Energierecht bezeichnet ein Rechtsgebiet, das unter anderem das Regulierungsrecht, das Energiewirtschaftsrecht sowie das Energieumweltrecht bzw. das Recht der erneuerbaren Energien umfasst. Alle Bereiche des Energierechts unterliegen einem ständigen Wandel, angetrieben durch Entwicklungen im EU-Energierecht, technische Innovationen und nicht zuletzt die mittlerweile alle Bereiche des Energierechts beeinflussende Digitalisierung. Damit besitzt das Energierecht mittlerweile auch vielfache Bezüge zum IT-Recht und zum Datenschutzrecht.

#RGCfragtnach: Interview mit Johannes Päffgen von Next Kraftwerke zur Bereitstellung von Flexibilität aus Elektrofahrzeugen im niederländischen Stromnetz

In unserer unregelmäßig erscheinenden Interviewserie #RGCfragtnach sprechen wir mit Experten unterschiedlichster Fachgebiete, Innovatoren und Mandanten über spannende Entwicklungen in Energierecht und Energiewirtschaft, aktuelle Forschungsergebnisse und interessante Projekte.

In diesem Teil unserer Interviewserie unterhält sich Dr. Franziska Lietz mit Johannes Päffgen von Next Kraftwerke über ein Pilotprojekt zur Erbringung von Systemdienstleistungen für das niederländische Stromnetz mittels eines Pools von Elektrofahrzeugen.

Lietz: Guten Tag Herr Päffgen. Es freut mich sehr, dass Sie für ein Interview zur Verfügung stehen. Als ich den Artikel auf Ihrer Webseite zu dem Projekt gelesen habe, fand ich es einfach so spannend, dass ich unbedingt mehr dazu hören wollte. Aber erst einmal von Anfang an … Können Sie uns erläutern, wie die Regelenergiebereitstellung mit gepoolten Elektrofahrzeugen funktioniert?

Päffgen:
Jedlix hat eine App entwickelt, in der die Fahrer der Elektroautos ihre Ladepräferenzen angeben. Jedlix sammelt diese Informationen und nennt uns dann eine bestimmte Menge an verfügbarer Leistung. Diese Flexibilität bieten wir dann als aFRR-Leistung dem niederländischen Übertragungsnetzbetreiber TenneT an – aFRR ist vergleichbar mit der deutschen Sekundärregelleistung (SRL). Das heißt, sobald größere Netzschwankungen auftreten, stoppen oder starten wir den Ladevorgang der Elektroautos, um einem Stromdefizit oder einem Stromüberschuss entgegenzuwirken. Jedlix ist also quasi ein Vor-Aggregator und wir sind die Schnittstelle zum Übertragungsnetzbetreiber. Wir stellen unsere VPP-Technologie zur Pool-Einbindung zur Verfügung.

Lietz:
Wie können die Betreiber der Fahrzeuge daran teilnehmen? Haben sie Wahlmöglichkeiten über die Art der Teilnahme, z.B. ob sie nur kurz oder länger an der Ladeeinrichtung bleiben werden? Können diese Vorgänge auch unangekündigt abbrechen?

Päffgen:
Grundsätzlich funktioniert der Prozess so: Die Fahrer der Elektroautos sind Kunden von Jedlix. Sie geben über die Jedlix App ihre Ladepräferenzen an. Jedlix erhält außerdem in Echtzeit die Informationen zum Ladevorgang der Autos. Jedlix gibt diese Informationen an uns weiter und wir bieten für die Regelenergieauktion. In unsere Berechnung der verfügbaren Menge fließen dabei verschiedene Informationen ein: Live-Daten der E-Autos, die Ladepräferenzen, die die Fahrer angeben, und historische Daten zum Ladeverhalten der Autofahrer.

Um die Frage zu beantworten, ob der Ladevorgang unangekündigt abgebrochen werden kann: Ja, das geht. Bricht ein Fahrer den Ladevorgang früher als angegeben ab, passen wir unsere Strategie an. Der Fahrer profitiert dann natürlich weniger von den Erlösen aus der Regelenergieauktion, denn er kann ja nur aFRR bereitstellen, wenn er an der Ladesäule hängt.

Lietz: Wie soll die Vergütung der Fahrzeugbetreiber erfolgen? Ähnelt diese bspw. dem Pooling bei Erzeugungsanlagen und Speichern?

Päffgen:
Jedlix bekommt von uns eine Vergütung für die Teilnahme mit ihrem Sub-Pool an unserem Next Pool. Jedlix gibt diese Vergütung an seine Kunden weiter in Form eines Discounts für ihren Strom. Die Teilnehmer der Regelenergieauktion müssen also weniger für den Strom zahlen, den sie zum Laden ihres Autos nutzen.

Lietz: Könnten Sie sich solche Modelle langfristig auch im deutschen Markt vorstellen? Könnte dies für Unternehmen mit großen Fuhrparks langfristig eine Option sein, z.B. am Wochenende, wenn die Fahrzeuge nicht gebraucht werden?

Päffgen:
Die Märkte in den Niederlanden funktionieren etwas anders als in Deutschland. Die Regelenergieauktionen laufen zum Beispiel nach dem Marktdesign des Regelarbeitsmarktes. In diesem Marktdesign sind free bids mit einem Vorlauf von 15 Minuten möglich, das heißt man kann sehr kurzfristig noch Regelenergie-Mengen anbieten, auch wenn man nicht an der regulären Ausschreibung teilgenommen hat. Diese kurze Frist erleichtert die Regelenergiebereitstellung mit Elektroautos, denn die Ladepräferenzen der Fahrer sind so sehr genau abbildbar. Um in Deutschland Elektroautos flächendeckend für die Erbringung von Regelenergie einzusetzen, brauchen wir meiner Meinung nach daher unter anderem einen Markt, der noch kurzfristigere Flexibilität zulässt und belohnt. Daher begrüßen wir es, dass auch in Deutschland demnächst der Regelarbeitsmarkt eingeführt wird, der kurzfristigere Gebote zulässt.

Lietz: Was müsste sich in Deutschland ändern, damit solche Modelle auch hier künftig funktionieren könnten?

Päffgen: Ein Marktdesign, dass Flexibilität zulässt und belohnt, ist die eine Sache. Die Erbringung von Regelenergie mit mobilen Assets ist etwas komplexer als mit stationären Assets. Da geht es schnell in sehr kleinteilige Fragestellungen, wie „In welchem Bilanzkreis wird die Regelenergie er-bracht?“ und „Wie kann man Präqualifikationsprozesse für die Ladesäulen ausgestalten?“. Da müssen wir in Deutschland einfach noch ein paar Dinge klären. Projekte, wie das mit Jedlix und TenneT, sind deshalb sehr wertvoll, weil wir viel daraus lernen können.

Lietz:
Wirklich ein sehr, sehr spannendes Projekt. Ich hoffe, dass wir künftig noch mehr davon hören werden.

Johannes Päffgen von Next Kraftwerke

OLG Düsseldorf: „Briefmarkenentgelte“ für Gastransport durch Fernleitungsnetze zulässig

Entscheidung vom 16. September 2020 Az.: VI-3 Kart 750, 751, 753, 754, 758-761/19

In den vorstehenden Verfahren hat das Oberlandesgericht Düsseldorf (OLG) die Beschwerden einiger Fernleitungsnetzbetreiber sowie eines Gaslieferanten gegen die Einführung einheitlicher sogenannter „Briefmarkenentgelte“ für den Gastransport durch die deutschen Fernleitungsnetze zurückgewiesen. Nach der Auffassung des OLG Düsseldorfs entspreche der Briefmarkentarif europarechtlichen Vorgaben und sei auch unter Beachtung der Besonderheiten der deutschen Fernleitungslandschaft nicht zu beanstanden.

Relevanz: Die Entscheidung ist für alle Gasfernleitungsbetreiber, Gaslieferanten und Unternehmen, die an ein Gas-Hochdruckfernleitungsnetz angeschlossen sind, relevant.

Hintergrund:
Die Bundesnetzagentur hat am 29.03.2019 neue Vorgaben für die Preisbildung für Gasfernleitungsdienstleistungen erlassen. Durch diese Neuregelung gibt es nun einen von allen Fernleitungsnetzbetreibern zu erhebenden distanzunabhängigen einheitlichen „Briefmarkentarif“ als Referenzpreis für Ein- und Ausspeiseentgelte. Dieser Briefmarkentarif wird ermittelt, indem die zugestandenen Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen durch die prognostizierten Transportkapazitäten dividiert werden. Dies hat zur Folge, dass die Fernleitungsnetzbetreiber jährlich von ihren Erlösobergrenzen abweichende Summen erlösen und die Abweichungen zwischen der jeweiligen Erlösobergrenze und den auf Basis des Einheitstarifs erwirtschafteten Beträgen untereinander auszugleichen sind. Folge des einheitlichen Briefmarkentarifs ist, dass einige Fernleitungsnetzbetreiber ihre Entgelte erhöhen mussten, andere sie absenken konnten.

Vor Erlass der neuen Vorgaben haben Gasfernleitungsbetreiber die ihnen durch die Bundesnetzagentur zugestandenen Erlösobergrenzen in individuelle Entgelte umgesetzt und die Preisbildung basierte auf netzbetreiberindividuellen Kosten.

Gegen die Einführung der „Briefmarkenentgelte“ für den Gastransport durch die deutschen Fernleitungsnetze richteten sich die Beschwerden einiger Fernleitungsnetzbetreiber sowie eines Gaslieferanten. Sie sind der Auffassung, dass der systemübergreifende Transport von Gas über die Grenzen eines Marktgebiets hinweg zu Transitzwecken die Nutzung einer größer dimensionierten Netzinfrastruktur erfordere und mit geringen Stückkosten verbunden sei als die systeminterne Nutzung. Daher bilde ein einheitlicher, die realen Kostenstrukturen ausgleichender Briefmarkentarif die unterschiedlichen Kostenstrukturen nicht sachgerecht ab und sei nicht verursachungsgerecht. Dadurch würden die das Fernleitungsnetz systemübergreifend nutzenden Transportkunden die systemintern nutzenden Kunden subventionieren.

Dieser Argumentation hat sich das OLG Düsseldorf nicht angeschlossen und hat die Beschwerden zurückgewiesen. Da die Grundlage der Bepreisung in den deutschen Marktgebieten ein Entry-Exit-System sei, werden die Fernleitungsnetzentgelte unabhängig von konkreten Transportpfaden erhoben. Der Transport von Gas in einem Entry-Exit-System sei grundsätzlich eine einheitliche gaswirtschaftliche Leistung, die auf erheblichen Kooperationsleistungen der Fernleitungsnetzbetreiber beruhe. Die Wertung der Bundesnetzagentur, dass diese Leistung durch eine einheitliche Briefmarke sachgerecht bepreist werde, sei nicht zu beanstanden. Auch die Befürchtungen, dass die Nutzung des deutschen Fernleitungsnetzes zu Transitzwecken zukünftig wegen der Entgeltsteigerungen an Attraktivität verlieren werde, teilt das OLG Düsseldorf nicht.

Sie brauchen Hilfe beim Messkonzept? Dafür gibt´s die neue RGC-Modular-Lösung!

RGC greift Ihnen bei der Umsetzung und Dokumentation Ihres EEG-Messkonzepts unter die Arme – mit unserer modularen Lösung zur Drittmengenabgrenzung bekommen Sie genau die Unterstützung, die Sie brauchen.

Gerade erreichen uns viele Anfragen von Unternehmen, die vor der Frist 1. Januar 2021 Unterstützung bei ihrer Drittmengenabgrenzung benötigen. Zu diesem Stichtag müssen alle Unternehmen, die energierechtliche Privilegien im Strombereich (insb. Eigenerzeugung, BesAR, individuelle Netzentgelte) nutzen, ihre Drittbelieferungen über ein gesetzeskonformes Messkonzept abgrenzen. Fehlt die Abgrenzung oder ist sie mangelhaft, droht der Verlust der Privilegierung für die nicht abgegrenzte, vermischte Strommenge – auch für die Vergangenheit.

Um bei der Drittmengenabgrenzung schnell und effizient zu unterstützen, bieten wir unser „RGC-Video-Tutorial: Dritte richtig bestimmen, abgrenzen, messen und melden“ an, mit dem wir Ihnen mit derzeit 15 Fachvideos eine vollständige Anleitung zur Drittmengenabgrenzung und zur Errichtung/Dokumentation Ihres Messkonzepts an die Hand geben (Infos dazu finden Sie hier). Wie wir aus dem tollen Feedback wissen, reicht vielen unserer Mandanten diese Anleitung für ihr Messkonzept schon völlig aus.

Für die Unternehmen, die ihre Drittmengenabgrenzung  weiter absichern möchten,  bieten wir jetzt unsere neue modulare RGC-Lösung zu Pauschalpreisen. So können sich Unternehmen genau die individuelle Unterstützung zusammenstellen, die sie sich wünschen:

Modul 1: EEG-Drittmengenermittlung und Abgrenzung mithilfe unseres RGC-Video-Tutorials entweder in der kleinen Lösung als 2 stündiges Webinar oder in der großen Lösung als Drittbelieferungscheck (DBC).

  • Kleine Lösung: Sie ermitteln mit der Anleitung aus unserem RGC-Video-Tutorial eigenständig Ihre Dritten. In einem 2 stündigen Webinar grenzen wir Ihre Dritten gemeinsam ab und fertigen hiermit Ihr Messkonzept.
  • Große Lösung: Wir erarbeiten gemeinsam Ihr Messkonzept, indem wir zusammen Ihre Dritten im Rahmen unseres bewährten DBC bestimmen und abgrenzen. Zudem geben wir Ihnen Praxistipps zur Erfüllung Ihrer Meldepflichten. Dabei greifen wir begleitend auf unser RGC-Video-Tutorial zurück.

+ (optional) Modul 2: Wir formulieren im Teamplay Ihr schriftliches EEG-Messkonzept zur Vorlage beim Netzbetreiber.

Wir empfehlen, dass Unternehmen im ersten Schritt mit unserem RGC-Video-Tutorial starten. Sollten Sie danach noch weitere Unterstützung benötigen, sprechen Sie uns gern im zweiten Schritt auf unsere neuen individuellen Beratungsleistungen an. Damit Sie für unsere Unterstützung nicht doppelt zahlen, rechnen wir Ihnen den Preis für das RGC-Video-Tutorial bei der zusätzlichen Buchung des Moduls 1 voll an.
 
Bei Rückfragen melden Sie sich gern bei unseren Kolleginnen RAin Annerieke Walter walter@ritter-gent.de oder RAin Aletta Gerst gerst@ritter-gent.de.

Besondere Ausgleichsregelung: Erfahrungsbericht im Oktober 2020

Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle kündigt die Abfrage des Erfahrungsberichts an.

Teil der Antragstellung für stromkostenintensive Unternehmen in der Besonderen Ausgleichsregelung zur Begrenzung der EEG-Umlage war die alljährliche Abfrage des sog. Erfahrungsberichtes. In der diesjährigen elektronischen Antragsmaske ELAN-K2 suchte man die Rubrik des Erfahrungsberichtes bislang vergebens.

Nun kündigt das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) nach erfolgreichem Login im elektronischen Antragsportal an, dass die Erhebung des Erfahrungsberichts voraussichtlich ab Oktober 2020 erfolgen wird. Die Abfrage wird nicht wie gewohnt Teil der Antragsmaske sein, sondern soll losgelöst über ein separates Umfragetool erfolgen. Die Antragsteller werden per E-Mail informiert, sobald der Erfahrungsbericht freigeschaltet wird.

Der Hinweis lautet: „Das BAFA wird den Erfahrungsbericht künftig über ein separates Umfragetool – außerhalb des ELAN-Portals – erheben. Der veränderte Erfahrungsbericht soll voraussichtlich ab Oktober bereitstehen. Die im ELAN hinterlegten Ansprechpartner werden dann eine entsprechende Hinweis-E-Mail mit einem Link auf den Fragebogen von uns erhalten.

Neue Leitlinien der EU zur Strompreiskompensation (Teil 2): Begünstigte Sektoren

Die neuen Leitlinien sehen einige Veränderungen bei den begünstigten Sektoren vor.

In Teil 2 in Ergänzung unserer gestrigen News zu den neuen Leitlinien zur Strompreiskompensation der EU berichten wir darüber wie sich der in Anhang I festgelegte Kreis der Berechtigten verändert – einige Sektoren sind neu hinzugekommen, andere dagegen herausgefallen:

Neu aufgenommen wurden folgende begünstigte Sektoren:

  • Herstellung von Holz- und Zellstoff
  • Mineralölverarbeitung
  • Erzeugung und erste Bearbeitung von sonstigen NE-Metallen
  • Matten aus Glasfasern
  • Vliese aus Glasfasern
  • Wasserstoff
  • Anorganische Sauerstoffverbindungen der Nichtmetalle

Dagegen sind folgen Sektoren künftig nicht mehr gelistet:

  • Herstellung von Chemiefasern
  • Herstellung von Düngemitteln und Stickstoffverbindungen
  • Baumwollaufbereitung und -spinnerei
  • Eisenerzbergbau
  • Nahtlose Stahlrohre
  • Gewinnung von Mineralien für die Herstellung von chemischen Erzeugnissen
  • Herstellung von Kunststoffen in Primärform (bis auf eine Ausnahme: Polyethylen in Primärformen, dessen Herstellung als Teilsektor weiter begünstigt ist!)

Die Stromverbrauchseffizienzbenchmarks sowie die CO2-Faktoren für den Strom der Länder fehlen bisher noch in den entsprechenden Tabellen (Anhang II und III).

Sollte Ihr Unternehmen eine Strompreiskompensation bisher beantragen können, prüfen Sie, ob künftig die Beihilfe weiter gewährt wird oder Sie neu in den Kreis der begünstigen Sektoren fallen. Befassen Sie sich dabei frühzeitig mit dem Thema, denn die Beantragung der Strompreiskompensation bei der DEHSt erfordert umfangreiche Unterlagen und muss innerhalb des Antragszeitraums (01.03. bis 31.05.) erfolgen.

Neue Leitlinien zur Strompreiskompensation (Teil 1): Wasserstoff-Herstellung auch Carbon-Leakage-gefährdet

Die EU-Kommission hat aktuelle Leitlinien zur Strompreiskompensation veröffentlicht und hierbei auch die Herstellung von Wasserstoff als Carbon-Leakage-gefährdet aufgenommen.

Am 21. September 2020 hat die EU-Kommission die Leitlinien zur Strompreiskompensation veröffentlicht.

Hintergrund: Mit der Strompreiskompensation soll es ermöglicht werden, die internationale Wettbewerbsfähigkeit von Unternehmen, die sog. Indirekte CO2-Kosten tragen müssen (hiervon betroffen sind insbesondere stromkostenintensive Unternehmen), gegenüber Wettbewerbern zu erhalten, die keine derartigen Kosten tragen müssen. Es sollen damit Produktionsverlagerungen ins Ausland (so genanntes Carbon Leakage) verhindert werden.

Die Europäische Kommission hat daher Leitlinien veröffentlicht, in denen sie einige Sektoren und Teilsektoren identifiziert, bei denen ein besonderes Risiko für indirektes Carbon Leakage besteht. Dies sind typischerweise Sektoren, in denen besonders stromintensive Produktionsprozesse erfolgen und die einem starkem internationalem Wettbewerb ausgesetzt sind. Nach der maßgeblichen Anlage 1 der Leitlinien fielen darunter bislang bereits z. B. die Stahlindustrie, Kupfer- oder Glasfaserherstellung.

Neben einer Reihe von anderen Änderungen hat die EU-Kommission in den aktuell veröffentlichten neuen Leitlinien in Anlage 1 „Sektoren, für die angesichts der indirekten CO2-Kosten davon ausgegangen wird, dass ein tatsächliches Risiko der Verlagerung von CO2-Emissionen besteht“ die Herstellung von Wasserstoff aufgenommen (Ziff. 20.11.11.50).

Die Pressemitteilung der Kommission hierzu finden Sie unter diesem Link.

VEA-Preisindex vom 28.09.2020

Verunsicherung wegen zweiter Covid-19-Welle beherrscht den Großhandel

Der VEA-Preisindex ist ein 14-tägiger Service des VEA Bundesverbandes der Energie-Abnehmer (e. V.)

Preistrend
Nach wie vor herrscht eine große Verunsicherung imGroßhandel. Die insbesondere in Europa wieder deutlich zunehmenden Corona-Fallzahlen haben nicht nur die Aktienkurse unter Druck gesetzt, sondern auch für
niedrigere Strompreise gesorgt. Eine weitere Ursache für die nachlassenden Strompreise sind die in den
vergangenen 14 Tagen deutlich gesunkenen CO2- Zertifikatspreise. Diese sind von über 30 Euro/t Mitte September aktuell auf unter 27 Euro/t gesunken. Auf dem Gasmarkt sind die Preise dagegen stabil. Hier haben die herbstlichen Temperaturen die Nachfrage und damit auch die Preise steigen lassen. Das aktuelle Preisniveau ist aber immer noch so niedrig, dass viele Gaskraftwerke günstiger Strom produzieren als Kohlekraftwerke. Auch dies ist ein weiterer Grund für feste Gaspreise trotz Corona. Mit signifikanten Änderungen am aktuellen Preisniveau ist allerdings nicht zu rechnen. Dies ist zumindest die vorherrschende Meinung der Analysten. „Im Grunde spiegeln die Terminpreise gut die fundamentale Situation wider. Ich sehe wenig Grund für deutliche Veränderungen“, so die Meinung eines Händlers. Einsparungen kurzfristig realisieren Trotz des dramatischen Preisanstiegs im August erlaubt das aktuelle Preisniveau vielen Unternehmen, bei einem Neuabschluss für die Jahre 2021ff. deutlich Einsparungen zu erzielen. Dies gilt sowohl für den Strom- als auch für den Gasmarkt. Bei Bedarf bzw. Interesse rechnet Ihr eV-Berater gerne das individuelle Einsparpotenzial aus. Bitte sprechen Sie uns an!

Strompreisentwicklung
Aktuell wird das Baseprodukt 2021 bei ca. 40,60 €/MWh und das Peakprodukt 2020 bei 49,30 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet für beide Produkte einen Preisrückgang in den letzten zwei Wochen. Sowohl das Base 2021 als auch das Peak 2021 ist um 0,60 €/MWh gefallen. Base 2022 kostet derzeit 43,90 €/MWh und Base 2023 liegt bei 45,80 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das Base 2022 um 0,50 €/MWh und das Base 2023 um 0,40 €/MWh verbilligt.

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2021 liegt im Großhandel aktuell bei rund 13,90 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 0,50 €/MWh gestiegen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2021 bei rund 18,80 €/MWh gehandelt, also 4,90 €/MWh teurer als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2022 rund 14,60 €/MWh (Preisanstieg um rund 0,40 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2023 rund 15,50 €/MWh (0,30 €/MWh teurer im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen).

VEA Newsletter vom 28.09.2020
Die Preisentwicklungen für Öl, Kohle und CO2-Zertifikate finden Sie mit weiteren Informationen des VEA aus der Energiewelt im aktuellen VEA-Newsletter, der hier zum Download bereitsteht.

Kontakt und Inhaltliche Verantwortung
Fragen zum VEA-Preisindex beantwortet Ihnen gern Herr GF Christian Otto (E-Mail: cotto@vea.de). Für die Inhalte des vorstehenden VEA-Preisindex ist ausschließlich der VEA verantwortlich.

Gesetzesänderung an WEG und BGB: E-Mobility in und an Mehrfamilienhäusern

Der Bundestag hat Änderungen des WEG und des BGB auf den Weg gebracht, die Wohnungseigentümern und Mietern künftig die Nutzung von Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge erleichtern sollen.

Am Donnerstag, 17. September 2020, hat der Bundestag den Entwurf der Bundesregierung zur Förderung der Elektromobilität und zur Modernisierung des Wohnungseigentumsgesetzes und zur Änderung von kosten- und grundbuchrechtlichen Vorschriften (Wohnungseigentumsmodernisierungsgesetz) (19/22634) angenommen.

Ein Schwerpunkt dieser Reform war unter anderem die Änderung des Wohnungseigentumsgesetzes (WEG) und des Bürgerlichen Gesetzbuches (BGB). Es wird ein grundsätzlicher Anspruch sowohl von Wohnungseigentümern als auch von Mietern auf den Einbau einer Lademöglichkeit für ein Elektrofahrzeug geregelt.

Nach dem neuen § 20 Abs. 2 WEG dürfen Wohnungseigentümer „angemessene bauliche Veränderungen verlangen“, die dem Laden von Elektrofahrzeugen dienen. Dieses Recht besteht nach § 20 Abs. 3 WEG dann, wenn alle Wohnungseigentümer, deren Rechte durch die bauliche Veränderung über das bei einem geordneten Zusammenleben unvermeidliche Maß hinaus beeinträchtigt werden, einverstanden sind. Damit werden die bisher bestehenden hohen Zumutbarkeitsschwellen, die für bauliche Veränderungen gelten, für die E-Mobility sowie andere Zwecke (z. B. behindertengerechte Einrichtungen oder Einbruchsschutz) abgesenkt. Der neue § 21 WEG regelt die Kostenverteilung: Grundsätzlich muss der Eigentümer, der den Einbau von Ladeinfrastruktur fordert, auch die Kosten hierfür tragen und ist zur Ziehung der Vorteile berechtigt.

In § 554 BGB soll künftig geregelt werden, dass Mieter verlangen können, dass ihnen ihre Vermieter bauliche Veränderungen der Mietsache erlaubt, die dem Laden elektrisch betriebener Fahrzeuge dienen. Dieser Anspruch ist begrenzt durch die Zumutbarkeit für den Vermieter. Wurden im Mietvertrag hiervon abweichende Vereinbarungen getroffen, sind diese künftig unwirksam.

Weitere Informationen können Sie der Pressemitteilung des Bundestages entnehmen.

Ein Thema für alle: Tipps für Klauseln zur Weitergabe der CO2-Kosten!

Vertragsregelung für CO2-Kosten beim Erdgas- und Wärmeinkauf ab 1. Januar 2021

Für die deutsche Industrie wird der Erdgaseinkauf ab dem 1. Januar 2021 deutlich teurer. Der Grund hierfür findet sich im Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG), dass sich zwar in erster Linie an den Inverkehrbringer von fossilen Brennstoffen und damit an den Erdgaslieferanten richtet und diesen zum Erwerb und zur Abgabe vom Emissionszertifikaten für entnommene Erdgasmengen verpflichtet. Der Lieferant wird aber in aller Regel seine Mehrkosten an den Kunden weitergeben wollen. Im Fall der Grundversorgung in Niederdruck wird dies aufgrund einer Regelung in der Gasgrundversorgungsverordnung (GasGVV) unkompliziert möglich sein. Anders sieht dies aber bei bestehenden (und neu abzuschließenden) Erdgaslieferungsverträgen außerhalb der Grundversorgung aus. Für diese gibt es keine verordnungsrechtliche Regelung zur Kostenweitergabe, sondern es bedarf einer vertraglichen Klausel zur Kostenweitergabe.

In aller Regel werden in bestehenden Erdgaslieferungsverträgen nicht bereits Vereinbarungen enthalten sein, die die Weitergabe der CO2-Kosten ausreichend regeln. Zwar enthalten Energielieferverträge üblicherweise sog. Steuer- und Abgabenklauseln, mittels derer auf zukünftige Senkungen oder Erhöhungen von Steuern, Umlagen oder Abgaben reagiert werden soll. Ob die CO2-Kosten über diese Klausel an den Kunden weitergegeben werden dürfen, kann aber zumindest in Zweifel gezogen werden und wird daher in letzter Konsequenz gerichtlich zu klären sein. Es ist daher zu erwarten, dass die Erdgaslieferanten an ihre Kunden mit dem Ansinnen einer Vertragsanpassung oder eines Nachtrages zum bestehenden Lieferungsvertrag herantreten werden. Hiermit minimiert der Lieferant in erster Linie sein eigenes Risiko, dass eine gerichtliche Überprüfung ergeben könnte, dass die Weitergabe der CO2-Kosten durch die bestehenden Steuern- und Abgabeklauseln oder ähnliche Vertragsklauseln nicht abgedeckt ist.

Aber auch kundenseitig sprechen gute und wichtige Gründe dafür, eine separate Klausel zur Weitergabe der CO2-Kosten in die Erdgaslieferungsverträge aufzunehmen. Einige hiervon möchten wir nachfolgend exemplarisch ansprechen:

  • Erdgas, das in Anlagen eingesetzt wird, die unter das EU-ETS fallen, soll zur Vermeidung einer Doppelbelastung aus nationalem und europäischem Emissionshandel nicht nach nationalem ETS gemäß BEHG bepreist werden. Gemäß § 7 Abs. 5 BEHG soll diese Doppelbelastung „möglichst vorab“ vermieden werden. Eine Verpflichtung zur Vermeidung im Vorfeld besteht laut der noch im Gesetzgebungsverfahren befindlichen Verordnung über die Emissionsberichterstattung nach dem BEHG für die Jahren 2021 und 2022 (BeV 2022) nicht. Um kosten- und aufwandsminimierend vorzugehen, sollte der Lieferant hierzu unbedingt vertraglich verpflichtet werden. In diesem Zusammenhang sollte außerdem auch geregelt werden, welche mess- und eichrechtlichen Anforderungen an die Erfassung der in Zusammenhang mit einer etwaigen Doppelbelastung stehenden Erdgasmengen zu stellen sind.
  • Noch ist nicht geklärt, ob die Weitergabe von CO2-Kosten überhaupt rechtmäßig erfolgen kann. Denn gegen das BEHG werden u.a. verfassungsrechtliche Bedenken geäußert (RGC berichtete). Wer hierzu mehr erfahren möchte, sollte sich das Fachvideo von Dr. Harmut Kahl von der Stiftung Umweltenergierecht aus unserem VEA/RGC Online-Kongress für Energie und Klima ansehen. Kunden sollten daher sicherstellen, dass ihre Verträge es ihnen ermöglichen, ggf. zu Unrecht gezahlte Beträge von dem Lieferanten zurückfordern zu können.
  • Außerdem sollten (ggf.) bestehende Rückforderungsansprüche durch eine vertragliche Regelung derart abgesichert werden, dass die Tragung des Insolvenzrisikos des Lieferanten ausgeschlossen werden kann.
  • Soweit ein Kunde von einem Erdgaslieferanten geliefertes Erdgas an einen Dritten weiterleitet, gilt grundsätzlich er selbst als Inverkehrbringer von fossilen Brennstoffen. Um zu vermeiden, für diese Mengen selbst Verpflichteter nach dem BEHG zu werden, empfiehlt sich die Aufnahme einer Regelung, nach welcher der Lieferanten die Pflichten des Kunden im Hinblick auf weitergeleitete Erdgasmengen mit erbringt.

Nach unserer Einschätzung sollten Unternehmen, denen der Erdgaslieferant einen Änderungsnachtrag oder einen neuen Vertrag vorlegt, diesen im Hinblick auf die Berücksichtigung der gegenseitigen Interessen im Zusammenhang mit der Weitergabe von CO2-Kosten überprüfen lassen. Sollte der Erdgaslieferant nicht eine Änderung oder Neufassung beabsichtigen, ist in Erwägung zu ziehen, selbst an den Erdgaslieferant heranzutreten und eine Anpassung zu fordern. Wir unterstützen Sie hierbei gerne.

#RGCfragtnach: Interview mit Insolvenzrechtler Martin Gehlen zu den Wechselwirkungen von energierechtlichen Privilegien mit dem Insolvenz und Restrukturierungsrecht

Dr. Franziska Lietz spricht mit Rechtsanwalt und Insolvenzverwalter Martin Gehlen von der Kanzlei Römermann Rechtsanwälte über aktuelle insolvenz- und restrukturierungsrechtliche Fragen und wie diese mit den Anforderungen von energierechtlichen Privilegien zusammenhängen.

Lietz: Hallo, mein Name ist Franziska Lietz, ich bin Rechtsanwältin bei Ritter Gent Collegen. Die Kanzlei Ritter Gent Collegen berät bundesweit produzierende und vor allem energieintensive Unternehmen im Energie- und Umweltrecht. 

Ich unterhalte mich heute mit Rechtsanwalt und Insolvenzverwalter Martin Gehlen von der Kanzlei Römermann Rechtsanwälte, einer führenden Kanzlei im Restrukturierungs- und Insolvenzrecht. Wir sprechen darüber, worauf Unternehmen achten müssen, die energierechtliche Privilegien nutzen und, z.B. im Rahmen der Corona-Krise, in wirtschaftliche Bedrängnis geraten sind.

Hallo Martin, vielen Dank, dass Du Zeit gefunden hast, damit wir uns die Wechselwirkungen dieser beiden Themenkreise einmal anschauen können. 

Welche Handlungsmöglichkeiten haben denn in wirtschaftliche Schieflage geratene Unternehmen generell? 

Gehlen: Hallo Franziska, zunächst einmal herzlichen Dank für die Einladung zu diesem Gespräch. 

Grundsätzlich musst Du zunächst einmal feststellen, wo das Unternehmen steht. Dazu bedarf es unbedingt einer aktuellen Liquiditätsplanung für einen Zeitraum von mindestens 13 Wochen. Diese sollte, wenn es finanziell eng ist, unbedingt auf Wochenbasis geführt werden.

Ist es zahlungsunfähig oder überschuldet und besteht eine Verpflichtung, einen Insolvenzantrag zu stellen, sind andere Maßnahmen einzuleiten, als wenn keine Pflicht besteht, einen Insolvenzantrag zu stellen.

Besteht eine Pflicht, einen Insolvenzantrag zu stellen, ist zu prüfen, ob dieser kurzfristig abgewendet werden kann und wie wahrscheinlich dies ist. Oftmals besteht das Risiko, dass sich Geschäftsführer einen Strohhalm klammern, den es faktisch gar nicht mehr gibt, weil sie das Unternehmen nicht aufgeben wollen, was menschlich auch völlig nachvollziehbar ist. Das Problem ist nur, dass sie dadurch das Risiko der persönlichen und strafrechtlichen Haftung erheblich vergrößern. Dies geschieht oft aus Unwissenheit darüber, welche Möglichkeiten das Insolvenzverfahren bietet. So kannst Du unter bestimmten Voraussetzungen ein Insolvenzverfahren in Eigenverwaltung durchlaufen und vermeidest damit, durch einen Insolvenzverwalter fremdgesteuert zu werden. Zudem kannst Du Dich im Insolvenzverfahren nicht nur von Altlasten lösen, sondern auch ohne die Berücksichtigung von Kündigungsfristen oder mit erheblich kürzeren Kündigungsfristen von bestimmten Verträgen lösen. Schließlich hast Du durch die Inanspruchnahme von Insolvenzgeld für maximal drei Monate einen großen Hebel, um in dieser Zeit ohne Personalkosten eine Sanierungslösung auf den Weg zu bringen, sei es durch Verkauf oder auch Erhalt des Unternehmens durch den Abschluss eines Insolvenzplans.

Besteht keine Pflicht, einen Insolvenzantrag zu stellen, bist Du in der außerinsolvenzlichen Sanierung bzw. Restrukturierung, denn dann hast Du die Zeit, um ein Sanierungskonzept zu erstellen und Restrukturierungsmaßnahmen zu entwickeln. Das Ziel ist die Optimierung meist finanzieller und organisatorischer Prozesse sowie des Portfolios. Wesentlich ist dabei die Frage, ob neues Kapital, entweder von Gesellschaftern als Eigenkapital bzw. Darlehen, oder von Dritten, meist Banken, zugeführt werden kann. Dabei ist auch die Stellung von Sicherheiten interessant. Ebenso richtet sich der Blick auf die Verkürzung von Zahlungszielen bei eigenen Rechnungen sowie die Verlängerung von Zahlungszielen bei Fremdrechnungen. Auch Schuldenerlasse und Stundungsvereinbarungen sind zu prüfen.

Lietz: Hängt es für die Frage, wie das Unternehmen die Sache angehen sollte, davon ab, in welchem Stadium wir uns befinden bzw. in welchem Stadium deine Beratung beginnt?

Gehlen: Leider kommen mehr als 90 % der Unternehmen viel zu spät, um sich beraten zu lassen. Dies liegt nach meiner Erfahrung entweder daran, dass die Geschäftsleitung mangels Sensibilität für dieses Thema keine regelmäßig aktualisierte Liquiditätsplanung haben oder sich Ihrer Situation bewusst sind, aber ihr Lebenswerk nicht aufgeben wollen, was menschlich total nachvollziehbar ist. Natürlich ist dies kein angenehmes Thema, aber angesichts der erheblichen zivil- und strafrechtlichen Haftungsrisiken für Geschäftsführer sollte dies ernst genommen werden.

Die rechtzeitige Beratung ist vor allem dann erforderlich, wenn für das Unternehmen aufgrund seiner konkreten Situation eine sehr spezifische Beratung, ggf. mit mehreren hochspezialisierten Beratern, notwendig wird. Das wäre z.B. auch dann der Fall, wenn das Unternehmen eine Stromerzeugungsanlage, z.B. eigenes Kraftwerk, zur Eigenversorgung betreibt. Welche energierechtlichen Weichenstellungen wären denn im Rahmen der Restrukturierungsberatung bei einem Eigenerzeuger zu beachten?

Lietz: Das kann man nicht pauschal sagen, da man hier z.B. mit Bezug auf Art, Alter und Größe der Erzeugungsanlagen sehr unterschiedliche Konstellationen vorfinden kann, die energierechtlich auch sehr unterschiedlich zu bewerten sind. Eine fachlich fundierte Bewertung des konkreten Einzelfalles sollte bei einem Eigenversorger mit eigenem Kraftwerk daher in jedem Fall stattfinden.  

Grundsätzlich ist es so, dass Unternehmen, die in eigenen Anlagen selbst erzeugten Strom verbrauchen, ganz oder teilweise von der EEG-Umlage befreit sein können. Die EEG-Umlage schlägt die ansonsten mit rund 7 ct pro Kilowattstunde verbrauchten Stromes zu Buche, der Verlust einer solchen Privilegierung kann also große wirtschaftliche Bedeutung haben, gerade für ein angeschlagenes Unternehmen. 

Alle Eigenerzeuger-Privilegien im EEG sehen vor, dass der Betreiber der Stromerzeugungsanlage und der Betreiber der Verbrauchseinrichtungen der identische Rechtsträger sind. Bei der Restrukturierung eines Eigenerzeugers sollte also generell darauf geachtet werden, dass die Stromerzeugungsanlage und die maßgeblichen Verbrauchseinrichtungen, also bspw. große Produktionsanlagen wie Schmelzöfen oder Papiermaschinen, beim gleichen Rechtsträger angesiedelt werden. 

Viele Betreiber von älteren Stromerzeugungsanlagen genießen außerdem zusätzliche Privilegien als sog. Bestandsanlagen und müssen überhaupt keine EEG-Umlage zahlen. Der Bestandsschutz des EEG erfasst aber grundsätzlich nur die vorhandene Eigenerzeugungskonstellation. Das bedeutet, wenn die Stromerzeugungsanlage auf einen anderen Rechtsträger wechselt, hat dies zur Folge, dass der Bestandsschutz entfällt und die volle oder zumindest eine anteilige EEG-Umlage zu zahlen ist. Bestreibt das Unternehmen also Bestandsanlagen im Sinne des EEG, die vor August 2014 in Betrieb genommen wurden, sollte der Rechtsträger, der die Stromerzeugungsanlagen betreibt, möglichst nicht geändert werden. 

Gehlen: Und wie sieht es bei energieintensiven Unternehmen aus, die keine eigene Stromerzeugungsanlage betreiben? Was ist hier zu beachten?

Lietz: Energieintensive Unternehmen können im Hinblick auf ihren Strompreis eine Reihe von Privilegien nutzen, die von einer Vielzahl von Voraussetzungen abhängen. Ob diese durch eine Restrukturierung oder Insolvenz gefährdet werden, muss ebenfalls im konkreten Einzelfall geprüft werden. 

Etliche energierechtliche Privilegien hängen beispielsweise von einem bestimmten Mindestverbrauch des jeweiligen Unternehmens. Z.B. erfordert eine Privilegierung durch sog. Individuelle Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV 7000 sog. Vollbenutzungsstunden, andere Privilegien wie bspw. die sog. Besondere Ausgleichsregelung nach §§ 63, 64 EEG sehen den Mindestverbrauch von einer Gigawattstunde Strom vor. Auch muss für die Besondere Ausgleichsregelung die sog. Bruttowertschöpfung berechnet werden, wofür unter anderem die tatsächlichen Stromkosten aber auch bspw. Lohnkosten in die Berechnung einfließen. Bei einer Restrukturierung können diese Anforderungen entfallen, wenn ein Unternehmen aufgespalten wird, z.B. ein Teil der Produktionsanlagen auf ein anderes Unternehmen übertragen werden, sodass beide Rechtsträger für sich genommen die gesetzlichen Anforderungen nicht mehr erfüllen. Gerade bei der besonderen Ausgleichsregelung können damit Vorteile in Millionenhöhe entfallen. Nutzt ein Unternehmen also energierechtliche Privilegien, sollte die Restrukturierungsprüfung auch immer beinhalten, ob diese durch die geplanten Maßnahmen gefährdet werden und welche wirtschaftlichen Nachteile im Einzelfall entstehen. 

Ein weiterer Stolperstein für angeschlagene Unternehmen kann das Kriterium des UIS, des sog. Unternehmens in Schwierigkeiten, sein. Nach EU-Recht dürfen Unternehmen, die sich in wirtschaftlichen Schwierigkeiten befinden, nämlich keine Privilegien mehr erhalten, die rechtlich sog. „Beihilfen“ darstellen. Dies betrifft vor allem Vergünstigungen bei der Strom- und bei der Energiesteuer, die diesen Unternehmen ab Eintritt des UIS-Status verwehrt sind. Ob dies auch für Privilegien im EEG gilt, ist derzeit aufgrund eines Urteils auf Europa-Ebene, welches deren Beihilfe-Eigenschaft in Frage stellt, unklar. Unternehmen, die einen Insolvenzantrag gestellt haben, gelten jedenfalls stets als UIS. Aber auch davor können Unternehmen schon dieser folgenschweren Definition unterfallen, wenn mehrere Kriterien vorliegen. Die EU-Kommission hat allerdings den Beihilfenverlust aufgrund der Corona-Pandemie aktuell bis Juni 2021 suspendiert, sofern sich das betreffende Unternehmen am 31. Dezember 2019 nicht in Schwierigkeiten befand. 

Gehlen: Das sind zwar sehr spezifische Einzelfälle, aber ich kann mir vorstellen, dass diese in manchen Verfahren weitreichende Konsequenzen haben bzw. auch mal das „Zünglein an der Waage“ für den Fortbestand eines Unternehmens darstellen können. 

Lass mich an dieser Stelle noch eine sehr aktuelle Entwicklung beschreiben, die in der Presse leider oftmals nicht korrekt dargestellt wird:

Um die Folgen der COVID-19-Pandemie abzumildern hat der Gesetzgeber rückwirkend zum 01. März 2020 das Insolvenzaussetzungsgesetz, kurz COVInsAG, in Kraft gesetzt. Danach ist allerdings entgegen einer weit verbreiteten Ansicht nicht grundsätzlich die Pflicht, bei eingetretener Zahlungsunfähigkeit bzw. Überschuldung einen Insolvenzantrag zu stellen, ausgesetzt, sondern nur für solche Unternehmen, die durch die Folgen der Pandemie zahlungsunfähig oder überschuldet geworden sind. 

Dadurch soll vermeiden werden, dass Unternehmen, die sich auch bereits vor dem 31.12.2019 in der Krise befanden und bei denen die Pandemie offensichtlich nicht ursächlich für die Krise war, den Schutz dieses Gesetztes genießen. 

Am 02.09.2020 haben sich die Regierungsparteien sich darauf verständigt, die Insolvenzantragspflicht bis zum 31.12.2020 zu verlängern. Ganz wichtig ist hierbei allerdings, dass dies nur für den Insolvenzgrund der Überschuldung gilt, nicht aber für die Zahlungsunfähigkeit. Diese Aussetzung der Insolvenzantragspflicht wegen Zahlungsunfähigkeit endet am 30.09.2020. Wenn also ein Unternehmen zahlungsunfähig ist oder nach dem 30.09.2020 zahlungsunfähig wird, besteht auch wieder eine Pflicht, den Insolvenzantrag zu stellen. Wird dieser dann nicht oder verspätet gestellt, entstehen unter Umständen erhebliche Haftungsrisiken für den Geschäftsführer.

Vielen Dank für diesen spannenden Einblick!

Lietz: Ebenfalls vielen Dank für den Einblick in die Optionen bei der Restrukturierung und die Möglichkeit, diese mit den energierechtlichen Tatbeständen abzugleichen.