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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.

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.

BNetzA plant Kostenerleichterung für Gasnetzbetreiber bei der Konvertierung von H- zu L-Gas

Die Versorgungslücke bei L-Gas erfordert die Konvertierung von H-Gas zu L-Gas durch Beimischung von Stickstoff. Ob und welchem Umfang die hierbei anfallenden Kosten für die Netzbetreiber genehmigungsfähig sind, ist Gegenstand einer angelaufenen Konsultation zur Festlegung „KOKOS“.

Derzeit gibt es in Deutschland (noch) zwei unterschiedliche Gasqualitäten, die über jeweils eigene, nicht miteinander verbundene Leitungssysteme transportiert werden: H-Gas und L-Gas. Da die L-Gas-Kapazitäten aufgrund des Produktionsrückgangs in Deutschland und in den Niederlanden zurückgehen, wurde die Umstellung der Gasqualität L-Gas auf H-Gas bereits vor Jahren beschlossen und geplant. Diese sog. Marktraumumstellung hat bereits begonnen (RGC berichtete).

Sofern ein Kunde an das L-Gassystem angeschlossen ist, kann er grundsätzlich nicht einfach mit H-Gas beliefert werden, bevor nicht seine Verbrauchsgeräte und Anlagen entsprechend technisch umgerüstet wurden. Um die Versorgung der L-Gaskunden bis zu dieser Umrüstung zumindest zu einem gewissen Teil sicherzustellen, kann H-Gas durch Beimischung von Stickstoff auf L-Gasqualität konvertiert werden.

Nun gehen die L-Gas-Kapazitäten jedoch schneller und stärker zurück, als geplant. Bis zur Umstellung sämtlicher Netze auf H-Gas wird daher die Konvertierung von H- nach L-Gas nicht nur weiterhin erforderlich sein, sondern wohl auch in einem größeren Umfang. Wird der nötige Stickstoff vor Ort durch eine Zerlegung von Luft hergestellt, ist Energie erforderlich. Die Höhe dieser Energiekosten unterliegt starken Schwankungen und diese Kosten konnten bisher von den Netzbetreibern nur eingeschränkt im Rahmen der Entgeltregulierung geltend gemacht werden. Anders gesagt, waren diese Kosten nicht vollständig in den Netzentgelten enthalten.

Die zuständige Beschlusskammer der BNetzA hat nun die Konsultation eines Festlegungsentwurfs mit dem Titel „KOKOS“ gestartet, der die Anerkennung der durch diese Maßnahmen entstehenden Kosten im Rahmen der Netzentgeltregulierung zum Inhalt hat. Betroffene Wirtschaftskreise und Verbraucher können noch bis zum 26. August 2020 zu dem Festlegungsentwurf Stellung nehmen. Weitere Informationen finden Sie hier.

(Vorerst) keine Ausnahmegenehmigung für Nord Stream 2

BNetzA verweist Nord Stream 2-Betreibergesellschaft wegen der Freistellung von Regulierungspflichten auf den Rechtsweg Die parallel zur Gasfernleitung Nord Stream 1 verlaufenden Gasfernleitung Nord Stream 2 dient zur Durchleitung von Gas zwischen Russland und Deutschland. Während Nord Stream 1 schon seit längerer Zeit in Betrieb ist, befand sich Nord Stream 2 seit Januar 2017 bis zuletzt noch im Errichtungsstadium.

Insoweit als problematisch erwies sich für die Errichter der Nord Stream 2 die Änderung und Umsetzung europäischer Vorgaben aus der geänderten Gasrichtlinie (2009/73/EG). Denn 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. Seither treffen 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, Pflichten zur Entflechtung der Fernleitungsnetze sowie zur Schaffung eines Systems für den nichtdiskriminierenden Zugang Dritter zum Fernleitungs- und Verteilernetz. In Deutschland werden diese Vorgaben insbesondere durch den neu in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingefügten § 28b EnWG umgesetzt. Dieser sieht unter bestimmten Voraussetzungen aber auch eine Freistellung für Gasfernleitungen zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern vor, die bereits vor dem 23. Mai 2019 fertiggestellt wurden.

Die Nord Stream 2-Betreibergesellschaft wollte genau diese Ausnahme für sich nutzen, nachdem sie mit einer Klage vor dem Gericht der Europäischen Union (EuG) gegen die generelle Änderung der Gasrichtlinie bereits gescheitert war (RGC berichtete). Sie beantragte daher eine Freistellung bei der BNetzA. Im Rahmen der Bearbeitung dieser Anfrage stand die Frage im Zentrum, ob die Nord Stream 2 am 23. Mai 2019 bereits fertiggestellt oder eben noch nicht fertiggestellt war.

Die Nord Stream 2-Betreibergesellschaft vertrat insoweit – in ihrem Interesse – ein wirtschaftlich funktionales Verständnis und knüpfte für die Frage des Zeitpunktes der Fertigstellung an die zeitlich weit vor dem 23. Mai 2019 liegende Investitionsentscheidung an. Die BNetzA lehnte diese Auffassung und damit im Ergebnis auch den Antrag auf Freistellung ab, da die Nord Stream 2 nach ihrer Bewertung zum 23. Mai 2019 noch nicht komplett verlegt war. Die zuständige Beschlusskammer der BNetzA verstand den Begriff der Fertigstellung hierbei „baulich-technisch“. Die Einzelheiten des Beschlusses (BK7-20-004) können Sie hier einsehen.

Der erste Punkt geht damit an die BNetzA. Der Nord Stream 2-Betreibergesellschaft steht aber gegen die Entscheidung der Rechtsweg offen. Insoweit kann wohl davon ausgegangen werden, dass in dieser Angelegenheit das letzte Wort noch nicht gesprochen ist.

In diesem Zusammenhang interessant liest sich eine kürzlich veröffentlichte Antwort der Bundesregierung (Drucksache 19/20199) auf eine Kleine Anfrage, in welcher die Bundesregierung auf die Frage „Wie viel Prozent des Abschnitts der Pipeline Nord Stream 2, der durch deutsche Hoheitsgewässer verläuft, wurden nach Kenntnis der Bundesregierung bis zum 23. Mai 2019 fertiggestellt […]“ wie folgt antwortet: „Nach Kenntnis der Bundesregierung waren bis zum 23. Mai 2019 100 Prozent der Pipeline Nord Stream 2 in den deutschen Hoheitsgewässern verlegt.“

BEHG-Ausführungsverordnungen in der Verbändeanhörung

Mit der Berichterstattungsverordnung 2022 und der Brennstoffemissionshandelsverordnung liegen nun die zwei ersten BEHG-Ausführungsverordnungen im Entwurfsstadium vor.

Das Bundesumweltministerium hat am 07.07.2020 zwei Referentenentwürfe zur Durchführung des BEHG auf seiner Internetseite zur Konsultation gestellt. Es handelt sich um die Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV) und die Berichterstattungsverordnung 2022 (BeV 2022).

Die BEHV enthält die Regelungen zum Verkauf der Emissionszertifikate im nationalen Emissionshandel und dem nationalen Emissionshandelsregister. Hierüber werden wir nochmal im Detail gesondert berichten.

Die BEV 2022 legt erstmals genauere Vorgaben für die Überwachung, Ermittlung und Berichterstattung von Brennstoffemissionen in den Jahren 2021 und 2022 fest. Hierzu die ersten Details:

  • Die Verordnung enthält die Erleichterung, dass für die Jahre 2021 und 2022 kein Überwachungsplan einzureichen ist. Stattdessen gibt die BEV 2022 selbst vor, wie die Emissionen zu ermitteln sind. Dies soll ausschließlich über die in der Verordnung festgelegten Standardemissionsfaktoren geschehen. So wird zum Beispiel Erdgas ein Standardemissionsfaktor von 0,056 t CO2 pro Gigajoule zugewiesen.
  • Die Emissionsberichte müssen in den Jahren 2021 und 2022 noch nicht von einem Auditor verifiziert werden.
  • Für die rechnerische Ermittlung der Brennstoffmengen werden ausschließlich die Energiesteueranmeldungen zugrunde gelegt, um Doppelarbeit zu vermeiden.
  • Für den Bioenergieanteil kann bei Vorliegen entsprechender Nachhaltigkeitsnachweise bis zu einer bestimmten Obergrenze der Emissionsfaktor Null angesetzt werden.
  • Es gibt Regelungen zur Vermeidung von Doppelerfassungen, die durch das Aufsetzen auf dem Energiesteuerrecht entstehen können, etwa wenn ein in Verkehr gebrachter Brennstoff wieder in das Steuerlager aufgenommen wird.
  • Die Regelungen zur Vermeidung von Doppelbelastungen bei ETS-Anlagen werden konkretisiert, allerdings unzureichend, da bisher nur Direktlieferungen an ETS Anlagen berücksichtigt werden und auch keine Pflicht des Inverkehrbringers geregelt wird, diese Emissionen von vornherein abzuziehen.

Zu den Entwürfen können noch bis zum bis 11. August 2020, 18:00 Uhr, über die E-Mail-Adresse IKIII2@bmu.bund.de Stellungnahmen abgegeben werden.

Gericht erklärt Klausel in Stromliefervertrag für unwirksam

Das Recht, die Zahlung einer fehlerhaften Rechnung zu verweigern, darf durch den Energielieferanten nicht in seinen AGB eingeschränkt werden.

In den Allgemeinen Geschäftsbedingungen vieler Energielieferanten wird das Recht zur Zahlungsverweigerung bei fehlerhaften Rechnungen ausgeschlossen. Die Kunden müssen dann die Rechnung zunächst bezahlen und einen ggf. zu viel gezahlten Betrag in einem Folgeprozess vom Lieferanten zurückfordern. Nur dann, wenn die Fehlerhaftigkeit der Rechnung völlig offensichtlich ist, darf der Kunde seine Zahlung zunächst zurückbehalten und eine Klärung herbeiführen. Ein weiterer Ausnahmefall von der umfassenden Zahlungspflicht wird eingeräumt, wenn der abgerechnete Verbrauch ohne ersichtlichen Grund mehr als doppelt so hoch ist, wie der vergleichbare Verbrauch im vorherigen Abrechnungszeitraum; jedoch muss gleichzeitig eine Zählerprüfung durch den Kunden eingeleitet werden. Diese Regelung hat das Landgericht Düsseldorf im Verhältnis eines Stromlieferanten mit seinem Sondervertragskunden für unwirksam erklärt.

Die streitige Regelung stammt aus den Strom- und Gas-Grundversorgungsverordnungen. Mit diesen Rechtsverordnungen werden die Bedingungen festgeschrieben, zu denen Energieversorgungsunternehmen Haushaltskunden in Niederspannung beliefern müssen. In der Praxis verwenden aber die meisten Lieferanten Regelungen aus diesen Verordnungen in ihren Allgemeinen Geschäftsbedingungen, auch wenn es nicht um die Belieferung von Haushaltskunden, sondern um die Belieferung von Unternehmen geht. Dies hat seinen Grund darin, dass viele der in den Grundversorgungsverordnungen enthaltenen Regelungen günstig für den Lieferanten sind. Da die Belieferung einer Vielzahl von Haushaltskunden ein Massengeschäft ist, wollte der Verordnungsgeber den Lieferanten vor unvertretbar hohem Aufwand bei der Begründung und Abwicklung von Vertragsverhältnissen schützen. Sonst könnte z. B. der (unberechtigte) Einwand eines Kunden gegen die Stromrechnung zu massiven Verzögerungen bei der Realisierung von Preisforderungen führen, obwohl der Strom bereits geleistet wurde.

Im Verhältnis zu Sonderkunden (z. B. gewerbliche Stromverbraucher) wurde es in der Vergangenheit ebenfalls für zulässig gehalten, Klauseln der Grundversorgungsverordnung vertraglich zu vereinbaren. Eine rechtliche Überprüfung war für Kunden fast nicht möglich. Im Jahr 2013 entschied jedoch der Bundesgerichtshof, dass eine Vertragsklausel in einem Sonderkundenvertrag an den Vorgaben des AGB-Rechts zu messen sein müsse, auch wenn die Klausel aus der Grundversorgungsverordnung stammt.

Das LG Düsseldorf hat in einem jetzt veröffentlichten Urteil vom 13. November 2019 (Az.: 12 O 14/19) daher die Pflicht, Rechnungen trotz Einwänden zunächst bezahlen zu müssen, einer Prüfung nach AGB-Recht unterworfen und entschieden, dass diese Pflicht eine unangemessene Benachteiligung des Kunden darstellt. Die Erwägung, die im Haushaltskundenbereich den Schutz der Lieferanten begründet, sei nicht auf den Bereich der Sonderkundenbelieferung übertragbar. Eine solche Regelung führe dazu, dass eine Rechnung faktisch eine Forderung begründe. Dem sei jedoch nicht so. Eine Rechnung könne zwar Fälligkeitsvoraussetzung für eine Zahlungsforderung sein. Sie könne jedoch nicht die Forderung selbst begründen. Daher müsse der Sondervertragskunde stets die Möglichkeit haben, Einwände gegen eine Rechnung zu erheben und die Zahlung bis zur Klärung zurückzustellen.

Diese Sichtweise des LG Düsseldorf ist erfreulich. Als Kunde können Sie daher eine Zahlung an den Strom- oder Gaslieferanten vorläufig verweigern, wenn Sie einen begründeten Einwand gegen die Rechnung bzw. deren Höhe haben, selbst wenn in einer allgemeinen Geschäftsbedingung ihres Lieferanten etwas anderes steht.

BNetzA legt Rabatte für unterbrechbare Kapazitäten im Gasnetz fest

Die finale Festlegung „Margit 2021“ der BNetzA ist nun veröffentlicht worden.

Die Gasnetzentgeltverordnung sieht auf Fernleitungsebene abweichende Netzentgelte für bestimmte Kapazitätsprodukte vor. Bereits im Dezember 2019 hatte die BNetzA das Festlegungsverfahren für die als „MARGIT 2021“ bezeichnete Festlegung eingeleitet, um neue Vorgaben für die besonderen Netzentgelte festzulegen. Am 27. Mai 2020 hat die BNetzA nun den Inhalt der Festlegung beschlossen.

Die Festlegung (Az.: BK9-19/612) enthält Vorgaben für die Entgeltbildung im Gasbereich, die dort auf Fernleitungsebene anwendbar sind. Es geht u. a. um die relevanten Multiplikatoren für die Umrechnung von Jahres-Kapazitätsprodukten in Quartals-, Monats- oder Tagesprodukte bzw. untertägige Produkte sowie um die Preisabschläge für unterbrechbare Kapazitätsprodukte. Im Grundsatz geht die BNetzA davon aus, dass bei unterbrechbaren Produkten ein Abschlag von 10 % angemessen ist, es sei denn die Unterbrechungswahrscheinlichkeit ist überdurchschnittlich hoch.  

Die Vorgaben sind ab 1. Januar 2021 anwendbar und betreffen somit die Entgeltbildung für das Kalenderjahr 2021. Die BNetzA behält sich allerdings weitere Anpassungen und Änderungen vor.

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.

Zeitplan für die Marktraumumstellung von L-Gas auf H-Gas

Einige Netzbetreiber setzen die Umstellung Corona-bedingt vorübergehend aus Seit dem Jahr 2015 läuft in Deutschland die sogenannte Marktraumumstellung. Hierbei werden Gasnetz und Gasverbrauchsgeräte auf die Kompatibilität mit einer neuen Gasbeschaffenheit umgestellt. Nachdem weite Teile Deutschlands bisher mit niederkalorischem Gas (L-Gas) aus deutschen und niederländischen Vorkommen versorgt wurden, geht die Förderung aus diesen Quellen zurück. Nach derzeitigem Kenntnisstand soll ab dem 1. Oktober 2029 kein L-Gas mehr fließen. Die Umstellung erfolgt auf hochkalorisches Gas (H-Gas). Dieses stammt überwiegend aus Norwegen, Russland und Großbritannien.

In einer Pressemitteilung haben Bundesnetzagentur und Bundeswirtschaftsministerium sich dahingehend geäußert, dass das vorläufige Absehen weiterer Anpassungsarbeiten aus Sicht des Bundes verständlich sei. Die gesetzliche Verantwortung für die Marktraumumstellung liege aber bei den Netzbetreibern. Sie entscheiden, ob eine Verschiebung der Umstellmaßnahmen angezeigt ist. Da die Umstellung der Verbrauchsgeräte durch Monteure bei den Haushalts-, Gewerbe- oder Industriekunden vor Ort durchgeführt werden muss, können Corona-bedingt Verzögerungen auftreten. Zwar wird die Situation von den Netzbetreibern abhängig von der jeweiligen Region in Deutschland unterschiedlich eingeschätzt. Teilweise halten sie es noch für möglich und vertretbar, neue Anpassungen einzuleiten. Es gibt aber auch Gegenden, in denen die Anpassungsarbeiten aufgrund der Einschränkungen des täglichen Lebens jedenfalls derzeit nicht möglich sind. In diesen Gegenden haben Netzbetreiber angekündigt von weiteren Maßnahmen und Vorort-Terminen vorerst absehen zu wollen.

In jedem Fall müsse laut Bundesnetzagentur und Bundeswirtschaftsministerium aber sichergestellt werden, dass einmal begonnene Umstellungen geordnet zu Ende gebracht werden, um eine sichere Versorgung der Endkunden mit Gas zu jeder Zeit zu gewährleisten. Zu der Pressemitteilung von BNetzA und BMWi gelangen Sie hier.

Zeitplan für die Zusammenlegung der Gasmarktgebiete steht

BNetzA veröffentlicht die Meilensteine des Zusammenlegungsprozesses

In Deutschland gibt es zwei Gas-Marktgebiete: NetConnect Germany und Gaspool. Während im Strombereich ein Handel und eine Lieferung über alle Netze deutschlandweit unproblematisch abgewickelt werden, sind diese Möglichkeiten im Gasbereich nur eingeschränkt verfügbar. Die unbeschränkte Nutzung der Netze, bei der eingespeistes Gas zu einem einheitlichen Preis an jeden beliebigen Entnahmepunkt desselben Marktgebietes geliefert werden und zwischen Marktteilnehmern über einen sog. virtuellen Handelspunkt gehandelt werden kann, war nur innerhalb des jeweiligen Marktgebietes gegeben. Marktgebietsübergangskapazitäten ebenso wie die Grenzübergangskapazitäten zu Nachbarländern sind knapp und haben den Handel zwischen den Marktgebieten beeinträchtigt, was teilweise zu unterschiedlichen Preisen für Erdgas führte.

Aus diesem Grund wurde bereits im Jahr 2017 die GasNZV geändert und die Zusammenlegung der beiden deutschen Marktgebiete angeordnet (RGC berichtete).

Nach der Planung der betroffenen Netzbetreiber sollen zum Beginn des Gaswirtschaftsjahres 2021/2022 die jetzigen Marktgebiete ein gemeinsames Marktgebiet unter dem Namen „Trading Hub Europe“ bilden. Den Prozess der Zusammenlegung begleitet eng die BNetzA. Diese hat nun auch die Meilensteine und den Zeitplan auf ihrer Internetseite veröffentlicht. Auch die beiden Marktgebietsverantwortlichen haben Informationen über die Zusammenlegung und Antworten auf die wichtigsten auf einer Website veröffentlicht.