RGC beteiligt sich am Projekt „Job Shadowing“

Angebot für Studierende der Leibniz Universität und der Hochschule Hannover

Hinter dem Stichwort „Job Shadowing“ verbirgt sich die unkomplizierte Möglichkeit, während des Studiums hinter die Kulissen eines Unternehmens zu schauen und einen Einblick in den praktischen Arbeitsalltag eines bestimmten Berufsbildes zu bekommen.

Das Projekt Job Shadowing bietet Studierenden der Hochschule Hannover und der Leibniz Universität Hannover die Möglichkeit einer individuellen Hospitation in einem Berufsfeld. Studierende begleiten eine Mitarbeiterin oder einen Mitarbeiter für einen Tag am Arbeitsplatz, sozusagen als „Schatten“, und lernen so typische Facetten des Berufsbildes sowie das Unternehmen kennen. Im Unterschied zu einem Praktikum steht nicht die Mitarbeit im Vordergrund, sondern das gegenseitige Kennenlernen und der Einblick in einen Tätigkeitsbereich. 

Wir bei RGC sind – wie viele andere Branchen auch – immer auf der Suche nach qualifizierten Fachkräften, um unsere Leistungen zur Zufriedenheit unserer Mandanten zu erbringen. Das Energierecht spielt jedoch als Rechtsgebiet in der universitären Ausbildung keine besondere Rolle. Und bei den Studierenden ist wenig bekannt, welche beruflichen Möglichkeiten es in diesem Bereich gibt. Inzwischen geht es auch dabei zusätzlich darum, welche Möglichkeiten die neuen Entwicklungen im Bereich Legal Tech für den Arbeitsalltag bieten. 

Das Job Shadowing ist aus unserer Sicht die perfekte Möglichkeit, für einen kurzen Zeitraum und ohne Vorbereitung einen Einblick in Berufe mit Bezug zum Energie-, Umwelt- oder Arbeitssicherheitsrecht zu bekommen, für sich selbst neue Perspektiven kennenzulernen und Vorurteile abzubauen. Wir als RGC freuen uns deshalb, dass die Leibniz Universität und die Hochschule Hannover das Projekt des Job Shadowing ins Leben gerufen haben und laden interessierte Studierende ein, einen Arbeitstag in der Praxis bei RITTER GENT COLLEGEN mitzuerleben.

Weitere Informationen zum Projekt und zur Bewerbung finden Sie hier.

Der VEA bietet seinen Mitgliedern kostenfreie Funktionen in unserer RGC Manager App

VEA-Mitglieder können sich ab sofort das Rechtsregister Energie mit Aktualitätendienst in unserer RGC Manager App kostenlos freischalten lassen.

Wie wir gestern berichtet haben, steht die neue Version unserer RGC Manager App zum Download bereit. Besonders freuen dürfen sich VEA-Mitglieder. Diese können sich dort das Rechtsregister Energie mit Aktualitätendienst kostenlos freischalten lassen. Hierzu nutzen Sie in der App bitte das Formular unter dem Menüpunkt „REGISTER“.

Zudem wird der VEA seine Mitglieder ab Herbst über die App mit exklusiven VEA-Nachrichten informiert halten (z.B. Mitgliederversammlungen, Presseerklärungen, Projekte) und sie auf besondere VEA-Angebote aufmerksam machen. Sie finden in der App zukünftig auch die VEA-Veranstaltungen.

Zum Download der neuen Version der RGC Manager App gelangen Sie hier: 

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Unsere neue App-Version mit erweiterten Inhalten ist da: Vorschriftensammlung, Aktualitätendienst für Gesetzesänderungen, Veranstaltungskalender

Wir haben es geschafft! Unsere neue App-Version steht im Apple Store und bei Google Play zum Download bereit.

Unsere RGC Manager App erfreut sich großer Beliebtheit. Fast 10.000 Downloads sprechen für sich. Jetzt können Sie sich die neue Version unserer App herunterladen.

In der neuen App berichten wir weiterhin werktäglich über alle relevanten Rechtsnews aus den Bereichen Energie, Umwelt und Arbeitssicherheit. Ein kostenloser Infodienst auf den Sie in der Praxis nicht verzichten sollten. 

Zusätzlich können Sie sich ab jetzt unsere Rechtsregister mit Aktualitätendienst hinzubuchen. Die Register enthalten die Rechtsvorschriften, Merkblätter, Festlegungen, Leitfäden und Regeln von Berufsverbänden, die Sie für die tägliche Arbeit benötigen. Mit unserem Aktualitätendienst halten wir Sie über jegliche Rechtsänderungen auf dem Laufenden und fassen die entscheidenden Inhalte knapp und verständlich zusammen.

Die Freischaltung des Rechtsregisters mit Aktualitätendienst kostet für ein Gebiet 69,00 € zzgl. Ust./Jahr und für alle drei Gebiete (99,00 € zzgl. Ust./Jahr).

Tipp: Kunden der RGC Manager Web-Software oder des VEA-Rechtsmanagers können sich die dort gebuchten Gebiete kostenlos freischalten lassen.

Als weiteres Tool steht Ihnen jetzt unser Veranstaltungskalender zur Verfügung. Verpassen Sie keinen Workshop mehr!

Zum Download unserer neuen App-Version gelangen Sie hier: 

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Energierechtliche Folgen bei gesellschaftlichen Umstrukturierungen nicht außer Acht lassen!

Bei der gesellschaftlichen Umstrukturierung von Unternehmen besteht (vielfach unerkannt) das Risiko des Verlusts von energierechtlichen Privilegierungen und der Verletzung von Melde-, Mess- und sonstigen Pflichten.

Gesellschaftliche Umstrukturierungen gehören in der deutschen Konzernlandschaft vielfach zum Alltag. Unternehmen oder Unternehmensteile werden gekauft und verkauft, ein- und ausgegliedert, umgewandelt oder aufgespalten. Hierbei wird im Vorhinein regelmäßig die gesellschaftsrechtliche und steuerliche Situation bewertet, vielleicht noch der Übergang von Patenten und Markenrechten oder arbeitsrechtliche Fragen. Eine Prüfung der energierechtlichen Folgen einer Umstrukturierung wird jedoch vielfach unterlassen. Dabei kann die Änderung der Rechtspersönlichkeit eines energierechtlichen Akteurs weitreichende negative wirtschaftliche Konsequenzen haben, die in manchen Konstellationen sogar die sonstigen, z.B. steuerlichen Vorteile übersteigen.

So können gesellschaftliche Umstrukturierungen regelmäßig den Wegfall von energierechtlichen Privilegien nach sich ziehen, neue Mess- und Meldepflichten auslösen sowie Regulierungspflichten begründen. Gefahr besteht insbesondere für den Fortbestand von Privilegierungen bei der EEG-Umlage (Eigenversorgung, Besondere Ausgleichsregelung), KWK-Umlage, Sonderformen der Netznutzung (z.B. Atypik, 7000-Std.-Regelung), Energie- und Stromsteuern (z.B. § 9b oder 10 StromStG). 

Genießt ein Unternehmen beispielsweise eine EEG-Umlagen-Befreiung für den in der Eigenerzeugungsanlage selbst erzeugten und selbst verbrauchten Strom, entfällt diese Befreiung bei einer Verschmelzung, denn mit Untergang der eigenen Rechtspersönlichkeit des ursprünglichen Betreibers verliert die Eigenerzeugungsanlage ihren Bestandsschutz. Für den in der (übergegangenen) Eigenerzeugungsanlage erzeugten Strom kann die Muttergesellschaft allenfalls noch eine EEG-Umlagen-Reduzierung auf 40 % realisieren. Die „normalen“ Regelungen zur Rechtsnachfolge helfen an dieser Stelle nicht weiter. Ähnlich gravierende Auswirkungen können gesellschaftliche Änderungen auch für weitere Privilegierungen haben, wie z.B. nach der Besonderen Ausgleichsregelung, im Energie- oder Stromsteuerrecht oder für die Reduzierung von Netzentgelten.

Wird ein Unternehmensteil ausgegliedert, so können die Konsequenzen ähnlich ungünstig sein. Der ausgegliederte Unternehmensteil nimmt nach energierechtlichen Maßstäben den Status eines „Dritten“ ein. Auch die fortbestehende Zugehörigkeit zum Konzern ändert daran nichts. Damit können die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens generell nicht mehr in die Privilegierungstatbestände des Ausgangsunternehmens einbezogen werden. Sind beide Unternehmen in derselben Kundenanlage angesiedelt, sind zudem die Verbräuche des ausgegliederten Unternehmens mess- und eichrechtskonform, wenn eine Privilegierung für die Eigenversorgung in Rede steht, ggf. sogar viertelstundenscharf abzugrenzen. Bei fehlender oder fehlerhafter Abgrenzung kann die gesamte Privilegierung entfallen. Dies gilt auch bei unentgeltlicher Weitergabe von Strom. Zudem begründet die Stromweitergabe an das andere Unternehmen eine Reihe von energierechtlichen Meldepflichten, z.B. nach dem EEG, der Marktstammdatenregisterverordnung (MaStRV) etc.

Sind Umstrukturierungen des Unternehmens oder des Konzerns geplant, ist daher eine gesellschafts- und steuerrechtliche Analyse regelmäßig nicht ausreichend. Vielmehr ist dringend zu empfehlen, sich bereits im Vorfeld Gedanken über die energierechtlichen Auswirkungen der geplanten Maßnahmen zu machen und diese bei der wirtschaftlichen Bewertung und der gewählten Ausgestaltung zu berücksichtigen. Auf eine energierechtliche Begleitung von unternehmerischen Umgestaltungen sollte daher nicht verzichtet werden!

Neues zur Drittmengenabgrenzung seitens BMWi, BNetzA und BAFA

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi), das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) und die Bundesnetzagentur (BNetzA) planen Konsultationen zur Abgrenzung von Strommengen, die an Dritte geliefert werden.

Hintergrund ist der hohe bürokratische Aufwand, den Unternehmen leisten müssen, um Strommengen, die an Dritte geliefert werden, von den selbst verbrauchten Strommengen abzugrenzen. Diese Abgrenzung ist u. a. dann notwendig, wenn ein Unternehmen Entlastungen aufgrund der Besonderen Ausgleichsregelung, der Eigenerzeugung / Eigenversorgung oder der Netzumlagenbegrenzung in Anspruch nimmt, da die Entlastungen nur für den selbst verbrauchten Strom gewährt werden. Ziel der Konsultationen ist es, die Umlagen-Gerechtigkeit zu erhalten, die Drittmengenabgrenzung dabei aber deutlich zu vereinfachen. 

Die BNetzA entwirft hierzu aktuell ein Hinweispapier, welches inhaltlich an das seitens BAFA bereits veröffentlichte Hinweisblatt (RGC berichtete) angelehnt werden soll. Das Papier der BNetzA wird allerdings darüber hinausgehende Konkretisierungen enthalten und zeitnah in die Konsultation gehen. Inhaltlich sollen viele Fragen und Probleme aus der bisherigen Abgrenzungspraxis aufgegriffen und unter anderem auf eine Typisierung und Standardisierung von Drittmengen gesetzt werden. Wie diese Typisierung aussehen soll, ist noch nicht klar. Unter bestimmten Voraussetzungen sollen typisierte Standardwerte zur Schätzung ausreichen. Außerdem wird es Regeln zur exemplarischen Messung von Drittmengen geben.

Das BMWi will zeitgleich eine white list erstellen. Diese soll als Positiv-Liste typisierte Standardfälle als Bagatellfälle deklarieren.

Der VEA wird sich an den Konsultationen beteiligen. Über den weiteren Fortgang halten wir Sie hier informiert.

Die Regelungen zum Einspeisemanagement ziehen um

Mit dem sog. NABEG 2.0 wurden die Regelungen zum Einspeisemanagement aus dem EEG in das EnWG überführt.

Am 4. April 2019 hat der Bundestag auf der Grundlage der Beschlussempfehlung des Ausschusses für Wirtschaft und Energie (BT-Drs. 19/8913) das sog. NABEG 2.0 in geänderter Fassung angenommen.
Obwohl das Gesetz den prägnanten Titel „Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus“ trägt, verbergen sich dahinter noch eine Reihe weiterer Regelungsgegenstände. So werden bspw. die Regelungen für Ausschreibungen nach dem EEG geändert (insb. Absenkung des Höchstwertes von 8,91 Cent auf 7,50 Cent pro Kilowattstunde bei PV-Ausschreibung) und die Themen Redispatch und Einspeisemanagement neu geregelt. Die Neuregelungen treten erst zum 1.10.2021 in Kraft. 
Eine wichtige Neuerung ist, dass die Vorschriften zum Einspeisemanagement für EEG und KWK-Anlagen, die zuvor in den §§ 14, 15 EEG zu finden waren, nunmehr in das EnWG „umgezogen“ sind und in die Regelungen der §§ 13 ff EnWG zum sog. Redispatch integriert wurden. Diese ursprünglich bereits für das sog. Energiesammelgesetz, das am 01.01.2019 in Kraft trat, geplante Regelung soll die bislang parallelen Regelungen in EEG und EnWG zusammenführen und vereinheitlichen. 
Die Novellierung soll dem Ansatz Rechnung tragen, dass Eingriffe seitens der Netzbetreiber künftig generell so geplant und durchgeführt werden sollen, dass Netzengpässe mit möglichst geringen Gesamtkosten (sog. „voraussichtlich insgesamt geringste Kosten“) beseitigt werden. Obwohl damit generell vorgehsehen ist, dass Eingriffe so stattfinden, dass sie möglichst wirksam und kostengünstig sind, bleibt der generelle Einspeisevorrang von EE- und KWK-Strom dem Grundsatz nach erhalten, indem grundsätzlich nicht die tatsächlichen, sondern lediglich jeweils die kalkulatorischen Kosten angesetzt werden, vgl. § 13 Abs. 1a bis 1c EnWG n.F. Konkret bedeutet dies, dass EE- oder KWK-Anlagen nur dann abgeregelt werden dürfen, wenn stattdessen in einem deutlich größeren Umfang konventionelle Anlagen abgeregelt werden müssten, um das gleiche Ergebnis zu erzielen. Die Abregelung von privilegierten Anlagen soll nach dem Willen des Gesetzgebers mind. das Fünffache aber max. das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugungsleistung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzen können. Faktisch bleibt der Einspeisevorrang damit im Regelfall bestehen, wird lediglich leicht abgeschwächt. 
Die Regelungen zur Härtefallentschädigung für EE- und KWK-Anlagenbetreiber, die ehemals in § 15 EEG zu finden waren, werden in § 13a Abs. 2 EnWG ebenfalls mit den Regelungen zum Redispatch zusammengeführt, entsprechen aber im Wesentlichen der bisherigen Gestaltung.

EEAG: Leitlinien für Energie- und Umweltbeihilfen werden konsultiert

Die Leitlinien für Energie- und Umweltbeihilfen werden verlängert. 

Beihilfeentscheidungen der Europäischen Kommission (EU-KOM) zum deutschen Energierecht beruhen insbesondere auf den sog. Leitlinien für europäische Energie- und Umweltbeihilfen (im Original: Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014 – 2020, kurz EEAG).
Die EU-KOM hat angekündigt, diese Leitlinien für zwei Jahre bis 2022 zu verlängern. Bis dahin sollen ergebnisoffene Konsultationen im Rahmen des sog. „Fitness-Checks“ des europäischen Beihilferechts erfolgen.
Von besonderem Interesse für energieintensive Unternehmen:
Die EU-KOM fragt gerade alle Betroffenen danach, ob in diesem Bereich eine „Überregulierung“ aus Europa erfolgt und denkt zudem darüber nach in bestimmten Fällen „Grundsatz-Ausnahmen“ (sog. General Block Exemption Regulation, kurz GBER) vom Beihilferecht zu genehmigen. Hierzu läuft derzeit eine Sonderkonsultation.
Interessierte können bis zum 10. Juli 2019 Stellung nehmen. Auf der Internetseite der EU-KOM finden Sie einen Überblick über die laufenden Konsultationen als auch Details und den Fragebogen zur allgemeinen Konsultation sowie zur Sonderumfrage zu den EEAG.

Neues aus der Fernwärme

Zur Unzulässigkeit der einseitigen Änderung von Preisänderungsklauseln

Mit Urteil vom 21.03.2019, Az. 6 U 190/17 hat das OLG Frankfurt entschieden, dass ein Fernwärmeversorgungsunternehmen zur einseitigen Änderung einer vertraglich mit seinem Kunden vereinbarten Preisänderungsklausel nicht befugt ist. Eine Änderung ist nach Auffassung des Gerichts insbesondere dann unzulässig, wenn sie ausschließlich mittels einer öffentlichen Bekanntmachung gemäß § 4 Abs. 2 der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) erfolgt. Diese Vorgehensweise täuscht Verbraucher über ihre wahren Rechte, ist damit irreführend und verstößt gegen § 5 des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb (UWG).

Zum Hintergrund: Die Beklagte des diesem Urteil zu Grunde liegenden Verfahrens ist ein Fernwärmeversorgungsunternehmen. Die Belieferungsverträge, die das Unternehmen mit seinen Kunden schloss, enthalten eine Preisänderungsklausel. Aufgrund dieser Klausel beabsichtigte die Beklagte, ihr Preissystem und die Preisänderungsklausel durch öffentliche Bekanntmachung zu ändern. Hiergegen hatte ein Verbraucherschutzverband Klage erhoben.

Das OLG Frankfurt stellte klar, dass Verträge grundsätzlich nur durch übereinstimmende Erklärungen der Vertragspartner geändert werden können. Dies gelte auch hier. § 4 Abs. 2 AVBFernwärmeV weiche hiervon nicht ab, sondern enthalte allein die weitere formale Voraussetzung, dass eine Änderung der allgemeinen Versorgungsbedingungen erst nach öffentlicher Bekanntgabe wirksam werde. So bedürfe es zur Änderung der Preisänderungsklauseln einer vertraglichen Vereinbarung, etwa einer Änderungskündigung. Wenn wegen besonderer Umstände eine kurzfristige Änderung der Kostenstruktur eintritt, sei auch eine außerordentliche Änderungskündigung möglich. Weitere Informationen entnehmen Sie bitte der Pressemitteilung des OLG Frankfurt.

Das OLG Frankfurt hat die Revision beim BGH zugelassen, da die Thematik bislang nicht höchstrichterlich geklärt ist. Der Frage, welche Anforderungen an die Änderung von Preisgleitklauseln gestellt werden, kommt eine große praktischen Bedeutung zu. Über den weiteren Fortgang halten wir Sie hier informiert.

Was tun, wenn die Biomasse-Förderung ausläuft?

Für viele Einspeiser von Strom aus Biomasse läuft die Förderung nach dem EEG in den nächsten Jahren aus. Damit ist jetzt der richtige Zeitpunkt, die Möglichkeiten einer Anschlussförderung zu prüfen.

Grundsätzlich fördert das EEG die Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien je Anlage für 20 Jahre. Für viele Anlagen läuft diese Förderung jedoch bald aus. Für die Betreiber von Biomasse-BHKW gilt mit § 39f EEG 2017 eine spezielle Regelung, die eine sog. Anschlussförderung ermöglicht.

Danach werden Biomasseanlagen einmalig für weitere zehn Jahre nach dem EEG gefördert, sofern sie eine Reihe von Anforderungen erfüllen.

Voraussetzung für die Anschlussförderung ist unter anderem, dass die Anlage vor dem 1. Januar 2017 ausschließlich mit Biomasse in Betrieb genommen worden ist. Darüber hinaus darf die verbleibende Förderdauer maximal acht Jahre betragen. Auch muss die Anlage im Sinne der Markt- und Systemintegration bedarfsorientiert betrieben werden können, dies ist per Umweltgutachten nachzuweisen. Ein Einsatz zur Eigenversorgung ist dagegen bei Förderung durch Ausschreibung nicht zulässig.

Die Höhe der im Rahmen der Anschlussförderung erzielbaren Förderung ergibt sich aus dem bezuschlagten Gebotswert. Der Höchstwert für Gebote verringert sich ab dem 1. Januar 2018 um 1 Prozent pro Jahr. Unabhängig vom Zuschlagswert ist die Förderhöhe jedoch auf den anlagenspezifischen anzulegenden Wert begrenzt, der sich aus dem durchschnittlichen anzulegenden Wert der letzten drei Kalenderjahre vor dem Gebotstermin ermittelt. Hintergrund dieser Regelung ist, dass die neue Vergütung nicht über das bisherige Vergütungsniveau der Anlage hinausgehen soll. Eine Ausnahme gilt für kleine Anlagen mit einer installierten Leistung von maximal 150 Kilowatt.

Ist das Gebot erfolgreich, beginnt frühestens ein und spätestens drei Jahre nach der öffentlichen Bekanntmachung des Zuschlags der neue Zahlungsanspruch. Für Bestands-Biomasse-BHKW sollte daher die Möglichkeit der Anschlussförderung sowie das Vorliegen aller gesetzlichen Voraussetzungen rechtzeitig geprüft werden.

Neue Spielregeln bei der Bestimmung der Netzebene?

Gehören Anschlussleitungen zum Netzanschluss oder zum Netz?

Mit der Änderung von § 19 Abs. 3 StromNEV, die am 22. März 2019 wirksam wurde, hat der Verordnungsgeber das singuläre Netzentgelt für Spannungsebenen unterhalb Mittelspannung abgeschafft (RGC berichtete). Fragen wirft jedoch die Begründung der Verordnungsänderung auf (BT Drs. 13/19). Darin hält der Verordnungsgeber das Sonderentgelt nach § 19 Abs. 3 StromNEV für überflüssig, „soweit ein singulär genutztes Betriebsmittel ein Netzanschluss an die vorgelagerte Netzebene ist“.

Ausweislich der Verordnungsbegründung sei der Netzanschluss regulatorisch von dem Verteilernetz zu unterscheiden. Der Netzanschluss verbinde eine elektrische Anlage des Kunden mit dem örtlichen Verteilernetz. Der Netzanschluss werde nach § 6 NAV zwar vom Netzbetreiber hergestellt, sei aber nicht Bestandteil des Verteilernetzes, solange der Netzanschluss allein die Kundenanlage eines Anschlussnehmers mit dem Verteilernetz verbinde. Konsequenterweise geht der Verordnungsgeber deshalb davon aus, dass Netzentgelte der vorgelagerten Netzebene vereinbart werden könnten, wenn ein Betriebsmittel (die Anschlussleitung) singulär dem Anschluss einer Kundenanlage an eine dem Niederspannungsnetz vorgelagerte Netzebene diene und dieses Betriebsmittel als Netzanschluss errichtet und finanziert worden sei. Den „Umweg“ über § 19 Abs. 3 StromNEV bedürfte es in dieser Konstellation nicht.

Soweit ersichtlich haben Netzbetreiber – bis auf wenige Ausnahmen – bisher flächendeckend die Netzebene vom Netzanschlusspunkt abhängig gemacht und diesen Punkt wiederum anhand der Eigentumsgrenze bestimmt. Anders gewendet, war entscheidend, in wessen Eigentum die jeweiligen elektrischen Anlagen standen. Entsprechende Regelungen enthalten die meisten Netzanschlussverträge. Dies führte dann oft zu unbefriedigenden Ergebnissen, wenn der Letztverbraucher z.B. den Bau einer Anschlussleitung bis zur Ortsnetzstation oder zu einem Umspannwerk finanzierte, diese dann aber in das Eigentum des Netzbetreibers überging, der die Leitung seinem Netz zurechnete. Die Eigentumsgrenze verblieb dann quasi am Werkstor mit der Folge, dass weiterhin das Netzentgelt für die Netzebene anfiel, in der am Werkstor der Strom übergeben wurde.

Diese vielfach geübte Praxis der Netzbetreiber steht im Widerspruch zur Betrachtungsweise des Verordnungsgebers, wonach (singulär genutzte und finanzierte) Anschlussleitungen als Teil des Netzanschlusses und nicht des Verteilnetzes angesehen werden. Daher steht die Frage im Raum, ob Netzbetreiber weiterhin die Anschlussnetzebene schlicht anhand der Eigentumsgrenze bestimmen dürfen.

Hieran bestehen erhebliche Zweifel, weil es in der Verordnungsbegründung heißt, dass lediglich klargestellt werde, was seit Inkrafttreten der NAV gegolten habe. Dies unterstellt, hätten zahlreiche Letztverbraucher seit 2006 zu hohe Netzentgelte entrichtet, weil ihre Netzanschlüsse der falschen Netzebene zugeordnet wurden.

Netzbetreiber stützen sich demgegenüber darauf, dass der Netzanschluss Teil des Netzes sei. Aus der Kostentragung für die Herstellung des Netzanschlusses könnten – so die Auffassung der Netzbetreiber – keine Schlüsse über dessen regulatorische Einordnung gezogen werden.

Vor dem Hintergrund der üblichen Praxis von Netzbetreibern, größeren Stromverbrauchern in der Regel einen Netzanschluss nur über eine gesonderte und vom Anschlussnehmer finanzierte Anschlussleitung an die Ortsnetzstation oder das Umspannwerk zu gewähren, stellt die vom Verordnungsgeber beschriebene Einordnung der Netzanschlussebene jedoch eine gerechte Lösung dar. Denn die Kosten für die Errichtung, Unterhaltung und den Ausbau des Netzes werden über die Netznutzungsentgelte finanziert; individuelle Netzanschlüsse sind aber gerade kein Bestandteil des Netzes. Demnach ist der Netznutzer konsequenterweise nicht mit den Netznutzungsentgelten dieser Netzebene zu belasten.

Klarheit in dieser umstrittenen Frage wird aber letztlich wohl nur der Gesetzgeber oder eine obergerichtliche Entscheidung bringen können.