahrplanmeldung (Day-Ahead) – Bis 14:30 Uhr des Vortags (§ 5 StromNZV). ✅ Intraday-Änderungen – Bis 45 Minuten vor Lieferung. ✅ Messwertübermittlung (MSCONS) – Bis 6 Werktage nach Liefermonat (MaBiS). ✅ Bilanzkreisabrechnung – ÜNB rechnet monatlich ab (§ 8 StromNZV).

Praktische Herausforderungen

⚠ Prognosegenauigkeit – Schlechte Vorhersagen führen zu teurer Ausgleichsenergie. ⚠ Datenqualität – Falsche Meldungen verursachen Korrekturabrechnungen. ⚠ Regulatorische Änderungen – MaBiS 2.0, Redispatch 2.0 etc. erfordern Anpassungen.

Sanktionen bei Verstößen

🔴 Wiederholte Abweichungen → Höhere Ausgleichsenergiekosten. 🔴 Verspätete Meldungen → Ablehnung des Fahrplans. 🔴 Dauerhafte Ungleichgewichte → Kündigung des Bilanzkreisvertrags (§ 26 StromNZV).

Fazit: BKV müssen Fristen einhalten, Prognosen optimieren und Datenqualität sicherstellen, um Kosten zu minimieren. Professionelle Software (z. B. SAP, Kisters) und enge Zusammenarbeit mit dem ÜNB sind entscheidend.

Marktstammdatenregisterverordnung (MaStRV) – Kurzfassung

Die MaStRV regelt die Registrierungspflichten für das Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur (§ 111f EnWG). Sie dient der Digitalisierung, Transparenz und Effizienz in der Energiewirtschaft.

Zweck & Betroffene

• Ziel: Zentrale Erfassung aller energiewirtschaftlichen Anlagen (Strom, Gas, Wärme) und Marktakteure.
• Betroffene:
  • Anlagenbetreiber (PV, Wind, BHKW, Speicher, Ladepunkte)
  • Netzbetreiber (ÜNB, VNB)
  • Lieferanten, BKV, MSB, Direktvermarkter
• Ausnahmen: Kleinstanlagen (<600 W) sind freiwillig registrierbar.

Wichtige Fristen

• Neuanlagen: 1 Monat nach Inbetriebnahme (§ 5 MaStRV).
• Bestandsanlagen: Registrierungspflicht seit 31.01.2021 (Übergangsfrist abgelaufen).
• Änderungen/Stilllegungen: 1 Monat vor/nach Ereignis (§ 6, 7 MaStRV).

Praktische Umsetzung

• Registrierung über das MaStR-Portal (ELSTER/eID).
• Daten: Standort, Leistung, EEG-Status, Netzbetreiber, Zählpunkt.
• Schnittstellen: EDIFACT (UTILMD, MSCONS), REST-API für automatisierte Meldungen.

Bußgelder & Risiken

• Nichtregistrierung: Bis 50.000 € (§ 13 MaStRV).
• Falschangaben: Rückforderung von EEG-Förderung, Anschlussverweigerung.

Praxistipps

• Anlagenbetreiber: Vor Inbetriebnahme registrieren (EEG-Vergütung!).
• Netzbetreiber: MaStR-Daten mit eigenen Systemen abgleichen (GIS, Netzplanung).
• Lieferanten: MaStR als Datenquelle für Kundenstamm nutzen.

Fazit: Das MaStR ist die zentrale Datenbasis für die Energiewende – fristgerechte Registrierung vermeidet Bußgelder und sichert Förderungen.

🔗 MaStR-Portal | MaStRV im Gesetz

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§ 19 StromNEV – Atypische Netznutzung (Kurzfassung)

Zweck: § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV ermöglicht individuelle Netzentgelte, wenn ein Letztverbraucher durch Lastverlagerung in lastschwache Zeiten (z. B. nachts) die Netzkosten senkt.

Voraussetzungen: ✔ Atypischer Lastverlauf (z. B. durch Lastmanagement, Speicher, flexible Produktion) ✔ Keine Mindestverbrauchsmenge, aber typisch ab 1 GWh/Jahr ✔ Nachweis der Lastverlagerung (15-Minuten-Lastgänge der letzten 12 Monate)

Prozess:

1. Vorabklärung mit Netzbetreiber (Lastganganalyse, Wirtschaftlichkeitsprüfung)
2. Anzeige bis 30.09. für das Folgejahr (Formular + Nachweise)
3. Hochlastzeitfenster (HLZF) einhalten (vom Netzbetreiber definiert, z. B. 8–12 Uhr)
4. Netzentgeltanpassung (meist 30–70% Reduzierung des Leistungspreises)

Praktische Hinweise: ✅ Dokumentation (15-Minuten-Werte, Produktionspläne) ✅ Monitoring (Einhaltung der HLZF, sonst Rückforderung möglich) ✅ Flexible Laststeuerung (z. B. Speicher, Demand Response)

Einsparpotenzial:

• 30–70% Reduzierung des Leistungspreises (z. B. 50 €/kW → 25 €/kW)
• Beispiel: Industriebetrieb mit 5 MW Jahreshöchstlast spart 125.000 €/Jahr

Fristen & Regelwerke:

• Anzeige bis 30.09. (für Folgejahr)
• BNetzA-Beschluss BK4-13-739 (Kriterien für atypische Netznutzung)
• UTILMD/MSCONS (Marktkommunikation für Stammdaten & Messwerte)

Fazit: Wer seine Last flexibel steuern kann, sollte § 19 prüfen – der Aufwand lohnt sich oft! 🚀

Kernanforderungen der TAB an PV-Anlagen (kurz & praxisnah) Die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) der Netzbetreiber regeln den Anschluss von PV-Anlagen an das Niederspannungsnetz. Wichtige Grundlagen sind: - VDE-AR-N 4100/4105 (technische Mindestanforderungen) - EnWG & NAV (rechtliche Pflichten) - EEG 2023 (Einspeisemanagement, Wirkleistungsbegrenzung) #### 1. Anmeldepflicht & Fristen - Anlagen ≤ 600 W: Nur Marktstammdatenregister (MaStR) (keine Netzbetreiber-Anmeldung). - Anlagen > 600 W bis 30 kW: Anmeldung beim Netzbetreiber + MaStR (8 Wochen vor Inbetriebnahme). - Anlagen > 30 kW: Zusätzlich Netzverträglichkeitsprüfung. #### 2. Technische Anforderungen ✔ Wechselrichter: - 70%-Wirkleistungsbegrenzung (≤ 25 kW, alternativ dynamische Steuerung via Smart Meter). - Blindleistungsbereitstellung (cos φ = 0,95 induktiv/kapazitiv, ab 3,68 kVA einphasig / 13,8 kVA dreiphasig). - FRT-Fähigkeit (Durchfahren von Netzstörungen, ab 13,8 kVA). ✔ Zählerplatz & Messung: - Drehstromzähler (ab 4,6 kVA). - Zweirichtungszähler bei Überschusseinspeisung. - Smart Meter Gateway (SMGW) ab 7 kW. ✔ Schutzmaßnahmen: - NA-Schutz (Unter-/Überspannung, -frequenz, Inselnetzerkennung). - Erdung & Potentialausgleich (DIN VDE 0100-712). - Blitzschutz (Typ-2-Überspannungsschutz). #### 3. Dokumentation & Inbetriebnahme - Inbetriebnahmeprotokoll (vom Netzbetreiber bestätigt). - MaStR-Registrierung (innerhalb 1 Monat nach Inbetriebnahme). - EEG-Vergütungsantrag (bei der BNetzA). #### Praktische Tipps ✅ Immer aktuelle TAB des Netzbetreibers prüfen (z. B. Bayernwerk Netz). ✅ Zertifizierte Wechselrichter verwenden (VDE-AR-N…

Niederspannungsanschlussverordnung (NAV) – Kurzfassung für die Praxis

Die NAV regelt den Netzanschluss und die Nutzung von Niederspannungsnetzen (≤ 1.000 V AC) für Letztverbraucher. Sie gilt für Netzbetreiber, Anschlussnehmer (Eigentümer/Erbbauberechtigte) und Anschlussnutzer (Mieter, Gewerbe).

Wesentliche Inhalte & Prozesse

1. Netzanschluss (§ 2 NAV)

   • Antragstellung durch Anschlussnehmer (digital/schriftlich).
   • Prüfung durch Netzbetreiber (4 Wochen Frist, bei Netzausbau bis 3 Monate).
   • Herstellung des Anschlusses (3 Monate Frist nach Vertragsabschluss).
   • Technische Anforderungen: Einhaltung der TAB 2019 (VDE-AR-N 4100) und DIN VDE 0603 (Zählerplatz).

2. Anschlussnutzung (§ 3 NAV)

   • Nutzungsrecht für Strombezug, aber keine Rückspeisung ohne Genehmigung.
   • Unterbrechung möglich bei Zahlungsverzug oder Netzstörungen.

3. Kosten & Haftung (§ 9, 18 NAV)

   • Baukostenzuschuss (BKZ) bis 50 % der Netzausbaukosten.
   • Netzbetreiber haftet für Netzstörungen, Anschlussnehmer für unsachgemäße Nutzung.

4. Beendigung (§ 24–27 NAV)

   • Kündigungsfrist: 3 Monate zum Monatsende.
   • Fristlose Kündigung bei Gefährdung der Netzsicherheit.

Praktische Hinweise

• Stammdatenmeldungen über UTILMD (EDIFACT).
• Störungsmanagement via MSCONS.
• Smart Meter werden schrittweise Pflicht (ab 6.000 kWh/a).
• EEG-Anlagen unterliegen VDE-AR-N 4105 (nicht der NAV).

Fazit: Die NAV definiert klare Prozesse, Fristen und technische Standards für den Niederspannungsanschluss. Netzbetreiber müssen diskriminierungsfrei anschließen, während Anschlussnehmer technische Vorgaben einhalten müssen.

EEG 2023: Einspeisevergütung – Kurzübersicht Das EEG 2023 fördert Strom aus erneuerbaren Energien (EE) durch Einspeisevergütung oder Marktprämie. Anspruchsberechtigt sind Anlagenbetreiber (Wind, Solar, Biomasse, Wasserkraft, Geothermie, Grubengas) sowie Stromspeicher und Mieterstrommodelle. #### Vergütungsarten 1. Einspeisevergütung (§ 21 EEG): - Feste Vergütung pro kWh, direkt vom Netzbetreiber gezahlt. - Nur für Anlagen ≤ 100 kW (z. B. Solaranlagen auf Hausdächern). 2. Marktprämie (§ 20 EEG): - Differenz zwischen EEG-Vergütungssatz und Marktpreis. - Pflicht für Anlagen > 100 kW (Direktvermarktung an der Börse). 3. Mieterstromzuschlag (§ 21 Abs. 3 EEG): - Zusätzliche Förderung für Strom, der in Wohngebäuden erzeugt und an Mieter geliefert wird. #### Vergütungssätze (Beispiele 2023/2024) | Technologie | Anlagengröße | Vergütung (Cent/kWh) | |------------|-------------|----------------------| | Solar (Dach) | ≤ 10 kW | 8,20 | | Wind an Land | ≤ 500 kW | 8,60 | | Biogas | ≤ 150 kW | 13,66 | #### Wichtige Prozesse & Fristen - Anmeldung der Anlage: Spätestens 4 Wochen vor Inbetriebnahme beim Netzbetreiber. - Stammdatenmeldung (UTILMD): Innerhalb 1 Monat nach Inbetriebnahme. - Direktvermarktung: Anmeldung 1 Monat vor Start. - Messwertübermittlung (MSCONS): Bis 5. Werktag des Folgemonats. - Auszahlung: Bis 15. des Folgemonats (Einspeisevergütung/Marktprämie). #### Praktische Hinweise - Anlagenbetreiber: Frühzeitig anmelden, Dokumentation…

KAV kompakt: Praxisrelevanz für die Energiewirtschaft

Die Konzessionsabgabenverordnung (KAV) regelt die Abgaben, die Energieversorger (EVU) an Gemeinden für die Nutzung öffentlicher Verkehrswege zahlen. Sie gilt für Strom- und Gaslieferungen an Tarif- und Sondervertragskunden, nicht jedoch für Eigenversorgung oder Direktleitungen.

Höchstbeträge (Cent/kWh):

• Strom: 0,61–2,39 ct (Tarifkunden) / 0,11 ct (Sondervertragskunden)
• Gas: 0,04–0,22 ct (Tarifkunden) / 0,03 ct (Sondervertragskunden)
• Staffelung nach Gemeindegröße (bis 25.000 bis über 500.000 Einwohner).

Praktische Auswirkungen:

• Konzessionsverträge (max. 20 Jahre Laufzeit) müssen die KAV-Grenzen einhalten.
• Abrechnung erfolgt über Netzentgelte, basierend auf MSCONS-Messwerten und UTILMD-Stammdaten.
• Streitpotenzial: Falsche Kundeneinstufung oder Gemeindegröße führt zu Nachzahlungen.

Handlungsempfehlungen:

• Stammdaten (UTILMD) und Messwerte (MSCONS) regelmäßig prüfen.
• Konzessionsverträge frühzeitig kündigen (2-Jahres-Frist!).
• Dokumentation für Prüfungen durch Gemeinden oder BNetzA bereithalten.

Die KAV sichert Transparenz und Fairness, erfordert aber sorgfältige Umsetzung in Marktkommunikation und Abrechnung.

Kundenrechte bei Versorgungsunterbrechung – Kurzfassung

Rechtsgrundlagen:

• EnWG § 41b (Haushaltskunden), § 24 NDAV/GasGVV (Sperrvoraussetzungen), GPKE/WiM (Prozessvorgaben).
• § 118b EnWG (bis April 2024) regelt Abwendungsvereinbarungen.

Voraussetzungen für Sperrung:

• Zahlungsverzug (Haushaltskunden):
  • Mindestrückstand: 2 Monatsabschläge oder ≥100 € (GasGVV).
  • Verhältnismäßigkeitsprüfung: Keine Sperrung bei Gefahr für Leib/Leben (z. B. medizinische Geräte).
• Gewerbekunden: Vertragliche Regelungen oder § 314 BGB.

Prozessschritte:

1. Mahnung + Sperrandrohung (8 Werktage Frist, § 41b Abs. 6 EnWG).
2. Angebot einer Abwendungsvereinbarung (Ratenzahlung, § 41b Abs. 7 EnWG).
3. Sperrauftrag an Netzbetreiber (UTILMD-Meldung, 4-Wochen-Frist).
4. Entsperrung nach Zahlung (3 Werktage, § 24 NDAV).

Kundenrechte:

• Vorherige Ankündigung (8 Werktage).
• Ratenzahlungsoption (zinsfrei, 6–24 Monate).
• Verhältnismäßigkeitsprüfung (z. B. medizinische Gründe).
• Kostenhinweis (Sperr-/Entsperrkosten, ca. 50–150 €).

Praktische Hinweise:

• Dokumentation aller Schritte (Sperrandrohung, Abwendungsvereinbarung).
• Transparente Kommunikation (Hinweise auf Sozialhilfe, Verbraucherberatung).
• Zusammenarbeit mit Netzbetreibern (UTILMD/MSCONS korrekt nutzen).

Risiken: Fristversäumnis oder fehlende Verhältnismäßigkeitsprüfung → Bußgelder (§ 95 EnWG) oder Schadensersatz.

Lieferantenwechsel in der deutschen Energiewirtschaft – Kurzfassung Der Lieferantenwechsel regelt den Wechsel eines Kunden von einem Energieversorger zum anderen und ist im EnWG (§§ 20, 41, 42, 46), der StromNZV (§§ 14, 15) sowie in den GPKE (BNetzA-Festlegung BK6-06-009) und WiM standardisiert. #### Prozessablauf (GPKE-konform) 1. Kündigung & Abmeldung - Kunde kündigt beim alten Lieferanten (Frist: vertragsabhängig, bei Grundversorgung 2 Wochen vor Monatsende). - Alter Lieferant meldet via UTILMD (70019) beim Netzbetreiber ab (Frist: 6 Werktage vor Wechsel). 2. Anmeldung durch neuen Lieferanten - Neuer Lieferant sendet UTILMD (70018) an Netzbetreiber (Frist: 6 Werktage vor Wechsel). - Netzbetreiber prüft und bestätigt via APERAK (innerhalb 2 Werktagen). 3. Aktivierung & Abschluss - Wechsel erfolgt zum Stichtag (0:00 Uhr). - Netzbetreiber sendet UTILMD (70020) als Abschlussmeldung (Frist: 5 Werktage nach Wechsel). - Messwerte (MSCONS) werden an neuen Lieferanten übermittelt. #### Wichtige Fristen | Schritt | Frist | |---------|-------| | Abmeldung (UTILMD 70019) | 6 Werktage vor Wechsel | | Anmeldung (UTILMD 70018) | 6 Werktage vor Wechsel | | Netzbetreiber-Prüfung | 2 Werktage | | Abschlussmeldung (UTILMD 70020) | 5 Werktage nach Wechsel | #### Praktische Hinweise - Stammdaten prüfen (MaLo-ID, Zählpunkt, Netzgebiet). - EDIFACT-Nachrichten (UTILMD, APERAK, MSCONS) korrekt verwenden. -…