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#RGCfragtnach: Christoph Gardlo, COO von ESFORIN, zur Bereitstellung von Flexibilität durch Industrieunternehmen im aktuellen Strom-Marktumfeld

In unserer Rubrik #RGCfragtnach bieten wir Ihnen Interviews z.B. über spannende Mandantenprojekte, innovative Geschäftsmodelle oder mit fachkundigen Branchenexperten zu Fragen des Energie-, Umwelt- oder Klimarechts. Diesmal sprechen wir mit Christoph Gardlo, COO und Mitgründer von ESFORIN, über Flexibilisierungsmöglichkeiten für Industrieunternehmen im Strombereich.

RGC: Guten Tag, mein Name ist Franziska Lietz von RGC. In diesem RGCfragtnach sprechen wir mit Christoph Gardlo von ESFORIN. Er ist COO und Mitgründer. Wir sprechen heute über Flexibilisierungsmöglichkeiten für Industrieunternehmen im Bereich Strom.


Herr Gardlo, vielen Dank, dass Sie sich heute die Zeit genommen haben, um sich mit uns über das immer spannender werdende Thema „Flexibilität in der Industrie“ zu unterhalten.


Weil der Begriff „Flexibilität“ aktuell sehr vielfältig gebraucht wird, möchte ich als erstes gern von Ihnen wissen, was verstehen Sie unter „Flexibilität“?

Gardlo: Ja, guten Tag, Frau Dr. Lietz. Ich freue mich sehr, Teil dieses Formats sein zu dürfen.

Flexibilität ist für mich, für uns bei ESFORIN, die bewusste Handlung, Stromverbrauch oder auch Stromerzeugung anzupassen und zwar z.B. gesteuert durch Marktpreise. Das kann wie gesagt auf der Verbrauchsseite als „Demand Response“ passieren, so wie man das klassisch kennt, das kann aber genauso gut auf der Erzeugungsseite sein mit konventioneller Erzeugung oder auch erneuerbarer Erzeugung.


RGC: Ihr Unternehmen bietet Industrieunternehmen ja an, bei der Erreichung solcher „Flexibilität“ zu unterstützen. Wie funktioniert das genau?

Gardlo: Unsere Kunden sind Profis, das heißt sie kennen ihre Anlagen und die systemimmanente Flexibilität in ihren Anlagen wie ihre Westentasche und wissen daher sehr genau, welche Freiheitsgerade oder auch Einschränkungen bestehen. Wir wiederum kennen die Marktseite und können den Kunden aufzeigen, welches kommerzielle Potential in ihren Anlagen liegt.

Unter dem Strich sagt der Kunde uns, welche Freiheitsgrade er in seiner Anlage hat, welche Randbedingungen technisch berücksichtigt werden müssen und zu welchem Preis er bereit ist, die Flexibilität zur Verfügung zu stellen. Und wir bauen – coden – dann die individuellen Algorithmen, die diese Randbedingungen berücksichtigen und das Asset des Kunden an den Markt stellen.

Genau in diesem Zusammenspiel aus Technik und Markt liegt die große Chance bestehende Infrastruktur zu flexibilisieren und im Rahmen der Energiewende die weitere Integration Erneuerbarer in das Netz zu ermöglichen.


RGC: Ok, soweit habe ich das dann schon mal verstanden. Wenn ich also als Industrieunternehmen überlege, meine Stromerzeugungs- oder Verbrauchsanlagen zur Verfügung zu stellen, was kann ich denn dann genau zur Verfügung stellen: Ist das Abschaltleistung oder Anfahrleistung oder beides in Kombination?

Gardlo: Technisch gehen alle drei Varianten. Das kann Anschalt- oder Abschaltleistung oder auch eine Kombination sein. Das hängt immer von den jeweiligen Rahmenbedingungen, aber auch vom Asset selbst ab. Kommerziell ist es derzeit am lukrativsten, dem Markt Strom zur Verfügung zu stellen. Das heißt, je nachdem was es für eine Anlage ist, die Anlage hochzufahren und Strom zu erzeugen und entsprechend zu verkaufen oder auch Verbrauchsprozesse für einen bestimmten Zeitraum rauszunehmen. Das wird nach unserer Einschätzung auch in Zukunft die spannendere Seite sein, Stichwort „Dunkelflaute im Netz“. Da ist es einfach extrem wichtig und extrem lukrativ, dem Markt planbare Erzeugung zur Verfügung stellen zu können.

RGC: Und wer sind Ihre Kunden? Gibt es Arten von Unternehmen oder Branchen, die für das Angebot von Flexibilitäten besonders geeignet sind?

Gardlo: Mittlerweile sind unsere Kunden sehr bunt gemischt. Die Verbraucher lassen sich grundsätzlich in zwei Kategorien unterteilen: Die Support-Prozesse oder auch Sekundärprozesse, wie Mühlen- und Mahlwerke, Kompressoren oder ähnliches. Alles was in einen Speicher, eine Mühle, ein Silo oder einen anderen Puffer-Prozess verläuft, kann man sehr gut vermarkten. Primärprozesse sind da schon etwas seltener. Da wäre z.B. eine Papiermaschine zu nennen, die in der Papierindustrie als Haupt-Verbrauchsprozess läuft. Ansonsten haben wir sehr viele industrielle KWK-Anlagen in der Vermarktung, wo Industrieunternehmen on-site einen Dampf-, eigentlich einen Wärmebedarf haben und mit einer (meistens Gas-) KWK-Anlagen erzeugen. Ich sage daher ein bisschen flapsig, wir vermarkten alles an Flexibilität außer einem Kernkraftwerk. Vom Braunkohlekraftwerk bis zum Windpark ist heute alles dabei.

Diese sehr unterschiedlichen Anlagentypen erfordern eine individuelle Vermarktung, eben weil sie sowohl preislich, als auch in ihrer Toleranz Abrufe zu erhalten sehr unterschiedlich sind. Man kann im intraday mit seiner Anlage sehr sehr viel Geld verdienen, wenn die Anlage tatsächlich auch bewegt werden darf, d.h. wenn wir den Arbeitspunkt verändern dürfen.


RGC: Ok, dann dürfte Ihr Angebot sicher für eine Vielzahl deutscher Industrieunternehmen interessant sein. Gerade in der aktuellen Energiepreiskrise habe ich jedoch gemerkt, dass Unternehmen verunsichert sind und sich sehr genau überlegen, in welche Richtung sie ihr Versorgungskonzept entwickeln, um mögliche Risiken auszuschließen.


Sicher spielen hier auch die Ideen aus dem Koalitionsvertrag, wie bspw. die geplante Abschaffung der EEG-Umlage spätestens ab 2023 eine wichtige Rolle, die dem Flexibilitätsmarkt zusätzlichen Aufschwung verschaffen könnten, weil Stromletztverbrauch dann möglicherweise nicht mehr so „teuer“ ist.


Wie schätzen Sie die künftigen Entwicklungen ein? Wird das Angebot von Flexibilitäten zukünftig (noch) attraktiver werden?

Gardlo: Ich denke, dass dieses Jahr und auch die Ideen der Ampel gezeigt haben, dass man im wahrsten Sinne des Wortes flexibel bleiben muss, sich also bei der Gestaltung des Assetparks flexibel aufstellen muss. Wir sehen eine generelle Tendenz in unserem Kundenkreis zur Zusammenschaltung mehrerer kleinerer Anlagen, anstatt in einzelne große Assets zu investieren. Dazu kommt sicherlich, dass man vermehrt Augenmerk darauflegen sollte, dass Versorgungskonzepte nicht nur in genau einem regulatorischen Umfeld funktionieren.

Mit Blick auf die Abschaffung der EEG-Umlage bin ich sehr gespannt auf die konkrete Umsetzung. Wenn die Umlage tatsächlich einfach wegfällt, müsste der intraday für viel mehr Anlagen als bisher eine attraktive Vermarktungsmöglichkeit werden, weil die „Pönale“ der EEG-Umlage beim Runterregeln der Anlage und Ersatzbezug aus dem Netz wegfallen würde. Wir erwarten dann ein Plus an Flexibilität, weil der Markt dann für viele Anlagen interessant wird. Denn wenn die EEG-Umlage wegfällt, sinken die Grenzkosten für den Einkauf und man kann mit diesen Anlagen besser und leichter am Markt teilnehmen, als bisher.

Also wenn die EEG-Umlage wegfällt, würde ein bestehendes Hemmnis bei der Realisierung von Flexibilitätspotentialen aus bereits bestehenden Assets wegfallen. Für uns ist das ein wesentlicher Baustein bei der Unterstützung der Energiewende.  Die Vermarktung von Flexibilität spart im Gesamtsystem signifikant CO2 ein, da durch Flexibilität mehr Erneuerbare in das Netz integriert werden können.

So kann auch die energieintensive Industrie einen wesentlichen Beitrag zur CO2-Einsparung leisten – und das sofort ohne große Investitionen oder Prozessumstellung in Richtung Wasserstoff. Die energieintensive Industrie wird quasi „vom Problem zum Teil der Lösung“.

RGC: Sie haben es ja gerade auch schon angesprochen: Wir erleben jetzt gerade bei den Energiepreisen sehr spannende Entwicklungen. Alles was mit Erdgas an Strom erzeugt wird, z.B. in BHKWs, das wird ja enorm teuer. Und das ist eben nicht nur der CO2-Preis, sondern auch die aktuelle Marktentwicklung. Zudem wird ja auch Strom teurer. Vielleicht könnten Sie da ja noch mal kurz für uns einschätzen, wie sich das künftig auf Flexibilitätsbereitstellung im Strombereich auswirken wird.

Gardlo: Ja, die ominöse Preis-Glaskugel…Ja, also wenn man das ganz einfach abkocht: die Preise, die wir momentan sehen, sowohl im Gas- als auch im Strombereich, die waren vor einem halben Jahr unvorstellbar. Was wir sehen ist, dass die Volatilität weiter zugenommen hat und dass die Kunden, die heute schon Flexibilität vermarkten, in den letzten Monaten jeden Monat aufs Neue so viel verdient haben, wie nie zuvor. Des einen Fluch ist also des Anderen Segen. Wenn ich also flexible Anlagen habe, kann ich diese extremen Preisszenarien heute auch für mich nutzen. Und damit nicht nur Gutes tun, sondern unterm Strich auch Geld verdienen. Das Schöne an der Flexibilitätsvermarktung ist ja – auch mit Blick auf die CO2-Reduzierung -, dass sie jeden in die Lage versetzt, heute etwas zu tun. Und das, ohne Riesen-Investitionen und ohne z.B. Produktionsprozesse auf Wasserstoff umstellen zu müssen. Ich kann also heute zum einen Geld verdienen und zum anderen meinen Beitrag zur CO2-Ersparnis leisten.

RGC: Ja, spannend. Als letzte Frage eine Frage nach Wechselwirkungen, die einerseits ein bisschen „Glaskugel“, andererseits sehr, sehr komplex ist. Mir geht es um den Redispatch 2.0. Damit haben wir uns ja schon das ganze Jahr 2021 für unsere Industriemandanten befasst, also, was kann denn da eigentlich passieren? Was macht denn der Netzbetreiber da eigentlich? Und das Ganze wurde dann nochmal verschoben, im Mai 2022 soll es dann nun wirklich losgehen. Und da würde mich interessieren: Wie ist denn das Wechselspiel zwischen freiwillig bereitgestellter Flexibilität – ich sehe das erstmal im Kontext „marktbezogene Maßnahmen“ – und dem „aufgezwungenen“ Redispatch?

Gardlo: Sie haben es eigentlich schon schön formuliert: „der aufgezwungene Redispatch“. Wir als ESFORIN sind grundsätzlich Freunde von Markt, das sieht man ja in der Flexibilitätsvermarktung. Ich glaube, dass eine Zwangsmaßnahme nicht nur immer schlechter akzeptiert wird, als eine freiwillige Maßnahme, sondern auch kommerziell immer der schlechtere Weg ist. Von daher bin ich völlig bei Ihnen – ich bin kein Jurist, aber man kann den § 13 im EnWG sicherlich so interpretieren, dass alles, was irgendwie freiwillig als Flexibilitätsmaßnahme passiert, vor dem Redispatch passieren und eigentlich auch aus dem Redispatch-Vermögen rausgerechnet werden müsste. Aber ich glaube, dass es in Summe den Anlagenbetreibern helfen würde, wenn da noch mal ein bisschen Klarheit reinkommt. Also wenn man dann sagt, egal was ich dem Markt an Flexibilität bereitstelle, das ist dann durch marktbasierte Wege schon blockiert und steht damit, zumindest initial, dem Redispatch nicht mehr zur Verfügung. Man könnte ja sogar argumentieren, dass – je nachdem, wie der Markt die Anlage positioniert -, dem Markt dann mehr Redispatchvermögen zur Verfügung steht, weil es ja unter Umständen einen negativen Marktabruf gibt, aber der Netzbetreiber bei der Korrektur eines lokalen Netzengpasses tatsächlich einen positiven Aufruf schickt. Dann würde ja eine marktbasierte Maßnahme vorher, die ja immer regelzonenscharf passiert und nicht so sehr an die Netztopologie angelehnt ist, sogar mehr Redispatchvermögen ermöglichen.

Aber – Sie haben das schon selber gesagt – durch die Verschiebung der Einführung des Redispatch 2.0 sind da momentan alle erstmal froh, wenn eine Meldepflicht erfüllt ist. Ich glaube, an der inhaltlich konkreten und vor allem sinnvollen Ausgestaltung ist noch ein bisschen was zu tun.

RGC: Ja, das denke ich auch, da wird sich sicherlich noch einiges entwickeln. Gerade wenn funktionierende Flexibilitätsmärkte und Vermarkter zunehmend agieren, wird das natürlich auch einfach einen Einfluss auf die Rolle des Redispatch haben, ich kann mir also vorstellen, dass sich da nochmal deutlich was verschiebt, aber das ist natürlich auch ein bisschen „Glaskugel“.


Dann wären wir auch schon am Ende. Ich bedanke mich ganz herzlich für das Interview, Herr Gardlo. Wir werden das natürlich auch weiterhin verfolgen und vielleicht gibt es dann ja auch nächstes Jahr ein Anschluss-Interview, wenn wir dann wissen, wie das alles so gelaufen ist mit dem Redispatch und der EEG-Umlage. Ganz, ganz herzlichen Dank nochmal!

Gardlo: Sehr gern. Ich sage auch vielen Dank. Es hat mich sehr gefreut, sowohl die ESFORIN, als auch unsere Marktmeinung hier kurz vorstellen zu dürfen. Sehr vielen Dank!

LG Dresden: Unwirksamkeit von 20-jährigen Festlaufzeiten als AGB in Betriebsführungsverträgen für Windkraftanlagen

Urteil vom 25.06.2021, Az.: 44 HK O 80/19

In dem vorstehenden Rechtsstreit hat das LG Dresden entschieden, dass in Verträgen über die technische und kaufmännische Betriebsführung von Windenergieanlagen feste Vertragslaufzeiten von 20 Jahren in Form von Allgemeinen Geschäftsbedingungen unwirksam sind.


Relevanz:
Das LG Dresden befasst sich in seinem Urteil mit der Frage, ob Vertragslaufzeiten von 20 Jahren in Betriebsführungsverträgen als Allgemeine Geschäftsbedingungen eine unangemessene Benachteiligung des Betreibers darstellen und somit nach § 307 Absatz 1 Satz 1 BGB unwirksam sind.

Hintergrund: Das klagende Unternehmen macht offene Vergütungszahlung und Schadensersatz aus Betriebsführungsverträgen von Windenergieanlagen gegenüber der Eigentümerin dieser Anlagen geltend.

Die Klägerin hat im Wege von Betriebsführungsverträgen die kaufmännische und technische Betriebsführung nebst deren Infrastruktur von Windenergieanlagen vorgenommen. Die Beklagte hat die Windenergieanlagen inklusive der Betriebsführungsverträge erworben und ist Betreiberin dieser Windenergieanlagen. Die abgeschlossenen Betriebsführungsverträge enthalten eine Klausel über eine Mindestvertragsdauer von 20 Jahren. Die Beklagte hat den Vertrag vor Ablauf der 20 Jahre ordentlich gekündigt. Die Klägerin widersprach dieser Kündigung und hat die Verträge selbst aus wichtigem Grund gekündigt.

Klärungsbedürftig war vor allem, ob die ordentliche Kündigung vor Ablauf der vereinbarten Mindestvertragsdauer unwirksam ist.
Das LG Dresden hat die Klage aus den folgenden Gründen abgewiesen:

  • Eine Klausel mit einer Mindestvertragsdauer von 20 Jahren stellt eine unangemessene Benachteiligung dar, die zu einer Unwirksamkeit gemäß § 307 Absatz 1 Satz 1 führt.
  • Das Gericht stuft die Betriebsführungsverträge als Dienstverträge ein, die gem. § 621 BGB mit kurzen Fristen ordentlich kündbar sind.
  • Eine derart große Abweichung von der gesetzlichen Regelungsfrist ist nur bei einer besonderen Rechtfertigung zulässig.
  • Bei der Betriebsführerin fallen neben laufenden Personalkosten üblicherweise keine weiteren erheblichen Investitionskosten an, insbesondere keine Wartungskosten.
  • Zudem sei die Absicht der Gewinnmaximierung seitens der Betriebsführerin, als nicht schützenswertes Interesse einzuordnen.
  • Das Gericht verweist hierzu auf die höchstrichterliche Rechtsprechung, die bei Wartungsverträgen bereits eine Laufzeit von 10 Jahren als unwirksam ansieht.
  • Der Anlagenbetreiber hat demgegenüber ein besonderes Interesse an einer kurzen Kündigungsfrist, um beispielsweise die Betriebsführung selbst zu übernehmen oder sich bei schlechter Arbeitsleistung des Anbieters schneller vom Vertrag lösen zu können.

Durch dieses Urteil steigen die Chancen von Investoren, die in der Vergangenheit Windparks inklusive langer Betriebsführungsverträge erworben haben, sich von diesen Verträgen vorzeitig zu lösen.

RGC Tipp: Die Entscheidung nebst Begründung des LG Dresden kann auch in ähnlichen Konstellationen, in denen die Betriebsführung einer Erzeugungsanlage per Vertrag mit Mindestlaufzeiten übertragen wurden, herangezogen werden.

Autoren: Pia Weber
                Joel Pingel

    

BGH: Wann können eingebaute PV-Module separat verkauft werden?

BGH, Urteile vom 22. Oktober 2021 – V ZR 225/19, V ZR 8/20, V ZR 44/20 und V ZR 69/20

In seinen Entscheidungen hat sich der BGH ausführlich dazu geäußert, ob und inwieweit an PV-Modulen Eigentum sowie ein Miteigentumsanteil an der Unterkonstruktion erworben werden kann. Im zugrundeliegenden Fall wurden bereits verbaute PV-Anlagen an Kapitalanleger verkauft, zugleich vermieteten die Kapitalanleger die erworbenen Module an ein Tochterunternehmen des Verkäufers zurück.

Relevanz: Das Urteil ist für all jene Unternehmen von Relevanz, in deren Eigentum PV-Anlagen stehen, die separat und ggf. modulweise sowie unabhängig von der Eigentumssituation des Grundstücks bzw. der Immobilie verkauft werden sollen. Von Interesse ist das Urteil auch für Kapitalanleger und andere Unternehmen, die PV-Module von Dritten kaufen möchten.

Hintergrund: Es handelt sich hier nicht nur um ein einzelnes Urteil, sondern um gleich vier Entscheidungen, die im Kern die gleiche Rechtsfrage zum Gegenstand haben. In allen vier Verfahren war der Kläger der Insolvenzverwalter eines Unternehmens, welches im Jahr 2010 eine Freiflächen-PV-Anlage mit einer Gesamtleistung von 1.050 kWp kaufte, die bereits auf Grundstücken errichtet worden war, an dem dem Käufer ein Nutzungsrecht eingeräumt wurde. Ende des Jahres 2010 verkaufte das Unternehmen die PV-Module weiter an insgesamt 65 verschiedene Kapitalanleger, die jeweils eine bestimmte Anzahl an Modulen erhalten sollten sowie einen Miteigentumsanteil an der Unterkonstruktion der PV-Anlage. Dies war damit verbunden, dass die Kapitalanleger die Module der veräußernden Gesellschaft zurückvermieteten. Im März 2016 wurde das Insolvenzverfahren über deren Vermögen eröffnet.

Gegenstand der Klage war, dass der Kläger – also der Insolvenzverwalter des Unternehmens, welches die PV-Module separat veräußert hatte – in einer Reihe von Verfahren die Feststellung begehrt hatte, dass die verschiedenen Kapitalanleger jeweils kein Eigentum an den Modulen und der Unterkonstruktion erworben hatten. Dabei hatte sich in den Vorinstanzen jeweils ein diverses Meinungsbild ergeben: In einem Verfahren vor dem OLG Bamberg war die Klage abgewiesen worden, das OLG Karlsruhe hatte einer Klage stattgegeben, in zwei weiteren Verfahren hatten die Parteien den Rechtsstreit in der Hauptsache für erledigt erklärt, aber die jeweiligen Beklagten Widerklage u.a. auf Herausgabe der Module erhoben, womit sie jeweils in der zweiten Instanz erfolgreich waren. Der BGH hob die vier Berufungsurteile auf und verwies die Sachen zur neuen Verhandlung und Entscheidung an die OLGs zurück.

In der Sache äußerte sich der BGH wie folgt: Einzelne PV-Module können nur dann separat veräußert werden, wenn sie nicht wesentliche Bestandteile einer Gesamtsache geworden sind.

Hier sind die Module weder wesentliche Bestandteile des Grundstücks (§ 94 Abs. 1 BGB) noch der Photovoltaikanlage (§ 93 BGB oder § 94 Abs. 2 BGB) geworden. Wesentliche Bestandteile des Grundstücks im Sinne des § 94 Abs. 1 BGB sind die PV-Module nicht geworden, weil sie nicht fest mit dem Grundstück verbunden sind. Selbst wenn sie dies wären, wären sie aufgrund der vertraglich vereinbarten Entfernung nach Ende des Vertragszeitraumes lediglich ein sog. Scheinbestandteil nach § 95 Abs. 1 BGB gewesen und damit ebenfalls kein wesentlicher Bestandteil des Grundstücks. Außerdem handele es sich bei dem Ständerwerk der PV-Anlage nicht um ein Gebäude, sodass auch eine Eigenschaft der PV-Anlage als wesentlicher Bestandteil eines Gebäudes i.S.d. § 94 Abs. 2 BGB nicht in Betracht kommt.

Der BGH hatte außerdem geprüft, ob die Module wesentliche Bestandteile i.S.d. § 93 BGB des Gesamt-PV-Anlage geworden sind: Um zu beurteilen, ob Rechte Dritter an einem Bestandteil einer zusammengesetzten Gesamtsache begründet werden können, komme es auf die Verhältnisse bei der Entstehung des Rechts und darauf an, welche Folgen ein hypothetischer Ausbau in diesem Zeitpunkt gehabt hätte. Der BGH warf die Frage auf, ob die Module bei der Übereignung im Falle der Trennung noch durch zumindest vergleichbare, auf dem Markt verfügbare Modelle ersetzt und ihrerseits in anderen Anlagen verwendet werden können. Hiervon könne angesichts der kurzen Zeitspanne zwischen Errichtung und Übereignung der Module an die Anleger ausgegangen werden, wenn der Kläger nicht etwas Anderes darlege und ggf. beweise. Letzteres wird im Rahmen der Zurückverweisung an die OLGs auf Basis der dort erfolgenden Tatsachenfeststellung zu prüfen sein.

Im Ergebnis ist also nach Auffassung des BGH die separate Veräußerung von PV-Modulen nicht ausgeschlossen, allerdings kommt es maßgeblich auf die Umstände des Einzelfalls an, insbesondere auf die (hypothetische) Austauschfähigkeit der Module.

Autoren: Dr. Franziska Lietz

BGH: Zusammenfassung von Windenergieanlagen in Windparks

Urteil vom 14.7.2020, Az. XIII ZR 12/19

In dem vorstehenden Rechtsstreit zwischen dem Betreiber einer Windenergieanlage und einem Netzbetreiber hat der Bundesgerichtshof (BGH) u.a. entschieden, dass Windenergieanlagen in einem Windpark sich in der Regel in unmittelbarer räumlicher Nähe im Sinne des EEG zueinander befinden.

Relevanz:
Das Urteil ist für Betreiber von Windenergieanlagen und Netzbetreiber von Interesse, wenn sich in Windparks mehrere Windenergieanlagen befinden, die zusammengefasst eine installierte Leistung von mehr als 3 MW haben.

Hintergrund:
In einem Windpark befinden sich insgesamt zehn Windenergieanlagen. Der Windpark wurde von demselben Projektierer erstellt, von gesellschaftsrechtlich miteinander verbundenen Unternehmen betrieben und der erzeugte Strom wird gemeinsam über das Einspeiseumspannwerk eines anderen Windparks in das Stromnetz des Netzbetreibers eingespeist. Zu dem Windpark gehören u.a. die seit 2016 betriebene Windenergieanlage des o.g. Betreibers (WEA 10) und eine von einem anderen Betreiber betriebene Windenergieanlage, die Ende 2015 in Betrieb genommen wurde (WEA 9). Die beiden Windenergieanlagen verfügen je über eine Nennleistung von 2,2 Megawatt und befinden sich in einer Entfernung von 614 m auf zwei verschiedenen Grundstücken.

Der Netzbetreiber rechnete die von der WEA 10 in das Stromnetz eingespeisten Strommengen monatlich unter Zugrundelegung der jeweils aktuellen Marktprämie ab. Da der am Spotmarkt für elektrischen Strom gezahlte Börsenpreis mehrfach für über sechs Stunden negativ war, reduzierte der Netzbetreiber für die in diesen Zeiträumen eingespeisten Strommengen die Marktprämie auf null. Nach Auffassung des Netzbetreibers waren die WEA 9 und WEA 10 zusammenzufassen, so dass die Anlagen eine installierte Leistung von mehr als 3 MW hatten.

Gegen diese Zusammenfassung und den damit verbundenen Wegfall der EEG-Vergütung wehrte sich der Betreiber der WEA 10, da nach seiner Auffassung die Voraussetzungen einer Anlagenzusammenfassung der beiden Windenergieanlagen nicht vorgelegen hätten.

Nachdem der Betreiber der WEA 10 in den Vorinstanzen noch obsiegt hat, wurde diese Entscheidung vom BGH aufgehoben und der Netzbetreiber hat Recht bekommen. Nach Auffassung des BGH sind die WEA 9 und die WEA 10 in entsprechender Anwendung von § 32 Abs.1 S. 1 EEG 2014 und § 24 Abs.1 S. 1 EEG 2017 als eine Anlage anzusehen, so dass ihre installierte Leistung daher 4,4 Megawatt beträgt. Der BGH setzt sich in seiner Entscheidung umfassend mit dem Begriff der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ auseinander und kommt zu dem Ergebnis, dass sich die Anlagen WEA 9 und WEA 10 in eben dieser unmittelbaren räumlichen Nähe zueinander befinden, da sie auf einem zusammenhängenden Areal errichtet worden sind, auf dem sich eine Mehrzahl von Windenergieanlagen befindet, die eine gemeinsame technische Infrastruktur, insbesondere ein gemeinsames Umspannwerk und einen gemeinsamen Verknüpfungspunkt mit dem Netz des Stromnetzbetreibers, nutzen. Nach Auffassung des BGH ist für eine unmittelbare räumliche Nähe nicht erforderlich, dass sich die Anlagen in direkter Nachbarschaft befinden und sich zwischen ihnen keine anderen zu dem Windpark gehörenden Generatoren oder Infrastruktureinrichtungen befinden.

Liegt die Zukunft der Energiegewinnung auf der Straße?

Straßenflächen machen in Deutschland rund 2,6 Prozent aus. Die Überdachung von Autobahnen mit Photovoltaikanlagen birgt somit ein enormes Potential für die Stromerzeugung. Neben der solaren Energiegewinnung sehen Forscher weitere positive Nebeneffekte wie Lärmvermeidung und Schutz des Asphalts. Ein Pilotprojekt soll die Praxistauglichkeit untersuchen.

Knapp 13.000 Kilometer Autobahn, mit einer Größe von rund 312 Quadratkilometern ziehen sich durch Deutschland, Platz vier im internationalen Vergleich. Diese Fläche könnte sinnvoll und effizient durch eine Überdachung mit Photovoltaikanlagen genutzt werden.

Das internationale Pilotprojekt des Austrian Institute of Technology (AIT) will dieser Idee nachgehen und in einem ersten Schritt durch die Entwicklung passender Module und entsprechender Trägerkonstruktionen einen Entwurf für einen Prototypen ausarbeiten. Geplant sind statt Tunnel, teiltransparente Module, die lichtdurchlässig sind – auch wenn diese geringfügig die Effizienz reduzieren.

Im zweiten Teil soll dieser Prototyp ein Jahr lang an einer deutschen Autobahnraststätte betrieben und wissenschaftlich getestet werden. Die Testphase soll Erkenntnisse hinsichtlich der vielfältigen Anforderungen und Herausforderungen einer solchen Anlage liefern, wie z. B. der Wind- und Schneelast, der Verkehrssicherheit als auch der Stand- und Anprallsicherheit und der Wartungsmöglichkeiten, um diese zu lösen.

Ebenfalls an dem Projekt beteiligt ist das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE), das bereits seit mehreren Jahren an einer Einbettung von Solarmodulen in und an Verkehrswegen forscht. Diese sehen durch die Nutzung bereits versiegelter Flächen vor allem einen Vorteil in einer kurzen Anbindung für den Netzanschluss, sowie einen geringeren Aufwand für Aufbau, Verlegung und Installation. Hinzukommt, dass der Straßenbelag vor Niederschlägen und Überhitzung geschützt wird und bei geeigneter Konstruktion auch ein Lärmschutz geschaffen wird. Demgegenüber liegt die größte Herausforderung in der Gewähr der Sicherheit der Verkehrsteilnehmer, insbesondere wie Einsatzkräfte im Falle eines Unfalls Verletzungsopfer bergen können. Auch Wartungs- und Reparaturmöglichkeiten während des laufenden Autobahnbetriebs sind zu prüfen.

Ob das Solardach für die Autobahn innerhalb einer Kosten-Nutzen-Betrachtung die Nase vorn hat oder ob die Energiegewinnung durch Solarzellen direkt im Straßenbelag oder integriert in Lärmschutzwänden, bleibt abzuwarten. Infos zu diesem spannenden Projekt finden Sie hier.

EuG: Nord-Stream-Klagen gegen Änderung der Gasrichtlinie unzulässig

Beschlüsse vom 20. Mai 2020, Az.: T-530/19 und T-526/19 In dem vorstehenden Klageverfahren der Betreiber der Gasfernleitungen Nord Stream 1 und 2 hat das Gericht der Europäischen Union (EuG) die Klagen gegen die Änderung der Gasrichtlinie 2009/73/EG als unzulässig abgewiesen, da die Betreiber der Gasfernleitungen durch die Richtlinie nicht unmittelbar betroffen seien. Erst durch die Umsetzung in nationales Recht durch die Mitgliedstaaten werden die Betreiber der Gasfernleitungen den Verpflichtungen aus der geänderten Richtlinie unterworfen. Zudem steht es den Mitgliedsstaaten bzw. den nationalen Regulierungsbehörden frei unter bestimmten Voraussetzungen Ausnahmen von einigen Vorschriften der geänderten Richtlinie, etwa für die neuen großen Gasinfrastrukturen oder für Gasfernleitungen zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern, die bereits vor in Kraft treten der Änderungsrichtlinie am 23. Mai 2019 fertiggestellt waren, zu gewähren.

Relevanz: Die Umsetzung der Vorgaben aus der Änderungsrichtlinie (EU) 2019/692 ist in Deutschland durch das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/692 erfolgt. Die erforderlichen Änderungen des EnWG hat der Deutsche Bundestag bereits am 13. November 2019 beschlossen. Im Zentrum der Änderung steht neben der Anpassung der Definition der Verbindungsleitung (§ 3 Nr. 34 EnWG) der neu eingefügte § 28b EnWG. Dieser sieht unter bestimmten Voraussetzungen eine Freistellung für Gasfernleitungen zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern vor, die bereits vor dem 23. Mai 2019 fertiggestellt wurden. Für diese lief bis zum 24. Mai 2020 ein Verfahren zur Freistellung von den Vorgaben des Regulierungsrechts.

Hintergrund: Durch die am 23. Mai 2019 in Kraft getretene Richtlinie zur Änderung der Gasrichtlinie 2009/73/EG wurden bestimmte Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt, u. a. Vorgaben zur Entflechtung der Eigentumsverhältnisse, auch auf Gasfernleitungen aus Drittländern erstreckt. Seit dem Inkrafttreten der Änderungsrichtlinie müssen Betreiber von Gasfernleitungen bzgl. des Leitungsabschnitts, der sich zwischen einem Mitgliedstaat und einem Drittland bis zum Hoheitsgebiet der Mitgliedstaaten oder im Küstenmeer des Mitgliedstaats befindet, die Richtlinie 2009/73/EG sowie die jeweiligen nationalen Vorschriften zu ihrer Umsetzung beachten. Hieraus resultiert insbesondere die Pflicht, zur Entflechtung der Fernleitungsnetze und der Fernleitungsnetzbetreiber sowie zur Schaffung eines Systems für den nichtdiskriminierenden Zugang Dritter zum Fernleitungs- und Verteilernetz. Die Gasfernleitung Nord Stream 1 dient zur Durchleitung von Gas zwischen dem russischen Wyborg und Lubmin in Deutschland. Die parallel hierzu verlaufenden Gasfernleitung Nord Stream 2 befindet sich seit Januar 2017 in der Errichtung, war aber zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der Änderungsrichtlinie am 24. Februar 2020 zu etwa 95 % abgeschlossen. Mit ihrer Klage begehrten die Betreiber der Gasfernleitungen die Änderungsrichtlinie für nichtig zu erklären.

BGH: Zu den Anforderungen an eine technische Einrichtung zur Fernsteuerung der Einspeiseleistung einer PV-Anlage im Sinne des § 6 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012

Urteil vom 14. Januar 2020, Az.: XIII ZR 5/19

In dem vorstehenden Rechtsstreit zwischen einem Netzbetreiber und dem Betreiber einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage) hat der BGH entschieden, dass eine technische Einrichtung, die dem Netzbetreiber nur das ferngesteuerte Abschalten einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien ermöglicht, nicht den technischen Vorgaben des § 6 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 genügt.

Relevanz: Die neue höchstrichterliche Rechtsprechung zu den Tatbestandsvoraussetzungen der PV-Förderung nach dem EEG 2012 ist für all jene Unternehmen von Interesse, die PV-Anlagen betreiben, die während der Geltung des EEG 2012 in Betrieb genommen wurden und nach den Förderregelungen des EEG 2012 gefördert werden. Die Anlage muss danach mindestens stufenweise regelbar gewesen sein. 

Hintergrund: Die Parteien stritten um die Zahlung und Rückzahlung von Einspeisevergütung nach dem EEG. Die zentrale Frage des Rechtsstreites war, ob die in § 6 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 vorgesehene Möglichkeit des „Reduzierens“ der Einspeiseleistung einer Anlage durch den Netzbetreiber bereits dann erfüllt ist, wenn die Anlage ferngesteuert an- und abgeschaltet werden kann. Im Ergebnis soll dies nach Auffassung des BGH nicht genügen. Vielmehr muss die Fernsteuerungseinrichtung einer Photovoltaik-Anlage auch eine stufenweise Abregelung ermöglichen, um den gesetzlichen Anforderungen des § 6 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2012 zu genügen, denn dies sei auch in den Gesetzesmaterialien zum EEG 2012 vorgesehen. Er begründet seine Entscheidung zudem mit dem Erfordernis der Netzsicherheit und dem damit einhergehenden Bedürfnis des Netzbetreibers, flexibel agieren zu können.

OLG Stuttgart: Kein Anspruch der Stadt Stuttgart auf Übereignung der Fernwärmeversorgungsanlagen gegen EnBW

Urteil vom 26. März 2020, Az.: 2 U 82/19

In dem vorstehenden Rechtsstreit zwischen der Landeshauptstadt Stuttgart und der EnBW hat das OLG Stuttgart entschieden, dass die Stadt nicht Eigentümerin der Fernwärmeversorgungsanlagen geworden ist, die die EnBW und deren Rechtsvorgänger im Gemeindegebiet errichtet haben. Ihr steht gegen die EnBW auch kein Anspruch auf Übereignung dieser Anlagen gegen Zahlung einer Entschädigung zu. Die Stadt kann aber als Grundstückseigentümerin die Beseitigung der auf ihren Grundstücken errichteten Anlagen verlangen.

Relevanz: In der bisher sehr eingefahrenen Verhandlung zwischen den Parteien dürfte nun frischer Wind wehen. Zwar waren beide Streitparteien bisher nicht an einem Vergleich interessiert. Eine etwaige Bereitschaft könnte nun aber daraus resultieren, dass die die EnBW befürchten muss, zum Netzrückbau verpflichtet zu werden.

Hintergrund: Seit dem Jahr 2016 kämpft die Stadt Stuttgart nach einem Bürgerbegehren dafür, die Infrastruktur in ihren Besitz zu bekommen. Die Parteien hatten im Jahr 1994 einen Konzessionsvertrag über die Nutzung von Wegegrundstücken der Landeshauptstadt für den Betrieb eines Fernwärmetransportsystems geschlossen. Dieser war Ende 2003 nach rund zwanzig Jahren ausgelaufen und die Stadt war der Auffassung Eigentümerin der Leitungen geworden zu sein. Der Vertrag enthielt jedoch keine Regelung zur Übertragung des Fernwärmenetzes. Vor dem Landgericht war die Stadt in erster Instanz bereits gescheitert. In zweiter Instanz steht nun fest, dass sich auch nach Auffassung des OLG ein Anspruch auf Übereignung der Fernwärmeversorgungsanlagen weder aus dem Vertrag noch aus einer sonstigen Rechtsgrundlage herleiten lasse. Die Landeshauptstadt könne jedoch – was sie aber nur hilfsweise verlangt hatte –, als Grundstückseigentümerin die Beseitigung der auf ihren Grundstücken errichteten Anlagen verlangen, nachdem der Konzessionsvertrag ausgelaufen sei. Nur insoweit hat der Senat der Klage stattgegeben und das Urteil des Landgerichts Stuttgart vom 14.02.2019 abgeändert.

Das OLG hat die Revision zum BGH nicht zugelassen. Der Weg zum BGH könnte daher nur über die zusätzliche Hürde der Nichtzulassungsbeschwerde beschritten werden.

BGH: Zu den Voraussetzungen einer Kundenanlage nach § 3 Nr. 24 a EnWG

Beschluss vom 12. November 2019, Az.: EnVR 65/18

In dem vorstehenden energiewirtschaftlichen Verwaltungsverfahren zwischen der Energiesparte einer Wohnungsbaugesellschaft und einem Verteilnetzbetreiber hat der BGH darüber entschieden, wann eine Infrastruktur zur Stromversorgung (Energieanlage) noch als – regulierungsfreie – Kundenanlage einzustufen ist und wann dagegen von einem der Regulierung unterliegenden Netz auszugehen ist. Maßgeblich dafür ist u.a., ob die Energieanlage sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befindet, und ob die Anlage wettbewerbsrelevant ist. 

Anders als das OLG Düsseldorf in der Vorinstanz, bejahte der BGH die räumliche Zusammengehörigkeit des Versorgungsgebiets. Unschädlich ist nach dem BGH, wenn ein abgegrenztes Gebiet Straßen, ähnliche öffentliche Räume oder vereinzelte, nicht ins Gewicht fallende andere Grundstücke einschließt, welche nicht durch die Anlage versorgt werden (diese Ausführungen bestätigt der BGH mit seinem zweitem Beschluss vom 12. November 2019 zu den Voraussetzungen einer Kundenanlage, Az.: EnVR 66/18).

Dennoch lehnte der BGH letztlich den Kundenanlagenstatus ab, weil eine Wettbewerbsrelevanz vorliege. Unbedeutend für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs im Sinne des § 3 Nr. 24a c) EnWG sei die Anlage nur, wenn sie weder in technischer noch in wirtschaftlicher noch in versorgungsrechtlicher Hinsicht ein Ausmaß erreicht, das Einfluss auf den Versorgungswettbewerb und die durch die Regulierung bestimmte Lage des Netzbetreibers haben kann. Dies scheidet im Regelfall aus, wenn mehrere Hundert Letztverbraucher angeschlossen sind, die Anlage eine Fläche von deutlich über 10.000 m² versorgt, die jährliche Menge an durchgeleiteter Energie voraussichtlich 1.000 MWh deutlich übersteigt und mehrere Gebäude angeschlossen sind. Lediglich wenn mehrere dieser Werte unterschritten werden, könne man im Regelfall von einem Fehlen der Wettbewerbsrelevanz ausgehen. Selbst dann kann aber nach dem BGH eine Gesamtwürdigung zu dem Ergebnis führen, dass gleichwohl eine Wettbewerbsrelevanz vorliegt.

Relevanz: Das Urteil ist für zahlreiche Betreiber von Industrieparks relevant, wenn sie ihre Energieanlage nicht wegen eines hohen Anteils an selbst verbrauchten Strom (über 90 %) als sog. Kundenanlage zu betrieblichen Eigenversorgung (§ 3 Nr. 24b EnWG) einstufen können. Sie können ihre Infrastruktur nur dann außerhalb der Regulierung betreiben, wenn diese nicht als wettbewerbsrelevant anzusehen ist. 

Der Betrieb eines Netzes ohne Genehmigung stellt eine Ordnungswidrigkeit dar, die mit einer Geldbuße von bis zu 100.000 € geahndet werden kann. Vor diesem Hintergrund sollten Betreiber von Energieanlagen eine (Neu-)Bewertung der Frage vornehmen, wie rechtssicher sie die Selbsteinschätzung, eine Kundenanlage zu betreiben, tatsächlich abgeben können.

Hintergrund: Das antragstellende Tochterunternehmen der Wohnungsbaugesellschaft hatte beabsichtigt, an zwei Standorten jeweils ein Blockheizkraftwerk (BHKW) mit je 140 kW Leistung zu errichten und sodann die an den Standorten befindlichen 22 und 32 Mehrfamilienhäuser über Elektrizitätsleitungen mit Strom zu versorgen. In den angeschlossenen Gebäuden sollten 457 und 515 Letztverbraucher mit einer jährlichen Energiemenge von 1.483 MWh und 1.672 MWh über die Energieanlagen der Wohnungsbaugesellschaft versorgt werden. Die Energieanlagen erstrecken sich auf eine Fläche von 44.631 m² und 53.000 m². Nachdem der Verteilnetzbetreiber den Status der Energieanlagen als Kundenanlage bezweifelte, beantragte die Wohnungsbaugesellschaft ein Missbrauchsverfahren bei der BNetzA mit dem Ziel, die Energieanlagen als Kundenanlagen zu behandeln. Die BNetzA lehnte den Antrag ab. Eine hiergegen erhobene Beschwerde vor dem OLG Düsseldorf wurde ebenfalls zurückgewiesen. Nunmehr hat der BGH in letzter Instanz bestätigt, dass die von der Wohnungsbaugesellschaft vorgesehenen Energieanlagen keine Kundenanlagen darstellen.

Mit der höchstrichterlichen Rechtsprechung und Behördenpraxis sowie den praktischen Handlungsoptionen für Betreiber entsprechender Energieanlagen werden wir uns in einem eigenen Praxisworkshop befassen. Weitere Informationen und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie in Kürze hier.

Kaum Verschärfungen für Bestandsanlagen im Regierungsentwurf zur Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes

Die mit dem Kohleausstiegsgesetz geplanten Änderungen zur Förderung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sehen bisher nahezu keine Veränderungen der Fördergrundsätze für Bestandsanlagen vor.

Die Bundesregierung hat am 29.01.2020 den Entwurf für das Gesetz zum Kohleausstieg beschlossen. Im Zuge dessen soll auch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) geändert werden. Dabei hat die Bundesregierung für das KWKG die Vorschläge des Bundeswirtschaftsministeriums wie

  • die Einführung bestimmter neuer Boni (für innovative erneuerbare Wärme, für elektrische Wärmeerzeuger, Kohleersatzbonus und Südbonus),
  • die Verschärfung der Fördervoraussetzungen in Zeiten negativer Strompreise und
  • eine Begrenzung der jährlich geförderten Strommengen auf 3.500 Vollbenutzungsstunden (für Neuanlagen)

aus dem ersten Referentenwurf (RGC berichtete) wesentlich übernommen.

Mit der Begrenzung der KWK-Förderung auf 3.500 Vollbenutzungsstunden werden neue KWK-Anlagen künftig eine gestreckte Förderdauer haben, weil zwar die Gesamtzahl der förderfähigen Vollbenutzungsstunden bleiben, aber eine kalenderjährliche Begrenzung der geförderten Betriebszeit kommen soll. Die gute Nachricht für Bestandsanlagenbetreiber ist, dass alle KWK-Anlagen und Wärmenetze, die bis zum 31.12.2019 in Dauerbetrieb genommen wurden, von dieser Neuregelung ausgenommen werden. Sie bekommen eine neue Übergangsregelung (§ 35 Absatz 17 KWKG-Entwurf), mit einer Fortgeltung der bisherigen Regelungen. 

Auch die heutigen Übergangsregelungen für KWK-Anlagen, die eine Anwendung des bis 31.12.2016 geltenden KWKG ermöglichen, sollen nicht verändert werden. § 35 KWKG mit den darin enthaltenen Fortgeltungen der alten Regelungen für Zuschlagszahlungen, Ausnahmen von Direktvermarktungspflichten und Förderung bei Eigenverbrauch bleibt erhalten.

Die Bundesregierung plant ein Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens bis zur Jahresmitte. Wir werden das Gesetzgebungsverfahren weiterhin für Sie beobachten und hier über Neuigkeiten informieren.