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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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PL-02-026 WARSZAWA KONTO: 3 121 266 450 56 00 TEL.: + 48 (0) 22 - 692 4800 IBAN: DE95300700100312126600
450 56 10 FAX.: + 48 (0) 22 - 827 8618 SWIFT-CODE: DEUTDEDD
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-
3
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-
4
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.
5
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-
6
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.
7
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-
8
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-
9
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
10
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
11
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.
12
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-
13
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.
14
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-
15
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
16
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
17
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.