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VEA-Preisindex vom 26.10.2020

Uneinheitliches Bild aus dem Großhandel: Strompreise fallen, Gas wird teurer

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

Preistrend
Die Preissignale aus dem Großhandel sind unterschiedlich. Während die Strompreise in den vergangenen
14 Tagen deutlich gesunken sind, ist beim Gas – insbesondere beim Bezug im Kalenderjahr 2021 – eine gegenläufige Preisentwicklung zu erkennen. Auf dem Strommarkt haben die Sorgen vor der weiteren wirtschaftlichen Entwicklung unter Berücksichtigung der stark gestiegenen Corona-Fallzahlen in ganz Europa deutliche Spuren hinterlassen. Der Optimismus aus dem Sommer auf eine schnelle wirtschaftliche Erholung ist verflogen und die Sorgen vor einem weiteren Lockdown haben dramatisch zugenommen. „Das Thema wird uns erhalten bleiben“, so ein Marktteilnehmer. Deutlich fester zeigt sich der Gasmarkt: Dieser scheint von den Corona-Fallzahlen unbeeindruckt. Fragt man die Händler, so verweisen diese auf die Preisentwicklung in Asien. Dort erholt sich die Wirtschaft wieder. So wird Gas im ersten Quartal 2021 in Korea bei 18,50 €/MWh gehandelt, während in Deutschland „nur“ 15,60 €/MWh zu zahlen sind. Dieser Preisspread führt zwangsläufig dazu, dass die LNG-Produzenten ihr Gas lieber in Asien vermarkten.

Ausschreibungen bringen massive Einsparungen
Viele Unternehmen brauchen noch neue Strom- und Gaslieferverträge für das kommende Kalenderjahr. Nach wie vor erlaubt das aktuelle Preisniveau vielen Unternehmen, bei einem Neuabschluss für die Jahre 2021 und/oder 2022 deutlich Einsparungen zu erzielen. Dies gilt sowohl für den Strom- als insbesondere auch für den Gasmarkt. Daher empfehlen wir allen unseren Kunden folgendes Vorgehen:

  • Alle Kunden mögen sich über das aktuelle Marktpreisniveau informieren. Dazu können VEA-Mitglieder die tagesaktuelle Preisindikation im Extranet nutzen. Diese ist nur ein Anhaltswert: Es gibt immer wieder Angebote, die auch unterhalb der Preisindikation liegen.
  • Setzten Sie sich direkt mit Ihrem VEA-Berater in Verbindung und lassen diesen die aktuellen Bezugskonditionen für Sie kostenfrei prüfen.
  • Wir bieten allen Kunden an, im Rahmen einer Ausschreibung günstige Wettbewerbsangebote einzuholen. Die Einsparungen bei Neuabschlüssen sind signifikant.
  • Nehmen Sie ohne Rücksprache mit Ihrem eV-Berater kein neues Lieferangebot an. Im Rahmen der VEA-Mitgliedschaft prüfen wir nicht nur den wirtschaftlichen Inhalt, sondern schauen uns auch die vertraglichen Regelungen z. B. zu den Mengenflexibilitäten oder den Mitwirkungspflichten des Kunden an.

In diesem Zusammenhang verweisen wir auch gern auf die Erfahrungen der Franziska Schervier Altenhilfe gGmbH: Seit mehreren Jahren führt der VEA bundesweite Ausschreibungen durch und konnte dabei massive Einsparungen erzielen. In Energiefragen fühlt sich der Alleingeschäftsführer Dr. Klaus Herzberg professionell und gut betreut und schätzt vor allem die langjährige, direkte und unkomplizierte Zusammenarbeit mit seinem VEA-Berater. Er ist froh, den VEA an seiner Seite zu wissen, denn „seit dieser Zeit haben wir die Energiekosten nach unserer Einschätzung durch die regelmäßigen Ausschreibungen im Griff.“ Das Best Practice finden Sie am Ende des Newsletters.

Strompreisentwicklung
Aktuell wird das Baseprodukt 2021 bei ca. 39,90 €/MWh und das Peakprodukt 2020 bei 48,20 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet für beide Produkte einen deutlichen Preisrückgang in den letzten zwei Wochen. Das Base 2021 ist um 1,70 €/MWh und das Peak 2021 ist um 1,90 €/MWh gefallen. Base 2022 kostet derzeit 43,00 €/MWh und Base 2023 liegt bei 44,60 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen sowohl das Base 2022 als auch das Base 2023 um 1,90 €/MWh verbilligt.

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2021 liegt im Großhandel aktuell bei rund 14,90 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 0,80 €/MWh gestiegen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2021 bei rund 18,30 €/MWh gehandelt, also 3,40 €/MWh teurer als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2022 rund 14,80 €/MWh (Preisrückgang um rund 0,10 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2023 rund 15,10 €/MWh (0,30 €/MWh günstiger 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.

#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

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.

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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.

#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. 

VEA-Preisindex vom 14.09.2020

Hohe Volatilität bei den Strom- und Gaspreisen

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

Preistrend
Nachdem die Strom- und Gaspreise in der zweiten Augusthälfte stark gestiegen sind, setzte im September eine Gegenbewegung ein. Aktuell sind die Großhandelspreise deutlich niedriger als Anfang des Monats.Ursächlich für das Auf und Ab der letzten Wochen ist die große Verunsicherung der Marktteilnehmer in Bezug auf die weitere wirtschaftliche Entwicklung. Die Angst vor einem weiteren Lock-Down aufgrund wieder steigender Coronafallzahlen hält nicht nur die Aktien-, sondern auch die Energiemärkte in Atem. So ist der Ölpreis im September regelrecht eingebrochen.
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. 41,20 €/MWh und das Peakprodukt 2020 bei 49,90 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet für beide Produkte einen deutlichen Preisrückgang in den letzten zwei Wochen. Das Base
2021 ist um 1,40 €/MWh und das Peak 2021 ist um 1,50 €/MWh gefallen. Base 2022 kostet derzeit 44,40 €/MWh und Base 2023 liegt bei 46,20 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das
Base 2022 um 1,50 €/MWh und das Base 2023 um 1,60 €/MWh verbilligt.

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2021 liegt im Großhandel aktuell bei rund 13,40 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 1,00 €/MWh gefallen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das
Base 2021 bei rund 19,30 €/MWh gehandelt, also 5,90 €/MWh teurer als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2022 rund 14,60 €/MWh (Preisrückgang um rund 1,00 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2023 rund 15,20 €/MWh (0,80 €/MWh billiger im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen). 

VEA Newsletter vom 14.09.2020
Die
Preisentwicklungen für Öl, Kohle und CO2-Zertifakte finden Sie mit
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ÜNBs erhalten die Befugnis, den Strommarkt komplett auszusetzen

BNetzA genehmigt Notfalleingriffe nach dem Systemschutzplan der ÜNBs

Die Betreiber von Übertragungsnetzen (ÜNB) haben im Rahmen ihrer gesetzlichen Pflichten für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb in ihren Regelzonen zu sorgen. Sie sind außerdem für die Koordination und Kooperation innerhalb des europäischen Verbundnetzes zuständig und müssen Gefährdungen und Störungen der Systemsicherheit durch geeignete Maßnahmen verhindern. Insbesondere besteht gemäß der Verordnung (EU) 2017/2196 zur Festlegung eines Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes die Pflicht, einen sog. Systemschutzplan zu erarbeiten.
Dieser Plan sieht u.a. vor, dass bestimmte Marktaktivitäten von den ÜNB zur Gewährleistung der Systemsicherheit herangezogen werden. Dabei kann es – als letztes Mittel – auch zu einer vollständigen Marktaussetzung kommen. Dies gilt, wenn ein kritischer Netzzustand besteht, der Maßnahmen zur Marktaussetzung erforderlich macht, um einen Blackout-Zustand des Netzes noch zu verhindern. Die Aussetzung sämtlicher Marktaktivitäten ist allerdings die letzte Möglichkeit, nach Eintreten des Blackout-Zustands, den Netzwiederaufbau und eine ordnungsgemäße Wiederaufnahme von Marktaktivitäten zu gewährleisten. Bei der Aussetzung   sämtlicher Marktaktivitäten speisen u.a. die Kraftwerke nicht nach Marktnachfrage ein, sondern befolgen die Vorgabe der ÜNB.
Die ÜNBs dürfen den Handel auch dann vollständig aussetzen, wenn es z.B. für mehr als 30 Minuten zu einer Frequenzabweichung von 0,8 Hz kommt oder wenn die notwendigen Kommunikationsmittel zur Weiterführung des Marktes länger als eine halbe Stunde ausfallen.
Der Plan enthält auch Vorgaben zur entsprechenden Kommunikation mit und Information der betroffenen Marktakteure sowie Bestimmungen für die sachgerechte Abrechnung zwischen den Beteiligten.
Die ÜNB hatten den Systemschutzplan aufgestellt und im Markt konsultiert. Nach einigen Anpassungen wurde der Plan nun von der BNetzA am 4. August 2020 genehmigt (Az.: BK6-18-289).

BNetzA eröffnet Bußgeldverfahren nach REMIT-Verordnung

Ermittlungen laufen gegen drei Marktteilnehmer

Die BNetzA ist die zuständige Behörde in Deutschland für den Vollzug der REMIT-Verordnung. Die Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (kurz: REMIT) hat das Ziel, die Transparenz und Stabilität der europäischen Energiemärkte zu erhöhen, wobei insbesondere der Insiderhandel und die Marktmanipulation bekämpft werden.

Nun hat die BNetzA offiziell Bußgeldverfahren gegen drei Unternehmen eröffnet, die im Verdacht stehen, falsche oder irreführende Signale hinsichtlich des Angebots von Strom gesendet und damit den Preis beeinflusst zu haben. Dafür hat die BNetzA über Einhundertmillionen Handels- und Bilanzkreisdaten aus drei Tagen im Juni 2019 ausgewertet.

Die Bußgeldverfahren nach der REMIT-Verordnung beruhen auf Erkenntnissen, die die BNetzA im Rahmen von weiteren Aufsichtsverfahren gewonnen hat, die parallel zu den REMIT-Verfahren laufen. Gegenstand dieser Aufsichtsverfahren sind Verstöße gegen die Pflicht zur ausgeglichenen Bewirtschaftung von Bilanzkreisen. Im Juni 2019 kam es an drei Tagen zu massiven Ungleichgewichten im deutschen Stromnetz. Die Übertragungsnetzbetreiber mussten an diesen Tagen ihre vollständige Regelenergie über längere Zeiträume einsetzen und weitere Maßnahmen ergreifen, um das System stabil zu halten.

In Folge dieser massiven Beeinträchtigungen hatte die BNetzA nicht nur die v.g. Aufsichts- und Bußgeldverfahren eröffnet. Es wurden u.a. auch die Regelungen zur Bilanzkreistreue angepasst (RGC berichtete).

Weitere Informationen finden Sie hier.

VEA-Preisindex vom 31.08.2020

Kräftiger Anstieg bei den Strom- und Gaspreisen

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

Preistrend
In den vergangenen 14 Tagen sind die Preise im Großhandel deutlich nach oben gegangen. Niedrige Verfügbarkeit im französischen Kernkraftwerkspark, schwache Erdgasflüsse aus Norwegen und Russland aufgrund von Wartungsarbeiten gepaart mit steigenden CO2-Zertifikatspreisen und anziehenden Kohlepreisen führten zu einem signifikanten Anstieg im deutschen Großhandel. Sowohl die Strom- als auch die Gaspreise für das jeweilige Frontjahr sind in den letzten zwei Wochen um knapp 10 % gestiegen.

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. 42,60 €/MWh und das Peakprodukt 2020 bei 51,40 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet für beide Produkte einen signifikanten Preisanstieg in den letzten zwei Wochen von 3,80 €/MWh. Base 2022 kostet derzeit 45,90 €/MWh und Base 2023 liegt bei 47,80 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das Base 2022 um 3,20 €/MWh und das Base 2023 um 2,80 €/MWh verteuert.

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2021 liegt im Großhandel aktuell bei rund 14,40 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 1,20 €/MWh gestiegen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2021 bei rund 18,10 €/MWh gehandelt, also 3,70 €/MWh teurer als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2022 rund 15,60 €/MWh (Preisanstieg um rund 0,90 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2023 rund 16,00 €/MWh (0,40 €/MWh teurer im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen).  

VEA Newsletter vom 31.08.2020
Die Preisentwicklungen für Öl, Kohle und CO2-Zertifakte 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.

#RGCfragtnach – Dr. Markus Kahles von der Stiftung Umweltenergierecht zu den Chancen von „Grünem Industriestrom“

In diesem #RGCfragtnach schauen wir gemeinsam mit Dr. Markus Kahles von der Stiftung Umweltenergierecht über den Tellerrand auf das Thema „Grüner Industriestrom“. Anlass ist das aktuelle Diskussionspapier der Stiftung „Das Doppelvermarktungsverbot zwischen Verbraucherschutz und Grünstrombedarf der Industrie – Neue Rechtslage und Reformoptionen“.

Lietz: Guten Tag Herr Dr. Kahles, vielen Dank, dass Sie sich Zeit für ein Interview nehmen! Aktuell überdenken viele unserer Mandanten aus Industrie und Mittelstand ihre Energieversorgungskonzepte. Mit dem kommenden nationalen CO2-Preisen, dem Corona-Virus und der aktuellen Diskussion um den Fortbestand vieler Strompreise und Privilegien ist diese Diskussion von etlichen Unsicherheiten geprägt. Was ist „Grüner Industriestrom“ und warum sollten sich Industrieunternehmen damit beschäftigen? 

Kahles: Viele Unternehmen haben mittlerweile ein Interesse daran, nicht nur den normalen Graustrom aus der Steckdose zur Herstellung ihrer Produkte oder Dienstleistungen zu nutzen, sondern Strom aus erneuerbaren Energien. Das kann unterschiedliche Gründe haben, z.B. die Erfüllung der Erwartung von Kunden hinsichtlich der Klimafreundlichkeit des Produkts oder die Erfüllung unternehmenseigener Klimaziele im Wege von Berichts- und Rechenschaftspflichten. Gleichzeitig beobachten wir, dass auch Regionen in Deutschland mit großer EE-Stromproduktion oder großen Potenzialen ein Interesse daran haben, daraus einen Vorteil als Industriestandort zu generieren. Das prominenteste Beispiel aus der letzten Zeit ist wohl die Ansiedlung des Tesla-Werks in Brandenburg.  

Lietz: Welche Probleme stellen sich denn bei einer regionalen Grünstromversorgung für die Unternehmen? 

Kahles: Trotz der steigenden Nachfrage aus der Industrie und dem Potenzial als regionaler Standortfaktor ist es tatsächlich überhaupt nicht so einfach, „echten“ regionalen Grünstrom in großen Mengen zu bekommen. Denn durch das sog. Doppelvermarktungsverbot können die Strommengen aus erneuerbaren Energien, die über das EEG gefördert werden, nicht frei als Grünstrom vermarktet werden, sondern sind gewissermaßen gesetzlich gesperrt. Behelfen können sich Unternehmen dann oftmals mit EU-weit handelbaren Herkunftsnachweisen für Strom aus erneuerbaren Energien, der im Ausland z.B. aus bereits bestehenden Wasserkraftanlagen produziert wurde. Das sagt aber nichts über den tatsächlichen Strombezug des jeweiligen Unternehmens aus, der beispielsweise auch aus Kohlekraftwerken stammen kann. Das löst dann wiederum, teilweise zu Recht, den Vorwurf des „Greenwashings“ aus, da man sich mit Grünstrom schmückt, aber nicht oder nur äußerst mittelbar zur Energiewende hierzulande beiträgt.

Dr. Markus Kahles von der Stiftung Umweltenergierecht

Lietz: Was genau ist denn dieses Doppelvermarktungsverbot?

Kahles: Es ist letztlich ein gesetzliches Verbot, Strom aus erneuerbaren Energien, der durch das EEG gefördert wird, als Grünstrom an Stromverbraucher zu verkaufen. Dahinter steckt eigentlich ein sehr sinnvoller Gedanke, der bei der Einführung des Doppelvermarktungsverbots im Jahr 2004 auch Eingang in die Gesetzesbegründung gefunden hat. Nämlich die Zahler der EEG-Umlage, also letztlich uns als Stromverbraucher, davor zu bewahren, zweimal für die Erzeugung derselben Strommenge zu zahlen: einmal durch die EEG-Umlage und nochmal über einen Grünstromtarif oder letztlich über grüne Produkte oder Dienstleistungen, die mit EEG-gefördertem Strom hergestellt oder angeboten werden. 

Lietz: Warum sehen Sie gerade jetzt einen geeigneten Zeitpunkt, zu dem die Politik über eine Neustrukturierung der Vorschriften nachdenken sollte? 

Kahles: Weil der eben skizzierte Gedanke des Verbraucherschutzes durch das Doppelvermarktungsverbot nicht mehr vollständig trägt. Ab dem nächsten Jahr wird die EEG-Förderung zumindest teilweise auch durch Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt finanziert. Für 2021 sind das immerhin 10, 8 Milliarden Euro. Die Stromverbraucher werden dadurch entlastet und schultern damit nicht mehr den gesamten Finanzierungsaufwand des EEG. Aus unserer Sicht steht damit, in dem Maße wie die Stromverbraucher entlastet werden, auch der ursprüngliche Gesetzeszweck des Doppelvermarktungsverbots in Frage. In unserem Papier zeigen wir daher die grundsätzlichen Wege auf, die der Gesetzgeber – auch vor europarechtlichem Hintergrund – beschreiten kann, um das Doppelvermarktungsverbot mit Maß an die neuen Gegebenheiten anzupassen. Anders als im Jahr 2004 bietet sich dann jetzt auch die Chance, die ernsthafte Grünstromnachfrage der Industrie und die regionale Standortkomponente in die Überlegungen mit einzubeziehen. 

Lietz: Das klingt sehr schlüssig und wäre sicher ein sinnvoller Anstoß für mehr „Grünen Industriestrom“. Wir werden die weiteren Entwicklungen gespannt verfolgen! Herzlichen Dank für das Interview!

BVerfG: Windenergie-auf-See-Gesetz ist teilweise verfassungswidrig

Beschluss vom 30. Juni 2020, Az. 1 BvR 1679/17, 1 BvR 2190/17 Das Bundesverfassungsgerichts (BVerfG) hat entschieden, dass das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) teilweise verfassungswidrig ist, da es keinerlei Ausgleich für Planungs- und Untersuchungskosten von Vorhabenträgern vorsieht, deren nach früherem Recht begonnene Projekte infolge des Inkrafttretens des WindSeeG beendet wurden. Ein Ausgleich ist dann erforderlich, wenn die Unterlagen und Untersuchungsergebnisse für die nach neuem Recht vom Staat durchzuführenden „Voruntersuchungen“ weiter verwertet werden können.

Relevanz: Das Urteil ist für Unternehmen von Interesse, welche die Zulassung von Offshore-Windparks nach der vor Inkrafttreten des Windenergie-auf-See-Gesetzes geltenden Seeanlagenverordnung beantragt haben.

Hintergrund: Mehrere Unternehmen hatten in den Jahren 2008 nach der damals geltenden Seeanlagenverordnung die Zulassung von Offshore-Windparks in der völkerrechtlich durch das Seerechtsübereinkommen vorgeprägten ausschließlichen Wirtschaftszone in der Nordsee beantragt. Einem der Unternehmen wurde sogar eine Genehmigung nach der Seeanlagenverordnung erteilt. Die Unternehmen hatten auf Grundlage der Seeanlagenverordnung auf eigene Kosten Planungen und Untersuchungen durchgeführt (Basisaufnahme der Umwelt des Vorhabengebiets, Baugrundvoruntersuchung, Gutachten zur Umweltverträglichkeitsprüfung). Die Aufwendungen beliefen sich jeweils auf mehrere Millionen Euro. Keiner der beiden Projekte ist jedoch in Betrieb gegangen und es wurden keine Baumaßnahmen durchgeführt.

Zum 01.01.2017 wurde durch das WindSeeG die Anlagenzulassung in der ausschließlichen Wirtschaftszone grundlegend neu geregelt. Bis zum Inkrafttreten des WindSeeG erfolgte die Zulassung von Offshore-Windparks ohne förmliche planerische Grundlage und ohne systematische Koordination mit der Errichtung der Netzanbindung. Nach Inkrafttreten des WindSeeG hat eine staatliche Voruntersuchung von nunmehr in einem staatlichen Flächenentwicklungsplan festgelegten Flächen zu erfolgen. Mit Inkrafttreten des WindSeeG wurden laufende Planfeststellungsverfahren beendet, so dass die bereits erteilte Genehmigung des einen Unternehmens keine Wirkung mehr hatte. Die gesetzlich vorgesehenen Übergangsregelungen fanden auf die Projekte der Unternehmen keine Anwendung.

Mit einer Verfassungsbeschwerde wollten die Unternehmen daher die Verfassungswidrigkeit der Vorschriften des WindSeeG feststellen lassen. Das BVerfG hat festgestellt, dass das WindSeeG verfassungswidrig ist, soweit es keinerlei Ausgleich für Planungs- und Untersuchungskosten von Projektträgern vorsieht, deren nach altem Recht begonnene Projekte infolge des Inkrafttretens des Gesetzes beendet wurden. Nach Auffassung des BVerfG müsse den Unternehmen ein finanzieller Ausgleich für die notwendigen Kosten ihrer Planungen und Untersuchungen gewährt werden, sofern diese für die nunmehr staatliche Voruntersuchung der Flächen nach den Bestimmungen des WindSeeG weiter verwertet werden können. Die Weiterverwertbarkeit liegt dann vor, wenn für die betroffenen Flächen bis zum 31.12.2030 ein Zuschlag für die Errichtung eines Offshore-Windparks erfolgt. Hierzu muss der Gesetzgeber bis spätestens zum 30.06.2021 eine gesetzliche Grundlage schaffen.

Weitere ungerechtfertigte Verfassungsverstöße, insbesondere gegen das Eigentumsrecht, das Recht auf freie Berufsausübung oder den allgemeinen Gleichheitssatz sind nach Auffassung des BVerfG nicht gegeben.

Abschließend hat das BVerfG festgestellt, dass der festgestellte Verfassungsverstoß nicht zur Nichtigkeit des WindSeeG führt. Das WindSeeG gilt daher bis zu der geforderten Neuregelung weiter fort.