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Der neue Trading Hub Europe – Ein deutschlandweites Gasmarktgebiet

Seit dem 1. Oktober dieses Jahres gibt es in Deutschland ein einheitliches Marktgebiet für Gas. Ein neuer Abschnitt in der Geschichte der Gaswirtschaft in Deutschland beginnt und bringt einige Veränderungen.

Auf Grundlage der Novellierung der Gasnetzzugangsverordnung im Jahr 2017 wurde an der Bildung eines einheitlichen Marktgebietes in Deutschland gearbeitet (RGC berichtete). Mit der Zusammenlegung der bisherigen Marktgebietsverantwortlichen GASPOOL Balancing Services GmbH (GASPOOL) und NetConnect Germany GmbH & Co. KG (NCG) wurde nun der finale Schritt getan.

Seit dem 1. Juni 2021 sind die beiden Unternehmen bereits gesellschaftlich in der GASPOOL aufgegangen und in Trading Hub Europe GmbH (THE) umbenannt worden. Die THE betreibt nun seit dem 1. Oktober 2021 das gesamte Marktgebiet.

Für die Marktteilnehmer erhofft man sich dadurch insbesondere Vorteile im Hinblick auf einen vereinfachten Netzzugang und vereinfachte Prozesse. Diese sollen beispielsweise dadurch gewährleistet werden, dass sich Kunden-, Daten- und VHP-Portale an den Marktpartner orientieren werden.

Da es nur noch einen Marktgebietsverantwortlichen gibt, werden Abstimmungsprozesse vereinfacht und Bilanzkreisverantwortliche müssen zukünftig nur noch einen Bilanzkreisvertrag abschließen. Zudem sollen einheitliche deutschlandweite Preise, zum Beispiel für Entgelte und Umlagen, realisiert werden. Ein Abschluss neuer Bilanzverträge ist nicht notwendig, da bestehende Vertragsbeziehungen auf die THE übergegangen sind. Dennoch können sich Änderungen in den Verträgen, insbesondere im Hinblick auf Bezüge zu den Marktgebieten und den Bilanzkreisen ergeben.

Der THE wirbt mit einer möglichen Preissenkung durch das einheitliche Marktgebiet. Kritische Stimmen halten jedoch auch einen weiteren Preisanstieg für möglich. Es bleibt abzuwarten, wie sich die Preissituation tatsächlich entwickelt.

Als Folge der Änderung fordern immer mehr Gaslieferanten die Unterzeichnung von Vertragsnachträgen durch ihre Kunden. Diese Vertragsnachträge sollten Sie jedoch keinesfalls voreilig unterzeichnen. Vergewissern Sie sich zunächst, dass Sie vollumfänglich mit allen Inhalten des Nachtrags einverstanden sind. Selbstverständlich unterstützen wir Sie gern bei der Prüfung solcher Vertragsnachträge.

Dritte Klimaklage der Deutschen Umwelthilfe eingereicht

Die Deutsche Umwelthilfe hat gegen den deutschen Öl- und Gaskonzern Wintershall Dea Klage eingereicht

In der vergangenen Woche reichten die Geschäftsführenden der Deutschen Umwelthilfe eine Klimaklage gegen den Energie-Riesen Wintershall Dea ein. Wintershall Dea entstand 2018 aus einem Zusammenschluss der Mineralöl- bzw. Erdgas-Sparten von BASF und RWE. Es ist einer der größten unabhängigen Öl- und Gaskonzerne Europas und somit jährlich für etwa 80 Millionen Tonnen CO2 verantwortlich. 

Wintershall Dea ist zudem finanziell an der Ostsee-Pipeline Nord Stream 2, dem größten fossilen Projekt Europas, beteiligt. Die Deutsche Umwelthilfe forderte das Unternehmen auf, sich aus diesem Geschäft zurückzuziehen. Zudem forderte die Deutsche Umwelthilfe das Unternehmen dazu auf, sich zur Einhaltung eines Paris-kompatiblen CO2-Budgets zu verpflichten und spätestens ab 2026 keine neue Erdöl- bzw. Erdgas-Förderung mehr zu beginnen. Wintershall Dea reagierte auf die konkreten Forderungen mit ablehnender Haltung. Der Konzern plant sogar noch eine Ausweitung der Erdgas- und Erdölproduktionen. 

Zuvor gab es zwei von der Deutschen Umwelthilfe angestrebte Verfahren, die auf dem Klimaurteil des Bundesverfassungsgerichts basieren (RGC berichtete). Eins der Verfahren ist gegen BMW und das andere gegen Mercedes-Benz gerichtet. Der Prozess gegen Wintershall Dea ist somit der dritte von der Deutschen Umwelthilfe angestrebte Prozess gegen ein deutsches Unternehmen auf Basis des Klimaurteils des Bundesverfassungsgerichts. 

Einem der Geschäftsführer der Deutschen Umwelthilfe zufolge sei die Klage gegen Wintershall Dea dringend nötig. Denn Wintershall Dea feuere die Klimakrise weiter an. Es sei überfällig, dass sich Konzerne mit solch schmutzigen Geschäftsmodellen der Realität und der Klimakrise stellen. Die Grundrechte von jungen Menschen und künftigen Generationen müssen geschützt werden. Hierfür seien verbindliche Reduktionspfade, mit denen die Klimaziele von Paris eingehalten werden können, erforderlich. 

Autor: Michelle Hoyer (RGC)

Deutschlandweites Marktgebiet Gas gestartet

Trading Hub Europe löst die beiden bisherigen Marktgebiete NetConnect Germany und Gaspool ab.

Bereits im Jahr 2017 wurde durch eine Änderung der Gasnetzzugangsverordnung angeordnet, dass die bestehenden Marktgebiete zusammenzulegen sind. Beim Start der Regulierung im Gasbereich im Jahr 2006 gab es ca. 40 Gas-Marktgebiete in Deutschland. Diese Anzahl wurde durch rechtliche und regulatorische Vorgaben immer weiter reduziert. Seit 2011 gab es noch zwei große Marktgebiete: Gaspool und NetConnect Germany. 

Nun ist das neue einheitliche Marktgebiet mit dem Namen „Trading Hub Europe“ (kurz: THE) am 1. Oktober 2021 an den Start gegangen. Das Hochdruckleitungssystem von THE verfügt über eine Gesamtlänge von rund 40.000 km und verbindet mehr als 700 nachgelagerte Netze. Damit werden der Markteintritt und der deutschlandweite Handel mit dem Energieträger Gas vereinfacht: Endverbraucher sind für alle Lieferanten direkt erreichbar, bislang getrennte Netze sind zukünftig bilanziell in einer einzigen Entry- und Exit-Zone verbunden.

Mit dem operativen Start des neuen Marktgebietes waren Änderungen verbunden, die teilweise auch die Mitwirkung der Transportkunden und Bilanzkreisverantwortlichen erforderlich machte, z.B. für Datenmeldeprozesse. Die Bilanzkreisbezeichnungen der alten Bilanzkreise wurden zum Starttermin auf die neue Nomenklatur von Trading Hub Europe migriert. Der Start des einheitlichen Marktgebietes ist nach Angaben von THE ohne Schwierigkeiten verlaufen; die überwiegende Anzahl der Kunden und nachgelagerter Netzbetreiber hatte im Vorfeld die notwendigen Maßnahmen ergriffen. 

Da die Zusammenlegung zu einer erheblichen Reduktion der (technischen) festen, frei zuordbaren Einspeisekapazität führen könnte, hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) am 25. März 2020 eine Festlegung beschlossen, mit der ein Überbuchungs- und Rückkaufsystem zur Realisierung des Angebots zusätzlicher Kapazitäten im deutschlandweiten Marktgebiet vorgegeben wird (BK7-19/037 – „KAP+“). In bestimmten Situationen kann THE sog. marktbasierte Instrumente (MBI) einsetzen, wie das VIP-Wheeling, die Drittnetznutzung oder ein Spread Produkt. Falls diese Produkte nicht ausreichen, können gebuchte Kapazitäten zurückgekauft werden.

Weitere Informationen finden Sie hier

BNetzA veröffentlicht neuen Leitfaden zur Ermittlung von Sondernetzentgelten nach § 20 Abs. 2 GasNEV

Die Bundesnetzagentur hat den Leitfaden zur Ermittlung von Sondernetzentgelten nach § 20 Abs. 2 GasNEV überarbeitet; Neuerungen bringen Vorteile für Industriekunden

In Fällen, in denen ein Letztverbraucher eine eigene Gasanschlussleitung an ein anderes Netz errichten könnte, um so in den Genuss eines geringeren Netzentgelts zu kommen, besteht gemäß § 20 Abs. 2 Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) die Möglichkeit zur Reduzierung des Netzentgelts. Mangels verbindlicher rechtlicher Vorgaben für die konkrete Kalkulation des Sondernetzentgelts hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Leitfaden veröffentlicht, in dem sie die anwendbaren Grundsätze der Ermittlung des Netzentgelts dargestellt hat.

Die Neufassung des Leitfadens zur Ermittlung von Sondernetzentgelten gilt ab April 2021 und bringt nicht nur inhaltlich einige Neuerungen, sondern ist auch strukturell neu aufgebaut. Insbesondere die neue Darstellung der Vorgaben zur Kalkulation des Sondernetzentgelts bringt eine neue Übersichtlichkeit. Zudem wird in Umsetzung zwischenzeitlicher Rechtsprechung klargestellt, dass ein in In-Sich-Geschäft unzulässig ist. Es wird ausdrücklich klargestellt, dass Petent und gewährender Verteilernetzbetreiber zwei unterschiedliche Rechtssubjekte sein müssen.

Weiterhin gilt, dass für die Gewährung eines Sondernetzentgelts ein Direktleitungsbau durch den Petenten tatsächlich drohen muss. Um dies nachweisen zu können, muss neben einer Erklärung des Letztverbrauchers, dem Verteilernetzbetreiber diese Erklärung anhand von vorzulegenden Unterlagen glaubhaft gemacht werden. Dazu listet der neue Leitfaden Mindestanforderungen der beizubringenden Unterlagen auf, darunter unter anderem eine Investitionsrechnung, eine Verpflichtung zur Zahlung des Sondernetzentgelts und eine Netzkarte mit Trassenverlauf. Klargestellt wird außerdem, dass der Verteilnetzbetreiber nur auf Antrag des Letztverbrauchers tätig werden muss (anders als z.B. im Strombereich beim singulären Netzentgelt).

Hervorzuheben ist die Berechnung des Sondernetzentgelts, die in dem neuen Leitfaden geändert und umstrukturiert wurde. Hinsichtlich der Kapitalkosten werden konkrete Parameter für die Berechnung festgelegt. Eine aus Industrie-/Gewerbekundensicht erfreuliche Änderung gab es beim Parameter der Annuität: die Abschreibungsdauer darf nun maximal 15 Jahre betragen. Der vorherige Leitfaden sah hier lediglich vier Jahre vor, was für viele Unternehmen bedeutete, dass sich kein Sondernetzentgelt rechtfertigen ließ.

Eine weitere wesentliche Änderung betrifft die Gültigkeitsdauer des Sondernetzentgelts. War das Entgelt zuvor für fünf Jahre gültig, so muss das Sondernetzentgelt nun jährlich neu kalkuliert werden. Somit ändert sich das Sondernetzentgelt während der gesamten Laufzeit regelmäßig. Begründet wird dies damit, dass sich die vorgelagerten Netzkosten, die im Rahmen der Investitionsrechnung herangezogen werden, jährlich ändern (können) und das Sondernetzentgelt im Hinblick auf die betroffenen Interessen angepasst werden muss. In diesem Zusammenhang stellt die BNetzA nun klar, dass die grundsätzliche Verpflichtung zur Zahlung über die gesamte gewählte Nutzungsdauer auch dann nicht erlischt, wenn eine Neuberechnung des Sondernetzentgelts unvorteilhaft gegenüber dem regulären Entgelt ist.

Neu ist auch, dass die BNetzA im Leitfaden eine konkrete Vorgabe dazu macht, wie der Verteilnetzbetreiber die gewährten Sondernetzentgelte veröffentlichen muss. Hierzu ist u.a. vorgesehen, dass der jeweilige Kunde mit Firma und Anschrift und Höhe des Entgelts genannt wird.

Letztverbraucher, für die sich in der Vergangenheit ein Sondernetzentgelt wegen der kurzen Abschreibungsdauer nicht begründen ließ, sollten dieses erneut kalkulieren. Durch die neue Abschreibungsdauer von bis zu 15 Jahren könnte sich das Sondernetzentgelt nach § 20 Abs. 2 GasNEV nun rechnen.

Zur Vermeidung einer Doppelbelastung nach BEHG und TEHG bedarf es einer Verwendungsabsichtserklärung

Betreiber von TEHG-Anlagen müssen handeln!

Das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) verpflichtet Inverkehrbringer von fossilen Brennstoffen zum Erwerb und zur Abgabe vom Emissionszertifikaten. Hiervon ausgenommen sind jedoch die Brennstoffmengen, die in Anlagen eingesetzt werden, die bereits nach dem europäischen Emissionsscheinhandel (EU-ETS) gemäß TEHG belastet sind. Eine Doppelbelastung gemäß BEHG und TEHG ist auszuschließen (RGC berichtete). Diese Doppelbelastung soll gemäß § 7 Abs. 5 BEHG „möglichst vorab“ vermieden werden. Eine Verpflichtung zur Vermeidung im Vorfeld besteht laut der Verordnung über die Emissionsberichterstattung nach dem BEHG für die Jahre 2021 und 2022 (BeV 2022) jedoch nicht.

Möchte der TEHG-Anlagenbetreiber eine Doppelbelastung vorab vermeiden, muss er eine Verwendungsabsichtserklärung abgeben. Diese ist an den Inverkehrbringer der (fossilen) Brennstoffe, grds. also an seinen Brennstofflieferanten, zu richten. Ziel der Erklärung ist es, dem Inverkehrbringer bereits vor dem Zeitpunkt der Lieferung offenzulegen, welche Liefermenge in den TEHG-Anlagen verbraucht wird. Der Inverkehrbringer kann dieser Menge dann sogleich ohne CO2-Kosten aus dem BEHG an den TEHG-Anlagenbetreiber liefern.

Dem Leitfaden zum Anwendungsbereich sowie zur Überwachung und Berichterstattung von CO2-Emmissionen – Nationales Emissionshandelssystem 2021 und 2022 – der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt), ist zu entnehmen, dass eine Verwendungsabsichtserkärung eine notwendige Erklärung für den gemäß § 11 und Anhang 3 der EBeV 2022 festgelegten Ansatz zur Vermeidung der Doppelbelastung darstellt. Der Leitfaden enthält aber keine Vorlage dieser privatrechtlichen Absichtserklärung. Die Ausgestaltung der Verwendungsabsichtserkärung obliegt somit den beteiligten Unternehmen. Wir haben eine solche Vorlage formuliert, die wir Ihnen gern zu einem Pauschalpreis zur Verfügung stellen.

Positive Resonanz von Lieferanten auf die RGC-Zusatzvereinbarungen zur Weitergabe der CO2-Kosten

Unternehmen sollten die Ergänzung ihrer Energielieferungsverträge verhandeln.

Seit Beginn diesen Jahres ist mit Inkrafttreten des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) in Deutschland der nationale CO2-Handel auf Brennstoffe eingeführt worden. Dieser besteht nun neben dem bereits etablierten europäischen Emissionshandel und hält nicht nur Pflichten und Fristen für Inverkehrbringer bereit, sondern geht auch Hand in Hand mit einer mittelbaren Kostenlast für Unternehmen, die diese Brennstoffe verbrauchen.

Diese mittelbare Belastung entsteht dadurch, dass die Energielieferanten Zertifikatskosten, die ihnen für die an den Kunden gelieferte Erdgasmenge entstehen, an den Kunden weiterberechnen. Vielerseits bestehen jedoch Zweifel an der Rechtmäßigkeit des BEHG, es werden vor allem verfassungsrechtliche Bedenken geäußert. So könnten zu Unrecht CO2-Beträge gezahlt werden und Rückforderungsansprüche der Unternehmen entstehen (RGC berichtete). Um sich gegen diese unsichere Rechtslage abzusichern, empfehlen wir unseren Mandanten, ihren Lieferanten eine Zusatzvereinbarung zu dem bestehenden Energieliefervertrag vorzulegen, wenn diese nicht bereits selbst eine umfängliche und ausgewogene Regelung vertraglich normiert haben. Selbstverständlich unterstützen wir unsere Mandanten dabei und stellen auf den konkreten Fall zugeschnittene Zusatzvereinbarungen zur Verfügung.

Mit Freude konnten wir nun bereits mehrfach feststellen, dass die von RGC gestalteten Zusatzvereinbarungen auf positive Resonanz bei den Lieferanten stoßen und (nahezu) unverändert als Nachtrag zum Liefervertrag unterzeichnet wurden. Selbst in den Fällen, in denen eine ablehnende Haltung des Lieferanten vorlag, konnten wir unseren Mandanten mit einer Rechtmäßigkeitsvorbehaltserklärung weiterhelfen.

Natürlich stehen wir auch Ihnen für eine individuelle Beratung zur Verfügung! Bei Interesse melden Sie sich gern bei Rechtsanwalt Prof. Dr. Kai Gent (gent@ritter-gent.de), Rechtsanwältin Lena Ziska (ziska@ritter-gent.de) oder Rechtsanwältin Michelle Hoyer (hoyer@ritter-gent.de).

NEP Gas 2020 – 2030: BNetzA verlangt Änderungen und äußert sich zur Umstellung von Erdgasleitungen für den Wasserstofftransport

Die Bundesnetzagentur hat kürzlich ein Änderungsverlangen für den Netzentwicklungsplan Gas 2020 – 2030 an die Gasnetzbetreiber gerichtet. Dabei geht es u.a. auch um den Ausbau von Wasserstoffinfrastruktur.

Nachdem die Gasnetzbetreiber ihr Konsultationsergebnis zum Netzentwicklungsplan Gas 2020 – 2030 („NEP Gas“) veröffentlicht haben, hat die BNetzA Ende März ein Änderungsverlangen an die Gasnetzbetreiber gerichtet (Details dazu finden Sie hier).

Indem sie 175 Maßnahmen mit einem Investitionsvolumen von rund 7,83 Mrd. € absegnet, bestätigt sie den ganz überwiegenden Teil der vorgeschlagenen Maßnahmen der Gasnetzbetreiber. Die bestätigten Maßnahmen umfassen insgesamt einen Leitungsausbau von 1.620 km und einen Verdichterausbau in Summe von 405 MW. Bei diesen Maßnahmen geht es unter anderem um geplante LNG-Anlagen, erforderliche Ausbaumaßnahmen für grüne Gase (Grüngasvariante), die Versorgung in Baden-Württemberg und die Versorgungssicherheit in den Niederlanden, der Schweiz und Italien.

Ein Diskussionspunkt war hingegen der Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur. Zwar begrüßt die BNetzA, dass Wasserstoffprojekte im Rahmen der Netzentwicklungsplanung erstmalig betrachtet und ermittelt wurden. Bestätigt hat sie dabei jedoch nur 10 Projekte, die der Vorbereitung einer Wasserstoffinfrastruktur dienen und unmittelbar das Gasnetz berühren. Konkret soll dabei ermöglicht werden, dass 24 Gasleitungen bzw. Anlagen aus dem Erdgasnetz herausgenommen werden dürfen, um diese im zweiten Schritt für die Durchleitung von Wasserstoff zu nutzen.

Andere Vorhaben, die dem unmittelbaren Ausbau von Wasserstoffinfrastruktur dienen, hat die BNetzA im NEP Gas hingegen nicht berücksichtigt. Denn sie ist der Auffassung, dass diese Projekte kein unmittelbarer Bestandteil des NEP Gas sein können, weil der Ausbau von Wasserstoffinfrastruktur nicht in den Anwendungsbereich von § 15a EnWG fällt.  

Die Pressemitteilung der BNetzA zu ihrem Änderungsverlangen zum NEP Gas 2020 – 2030 finden Sie hier.

Erste Klage gegen das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) in Vorbereitung

Ein Unternehmen der Energiebranche klagt gegen den nationalen Emissionshandel, da es das BEHG für verfassungswidrig hält.

Das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) regelt den zu Jahresbeginn gestarteten nationalen Emissionshandel. Die Verfassungsmäßigkeit des BEHG wurde schon vor der Einführung des nationalen Emissionshandels vielfach angezweifelt. Die konkrete Ausgestaltung des nationalen Emissionshandels könnte insbesondere im Widerspruch zu finanzverfassungsrechtlichen Vorgaben des Grundgesetzes stehen. Erste Gutachten sind bereits zu dem Schluss gekommen, dass das BEHG verfassungswidrig ist – zumindest in seiner Einführungsphase von 2021-2026. Hierüber hatten wir bereits hier und hier berichtet.

In zeitlicher Hinsicht richtet sich nun auch die Klage auf den Zeitraum, in dem die Emissionszertifikate zu gesetzlich festgelegten Preisen verkauft würden, also von 2021 bis 2025 sowie in der Übergangsphase 2026.

Der Hintergrund: Bis 2026 handele es sich bei der CO2-Bepreisung aus finanzrechtlicher Sicht um eine Steuer. Für die Einführung einer solchen Steuer habe der Bund allerdings keine Gesetzgebungskompetenz. Die CO2-Bepreisung erfülle die Voraussetzungen einer Steuer, da die Zertifikate zunächst in beliebiger Menge erworben werden könnten und es keinen Bezug zu einer staatlichen Gegenleistung gebe. Die Zertifikate seien lediglich ein Zahlungsbeleg. Sollte die CO2-Bepreisung dennoch als nicht-steuerliche Abgabe betrachtet werden, genügte eine solche jedenfalls nicht den unter anderem vom Bundesverfassungsgericht (BVerfG) formulierten Maßstäben.

Im Ergebnis scheint es aufgrund der schon von Anfang an bestehenden verfassungsrechtlichen Bedenken an dem BEHG, nicht unwahrscheinlich, dass das BVerfG, wie schon bei der Kernbrennstoffsteuer, die Nichtigkeit des BEHG mit ex tunc Wirkung, d. h. von Anfang an, erklären könnte. Das hätte zur Folge, dass die bis dahin geleisteten Mittel rückabgewickelt werden müssten.

Wir empfehlen Ihnen daher eine Kostenweitergabeklausel, in Ihre Lieferverträge aufzunehmen, die die Rückforderung von CO2-Kosten sichert. Zumindest sollten entsprechende BEHG-Zahlungen nur unter Vorbehalt getätigt werden.

Weitere Informationen über eine Kostenweitergabeklausel und eine Vorbehaltserklärung finden Sie in unserem BEHG-Video-Tutorial sowie in unserer News vom 23.09.2020.

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.