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Update:Energierecht

31. August 2012

Sehr geehrte Damen und Herren,

liebe Mandanten,

wir kommen (wie Sie hoffentlich auch)

neuem Schwung aus den Sommerferien. Mit

etwas Glück konnte man ja auch in unseren

Gefilden einige zusammenhängende Sonne

tage zum Erholen und Entspannen – oder wie

unsere Kollegin Frau Pennekamp-Jost zum

Heiraten – nutzen. Wir wünschen auf diesem

Wege noch einmal alles Gute für den künftigen

Weg zu zweit!

Mit der „energierechtlichen Brille“ kann man in

diesem Jahr im Gegensatz dazu kaum

einer Sommerpause sprechen. Nicht nur,

die lang diskutierten Entwürfe zur EEG

Solarnovelle und zum CCS-Gesetz in Kraft

getreten sind. Änderungen zum KWKG und

eine neue Systemstabilitätsverordnung entfa

ten ebenfalls Rechtswirksamkeit und Vo

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Energierecht

(wie Sie hoffentlich auch) mit

aus den Sommerferien. Mit

etwas Glück konnte man ja auch in unseren

Gefilden einige zusammenhängende Sonnen-

oder wie

Jost zum

nutzen. Wir wünschen auf diesem

Wege noch einmal alles Gute für den künftigen

it der „energierechtlichen Brille“ kann man in

kaum von

, dass

die lang diskutierten Entwürfe zur EEG-

Gesetz in Kraft

getreten sind. Änderungen zum KWKG und

eine neue Systemstabilitätsverordnung entfal-

Rechtswirksamkeit und Vor-

schläge für eine Managementprämienveror

nung oder Änderungen im Stromsteuerrecht

liegen auf dem Tisch. Auch der BGH hat im

Zusammenhang mit der Prüfung von Netzen

gelten eine grundlegende Entscheidung getro

fen, wonach auch behördlich genehmigte

Netzentgelte unter bestimmten Voraussetzu

gen noch einer zivilrechtlichen Billigkeitsko

trolle nach § 315 BGB unterliegen können.

Wir nehmen diese Dynamik in unserer aktue

len Ausgabe des Update:Energierecht auf und

wünschen Ihnen eine angenehme Lektüre.

Mit freundlichen Grüßen

Dr. Clemens Antweiler Dr. Andreas Gabler

RWP RECHTSANWÄLTE GBR WWW.RWP.DE

schläge für eine Managementprämienverord-

g oder Änderungen im Stromsteuerrecht

hat im

Zusammenhang mit der Prüfung von Netzent-

gelten eine grundlegende Entscheidung getrof-

fen, wonach auch behördlich genehmigte

Netzentgelte unter bestimmten Voraussetzun-

ner zivilrechtlichen Billigkeitskon-

trolle nach § 315 BGB unterliegen können.

Wir nehmen diese Dynamik in unserer aktuel-

:Energierecht auf und

wünschen Ihnen eine angenehme Lektüre.

Dr. Andreas Gabler.

Ihre Ansprechpartner

Dr. Clemens Antweiler Düsseldorf Tel.: 0211 - 86790-31 Fax: 0211 - 132785 [email protected]

Dr. Andreas Gabler Düsseldorf Tel.: 0211 - 86790-23 Fax: 0211 - 132785 [email protected]

Annika Pennekamp-Jost Düsseldorf Tel: 0211 - 86790-23 Fax: 0211 - 132785 [email protected]

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BMU will Managementprämie senken

Das Bundesumweltministerium („BMU“) hat am

20.07.2012 einen ersten und am 24.08.2012 einen

überarbeiteten Referentenentwurf zu einer Verordnung

über die Höhe der Managementprämie für Strom aus

Wind und solarer Strahlungsenergie (Management-

prämienverordnung – MaPrV), vorgelegt.

Die Managementprämie ist Bestandteil des seit dem

EEG 2012 in § 33g i.V.m. Anlage 4 geregelten Markt-

prämienmodells zur Direktvermarktung von förderfähi-

gem EEG-Strom. Mit Hilfe der Marktprämie sollen Anla-

genbetreiber zu aktiven Marktakteuren werden. Sie

sollen – anders als beim Erhalt einer festen

Einspeisevergütung nach § 17 EEG 2009 – bedarfsori-

entiert Strom einspeisen und dabei gleichzeitig höhere

Vergütungen am Markt erzielen können.

Da ein hoher Börsenpreis ein Signal für eine hohe

Nachfrage darstellt, soll das Marktprämienmodell einen

Anreiz für Anlagenbetreiber setzen, vermehrt zu diesen

Zeiten Strom einzuspeisen. In der Praxis werden Be-

treiber von Windkraft- oder Solaranlagen den nicht spei-

cherbaren Strom allerdings wohl eher zu einem geringe-

ren Preis in das Stromnetz einspeisen als ihn ungenutzt

„verpuffen“ zu lassen. Sinn macht die Steuerung der

Erzeugung daher für diese Energiearten erst, wenn an

der Strombörse bei Stromüberschuss negative Preise

ermittelt werden. Eine marktorientierte und bedarfsge-

rechte Stromeinspeisung kann nach dem Marktprä-

mienmodell in seiner derzeitigen Fassung – jedenfalls in

Bezug auf fluktuierende Energieträger – daher nur be-

dingt erreicht werden.

Die Marktprämie wird monatlich aus der Differenz der

anzulegenden gesetzlichen Einspeisevergütung für die

konkrete EEG-Anlage und dem energiespezifischen

Referenzmarkt gebildet. Letzterer wird seinerseits aus

der Differenz des tatsächlichen Monatsmittelwertes der

Stundenkontrakte an der Strombörse EPEX Spot SE in

Leipzig und der energiespezifischen Managementprä-

mie bestimmt. Diese Managementprämie soll die Mehr-

kosten des Anlagenbetreibers abdecken, die er im Zu-

sammenhang mit der Zulassung an der Strombörse, der

Abwicklung der einzelnen Transaktionen, Investitionen

in die IT-Infrastruktur, der Prognoseerstellung etc. zu

tragen hat.

In Erwartung von „Lerneffekten“ und „Kostensenkungs-

spielräumen“ hat der Gesetzgeber die Höhe der Mana-

gementprämie im EEG jährlich degressiv ausgestaltet.

So erhält der Betreiber einer Onshore-Windkraft- oder

einer Solaranlage nach dem EEG derzeit eine Mana-

gementprämie von (vgl. Anlage 4 zum EEG Ziffer 2.2.3

und 2.4.3):

• 1,20 Ct./kWh im Jahr 2012,

• 1,00 Ct./kWh im Jahr 2013,

• 0,85 Ct./kWh im Jahr 2014 und

• 0,70 Ct./kWh ab dem Jahr 2015.

Für Betreiber von Offshore-Windkraftanlagen (vgl.

zum EEG Anlage 4 Ziffer 2.3.4) ist die Management-

prämie ab dem Jahr 2013 mit vergleichbaren Werten

vorgesehen.

Nach Auffassung des Bundesumweltministeriums liegt

die Höhe der Managementprämie für die fluktuierenden

erneuerbaren Energieträger Wind- und Solarkraft jedoch

bereits heute deutlich über den wirtschaftlich abzude-

ckenden Kosten. Dieser „Überförderung“ soll die MaPrV

Abhilfe schaffen.

Der Referentenentwurf der auf § 64f Nr. 3 und 6 EEG

gestützten MaPrV sieht daher zum einen eine Absen-

kung der Managementprämie in den Bereichen Wind-

kraft, On- und Offshore sowie solarer Strahlungsenergie

vor. Zum anderen sollen Anlagenbetreiber durch die

Einführung eines sogenannten „Fernsteuerungsbonus“

dazu angereizt werden, ihre Anlagen zukünftig von

außen fernsteuern zu lassen und entsprechend nachzu-

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rüsten. Dies soll im Ergebnis zu einer bedarfsgerechte-

ren Stromeinspeisung führen.

Absenkung der Managementprämie

Betreiber von On- oder Offshore Windkraftanlagen so-

wie Betreiber von Solaranlagen sollen künftig nur noch

eine geringere Managementprämie in Höhe von:

• 0,65 Ct./kWh im Jahr 2013,

• 0,45 Ct./kWh im Jahr 2014 und

• 0,30 Ct./kWh ab dem Jahr 2015

erhalten (§ 2 Abs. 1 MaPrV-Entw.). Im ersten Referen-

tenentwurf war der Wert für 2013 noch geringer ange-

setzt, so dass im zweiten Entwurf bereits eine gewisse

Erleichterung für die Anlagenbetreiber eingearbeitet

wurde.

Höhere Managementprämie bei Fernsteuerung

Daneben können die oben genannten Anlagenbetreiber

bei Inkrafttreten der MaPrV eine höhere Management-

prämie beanspruchen, wenn sie ihre Anlagen fernsteu-

ern lassen. Ursprünglich war hierfür ein separater Bo-

nus in Höhe von generell 0,10 Ct./kWh vorgesehen.

Dieser wurde nun gestaffelt und in die Management-

prämie integriert. Diese beträgt dann für Strom aus

fernsteuerbaren Anlagen, der im jeweiligen Jahr erzeugt

wird:

• 0,75 Ct./kWh im Jahr 2013,

• 0,60 Ct./kWh im Jahr 2014 und

• 0,50 Ct./kWh ab dem Jahr 2015

Die Fernsteuerbarkeit einer Anlage setzt nach § 3

Abs. 1 MaPrV-Entw. voraus, dass

1. die Anlagenbetreiber die entsprechenden techni-

schen Einrichtungen vorhalten, damit der Vermark-

tungspartner (Dritter) oder sonstige „andere Perso-

nen, an die dieser Strom weiterveräußert wird“ je-

derzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die

Einspeiseleistung reduzieren können;

2. dem Dritten, an den sie den Strom direkt vermarkten

oder einer anderen Person, an die dieser Strom wei-

tergeleitet wird, die Befugnis eingeräumt wird, jeder-

zeit die jeweilige Ist-Einspeisung abzurufen und die

Einspeiseleistung in einem für eine bedarfsgerechte

Einspeisung des Stroms erforderlichen Umfang

ferngesteuert zu reduzieren.

Dementsprechend müssen die Übertragungsnetzbetrei-

ber künftig die Veröffentlichung der Referenzmarktwerte

nach Anlage 4 zum EEG unter Berücksichtigung der

anzuwendenden Höhe der Managementprämie vor-

nehmen (§ 3 Abs. 4 MaPrV-Entw.).

Nachweispflichten

Darüber hinaus müssen diese Voraussetzungen jeweils

zum 28.02. des jeweiligen Folgejahres – ebenso wie die

übrigen für die jährliche Endabrechnung erforderlichen

Daten – den Netzbetreibern zur Verfügung gestellt wer-

den (§ 3 Abs. 3 MaPrV-Entw.) Der Verordnungsgeber

meint, dass diesem Bedürfnis ausreichend Rechnung

getragen sei, wenn dem Netzbetreiber sowohl Erklärun-

gen der Anlagenbetreiber und des Direktvermarkters

über die Installation der Einrichtungen zur Abrufung der

Ist-Einspeisung und zur Fernsteuerung (einschließlich

technischer Daten und Errichtungszeitpunkt) als auch

Protokolle über die Kommunikation zwischen den Anla-

gen und dem Direktvermarkter vorgelegt werden. Ob

dies den Netzbetreibern genügt oder weitergehende

Testierungen etc. verlangt werden, wird die Zukunft

zeigen.

Gesicherte Datenübertragung

Praktische Relevanz dürften darüber hinaus auch die

Anforderungen an die Datensicherheit der einzubauen-

den Messsysteme entfalten (§ 3 Abs. 3 MaPrV-Entw.).

So betont der Verordnungsgeber, dass insbesondere

die Möglichkeit zur ferngesteuerten Abregelung der

Leistung dieser Stromerzeugungsanlagen über das

öffentliche Kommunikationsnetz den geltenden Schutz-

niveau entsprechen muss, um die öffentliche Stromver-

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sorgung vor Angriffen, die ihren Ursprung in Kommuni-

kationsnetzen haben, zu schützen. Neuanlagen, die

nach § 21c Abs. 1 lit. c) EnWG verpflichtet sind, (soweit

dies technisch möglich) Messsysteme einzubauen, die

den speziellen Anforderungen nach § 21d und § 21e

EnWG genügen, müssen die Fernsteuerung über die-

ses gesicherte Messgerät abwickeln.

In anderen Fällen, in denen dies nicht oder noch nicht

möglich ist oder ein Einbau nicht verpflichtend ist (z. B.

bei Kleinanlagen unter 7 kW Einspeiseleistung), sind

Übertragungswege und Übertragungstechniken nur

unter Berücksichtigung von Empfehlungen des Bundes-

amtes für Sicherheit in der Informationstechnik zulässig.

Dies gilt nach Satz 3 insbesondere auch bei Bestands-

anlagen in der Direktvermarktung.

Verstöße gegen diese Vorgaben sollen zwar nicht zu

einem Verlust des Anspruchs auf die Managementprä-

mie führen. Hierfür spricht, dass Absatz 3 nicht als An-

spruchsvoraussetzung ausgestaltet ist. Allerdings kön-

nen Verstöße gegebenenfalls zivilrechtliche Schadens-

ersatzansprüche auslösen.

Vorrang des Einspeisemanagements (§ 11 EEG)

In Abs. 4 des § 3 MaPrV-Entw. wird schließlich klarge-

stellt, dass die marktorientierte Fernsteuerung der EEG-

Anlagen gegebenenfalls hinter dem Recht des Netzbe-

treibers zum Einspeisemanagement zurücktreten muss,

dieses insbesondere nicht beeinträchtigen darf. Diese

Regelung wird klarer, wenn man berücksichtigt, dass

gegebenenfalls bereits installierte Einrichtungen zur

Reduzierung der Einspeiseleistung (§ 6 EEG) gegebe-

nenfalls auch zur Fernsteuerung der Anlagen genutzt

werden könnten. Sofern dies unter Berücksichtigung der

technischen und vertraglichen Rahmenbedingungen

möglich ist, dürfen die Steuersignale des Netzbetreibers

nicht von denen des Vermarkters bzw. der „weiteren

Person“ überlagert oder konterkariert werden.

Bewertung

Durch die MaPrV sinkt die Managementprämie für die

Direktvermarktung der fluktuierenden Erneuerbaren

Energien (auch unter Berücksichtigung der Fernsteue-

rung) schneller als vom Gesetzgeber ursprünglich vor-

gesehen. Grundlage hierfür ist ein wissenschaftliches

Gutachten, das vom BMU speziell für diesen Zweck in

Auftrag gegeben wurde. Auch die Höhe der für den

Anlagenbetreiber anfallenden Investitionen, die dem

höheren Ertrag im Fall der Fernsteuerbarkeit entgegen

stehen, sind von diesem Gutachten bewertet worden.

Ob die Werte realistisch sind, wird naturgemäß von den

betroffenen Kreisen anders bewertet. Allerdings dürfte

im parlamentarischen Verfahren (die Verordnung bedarf

der Zustimmung des Bundestages) kaum noch eine

grundlegende Änderung zu erwarten sein.

Aus Sicht der Betreiber ist insbesondere kritisch hervor-

zuheben, dass die höhere Managementprämie für die

Fernsteuerbarkeit der Anlagen nur dann anfällt, wenn

die Fernsteuerung durch den Dritten, an den der Strom

vermarktet wird, oder eine andere Person, an die dieser

Strom weiterveräußert wird, erfolgt. Größere Anlagen-

betreiber (z.B. Stadtwerke), die über einen eigenen

Zugang zur Strombörse verfügen und die Vermarktung

dort entweder selbst vornehmen oder über einen

Dienstleister abwickeln lassen, können wegen des ein-

geschränkten Wortlauts von der erhöhten Manage-

mentprämie nicht profitieren. Ob diese Ungleichbehand-

lung sachlich zu rechtfertigen ist, erscheint fraglich. Wer

eine bessere Marktintegration von EEG-Strom will, der

sollte die Förderung durch den „Fernsteuerbonus“ auch

denjenigen zu Gute kommen lassen, die ohne externe

Vermarkter eigenständig am Markt tätig sind und das

Leitbild der Direktvermarktung in besonderer Weise

verwirklichen. Auch insoweit erscheinen Änderungen im

parlamentarischen Verfahren aber letztlich unwahr-

scheinlich.

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Europäische Entwicklungen

CEER zur Forderung der Europäischen Kommission

nach harmonisierter Förderung der Erneuerbaren

Energien

Die Europäische Kommission hat, wie wir in unserem

letzten Update:Energierecht von Juni berichtet haben,

Anfang Juni ein Strategiepapier zur Förderung der Er-

neuerbaren Energien vorgelegt. Die Kommission hatte

sich hierin u.a. für eine Kohärenz der Förderregelungen

zu den Erneuerbaren Energien in den Mitgliedstaaten

ausgesprochen.

Hierzu nahm der Europäische Regulierungsrat CEER

(Council of European Energy Regulators) am 9.7.2012

Stellung. Gestützt auf eine zuvor durchgeführte Konsul-

tation zur Harmonisierung der Fördersysteme kommt

der CEER zu dem Schluss, dass in Europa in absehba-

rer Zeit wohl keine Einigung zu einer einheitlichen För-

derung der Erneuerbaren Energien zu erzielen sein

wird. Zwei starke gegenpolige Lager treffen hierbei

aufeinander. Die einen wollen am Status quo der natio-

nalen Fördersysteme festhalten. Sie argumentieren,

dass die nationalen Fördersysteme für den jeweiligen

Markt maßgeschneidert seien. Anhänger einer Harmo-

nisierung hingegen argumentieren, dass der europäi-

sche Binnenmarkt durch die verschiedenen Fördersys-

teme unnötig verkompliziert werde.

Die zentralen Forderungen des CEER zielen daher

insgesamt auf eine verbesserte Marktintegration der

Erneuerbaren Energien. So sollen die staatlichen Förde-

rungen mit weiterem technologischem Fortschritt ver-

bunden werden, um die in Zukunft wichtigen, heute aber

noch nicht marktreifen Technologien weiter zu fördern.

Auch wäre eine stärkere Verknüpfung von Emissions-

handel und der Förderung Erneuerbarer Energien wün-

schenswert.

Größere Einigkeit besteht hingegen für einen zeitlich

gestuften Ansatz einer Harmonisierung, die zunächst

auf einer regionale Harmonisierung beruht. Gerade im

Bereich der Offshore-Windenergie bildet die Initiative

der Nordseeanrainerstaaten zur Errichtung eines

Offshore-Netzes ein gutes Beispiel dafür. Ähnliches

wäre für den Ausbau der Solarenergienutzung in Süd-

europa vorstellbar.

Kurz- und mittelfristig sieht der CEER zunächst die

Weiterentwicklung des Netzbetriebs über Netzcodizes

als wichtigste Aufgabe, um zu einer Harmonisierung der

Förderung Erneuerbarer Energien zu gelangen. Im

Mittelpunkt stehen dabei Netzverknüpfungen, Abwick-

lungsregelungen, Netzanschlusszeitpläne und Kosten-

regelungen. Langfristig (nach 2020) sollte sich die Not-

wendigkeit der Förderung Erneuerbarer Energien je-

doch reduzieren, weil diese immer besser in die Märkte

integriert werden und weniger Förderung benötigen.

EuG setzt Geldbußen gegen E.ON/E.ON Ruhrgas

und GDF Suez herab

Das Gericht der Europäischen Union (EuG) hat mit

Urteilen vom 29.06.2012 (Az. T-360/09, T-370/09) die

von der Europäischen Kommission gegen E.ON/E.ON

Ruhrgas und GDF Suez verhängten Geldbußen wegen

Verletzung des Europäischen Wettbewerbsrechts durch

den Abschluss einer Vereinbarung zur Aufteilung des

französischen und des deutschen Erdgasmarktes von je

553 Mio. EUR auf je 320 Mio. EUR herabgesetzt.

Die Vorgängergesellschaften von E.ON/E.ON Ruhrgas

und GDF Suez hatten im Jahr 1957 eine Vereinbarung

geschlossen (sog. MEGAL-Vereinbarung), nach welcher

sie sich verpflichteten, die Gasfernleitung MEGAL durch

Deutschland zu bauen, um über sie Gas aus Russland

nach Deutschland und Frankreich einzuführen. Beide

Gesellschaften vereinbarten hierin zudem, dass das

durch die Gasfernleitung beförderte Gas nicht auf dem

Inlandsmarkt des jeweils anderen Unternehmens ver-

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kauft werden durfte. Die Kommission sah hierin eine

unzulässige Wettbewerbsbeschränkung; in Bezug auf

den französischen Markt beginnend mit Ablauf der Um-

setzungsfrist für die erste Gasrichtlinie am 10.08.2000.

Diese sah die Liberalisierung des europäischen Gas-

markts vor. Für den deutschen Markt sah die Kommis-

sion den Beginn des Wettbewerbsverstoßes bereits mit

der vollständigen Inbetriebnahme der MEGAL am

01.01.1980, da auf dem deutschen Gasmarkt auch vor

der Liberalisierung kein gesetzliches Monopol bestan-

den habe. Ferner sei die Zuwiderhandlung mindestens

bis zum September 2005 aufrechterhalten worden.

Der EuG hat die kartellrechtlichen Wertungen der

Kommission in der Sache bestätigt, jedoch die für die

Bemessung der Geldbuße maßgebliche Zeitdauer des

Kartellverstoßes abweichend bestimmt. Hiernach be-

gann der Wettbewerbsverstoß auf dem deutschen Markt

erst mit dem Ende der Freistellung von den Demarkati-

ons- und ausschließlichen Konzessionsverträgen am

24.04.1998 (vgl. § 103 GWB a.F.). Diese hatten ein

System geschlossener Versorgungsgebiete gebildet,

auf denen unabhängig von einem gesetzlichen Monopol

weder tatsächlicher noch potentieller Wettbewerb statt-

fand. Auch hinsichtlich des Endes der Zuwiderhandlung

auf dem französischen Markt kam das EuG zu einer

anderen Wertung als die Kommission. So sei in Frank-

reich nach einer Vereinbarung der Parteien aus dem

Jahr 2004, in der sie die Nichtigkeit der wettbewerbs-

widrigen Teile der MEGAL-Vereinbarung feststellten,

(anders als auf dem deutschen Markt) kein Wettbe-

werbsverstoß mehr erkennbar gewesen.

Der EuG zog zur Berechnung der Höhe der Geldbuße

zudem eine andere Berechnungsmethode als die der

Kommission heran. Unter Berücksichtigung der Schwe-

re und der Dauer der Zuwiderhandlung wäre die Reduk-

tion der Geldbuße sonst unverhältnismäßig hoch ausge-

fallen.

EMIR in Kraft

Die European Market Infrastructure Regulation – EMIR,

über die wir in unserem Update:Energierecht von April

2012 berichtet hatten, ist am 16.08.2012 in Kraft getre-

ten.

Die nur in Abhängigkeit von der Erreichung bestimmter

Schwellenwerte von der europäischen Verordnung

betroffenen Unternehmen des Energiesektors müssen

allerdings noch nicht unmittelbar aktiv werden. Denn die

genaue Ausgestaltung der Clearing-/Informations-

schwelle wurde von der zuständigen Europäischen

Marktaufsichtsbehörde (European Securities und Mar-

kets Authority –ESMA) in Abstimmung mit dem Europä-

ischen Ausschuss für Systemrisiken (European

Systemic Risk Board – ESRB) bislang noch nicht fest-

gelegt. Bis spätestens Ende 2012 sollen jedoch alle

notwendigen Festlegungen getroffen und die Verord-

nung damit in Gänze anwendbar sein.

EU Kommission: Prioritätenliste 2013 veröffentlicht

Am 20.07.2012 ist der Beschluss der Kommission zur

Aufstellung jährlicher Prioritätenlisten für die Ausarbei-

tung von Netzkodizes und Leitlinien für 2013 im Amts-

blatt der Europäischen Union veröffentlicht worden

(Beschluss 2012/413/EU, ABl.EU L 192, S. 32). Die

Prioritätenlisten dienen dem Ziel, den Elektrizitäts- und

Gasbinnenmarkt bis zum Jahr 2014 zu vollenden.

Dem Beschluss war ein öffentliches Konsultationsver-

fahren zu dem Entwurf der Prioritätenliste vorausge-

gangen, über das wir in unserem Update:Energierecht

von März 2012 berichtet hatten. Sowohl im Strom- als

auch im Gasbereich sind die in dem Entwurf festgeleg-

ten Hauptbereiche von den Teilnehmern des Konsultati-

onsverfahrens grundsätzlich begrüßt worden. Diese

sind nun mit einzelnen Verfeinerungen von der Kom-

mission in die Endfassung der Prioritätenliste eingeflos-

sen.

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Im Strombereich wurden folgenden Prioritäten festge-

legt:

• Regeln zur Kapazitätszuweisung und zum Eng-

passmanagement, einschließlich Governance, für

den Day-Ahead-Markt und Intraday-Markt, ein-

schließlich Kapazitätsberechnung,

• Regeln für die längerfristige Kapazitätszuweisung

(Ausarbeitung des Netzkodex),

• Regeln für den Netzanschluss:

• Netzregeln zum Erzeuger-Netzanschluss,

• Netzkodex zum Anschluss von Verteilernetzbe-

treibern und industriellen Lasten,

• Netzkodex für den Anschluss von Hochspan-

nungs- Gleichstrom-Übertragungsnetzen,

• Netzbetrieb (Fertigstellung der Netzkodizes zur

Betriebssicherheit, zur Betriebsplanung und zur

Last-Frequenz-Steuerung und Reserven sowie Ein-

leitung des Verabschiedungsverfahrens),

• Ausgleichsregeln, einschließlich netzbezogener

Regeln für die Reserveleistung,

• Regeln für harmonisierte Übertragungsentgeltstruk-

turen und/oder Investitionsanreize.

Für den Gasbereich enthält die jährliche Prioritätenliste

für 2013 folgende Punkte:

• Kapazitätszuweisung,

• Ausgleichsregeln, einschließlich netzbezogener

Regeln für das Nominierungsverfahren, Regeln für

Ausgleichsentgelte und Regeln für den betrieblichen

Ausgleich zwischen Netzen von Fernleitungsnetzbe-

treibern (Fertigstellung des Netzkodex und Einlei-

tung des Verabschiedungsverfahrens),

• Regeln für die Interoperabilität und den Datenaus-

tausch,

• Regeln für harmonisierte Fernleitungsentgeltstruktu-

ren.

Beschluss der Europäischen Kommission zur Ände-

rung der Emissionshandelsrichtlinie

Am 25.07.2012 hat die Europäische Kommission einen

Vorschlag für einen Beschluss des Europäischen Par-

lamentes und des Rates zur Änderung der Emissions-

handelsrichtlinie (RL 2003/87/EG) vorgelegt

(COM(2012) 416 final). Die geänderte Emissionshan-

delsrichtlinie soll die rechtliche Grundlage für die zeitlich

gestaffelte Ausgabe von Emissionszertifikaten in der

dritten Handelsperiode (2013-2020) darstellen.

Aufgrund von erwarteten Schwierigkeiten während des

Übergangs von der zweiten (2008 bis 2012) zur dritten

Handelsperiode (2013 bis 2020) ist eine Änderung der

Richtlinie aus Sicht der Kommission dringend notwen-

dig: Das Angebot an Emissionszertifikaten und interna-

tionalen Gutschriften wird voraussichtlich kurzfristig und

vorübergehend erheblich ansteigen. Damit würden aber

die bereits jetzt schon erheblichen Auswirkungen der

makroökonomischen Entwicklungen (stagnierendes

oder gar rückläufiges Wirtschaftswachstum), die der

Grund für den deutlichen Rückgang der Emissionen

sind, weiter verstärkt. Eine Kombination aus höherem

Nettoangebot und geringerer Nachfrage könnte jedoch

das ordnungsgemäße Funktionieren des europäischen

CO2-Marktes beim Übergang zur dritten Handelsperiode

nicht unerheblich gefährden. Bei einem Überangebot an

Zertifikaten am Kohlenstoffmarkt wäre dann die Rolle

des Emissionshandels als wesentlicher Faktor zur Ver-

ringerung von Treibhausgasemissionen insgesamt in

Frage gestellt.

Um das erhöhte Nettoangebot zu kompensieren, will

sich die Kommission deshalb im Wege einer Richtli-

nienänderung das Recht vorbehalten, den Zeitplan für

die Zertifikatausgabe in der dritten Handelsperiode

zeitweise zu ändern. Dadurch soll die Anreizfunktion

des Zertifikatehandels wieder hergestellt werden.

Die Bundesregierung befürwortet das Vorgehen der

Kommission, da nur auf diese Weise sichergestellt wer-

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den könne, dass der Emissionshandel weiterhin einen

starken ökonomischen Anreiz für eine kontinuierliche

Verbesserung der Energieeffizienz darstelle. Kritik

kommt von der Seite der Anlagenbetreiber. Sie fürchten,

dass die künstliche Angebotsverknappung zu einem

erheblichen Preisanstieg führt. Hinzu kommt die Sorge,

dass sich der Zertifikatemarkt nicht wieder beruhigen

könnte, sondern durch derartige Markteingriffe auf Dau-

er disharmonisiert würde.

Gesetzgebung

„Solarnovelle“ in Kraft

Wie wir bereits in unserem Update:Energierecht von

März 2012 ausführlich berichtetet haben, wurde der

Gesetzentwurf zur Änderung des Rechtsrahmens für

Strom aus solarer Strahlungsenergie und zu weiteren

Änderungen im Recht der Erneuerbaren Energie („So-

larnovelle“) mit der Absicht in den Bundestag einge-

bracht, die Solarnovelle noch im März zu verabschieden

und zum 01.04.2012 in Kraft treten zu lassen. Wegen

des erforderlichen Vermittlungsverfahrens scheiterte

dieses Vorhaben zunächst. Nachdem Bundestag und

Bundesrat jedoch eine Einigung erzielt haben (siehe

BT-Drs. 17/10103), ist das Gesetz nun um Bundesge-

setzblatt veröffentlicht worden (BGBl. I 1754) und rück-

wirkend zum 01.04.2012 in Kraft getreten.

Die wichtigsten Änderungen gegenüber der ursprüngli-

chen Beschlussfassung (BT-Drs. 17/8877) im Überblick:

Vergütungsregelungen (§ 32 EEG n.F.)

Die Vergütungsregelungen für Gebäudeanlagen werden

in vier Vergütungsklassen aufgeteilt (bis 10 kW, bis

40 kW, bis 1 MW und bis 10 MW).

Zubaukorridor und Gesamtausbauziel (§ 20a und

§ 20b EEG n.F.)

Im novellierten EEG ist ein Gesamtausbauziel für geför-

derte Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer

Strahlungsenergie i.H.v. 52 GW verankert (§ 20b

Abs. 9a). Ab Erreichen dieses Ausbauziels entfällt die

Vergütung für den Strom aus danach neu in Betrieb

genommenen Anlagen. Der Einspeisevorrang bleibt

aber erhalten. Bis zur Erreichung des Ausbauziels gilt

gemäß § 20a Abs. 1 ein Zubaukorridor von 2.500 bis

3.500 MW pro Kalenderjahr. Je nach dem Maß der

Über- oder Unterschreitung des Korridors variiert die

Degression des gesetzlichen Vergütungssatzes.

Marktintegrationsmodell (§ 33 EEG n.F.)

Im Rahmen des neu eingeführten Marktintegrationsmo-

dells werden ab Januar 2012 die vergütungsfähigen

Strommengen auf 90 Prozent pro Kalenderjahr für alle

Anlagen zur Erzeugung solarer Strahlungsenergie un-

abhängig von der installierten Leistung begrenzt. Für

Strom aus Anlagen zur Erzeugung von Strom aus sola-

rer Strahlungsenergie, die nach dem 31.03.2012 und

vor dem 01.01.2014 in Betrieb genommen worden sind,

findet § 33 erst ab dem 01.01.2014 Anwendung (§ 66

Abs. 19 EEG n.F.).

Wegfall der Eigenverbrauchsvergütung

Die bisherige Eigenverbrauchsvergütung gemäß § 33

Abs. 2 EEG 2012 entfällt für Anlagen, die ab dem

01.04.2012 in Betrieb genommen wurden.

Degression (§ 20b EEG n.F.)

Rückwirkend ab dem 01.05.2012 werden die Vergü-

tungssätze monatlich um 1 Prozent gegenüber dem

jeweiligen Vormonat abgesenkt (Abs. 1). Hierbei findet

ggf. zum 01.11.2012, 01.12.2012 und 01.01.2013 eine

zusätzliche Erhöhung der Absenkung der Degression in

Abhängigkeit von den Zubauraten neuerer Anlagen und

der damit verbundenen Einhaltung, Über- oder Unter-

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schreitung des jährlichen Zubaukorridors nach § 20a

Abs. 1 (§ 20b Abs. 2) statt.

CCS-Gesetz in Kraft

Im Update:Energierecht von Februar 2012 haben wir

vom langfristig ergebnislosen Verbleib des sogenannten

„CCS-Gesetzes“ (Carbon Dioxid Capture and Storage -

CO2-Abscheidung und Speicherung) im Vermittlungs-

ausschuss berichtet. Das „Gesetz zur Demonstration

und Anwendung von Technologien zur Abscheidung,

zum Transport und zur dauerhaften Speicherung von

Kohlendioxid“ (KSpG), so der offizielle Titel des Geset-

zes, wurde nunmehr nach zähem Ringen, vor allem im

Bundesrat sowie abschließender Verhandlung im Ver-

mittlungsausschuss verabschiedet und ist am

24.08.2012 in Kraft getreten (BGBl. I S. 1726).

Damit hat der deutsche Gesetzgeber die europäische

CCS-Richtlinie nun mit mehr als einjähriger Verspätung

umgesetzt. Die Kommission hatte aufgrund der ausste-

henden Umsetzung in Deutschland bereits ein Ver-

tragsverletzungsverfahren gegen Deutschland eingelei-

tet.

Wermutstropfen des in Kraft getretenen Gesetzes bleibt

die Tatsache, dass die Bundesländer weiterhin das

Recht haben, Speicher auf ihrem Gebiet generell abzu-

lehnen. Sie können nach § 2 Abs. 5 Satz 1 KSpG so-

wohl bestimmen, dass Speicher in bestimmten Gebieten

unzulässig sind als auch, dass Speicher nur in bestimm-

ten Gebieten zulässig sind. Da die Bundesländer mit

geeigneten geologischen Bedingungen bereits ange-

kündigt hatten, keine CO2-Speicher zulassen zu wollen

(insb. Niedersachsen und Schleswig-Holstein), dürfte

die CCS-Technologie in der Praxis wohl kaum eine

Zukunft haben.

Neues Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz in Kraft

Mit Veröffentlichung im Bundesgesetzblatt am

18.07.2012 (BGBl. I S. 1494) ist das Gesetz zur Ände-

rung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes vom

12.07.2012, über das wir im Update:Energierecht von

Mai und Juni berichtet hatten, am 19.07.2012 in Kraft

getreten.

Systemstabilitätsverordnung in Kraft

Die sog. Verordnung zum Erlass der Systemstabilitäts-

verordnung (SysStabV) und zur Änderung der

Anreizregulierungsverordnung ist mit Veröffentlichung

im Bundesgesetzblatt am 26.07.2012 in Kraft getreten

(BGBl. I 1635).

Die SysStabV enthält gegenüber dem ursprünglichen

Entwurf (BR-Drs. 257/12), über den wir bereits im Up-

date:Energierecht von Mai 2012 ausführlich berichtet

hatten, keine inhaltlich relevanten Änderungen. Ledig-

lich die zunächst innerhalb der Verordnung angelegten

Regelungen zur Geltendmachung der resultierenden

Kosten bei der Netzentgeltkalkulation sind nunmehr

systematisch korrekt in die

Anreizregulierungsverordnung (ARegV) eingeführt wor-

den. Die mit der Nachrüstung betrauten

Verteilnetzbetreiber können danach die Hälfte der durch

die Nachrüstung zusätzlich entstehenden jährlichen

Kosten über die Netzentgelte geltend machen.

Brandenburg will Netzausbau durch Erdverkabelung

vorantreiben (Gesetzesentwurf, BR-Drs. 374/12)

Die Regierung des Landes Brandenburg hat einen Ge-

setzesantrag (BR-Drs. 374/12 vom 27.06.2012) zur

Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) an

den Bundesrat übermittelt, den dieser auf seiner Sitzung

am 06.07.2012 dem zuständigen Ausschüssen unter

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Federführung des Wirtschaftsausschuss zur Beratung

zugewiesen hat.

Inhaltlich geht es um eine Präzisierung des erst im

Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes

(NABEG) eingefügten § 43h EnWG. Nach dieser Rege-

lung sind Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen

mit einer Nennleistung von 110 kV oder weniger grund-

sätzlich als Erdkabel auszuführen, soweit die Gesamt-

kosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die

Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung

den Faktor 2,75 nicht überschreiten und naturschutz-

fachliche Belange nicht entgegenstehen (§ 43h Hs. 1

EnWG). § 43h regelt aktuell in einem zweiten Halbsatz,

die Möglichkeit ein Vorhaben auf Antrag als Freileitung

ausführen zu lassen, wenn öffentliche Belange nicht

entgegenstehen.

Die Regierung des Landes Brandenburgs ist der An-

sicht, dass diese Regelungssystematik einem Wahlrecht

des Vorhabenträgers gleichkommt und die vom Gesetz-

geber bezweckte vorrangige Ausführung als Erdkabel

gleichsam aufhebt. Die Verlegung von Verteilnetzen als

Erdkabel sei für einen zügigen Netzausbau jedoch uner-

lässlich, da diese Technologie gegenüber der Freilei-

tungsausführung eine größere Akzeptanz in der Bevöl-

kerung genieße. Die Landesregierung beantragt daher

eine Streichung des zweiten Halbsatzes in § 43h EnWG

in Verbindung mit einem Zusatz im ersten Halbsatz,

wonach neben naturschutzfachlichen Belangen auch

öffentliche Belange der Ausführung als Erdkabel nicht

entgegenstehen dürfen. Durch diese Umkehrung der

Regelungssystematik würde die Erdkabelverlegung

gegenüber der Freileitungsausführung einen deutliche-

ren Vorrang erhalten.

Ob sich der Bundesrat dieser Initiative anschließt, bleibt

abzuwarten.

Gesetzesvorschlag für gesonderten Offshore-

Netzentwicklungsplan und Haftung bei verspätetem

Netzanschluss

Die Bundesregierung hat am 29.08.2012 den Referen-

tenentwurf von Bundeswirtschafts- und Bundesumwelt-

ministerium für ein Gesetz über die Entwicklung eines

Offshore-Netzentwicklungsplans sowie flankierende

Haftungsregelungen beschlossen.

Danach sollen Ort und Größe künftiger Netzanschlüsse

für Offshore-Windanlagen in einem gesonderten Netz-

entwicklungsplan verbindlich festgelegt werden. Verzö-

gerungen bei der Errichtung und Wartung sollen einen

pauschalierten Schadensersatzanspruch des Anlagen-

betreibers gegen den Übertragungsnetzbetreiber auslö-

sen. Für Offshore-Windanlagen, die auf den bisherigen

Netzanschlussanspruch nach § 17 Abs. 2 lit. a) EnWG

vertraut haben, soll im Wege einer Übergangsregelung

sichergestellt werden, dass auch diese Anlagenbetrei-

bern den pauschalierten Schadensersatzanspruch gel-

tend machen können.

Bei nicht rechtzeitiger Anbindung oder längerer Störung

soll dem Anlagenbetreiber gegen den Übertragungs-

netzbetreiber ein pauschalierter Anspruch auf Scha-

densersatz in Höhe von 90 % der entgangenen

Einspeisevergütung zustehen und zwar

• ab dem 11. Tag der ununterbrochenen Nichteinspei-

sung,

• ab dem 19. Tag bei mehr als 18 einzelnen Störun-

gen sowie

• bei mehr als 10 Tagen betriebsbedingten Wartungs-

zeiten in einem Kalenderjahr.

Die Haftung des Übertragungsnetzbetreibers gegenüber

Anlagenbetreibern für nicht vorsätzlich verursachte

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Sachschäden soll auf 100 Mio. EUR gedeckelt werden.

Die Übertragungsnetzbetreiber sollen die Kosten ab-

hängig von ihrem eigenen Verschuldensgrad und ohne

Zeitverzug über eine Haftungsumlage wälzen können.

Bei grober Fahrlässigkeit soll der Netzbetreiber jedoch

20 % der Kosten (max. aber 20 Mio. EUR pro Scha-

densfall und 60 Mio. EUR im Kalenderjahr) selbst tragen

müssen. Bei Vorsatz soll eine Kostenwälzung gänzlich

ausgeschlossen sein. Um eine übermäßige Verbrau-

cherbelastung durch die Kostenwälzung zu vermeiden,

sollen die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet wer-

den von der Bundesnetzagentur zu genehmigende

Versicherungen abzuschließen.

Bundeskabinett beschließt Änderung des Energie-

und Stromsteuergesetzes

Am 01.08.2012 hat das Kabinett den Entwurf eines

Zweiten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und

Stromsteuergesetzes (BR-Drs. 485/12) verabschiedet,

der nach dem Willen der Bundesregierung zum

01.01.2013 für den Zeitraum von 10 Jahren in Kraft

treten soll. Mit den geplanten Änderung der Vorausset-

zungen für Steuerbegünstigungen im Energie- und

Stromsteuergesetz für Unternehmen des Produzieren-

den Gewerbes (sog. Spitzenausgleich) verfolgt die Bun-

desregierung das Ziel, entsprechend ihrer Festlegung

im Energiekonzept vom Herbst 2010, den im Rahmen

der ökologischen Steuerreform im Jahr 1999 eingeführ-

ten Spitzenausgleich über den 31.12.2012 hinaus zu

verlängern, die Steuerbegünstigungen jedoch im Ge-

genzug an Energieeffizienzmaßnahmen zu knüpfen und

hierdurch Anreize für die Ausschöpfung von Effizienzpo-

tentialen in der deutschen Industrie zu setzen.

Konkret sollen die gewährten Steuervergünstigungen für

das Produzierende Gewerbe (vgl. § 55 Energiesteuer-

gesetz, § 10 Stromsteuergesetz) weiterhin in bisherigem

Umfang gewährt werden. Allerdings soll nun die Imple-

mentierung von Energiemanagementsystemen (EMS)

als Gegenleistung für die Gewährung des Spitzenaus-

gleichs fungieren. Unternehmen, die ab 2013 den Spit-

zenausgleich in Anspruch nehmen wollen, müssen nach

dem Regierungsentwurf Energiemanagement- oder

Umweltmanagementsysteme verbindlich einführen und

effektiv betreiben. Allem voran notwendig ist hierbei

zunächst die Erfassung des konkreten Energiever-

brauchs und sodann eine Ermittlung der Einsparpotenti-

ale mittels eines strukturierten Prozesses. Ziel dieser

Maßnahmen ist, durch die auf diese Weise erkannten

Einsparpotentiale neue Investitionen zur Verbesserung

der Energieeffizienz seitens der Unternehmen realisie-

ren zu können. Kleinen und mittleren Unternehmen

(KMU) wird die Möglichkeit gegeben, alternativ kosten-

günstigere Auditverfahren zu betreiben.

Nach dem Entwurf einer Vereinbarung der Bundesregie-

rung mit der deutschen Wirtschaft sollen EMS bzw.

Audits bis spätestens zum Ende des Jahres 2015 einge-

führt sein.

Ab Beginn des Jahres 2016 soll dann die erfolgreiche

Implementierung Voraussetzung für die Gewährung des

Spitzenausgleichs sein. Zusätzlich hierzu soll das Pro-

duzierende Gewerbe insgesamt nachweisen, dass es

seine Energieintensität gegenüber dem Zeitraum 2007-

2012 kontinuierlich reduziert hat. Die zu erreichende

Verbesserung der Energieeffizienz der steuerlich be-

günstigten Unternehmen soll anhand von Zahlen aus

der amtlichen Statistik des statistischen Bundesamts

ermittelt werden. Der Zielwert steigt im Zeitablauf an:

1,3% für die Jahre 2013-2015; 1,35% für das Bezugs-

jahr 2016. 2017 soll nochmals eine Neuevaluation der

Ergebnisse stattfinden, um bis einschließlich 2022 neue

Zielwerte festzulegen.

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Rechtsprechung

BGH: Genehmigte Netzentgelte unterliegen der zivil-

rechtlichen Billigkeitskontrolle nach § 315 BGB

(Urteil vom 15.05.2012, Az: EnZR 105/10)

Der BGH hat mit seinem Urteil vom 15.05.2012 klarge-

stellt, dass die zivilrechtliche Billigkeitskontrolle nach

§ 315 Abs. 3 BGB trotz Genehmigung der Netzentgelte

nach § 23a EnWG anwendbar ist.

Die Vorinstanzen hatten dies noch verneint und u.a.

damit begründet, dass der Gesetzgeber mit dem Ent-

geltgenehmigungsverfahren nach dem EnWG im Inte-

resse der Rechtssicherheit ein Überprüfungsmonopol

zugunsten der Regulierungsbehörden geschaffen habe.

§ 111 Abs. 3 EnWG schließe im Einklang hiermit eine

Überprüfung durch das Bundeskartellamt explizit aus.

Das Berufungsgericht hatte die Klage darüber hinaus,

unabhängig von der Zulässigkeit einer Billigkeitskontrol-

le abgewiesen, da die Klägerin nicht dargelegt habe,

aus welchen Gründen sie die genehmigten Entgelte für

unbillig halte. Nach Auffassung des Gerichts traf sie

insoweit jedoch die Darlegungs- und Beweislast.

Voraussetzung für die Anwendbarkeit der Billigkeitskon-

trolle nach § 315 Abs. 3 BGB ist nach dem BGH – wie in

anderen Fällen auch – eine ausdrückliche oder konklu-

dente rechtsgeschäftliche Vereinbarung, wonach eine

Partei durch einseitige Willenserklärung den Inhalt einer

Vertragsleistung bestimmen kann. In dem zugrundelie-

genden Rechtsstreit enthielt der Rahmenvertrag eine

Klausel, nach welcher die Netzbetreiberin das Netznut-

zungsentgelt u.a. „bei Novellierung der zugrunde lie-

genden Gesetze“ (einseitig) anpassen konnte. Der

klagende Netznutzer hatte die Netznutzungsentgelte nur

unter dem Vorbehalt einer energie- und kartellrechtli-

chen Überprüfung gezahlt, so dass die Netznutzungs-

entgelte auch nicht aus diesem Grund als vereinbart

angesehen werden konnten.

Der BGH hat nunmehr klargestellt, dass die Anwend-

barkeit der zivilrechtlichen Billigkeitskontrolle nicht durch

die Regelungen des EnWG (hier in der Fassung von

2005) ausgeschlossen wird.

§ 111 EnWG betreffe lediglich das Verhältnis zum Wett-

bewerbsrecht und wolle eine Doppelzuständigkeit von

Regulierungs- und Kartellbehörde vermeiden. Nach

Auffassung des BGH habe der Gesetzgeber aber kein

Überprüfungsmonopol zugunsten der Regulierungsbe-

hörden schaffen wollen. Die Entgeltgenehmigung betref-

fe allein das Verhältnis der Behörde zum Netzbetreiber

und entfalte daher nur öffentlich-rechtliche Wirkung. Im

Verhältnis zwischen Netzbetreiber und Netznutzer be-

dürfe es einer privatrechtlichen Umsetzung, da die Ent-

geltgenehmigung zudem allein Höchstpreise betreffe.

Die Billigkeitskontrolle nach § 315 BGB habe auch ei-

nen eigenständigen Anwendungsbereich, da beispiels-

weise überprüft werden könne, ob die Entgeltgenehmi-

gung auf unrichtigen Tatsachenangaben des Netzbe-

treibers beruhe, deren Fehlerhaftigkeit im Genehmi-

gungsverfahren nicht aufgedeckt worden war.

Schließlich gebiete das Gebot des effektiven Rechts-

schutzes eine Anwendbarkeit des § 315 Abs. 3 BGB zur

Überprüfung der Netznutzungsentgelte durch den Netz-

nutzer. Im Genehmigungsverfahren habe der Netznut-

zer keinen Rechtsanspruch darauf, beigeladen zu wer-

den, um bereits zu diesem Zeitpunkt die Festsetzung

der Entgelte zu seinen Gunsten beeinflussen zu kön-

nen. Die Beiladung setzt die Überschreitung einer

Erheblichkeitsschwelle voraus, die zwar bei erheblichen

wirtschaftlichen Interessen gegeben ist, allerdings, so-

weit nur verhältnismäßig geringfügige Entgeltabsenkun-

gen erreichbar sind, regelmäßig nicht vorliegt. Die (ein-

fache) Beiladung liegt im pflichtgemäßen Ermessen der

Regulierungsbehörde. Sie kann im Interesse der Ver-

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fahrensökonomie abgelehnt werden ohne die Rechte

des Beiladungspetenten zu verletzen.

Der BGH führte weiter aus, dass der Netznutzer auch

nur beschränkte Möglichkeiten habe, im Nachhinein

festgesetzte Netznutzungsentgelte nach dem EnWG

überprüfen zu lassen. So müssten auch im Rahmen der

Beschwerde nach § 75 Abs. 2 EnWG erhebliche wirt-

schaftliche Interessen des Netznutzers berührt werden.

Die Anregung eines Missbrauchsverfahrens, dessen

Durchführung ebenfalls im pflichtgemäßen Ermessen

der Regulierungsbehörde läge, führe auch nicht zu einer

Überprüfung der Netznutzungsentgelte, solange diese

die dem Unternehmen erteilte Genehmigung nach § 23a

EnWG nicht überschritten.

In Bezug auf die Beweislastverteilung verwies der BGH

auf die bisherige Rechtsprechung des Senats, wonach

der Netzbetreiber die Billigkeit der von ihm verlangten

Netzentgelte darzulegen und gegebenenfalls zu bewei-

sen hat. Dies gelte im gleichen Maß für den Rückforde-

rungsprozess. Allerdings kann sich der Netzbetreiber

nach dem BGH zur Darlegung der Billigkeit zunächst

auf die Entgeltgenehmigung nach § 23a EnWG stützen.

Diese stelle ein gewichtiges Indiz für die Billigkeit und

Angemessenheit der genehmigten Entgelte dar. Es

obliege dann dem Netznutzer darzulegen, aus welchen

Gründen die behördlich genehmigten Netzentgelte

überhöht sein sollen, um die indizielle Wirkung der

Netzentgeltgenehmigung zu erschüttern. Gelinge ihm

dies, müsse wiederum der Netzbetreiber seine Kosten-

kalkulation vorlegen und im Einzelnen näher erläutern.

Um diese Schwelle der „Erschütterungslast“ zu über-

schreiten, muss der Netznutzer demnach zumindest

darlegen, warum die Regulierungsbehörde die Kosten

oder Kostenbestandteile nicht (korrekt) auf ihre Richtig-

keit geprüft hat. Dies gelang dem Kläger im entschiede-

nen Fall nicht, so dass die Klage im Ergebnis abzuwei-

sen war.

BGH: Differenz zwischen kaufmännisch-bilanzieller

und physischer Einspeisung stellt eine netzentgelt-

pflichtige Entnahme dar (Urteil vom 27.03.2012,

Az: EnVR 8/11)

In der Praxis wird Strom, der in EEG-Anlagen erzeugt

wird, häufig nicht vollständig in das Netz des Netzbe-

treibers eingespeist, weil Verbraucher unmittelbar Strom

aus der Anlage abnehmen (z.B. Eigenbedarf der Anla-

ge, Nutzer eines geschlossenen Verteilernetzes). Die

Höhe der Einspeisevergütung wird dann im Wege einer

kaufmännisch-bilanziellen Berechnung ermittelt (sog.

Nettoeinspeisung). Umgekehrt reduziert sich bei einer

solchen Gestaltung der physische Strombezug aus dem

Netz. Im zu entscheidenden Fall bestand daher Streit

darüber, ob die unmittelbar verbrauchte Strommenge

bilanziell wie eine Entnahme aus dem vorgelagerten

Netz anzusehen ist und deshalb Netzentgelte in ent-

sprechender Höhe zu bezahlen sind. Der BGH hat dies

mit seinem Urteil vom 27.03.2012 so entschieden.

Die Netzentgeltpflicht bestimmt sich abschließend nach

§ 17 StromNEV und damit in Abhängigkeit von der ge-

messenen Entnahme und der Anschlussebene der

Entnahmestelle. Maßgeblich ist daher grundsätzlich der

tatsächlich (physikalisch) entnommene Strom.

Eine Ausnahme hierzu erkennt der BGH nunmehr in

Fällen an, in denen der Netznutzer aus erneuerbaren

Energien gewonnenen Strom in das Netz der allgemei-

nen Versorgung einspeist und gemäß § 4 Abs. 5

EEG 2004 (entspricht inhaltlich § 8 Abs. 2 EEG 2012)

kaufmännisch-bilanziell abrechnet. Die Regelung trägt

dem Umstand Rechnung, dass bei gleichzeitigem Ver-

brauch, beispielsweise innerhalb eines Arealnetzes, die

Einspeisung aufgrund der physikalischen Eigenschaften

des Stroms teilweise oder vollständig nur virtuell und

somit lediglich bilanziell erfolgt. Der gesamte bilanziell

eingespeiste Strom ist daher nach dem EEG zu vergü-

ten.

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Dieser kaufmännisch-bilanzielle Ansatz erfordert nach

Ansicht des BGH eine Korrektur auf der Entnahmeseite,

in der Weise, dass der fiktiv in das Netz der allgemeinen

Versorgung eingespeiste Strom diesem auch fiktiv wie-

der entnommen werden muss. Dies erfordere bereits

eine ausgeglichene Bilanzkreisführung. Für die fiktiv

entnommenen Strommengen fallen danach Netzentgel-

te an. Dies stelle den Anlagenbetreiber auch nicht

schlechter, da dieser bei einer Berücksichtigung allein

der tatsächlichen Verhältnisse auch nur die Vergütung

für physikalisch eingespeiste Strommengen beanspru-

chen könnte. Für eine vom Gesetzgeber gewollte Bes-

serstellung dieser Anlagenbetreiber, indem sie ihren

Selbstverbrauch vergütet erhielten, ohne hierfür Netz-

entgelte zu errichten, sei hingegen nichts ersichtlich.

VGH Kassel: Klagen der RWE gegen befristete Be-

triebsuntersagungen in Bezug auf das Kernkraft-

werk Biblis zulässig (Zwischenurteile vom

05.07.2012, Az: 6 C 824/11.T, 6 C 825/11.T)

Der Verwaltungsgerichtshof (VGH) Kassel hat am

05.07.2012 per Zwischenurteil entschieden, dass die

Klagen der RWE Power AG auf Feststellung der

Rechtswidrigkeit der Anordnungen des Landes Hessen

zur 3monatigen Betriebsuntersagung der Kernkraftwer-

ke Biblis Block A und Block B zulässig sind.

Das Land Hessen hatte der RWE Power nach einer

entsprechenden Einigung von Bund und Ländern im

Nachgang zur Havarie des japanischen Kernkraftwerks

in Fukushima auf drei Monate befristet den Betrieb des

Kernkraftwerks Biblis Block A und B untersagt. Bereits

hiergegen hatte RWE Power mit dem Ziel geklagt, die

Anordnungen aufzuheben. Mit Ablauf der Befristungen

war jedoch in der Sache Erledigung eingetreten, so

dass die RWE Power auf Feststellung der Rechtswid-

rigkeit der beiden Anordnungen klagte.

Der VGH hat nunmehr zunächst über die Zulässigkeit

der Klagen entschieden, da nach eigenen Angaben

bereits die Zulässigkeit, komplexe rechtliche und techni-

sche Fragen aufwirft. Die Zulässigkeit der Klagen setzt

nach Erledigung in der Sache ein berechtigtes Interesse

der RWE Power an der Entscheidung voraus. Dieses ist

zu bejahen, wenn durch die Anordnungen des Landes

Hessen ein konkreter Schaden oder eine fortwirkende

Rechtsverletzung entstanden sein könnte. Es war je-

doch zunächst fraglich, ob aufgrund der Anordnungen

überhaupt ein Schaden entstanden sein konnte, da zu

dem Zeitpunkt der Anordnungen der Block B des Kern-

kraftwerks wegen Revisionsarbeiten ohnehin abge-

schaltet war. Daneben war auch für Block A des Kern-

kraftwerks für Juni 2011 eine Abschaltung zur Durchfüh-

rung von Revisionsarbeiten geplant gewesen.

Der VGH hat nunmehr entschieden, dass sich das be-

rechtigte Feststellunginteresse aus derzeit von der RWE

Power vorbereiteten zivilrechtlichen Amtshaftungsan-

sprüchen gegen das Land Hessen ergebe, die nicht

offenkundig ohne jegliche Erfolgsaussichten seien.

Danach sei auch hinsichtlich der Betriebsuntersagung

für den Block B ein Schaden nicht von vornherein aus-

zuschließen. Das Zwischenurteil ist für die RWE Power

allerdings nur ein Etappensieg, da der VGH materiell-

rechtliche Fragen noch nicht im Rahmen der Zulässig-

keitsprüfung vorwegnehmen wollte.

VG Kassel: Rotmilane verhindern Bau von Wind-

energieanlagen (Urteil vom 15.06.2012, AZ: 4 K

749/11.KS)

Die vierte Kammer des Verwaltungsgerichts Kassel hat

den Bescheid des Regierungspräsidiums Kassel, mit

welchem dieses die Errichtung von vier Windkraftanla-

gen im Landkreis Hersfeld-Rotenburg abgelehnt hatte,

bestätigt und die gegen den Bescheid gerichtete Klage

abgewiesen.

Das Verwaltungsgericht entschied, dass der Anlagener-

richtung naturschutzrechtliche Belange entgegenstün-

den. Die Windkraftanlagen hätten in einem landwirt-

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schaftlich genutzten Gebiet errichtet werden sollen, in

dem mehrere Rotmilanpaare brüteten und welcher als

sog. Nahrungsmittelhabitat für diese Vögel dient.

Rotmilane können bei ihren Nahrungsflügen, die von

den Rotorblättern der Windkraftanlagen ausgehende

Gefahr nicht erkennen und werden daher häufig

„Schlagopfer“. Sie stehen als gefährdete Greifvogelart

nach europarechtlichen Vorgaben unter besonderem

Schutz. Die Kammer entschied auf Basis dessen sowie

mehrerer Gutachten, dass bei Errichtung der Windkraft-

anlagen für die Vögel eine deutlich erhöhte Gefahr

bestehe, von den Rotorblättern getötet zu werden. Dies

verstoße gegen das artenschutzrechtliche Tötungsver-

bot des Bundesnaturschutzgesetzes.

Bundesnetzagentur

Entscheidungsentwürfe im Zertifizierungsverfahren

der Transportnetzbetreiber

Gemäß § 4a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) bedarf

der Betrieb eines Transportnetzes der Zertifizierung

durch die Regulierungsbehörde. Die Transportnetzbe-

treiber müssen im Rahmen des Zertifizierungsverfah-

rens nachweisen, dass sie die Entflechtungsvorgaben

des EnWG erfüllen. Die Bundesnetzagentur als Regulie-

rungsbehörde prüft sodann die Anträge der Transport-

netzbetreiber und leitet einen Entwurf ihrer Zertifizie-

rungsentscheidung an die Kommission weiter. Die Bun-

desnetzagentur hat hierzu in einer Pressemitteilung vom

10.07.2012 mitgeteilt, dass nach den Entscheidungs-

entwürfen die meisten Unternehmen eine Zertifizierung

erhalten werden. Allerdings sei vorgesehen, diese mit

Auflagen zu verbinden. Nach derzeitigem Stand müsse

lediglich der Transportnetzbetreiberin TenneT TSO

GmbH die Zertifizierung verweigert werden, da diese

nicht die erforderlichen Nachweise über die notwendi-

gen finanziellen Mittel zur Erfüllung ihrer gesetzlichen

Netzbetriebs- und Ausbaupflichten erbracht habe. Es

besteht allerdings die Möglichkeit im weiteren Verfah-

rensverlauf die Nachweise nachzureichen.

Die Kommission hat nunmehr in Bezug auf die ihr be-

reits zugeleiteten Entscheidungsentwürfe zwei Monate

Zeit, eine Stellungnahme abzugeben. Daraufhin wird die

Bundesnetzagentur innerhalb weiterer zwei Monate

unter Berücksichtigung der Stellungnahme der Kommis-

sion eine endgültige Entscheidung über die Zertifizie-

rung als Transportnetzbetreiber treffen.

Verbindliche prozessuale Vorgaben zum Wechsel

der Einspeisestelle (Strom)

Die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hat im

Juli ein öffentliches Konsultationsverfahren für verbindli-

che Festlegungen von

• Geschäftsprozessen und Datenformaten zur Abwick-

lung des massengeschäftstauglichen Netzzugangs

von Einspeisestellen,

• Formatvorgaben für die Meldung von EEG-Anlagen

in die oder aus der Direktvermarktung durch einen

Lieferanten/Vermarkter gegenüber dem jeweiligen

Verteilnetzbetreiber sowie

• grundlegenden Marktregeln für die Verarbeitung und

Weitergabe der Direktvermarktungsmeldungen

durch die jeweiligen Verteilnetzbetreiber

durchgeführt. Für Entnahmestellen existieren bereits

derartige Festlegungen.

Im Rahmen der Marktprozesse für Einspeisestellen

(Strom) ging es vornehmlich um die Frage, ob die

Marktakteure den Vorschlag des BDEW bevorzugen,

den „Lieferbeginn (Einspeisung)“ entsprechend der

Festlegungen GPKE und GeLi Gas im Wege einer Ab-

meldeanfrage an den alten Lieferanten auszugestalten

oder in Anlehnung an den Anmeldemechanismus der

WiM-Festlegung (BK6-09-034), die Anmeldung stets

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durchzuführen, womit eine ggfs. noch bestehende Zu-

ordnung zu einem alten Lieferanten automatisch been-

det wird.

In Bezug auf Formatvorgaben für die Direktvermarktung

beabsichtigt die Bundesnetzagentur, ein zur Konsultati-

on gestelltes Formular als bundesweit verbindlich vor-

zugeben und zugleich die Netzbetreiber zu verpflichten,

das ausgefüllte Formular über eine zu veröffentlichende

E-Mailadresse entgegenzunehmen.

Als Marktregeln für die Verarbeitung und Weitergabe

der Direktvermarktungsmeldungen will die Bundesnetz-

agentur die Netzbetreiber verpflichten, diese Meldungen

unverzüglich zu bearbeiten und dem Absender spätes-

tens am 5. Werktag nach der Übermittlung eine Rück-

meldung über die Verarbeitung der Meldung zu geben.

Spätestens am 7. Werktag eines Monats für den jeweili-

gen Folgemonat sollen Netzbetreiber dem Übertra-

gungsnetzbetreiber alle erforderlichen Daten übermit-

teln, die dieser zur Erfüllung der gesetzlichen Pflichten,

insbesondere für die Prognose der „in eigener Regie zu

vermarktenden EEG-Mengen“, benötigt.

Die Festlegung zu den Eispeiseprozessen soll zum

01.10.2013, die Festlegung zu den Formatvorgaben

bereits zum 01.10.2012 in Kraft treten. Die Ergebnisse

des Konsultationsverfahrens sind bislang nicht veröf-

fentlicht.

Konsultationen zu den Szenariorahmen zum Netz-

entwicklungsplan 2013 (Strom und Gas)

Die Bundesnetzagentur hat mit der Veröffentlichung des

Entwurfs des Szenariorahmens zum Netzentwicklungs-

plan (NEP) Strom 2013 am 20.07.2012 den Prozess

zum Netzausbau bis zum Jahr 2023 bzw. 2033 begon-

nen. Am 10.08.2012 haben zudem die Erdgas-

Fernleitungsnetzbetreiber den Szenariorahmen 2013

veröffentlicht. Beide Veröffentlichungen stehen zur

Konsultation.

Der Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwick-

lungsplan (Strom) ist abrufbar unter der von der Bun-

desnetzagentur seit Juli 2012 geführten Website:

www.netzausbau.de. Die Konsultation endete aber

bereits am 30.08.2012. Der Szenariorahmen für den

Netzentwicklungsplan (Gas) ist abrufbar unter:

www.netzentwicklungsplan-gas.de. Auch dazu ist die

Frist zur Einreichung von Stellungnahmen zwischenzeit-

lich abgelaufen.

Im weiteren Verlauf wird die Bundesnetzagentur die

eingereichten Stellungnahmen veröffentlichen und so-

dann den Szenariorahmen unter Berücksichtigung der

Stellungnahmen genehmigen.

Bundeskartellamt

Preissenkungsverfügung gegen Berliner Wasserbe-

triebe (Beschluss vom 04.06.2012, Az: B 8-40/10)

Das Bundeskartellamt hat am 04.06.2012 eine ab-

schließende Preissenkungsverfügung wegen miss-

bräuchlich überhöhter Trinkwasserpreise gegen die

Berliner Wasserbetriebe (BWB) erlassen und die sofor-

tige Vollziehbarkeit der Anordnung angeordnet. Hier-

nach müssen die BWB ihre Erlöse im Zeitraum 2012-

2015 um insgesamt etwa 254 Mio. EUR senken. Das

entspricht einer Senkung der abgabenbereinigten Erlö-

se aus der Versorgung mit Trinkwasser um 18 % für das

Jahr 2012 und um durchschnittlich 17 % für die Jahre

2013-2015.

Im Rahmen des Erlösvergleichs hatte das Bundeskar-

tellamt die Unternehmen HamburgWasser, Stadtwerke

München und RheinEnergie Köln herangezogen und

festgestellt, dass die Wasserpreise und Erlöse der BWB

missbräuchlich überhöht sind.

Die BWB können gegen die Anordnung des Bundeskar-

tellamts Beschwerde beim OLG Düsseldorf einlegen

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und gegen die Anordnung der sofortigen Vollziehbarkeit

einstweiligen Rechtsschutz beantragen. Eine Be-

schwerde der BWB beim Oberverwaltungsgericht

(OVG) Münster, worin diese die Unzuständigkeit des

Bundeskartellamts für die auf Landesrecht basierenden

Wasserpreise rügten, wies das OVG bereits Mitte Juli

zurück. Das Bundeskartellamt hat sich seinerseits vor-

behalten auch die Rückerstattung missbräuchlich be-

zahlter Wasserpreise für die Jahre 2009-2011 anzuord-

nen.

Clearingstelle EEG

Empfehlung zu Abschlagszahlungen im EEG 2012

(2012/6 vom 21.06.2012)

Im EEG 2012 ist mit § 16 Abs. 1 Satz 3 erstmals eine

Regelung zur Zahlung von Abschlägen auf die von

Netzbetreibern an Anlagenbetreiber zu entrichtende

gesetzliche Einspeisevergütung vorhanden. Hiernach

haben Netzbetreiber gegenüber Anlagenbetreibern auf

die zu erwartenden Zahlungen monatliche Abschläge im

angemessenen Umfang zu leisten. Die Empfehlung der

Clearingstelle EEG dient der Auslegung der Regelung

und soll in der Praxis bestehende Unsicherheiten been-

den.

Die Clearingstelle EEG legt die Regelung dahingehend

aus, dass die zu leistenden Abschläge jeweils in dem

auf die vergütungsfähige Stromerzeugung folgenden

Monat zu zahlen sind. Da ein konkreter Zeitpunkt nach

dem Gesetz nicht bestimmbar ist, empfiehlt die Clea-

ringstelle EEG den Netzbetreibern, die Abschläge bis

zum 15. des auf die Einspeisung folgenden Kalender-

monats zu leisten. Unter Abwägung der Interessen der

Anlagenbetreiber, die Abschläge möglichst früh im Fol-

gemonat zu erhalten und dem Interesse der Netzbetrei-

ber, die Abschläge möglichst erst zu dem Zeitpunkt

auszuzahlen, an dem sie ihrerseits bereits die Ab-

schlagzahlungen von den Übertragungsnetzbetreibern

erhalten haben, um so Liquiditätsengpässe zu vermei-

den, sei die Mitte des Folgemonats die beide Interessen

am bestes berücksichtigende Lösung.

Neben dem Zahlungszeitpunkt ist von Bedeutung, unter

welchen Voraussetzungen die Abschläge fällig werden,

d.h. welche Darlegungen und Nachweise gegenüber

den Netzbetreibern zu erbringen sind. Zum Erhalt des

Abschlagzahlungsanspruchs sollen nicht dieselben

Nachweise zu führen sein, wie für den Vergütungsan-

spruch. Sonst wäre mit der Nachweisführung stets ein

fälliger Vergütungsanspruch gegeben und für einen

eigenständigen Anspruch auf Zahlung des Abschlags

kein Raum. Nach der Empfehlung der Clearingstelle

EEG ist daher zu unterscheiden zwischen Nachweisen

bei

• der erstmaligen Inanspruchnahme von Zahlungs-

ansprüchen,

• einmaligen Nachweispflichten und

• fortlaufenden Nachweispflichten.

Diejenigen Nachweispflichten im EEG, die für den Ver-

gütungsanspruch erstmalig und/oder einmalig zu erbrin-

gen sind, sollen auch eine Fälligkeitsvoraussetzung für

die monatlichen Abschlagszahlungen darstellen. Für die

fortlaufend zu erbringenden Nachweise soll eine

Plausibilisierung der Ansprüche auf Abschlagszahlung

durch den Anlagenbetreiber ausreichend sein.

Da die Abschläge nach der gesetzlichen Regelung auf

die zu erwartenden Zahlungen zu leisten sind, sind

Abschläge sowohl auf die Grundvergütung als auch auf

eine etwaige erhöhte Vergütung („Boni“) zu leisten. Eine

Abschlagzahlung ist der Höhe nach angemessen, wenn

die zu erwartende Vergütung der Ist-Einspeisung unter

Berücksichtigung des Eigenverbrauchs angenähert ist.

Nach der Empfehlung der Clearingstelle EEG sollen

sich Anlagenbetreiber und Netzbetreiber darauf einigen,

dass entweder Abschläge geleistet werden, die sich an

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der tatsächlich zu erwartenden monatlichen

Einspeisevergütung orientieren, oder monatlich gleich-

bleibende Zahlungen geleistet werden, die sich an ei-

nem Zwölftel der für das gesamte Kalenderjahr erwarte-

ten Vergütung orientieren (sog. lineare Abschläge). Der

Netzbetreiber soll in Bezug auf die Wahl der Vergü-

tungsvariante das Letztentscheidungsrecht haben.


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